Анализ режимов напряжения и электрических нагрузок в электрических сетях и реконструкция подстанции Лоев 110 кВ в связи с износом электрооборудования

Раздел 5.DOC

5 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ИЗОЛЯТОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДТАНЦИИ ЛОЕВ
Основное оборудование подстанций и аппараты соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры.
Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому
дейстивию токов к.з.
Выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой массой связанной с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий.
Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
1.1 Выбор сборных шин на стороне 110 кВ
Максимальный ток нагрузки
Smax= Sнн+Sнс = (139+117) + 26 = 515 МВА
Предварительно выбираем трубчатую алюминиевую шину 7480 (D=80 d=74) Iдоп=1770 А.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются.
Проверка на динамическую стойкость:
sресч sдоп; 4425 823 Мпа.
Шина проходит по динамической стойкости.
Окончательно выбираем трубчатую алюминиевую шину 7480 (D=80 d=74) Iдоп=1770 А.
1.2 Выбор жесткие токопроводов на стороне 110 кВ.
Токоведущие части от присоединений к сборным шинам до выводов к трансформаторам выполняются жесткими токопроводами.
Выбираем токопроводы в цепи ИП данной РП.
Мощность поступающая на РП равна:
Smax= Sнн+Sнс = (139+116) = 399 МВА
Тогда рабочий ток равен:
По [1] определяем экономическую плотность тока (при этом принимаем величину времени максимальных нагрузок равной ТМАХ=5000час):
Определяем расчетное сечение:
В установках 110 кВ проводники проверяют на корону: минимальное сечение - 1 АС-12019
Проверяем на ток аварийного режима (отключение одного трансформатора):
Iдоп=380 А > Iав=2703 А
По таблице 7.35 [1] выбираем жесткий токопровод: 1 АС-12019 с Iдоп = 380 А.
1.3 Выбор сборных шин на стороне 35 кВ
Шины проверяются: - по допустимому току из условий нагрева;
- на термическую стойкость при воздействии
- на динамическую стойкость при к.з.
Предварительно выбираем трубчатую алюминиевую шину 1316 (D=16 d=13) Iдоп=295 А.
sрасч sдоп; 00003 823 Мпа.
Шина проходит по динамической стойкости и по резонансной частоте.
Принимаем трубчатую алюминиевую шину 1316 (D=16 d=13) Iдоп=295 А.
1.4 Выбор гибких токопроводов на стороне 35 кВ
Токоведущие части от присоединений к сборным шинам до выводов к трансформаторам выполняются проводами..
По [1] определяем экономическую плотность тока ( при этом принимаем величину времени максимальных потерь равной ТМАХ=5000час):
Предварительно принимаем АС-508 Iдоп=210 А
Iдоп=210 А> Iав=4206 А
По таблице 7.35 [1] принимаем провод типа: 1 АС-508 с Iдоп = 210 А.
1.5 Выбор сборных шин на стороне 10 кВ
Шины располагаем по вершинам прямоугольного треугольника. Расстояние между фазами 08 м и пролетом l=2 м.
Проверка по допустимому току ( Imax Iдоп ).
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 153 с Iдоп = 210 А.
Проверка на термическую стойкость при к.з. :
где Jк.доп - допустимая температура нагрева шины при к.з.( для алюминиевых
шин по табл.3-11[3] Jк.доп=200°C );
Jк - температура шины при нагреве током к.з. определяется в
зависимости от fk по рис.3-46[3] ;
где k=1.054×10-2мм4×°С(A2×с)×10--2 - коэффициент учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника по табл.3- 12[3];
Вк - тепловой импульс к.з. равен:
fн – величина характеризующая тепловое состояние проводника к началу к.з. определяется по рис.3-46[3] в зависимости от Jн;
где Jдоп.дл. - длительно допустимая температура проводника равная 70 °С;
Jо - температура окружающей среды принимаем 25 С;
Jо.ном. - номинальная температура окружающей среды равная
Iдоп. - длительно допустимый ток проводника;
Jк=75°С Jк.доп=200°С ;
Следовательно шины термически устойчивы.
- Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Проверка шин на электродинамическую стойкость осуществляется по формуле [3 стр.231]:
J - момент инерции поперечного сечения шины см при расположении шин
где b – толщина шины см;
q - поперечное сечение шины кв.см.
Т.к. f0 fдоп=30 Гц – шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
-Механический расчет шин.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
где sдоп – допустимое механическое напряжение в материале шин ( для
алюминиевых шин 823 МПа по табл.4-3[3] );
sрасч – расчетное напряжение в материале шин:
Wa – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной
действию силы см; при расположении шин ребром:
sрасч=3052 sдоп=823 МПа
Следовательно шина механически прочна.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины прямоугольного сечения 1208 с Iдоп = 2400 А.
1.6 Выбор гибких токопроводов на стороне 10 кВ.
Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 10 кВ
выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах обоймах.
Мощность протекающая по шинам равна:
Определяем расчетное (экономическое) сечение:
По таблице 7.35 [1] выбираем провод марки: 1АС-7011 c Iдоп=265 А и проверяем на ток аварийного режима (отключение одного трансформатора):
Iдоп=265 А > Iав=14722 А
Окончательно принимаем: 1 АС-7011.
- по напряжению установки Uуст Uном;
- по экономической плотности тока qэк = Iнормjэк;
-по допустимому току Imax Iдоп
где Iдоп - длительно допустимый ток с учетом поправок на число рядом
положенных в земле кабелей (К1) и температуру окружающей
среды(К2): Iдоп = К1К2Iдоп.табл.
2.1 Выбор кабелей питающих ТСН
Нагрузка ТСН: Sрасч= 734 кВА
Определение экономического сечения кабеля:
где Jэ – для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами по табл.4.1.[5];
Выбираем стандартное сечение для напряжения 10 кВ: Sст=16 мм2
Выбираем кабель: АСРГ-4x16 с Iдоп=95 А
Проверим с учетом прокладки в земле:
I’доп=95×1×105=9975 А
Ток аварийного режима: Imax=2×Iнорм=2×424=848 А
Т.е. по условию нагрева максимальным током проходит следовательно окончательно выбираем кабель марки: АСБ-4x16
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных несходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
по номинальному напряжению Uуст Uном;(5.16)
по допускаемой нагрузке Fрасч Fдоп(5.17)
где .Fрасч - сила действующая на изолятор;
Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора.
Fдоп = 06 Fразр(5.18)
где Fразр - разрушающая нагрузка на изгиб.
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила Н
где kп – поправочный коэффициент на высоту шины если она расположена «на ребро»:
где Низ – высота изолятора.
При расположении шин в вершинах треугольника
где Fи – изгибающая сила
Проходные изоляторы выбираются:
по напряжению Uуст Uном;
по номинальному току Ima
по допустимой нагрузке Fрасч Fдоп.
При этом расчетная сила для проходных изоляторов определяется по выражению Fрасч = 05fфl.
3.1 Выбор опорных изоляторов
Все изоляторы располагаем горизонтально.
На стороне 110 и принимаем опорные изоляторы т.к мы устанавливаем КТП.
Выбор опорных изоляторов на стороне 110 кВ.
Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ
Fрасч=45742 06 Fразр= 06×7500=4500 H.
Принимаем опорные стержневые изоляторы ОСК-10-110-А01-1 УХЛ1
Выбор опорных изоляторов на стороне 10 кВ.
Uуст = 10 кВ Uном = 10 кВ
Fрасч=4485 06 Fразр= 06×3750=2250 H.
Принимаем опорные стержневые изоляторы ОФ-10-375 У3
4 Выбор 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 работающих так как цепи высшего и низшего напряжения разделены а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.
4.1 Выбор трансформаторов тока
Таблица 4.1 Условия выбора трансформаторов тока
Расчетные параметры цепи
r2=rприб.+rконт.+rк.(5.21)
Сопротивление приборов где Sприб - мощность потребляемая приборами.
Трансформаторы тока на стороне 110 кВ. Расчет приведем в табличной форме.
Предлагается к установке трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1; I2ном=5А; I1ном=50А.
Номинальный ток трансформатора:
Ударный ток короткого замыкания:
Определяем вторичную нагрузку трансформатора тока упрощенно без учета ее комплексного характера:
Таблица 4.2 Распределение приборов учета по фазам.
Наименование прибора
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Датчик активной мощности
S2S=01+25+25+25+25+05+05=111В×А;
при этом расчетная вторичная нагрузка несколько завышена.
Эквивалентное сопротивление приборов:
rконт=01; Z2ном=12Ом; rпр.доп=12-044-01=066Ом.
Расчетное сечение проводов: .
Выбираем алюминиевый провод сечением qвыб=4мм2;
Вк=112852(10+005+002)=13626 кА2×С; iу=25536кА.
Таблица 4.3Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ.
Каталожные данные трансформатора тока
Принимаем к установке ТФЗМ 110Б-1; I2ном=5А; I1ном=50А.
На стороне 35 кВ выбор приведен только в табличной форме т.к. способ расчета аналогичен.
Таблица 4.4Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ.
Принимаем к установке ТФЗМ 35А-У1; I2ном=5А; I1ном=50А.
На стороне 10 кВ трансформаторы тока встроенные в ячейку КРУН.
4.2 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения характеризуются номинальными значениями первичного напряжения вторичного напряжения (обычно 100 В или 100) коэффициента трансформации К=U1номU2ном. В зависимости от погрешности различают следующие классы точности трансформаторов напряжения: 02; 05; 1:3.
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения - это мощность внешней вторичной цепи ; под номинальной вторичной нагрузкой S2ном понимают наибольшую нагрузку при которой погрешность не выходит за допустимые пределы установленные для трансформаторов данного класса точности.
Выбор трансформаторов напряжения в РУ 110 кВ.
Таблица 4.5 Расчет нагрузки трансформаторов напряжения 110 кВ
Наименование и тип приборов
Мощность одной катушки В×А
Эквивалентная мощность приборов:
Предварительно принимаем трансформатор НКФ-110-11- У1
S2.расч =838 ≤ S2.ном = 400 ВА
Сечение соединительных проводов принимается 25 мм2.
Расчетное значение тока фазы А –
Iа.расч=S2сч.Uном=838100173=0145 А;
Потеря напряжения в соединительных проводах фаз –
Допустимая потеря напряжения 05%.
Таблица 4.6 Условия выбора трансформатора напряжения 110 кВ
Каталожные данные трансформатора напряжения
Окончательно принимаем трансформатор НКФ-110-11-У1
В РУ 35 кВ выбор аналогичен за исключение установки дополнительного прибора – счетчика реактивной энергии мощностью 4 ВА. Трансформаторы напряжения на стороне 35 кВ встроены в трансформатор всегда.
Предварительно принимаем трансформатор ЗНОМП-35-У1
S2.расч =1168 ≤ S2.ном = 150 ВА
Iа.расч=S2сч.Uном=1168100173=0202А;
Таблица 4.7 Условия выбора трансформатора напряжения 35 кВ
Окончательно принимаем трансформатор ЗНОМП-35-У1
На стороне 10 кВ имеется 2 вольтметра 13 счетчиков активной и 12 реактивной энергии но только половина будет питаться от одного трансформатора напряжения.
Предварительно принимаем трансформатор 2ЗНОЛ-10
S2.расч =1168 ≤ S2.ном = 75 ВА
Iа.расч=S2сч.Uном=2467100=025А;
Таблица 4.8 Условия выбора трансформатора напряжения 10 кВ
Окончательно принимаем трансформатор 2ЗНОЛ-10
В данном пункте мы произвели выбор шин и токопроводов выбрали кабели питающие трансформаторы собственных нужд марки АСБ-4x16. Также были выбраны опорные изоляторы ОФ-10-375 У3 трансформаторы тока и напряжения ТФЗМ 110Б-1 ТФЗМ 35А-У1 и НКФ-110-11-У1 ЗНОМП-35-У1 а для КРУН трансформаторы типа 2ЗНОЛ-10 которые подключаются в две фазы и имеют литую изоляцию.

Раздел 3.doc

3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАМЕНЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ “ЛОЕВ”
1 ЗАМЕНА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей и является таким образом технико-экономической задачей.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке 5-го года эксплуатации подстанции считая с года ввода трансформатора.
Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40% мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 065 — 07 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех потребителей при аварийном выходе одного трансформатора. Это значение должно уточняться при наличии резервирования по сети вторичного напряжения особенно при выборе автотрансформаторов с СН 110 — 220 кВ питающих разветвленную сеть 110 — 220 кВ.
Применение однотрансформаторных подстанций допускается: в качестве первого этапа сооружения двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки (когда достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше чем через 3 года после ввода первого трансформатора). При этом на период работы одного трансформатора должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения;
При существующей шкале номинальных мощностей трансформаторов можно заметно снизить необходимую суммарную мощность на подстанции при увеличении количества трансформаторов свыше двух. Однако несмотря на это капитальные затраты и эксплуатационные расходы в целом по подстанции получаются как правило большими вследствие роста удельных затрат на 1 кВ×А с уменьшением единичной мощности трансформатора.
С учетом изложенного установка на подстанциях более двух трансформаторов (автотрансформаторов) применяется в следующих случаях:
- на подстанциях промышленных предприятий если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки (электропечи и т. ст.);
- если по технико-экономическим соображениям целесообразно использование на подстанции двух средних напряжений;
- если вариант групп из двух спаренных трехфазных автотрансформаторов имеет технико-экономические преимущества по сравнению с группами из однофазных автотрансформаторов.
В трех последних случаях два автотрансформатора как правило подключаются на стороне ВН под общий выключатель.
На всех подстанциях со средним напряжением 110 кВ и выше напряжение третьей обмотки автотрансформаторов принимается как правило равным 10 кВ. Обмотка служит для питания синхронных компенсаторов. В случае когда схемой сети на данной подстанции предусмотрена установка батарей конденсаторов напряжение третьей обмотки для их присоединения принимается равным 35 кВ. При наличии потребителей 35 10 или 6 кВ местного района должны предусматриваться двухобмоточные (106 или 1035 кВ) или трехобмоточные (35106 кВ) трансформаторы.
Трансформаторы (автотрансформаторы) принимаются со встроенным
регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Установка отдельных
последовательных регулировочных трансформаторов допускается только при отсутствии соответствующих трансформаторов (автотрансформаторов) с РПН (в частности при питании потребителей от третичных обмоток автотрансформаторов).
Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей а также наличия резервных
источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от
подстанции питаются потребители всех трех категорий то по условию
надежности требуется установка нескольких трансформаторов.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения согласно [10]:
где Sрасч - расчетная мощность трансформатора МВ×А;
Sнб – наибольшая протекаемая мощность по трансформаторам связи при наихудшем режиме (в нашем случае при отключении одного трансформатора) МВ×А;
Выбор силового трансформатора Т1:
Нагрузка подстанции на стороне 10 кВ Sннб = 139 МВА а на стороне 35 кВ Sснб = 26 МВА.
Расчетная мощность средней обмотки:
Округляем до ближайшего большего значения.
Выбираем трансформатор ТМТН-630011035;
Выбор силового трансформатора Т2:
Расчетную мощность Т2 определим по формуле (3.1) причем половина мощности приходится на трансформатор Т2 и равна Sннб = 116 МВА. В соответствии с ГОСТ 11677-65 масляные трансформаторы допускают длительную нагрузку превышающую на 5%.
Выбираем трансформатор ТМН-250035;
2 ВЫБОР КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Выбор выключателей 110 35 и 10 кВ
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
По напряжению электроустановки
где Uном Iном - паспортные(каталожные) параметры выключателя;
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
Ino Iдин iУ Imдин (3.4)
где Ino и iУ - расчетные значения периодической составляющей тока к.з. и
ударного тока в цепи для которой выбирается выключатель;
IдинImдин - действующее и амплитудное значение предельного и
сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключа теля).
На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:
где – значение импульса квадратичного тока гарантированное заводом
изготовителем определяется по формуле:
где IT – термический ток предельной стойкости;
tT – допустимое время действия термического тока предельной
IT и tT – справочные данные;
B – Расчетный импульс квадратичного тока к.з. определяется по формуле:
где tоткл – время отключения к.з.:
tоткл=tрз+tвык ; (3.8)
где tрз – время действия релейной защиты;
tвык - собственное время отключения выключателя(каталожное
Необходимо отметить что расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з..
Разъединители отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению Uном номинальному длительному току Iном а в режиме к.з. проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
Выбор выключателей ЗАН5 фирмы siemens выполним в табличной форме. Выбор выключателей на стороне низшего напряжения ПС представлен в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Выбор выключателей ЗАН5 на стороне 10 кВ.
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбран выключатель типа: 3АН5-10-131800 У3
По [11] принимаем выключатели 3АН5-10-131800 У3.
Выбор выключателей на стороне 35 кВ представлен в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Выбор выключателей на стороне 35 кВ.
Выбран выключатель типа: ВБС-35-25630 У3
Согласно [13] выбираем выключатель типа ВБС-35-25630 У3. Данный выключатель является вакуумным стационарным и устанавливается на открытом воздухе.
В последнее время короткозамыкатели и отделители не устанавливаются при реконструкции подстанции поэтому на стороне 110 кВ выбираем элегазовые выключатели. Выбор выключателей на стороне 110 кВ представлен в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Выбор выключателей на стороне 110 кВ..
Выбран выключатель типа: ВГТ-110-402500 У3
Согласно [13] выбираем выключатель типа ВГТ-110-402500 У3. Данный выключатель является элегазовым и устанавливается на открытом воздухе.
2.2Выбор разъединителей подстанции.
Произведем выбор разъединителей и выполним в табличной форме в виде таблицы 3.4 и таблицы 3.5.
Таблица 3.4 - Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.
По [11] выбираем разъединители типа РНД-110630 У3.
Таблица 3.5 - Выбор разъединителей на стороне 35 кВ.
По [11] выбираем разъединители типа РНД-35630 У3.
Для защиты от перенапряжений устанавливаем устройства ОПН.
3 ВЫБОР И ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПЛЕКТНОГО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА
Выбираем комплектное распределительное устройство КРУН БЕЛ-10.
КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии
переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 10 кВ для сетей с изолированной или компенсированной нейтралью для комплектования электрических подстанций наружной установки.Технические характеристики и параметры КРУН приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4. - Технические данные и характеристики КРУН
Наименование параметра
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения
Ток термической стойкости в
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей кА
Тип базового вакуумного выключателя
Степень защиты оболочек
Брызгозащищенное исполнение IP34
Наличие коридора управления
Габариты ячеек L*B*H мм
Масса ячейки (максимальная) кг
Вид климатического исполнения КРУ – У1 по ГОСТ 15150-69.
а) температура окружающего воздуха не выше +40 и не ниже -40 С
(эпизодически -40 С);
б) относительная влажность воздуха не более 80 % при температуре
окружающего воздуха 20 С;
в) высота установки над уровнем моря не более 1000 м;
г) окружающая среда - атмосфера типа 11 по ГОСТ 15150-69.
КРУ не предназначено для работы в среде подвергающейся загрязнению действию газов испарений и химических отложений вредных для изоляции а также в пожароопасных и взрывоопасных средах.
Общие сведения о конструкции.
КРУ представляет собой блок высоковольтных ячеек с коридором управления. Блок устанавливается на заглубленном фундаменте . Конструкция блока обеспечивает возможность стыковки блоков ячеек по сборным шинам. Заземление блока осуществляется путем приварки оснований ячеек к контуру заземления. Защита металлоконструкций КРУ от коррозии осуществляется лакокрасочными и гальваническими покрытиями. Блок КРУ – это смонтированный на жесткой раме металлический корпус служащий защитной оболочкой как высоковольтного оборудования так и КРУ в целом. Блок разделен на высоковольтную часть и коридор управления. Высоковольтная часть блока разделена вертикальными перегородками на ячейки. В ячейках размещается высоковольтное оборудование и шкафы управления с аппаратурой вспомогательных цепей. Компоновка ячеек и блока в целом предусматривает удобство осмотров ремонта и демонтажа основного оборудования во время эксплуатации КРУ без снятия напряжения со сборных шин и соседних присоединений.
В КРУ имеются блокировки допускающие:
- перемещение выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножах заземляющего разъединителя;
- включение вакуумного выключателя при нахождении выкатного
элемента между рабочим и контрольным положением;
- перемещение выкатного элемента из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном вакуумном выключателе.
Нормальная работа КРУ при отрицательных температурах и в условиях выпадения росы обеспечивается надежным уплотнением всех соединений элементов оболочки применением росоустойчивого оборудования а также применение устройств подогрева. Надежность электроснабжения обеспечивается релейной защитой. Эксплуатация КРУ не требует постоянного обслуживания.
Описание составных частей КРУ:
С целью уменьшения разрушающего воздействия избыточного давления газов при коротких замыканиях для сброса избыточного давления газов внутри ячеек КРУ предусмотрено следующее:
- крыша ячеек с воздушным вводомвыводом снабжена разгрузочным клапаном
- отсеки ввода и выкатного элемента имеют дифференциальный разгрузочный клапан
- в КРУ имеется быстродействующая дуговая защита выполненная на светочувствительных элементах установленных в высоковольтных отсеках.
Блокировка выкатного элемента выполняется как механической так и электромагнитной.
В отсеке выкатного элемента смонтированы: привод заземляющего разъединителя проходного изолятора с неподвижной частью разъединяющих контактов главных цепей. Выкатные элементы (ВЭ) представляют собой сварную конструкцию на которой установлено высоковольтное оборудование определяемое схемой соединения главных цепей и разъединяющие контакты.
В КРУ имеются два вида ВЭ:
- выкатной элемент с вакуумным выключателем;
- выкатной элемент с трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений в ячейке с трансформаторами напряжения. +
Шкафы управления предназначены для установки оборудования вспомогательных цепей (аппаратуры релейной защиты схем автоматики управления измерения и сигнализации). Состав и соединения аппаратуры вспомогательных цепей определяются соответствующими схемами в зависимости от назначения ячеек. Шкафы управления представляющие каркасную сварную конструкцию установлены над отсеком ВЭ. На двери шкафа установлены приборы сигнализации измерения и ручного управления. Остальная низковольтная аппаратура вспомогательных цепей смонтирована внутри шкафа на неподвижной панели. Для ввода контрольных кабелей в шкафы управления в основании коридора управления имеются отверстия.
Коридор управления КРУ выполнен сборным из отдельных элементов: рамы основания стоек ферм торцевых стенок с дверьми передних стенок крыши и продольных элементов. Коридор управления имеет общее освещение с использованием закрытых полугерметичных светильников. Выключатели освещения расположены у входа в КРУ на внутренней стороне торцевых стенок. На боковой стене коридора закреплены шкаф ввода питания и обогрева и шкаф защиты ТСН. Ввод кабелей и проводов осуществляется сверху. Шкаф ввода питания и обогрева обеспечивает питание цепей управления защиты сигнализации и освещения. Обогрев шкафов управления включается автоматически при температуре ниже 5 С.
4 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Наиболее ответственными потребителями с. н. подстанций являются оперативные цепи система связи телемеханики система охлаждения трансформаторов и CK аварийное освещение система пожаротушения электроприемники компрессорной.
Таблица 3.5. – Нагрузка собственных нужд подстанции.
Установленная мощность кВт
Количество приемников шт.
Электродвигатели обдува трансформаторов
шкафов релейной аппаратуры
Подогрев приводов разъединителей
Отопление и освещение помещения приезжего персонала
Нагрузка потребляемая оперативными цепями
Принимаем трансформатор 2xТСЗ-10010.
Рис. 8.1. Схема питания с. н. подстанции с оперативным переменным током
Выбор кабеля для питания ТСН.
При Тmax=6000 ч jэк=12 для алюминиевых кабелей с бумажной изоляцией
Предварительно выбираем сечение q=16 cм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле nз=15оС; Iдоп=75 А.
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды nокр=20о К1=096.
Поправочный коэффициент на количество параллельно проложенных кабелей К2=091.
Поправочный коэффициент на вид почвы (песок влажности более 9%) К3=105.
Термический импульс короткого замыкания
Минимальное термически стойкое сечение
Ближайшее большее сечение удовлетворяющее термической стойкости q=20 мм2.
Принимаем АБ-3х50 Iдоп=140 А
Выбор предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд.
Номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному напряжению установки
Условие выбора по току длительного режима
Условие выбора по отключающей способности:
При выборе номинального тока плавкой вставки предохранителя следует учитывать избирательность защиты пусковые токи двигателей а также броски намагничивающих токов трансформаторов.
Предварительно принимаем предохранитель типа ПК-10.
Uуст =10 кВ Uн=10 кВ
Imax.раб=16 А Iном=160(√3*10)=923 А
Iпо =39кА Iотк.ном=10 кА
Окончательно принимаем ПК-10 Iпл=16 А Iоткл=10 кА.
5 ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
5.1. Выбор наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ОПН Uнр
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН Uнр должно быть не ниже наибольшего рабочего напряжения сети Uн.раб.с или защищаемого оборудования Uн.р.о.
Повышения напряжения возникающие при оперативных переключениях или аварийных режимах учитываются в соответствии с условиями работы ОПН в квазиустановившихся режимах.
5.2 Выбор класса энергоемкости ОПН
Критерием оценки энергоемкости ОПН является его способность пропускать нормируемые импульсы тока коммутационного перенапряжения без потери рабочих качеств.
При установке ограничителя на шунтовых конденсаторных батареях или кабельных присоединениях энергия поглощаемая ОПН может быть рассчитана по выражению:
где: С - емкость батареи или кабеля Ф.
Поглощаемая энергия не должна превосходить допустимую энергоемкость ОПН Wдоп=Wуд·Uнр;
5.3. Выбор ОПН по условиям работы в квазиустановившихся режимах
Ограничитель проверяется на соответствие его временных допустимых повышений напряжений квазиустановившимся перенапряжениям при различных видах коммутаций с учетом времени действия релейной защиты линейной и противоаварийной автоматики.
Uпер.уст. - уровень квазистационарных перенапряжений (феррорезонансные перенапряжения резонансное смещение нейтрали);
Т - величина наибольшего допустимого рабочего напряжения в относительных единицах. Определяется исходя из времени существования временных перенапряжений по графику "напряжение - время".
5.4. Определение защитного уровня ограничителя при коммутационных перенапряжениях
Аком = (Uдоп - Uост) Uисп > (015-02)
где Uдоп - допустимый уровень внутренних перенапряжений;
Uост - остающееся напряжение на ОПН при коммутационном импульсе;
Uисп - значение грозового испытательного импульса;
5.5. Определение защитного уровня ограничителя при грозовых перенапряжениях
Агр = (Uдоп - Uост ) Uдоп > (02-025)
где Uост - остающееся напряжение на ОПН при номинальном разрядном токе;
(02-025) - координационный интервал.
По данным расчета токов короткого замыкания произведен выбор силовых трансформаторов ТМТН-630011035 и ТМН-250035 основного коммутационного оборудования подстанции требующего замены в связи с реконструкцией.
На стороне высокого напряжения Т1 выбраны элегазовые выключатели
типа ВГТ-110-402500 У3 разъединители типа РНД-110630У3. На стороне высокого напряжения Т2 выбраны вакуумные выключатели типа ВБС-35-25630 У3 разъединители типа РНД-35110У3. На стороне низкого напряжения выбраны вакуумные выключатели 3АН5-10-131800 У3. Для защиты от перенапряжений выбраны устройства ОПН а также комплектное распределительное устройство наружной установки 10 кВ подстанции серии КРУН БЕЛ-10.

Телемеханика.dwg

Возможность управления ОДС Речицы
Выключатель вводной 110 кВ
Телемеханика подстанции
ГГТУ им. П.О. Сухого
каф. "Электроснабжение
Маршрутизатор CLS CD 2620xM
G.SHDSL Модем ZYX 791R
Маршрутизатор CLS CD 2610xM
Комм. CALALISI 2950 Т
Маршрутизатор CLS CD 2650xM
Медиаконвертер IMC 8M 1310 SC
ПС-220кВ Светлогорск
Положение при котором выключатель включен
Положение при котором выключатель отключен
Возможность управления диспетчером Лоева
Ограниченое управление
Только контроль положения
Только если отключен выключатель либо Q20 ибо Q5
Секционный 10 кВ (только если отключен выключатель либо Q20 ибо Q5)
Выключатель в перемычке 110 кВ
Для присоединения линии 35 кВ Победитель
Для присоединения линии 35 кВ Карповка
Выключатель вводной 35 кВ
Выключатель вводной для 1-й секции шин 10 кВ
Выключатель вводной для 2-й секции шин 10 кВ
Находится в резерве (вытянут из ячейки)
Выключатель присоединения 10 кВ
Система телемеханики
и диспетчерское управление

РЗА2.dwg

первого комплекса защит "-
Разводка оперативных цепей
первого комплекса защит "+
ОПЕРАТИВНЫЕ ЦЕПИ 1 КОМПЛЕКСА
Схема электрическая принципиальная
промузла в г.Гомеле. Закрытое распределительное
Реконструкция транспортной инфраструктуры Северного
устройство 10 кВ на пст "Радиоаппаратура
При подключении защиты трансформатора перемычку удалить.
Схема выполнена для шкафа ввода 1 (3). Нумерация цепей в круглых скобках
( ) дана для шкафа ввода 2 (4).
В схему секционирования
Управление выключателем
защиты трансформатора (в ОПУ)
~10кВ 50Гц 2000А 20кА
каф. Электроснабжение
ГГТУ им. П.О. Сухого
элементов электрической сети
Релейная защита и автоматика
Релейная защита подстанции
В схему защиты трансформатора (в ОПУ)
Максимальная токовая защита
Вход защиты от замыканий на землю
Шинки напряжения ~100 В
Выкл-ль нагрузки для отключения ШУ от ШОТ
Питание цепей управления =220 В
блокировка вкл. в промежуточном положении
Вкл. от локальной сети
Включение ручное и из ОПУ
Контроль цепи отключения
Электромагнит откл. выкл-ля
Отк. от защит и по ЗМН
Дуговая защита отсека лин. присоединений
Внешнее отключение (резерв)
Дуговая защита с подтверждением по току с выдержкой вр.
Контроль положения выключателя
Логическая защита шин (блокировка откл. ввода от защит линий)
Отключение ввода по АВР (ЗМН)
Ручное откл. Деблокировка мигания
Питание цепей управления =220В из ОПУ
Отключение от защит трансформатора
Контроль цепи отключения (2-ой ЭМ)
Отключение по ДЗ отсека лин. присоед.
Автоматический выключатель
Цепи электродвигателя взвода пружинного привода
ВЭ в контрольном положении
Выключатель отключен
Отсек лин. присоединений
Аварийная сигнализация
Аварийное отключение выключателя
Предупредит. сигнализация
Откл. выкл-ля по защитам 110 кВ
Неисправность привода выключателя
Неисправность устройства защиты
Отсек релейной защиты
Отсек выкатного элемента
Отсек линейных присоединений
Отсек релейеой защиты
Цепи питания переносного освещения

Схема подстанции.dwg

Т.01.01.00-01-гр.ЗЭ-61
Схема привязки ИИК ВУ ЭРКОН к схеме электроснабжения комбината
Соврешенствование системы электроснабжения и электропотребления ГКСК.
Ввод от пс "Центролит" яч. 1205 АСБ6 (3 * 240)
РП 36 ТСК-5 АСБ6 (3 * 240)
Ввод от ТП-395 АСБ6 (3 * 150)
Главная схема электрических
соединений существующей
Мероприятия по замене электрического
оборудования подстанции "Лоев
ГГТУ им. П.О. Сухого
каф. "Электроснабжение
подстанции 1103510 Лоев

РЗА.dwg

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:
-пан. N3 управл.тр-ром Т-1
-пан. N4 автоматика Т-1
-пан. N7 автомат. ВВ-35
Блок питания заряда БПЗ 402
Реле промежуточное РП8
Реле промежуточное РП23
Блок конденсаторов БК-402
Релейная защита подстанции
Релейная защита и автоматика
элементов электрической сети
ГГТУ им. П.О. Сухого
каф. "Электроснабжение
Шинки управлен. и автомат.
Реле-повт. положен. короткоз. Реле пол. короткозам.
Реле положен. отделит.
Цепи отключения ввода 35 кВ от газовых и диф. защит
МТЗ-110 на выходное реле РП
Блинкер "Работа защит
Перевод газовых защит на сигнал
Выходное реле отключ. отделит.
Цепи отключ. отделит.
Контроль цепи отключ. ОД-110
Цепи включения коротко- замык.
Контроль цепи включ. КЗ-110
Разряд батарей конденса- торов
Отключен. ввода 10 кВ Т-1 от защит Т-1
Позиционное обозначение

Генпланн РУ 110.dwg

оборудования подстанции "Лоев
Мероприятия по замене электрического
Генплан подстанции Лоев
каф. "Электроснабжение
ГГТУ им. П.О. Сухого
Силовой трансформатор
Блок трансформатора тока
Блок опорных изоляторов
Установка осветительная
Блок защиты нейтрали

Нагрузки.dwg

каф. "Электроснабжение
ГГТУ им. П.О. Сухого
режимов работы подстанции
Анализ электрических показателей
работы трансформаторов
Уровни напряжения и режимы

Экономика.dwg

Т.01.01.00-01-гр.ЗЭ-61
Схема привязки ИИК ВУ ЭРКОН к схеме электроснабжения комбината
Соврешенствование системы электроснабжения и электропотребления ГКСК.
Ввод от пс "Центролит" яч. 1205 АСБ6 (3 * 240)
РП 36 ТСК-5 АСБ6 (3 * 240)
Ввод от ТП-395 АСБ6 (3 * 150)
Технико-экономические
Реконструкция электрической подстанции Северная
Мозырских электрических сетей в связи с
ростом нагрузок и износом оборудования
ГГТУ им. П.О. Сухого
каф. "Электроснабжение
Сетевой график и график движения рабочей силы при реконструкции
Перечень работ при реконструкции подстанции Лоев
Демонтаж трансформатора ТМТН-1000011035
Демонтаж вентильных разрядников 110 кВ
Демонтаж трансформатора ТМН-630035
Демонтаж вентильных разрядников 35 кВ
Демонтаж ошиновки жесткой 110 кВ
Демонтаж выключателя МКП-110Б-630-20У
Демонтаж трансформаторов тока НКФ-110-11У1
Демонтаж трансформаторов тока ТФЗМ 35А-У1
Демонтаж подвесных изоляторов 110 кВ
Демонтаж короткозамыкателя КЗ-110Б-У1
Демонтаж отделителя ОД-110Б1000У1
Демонтаж разъединителей РНД-110630 У3
Демонтаж разъединителей РНД-35630 У3
Демонтаж выключателей ВПМ-10-20630 У3
Монтаж трансформатора ТМТН-630011035
Монтаж разъединителей РНД-110630 У3
Монтаж трансформатора тока ТФЗМ 110Б-1
Монтаж трансформатора ТМН-250035
Монтаж оганичителей пенапряжения ОПН-УTEL-110
Монтаж оганичителей пенапряжения ОПН-УTEL-35
Монтаж ячеек линий 110кВ
Монтаж ячейки трансформатора
Монтаж оганичителей пенапряжения ОПН-PCTEL-10
Монтаж трансформаторов тока ВГТ-110-402500 У3
Монтаж выключателей 3АН5-10-13
Монтаж выключателей ВГТ-110-402500 У3
Монтаж выключателей ВБС-35-25630 У3
Подсушка изоляции методом низкотемпературной обработки
Заливка сухого трансформаторного масла
Сетевой график реконструкции подстанции 11035 кВ Лоев
График движения рабочей силы
Суммарная мощность силовых трансформаторов
Номинальные напряжения Т-1
Номинальные напряжения Т-2
Передаваеая мощность:
Коеффициент мощности
Коеффициент загрузки
Время использования максимума нагрузки
Потери электроэнергии
Переданная электроэнергия за год
Затраты на реконструкцию в ценах 1991г.
Стимость оборудования в ценах 1991г.
Стоимость СМР в ценах 1991г.
Затраты на реконструкцию в ценах 2007г.
Стимость оборудования в ценах 2007г.
Стоимость СМР в ценах 2007г.
подстанции 1103510 кВ Лоев

Схема подстанции после реконструкции.dwg

ГГТУ им. П.О. Сухого
каф. "Электроснабжение
Оптимальная схема подстанции
Мероприятия по замене электрического
оборудования подстанции "Лоев
03510 после реконструкции

Врем для телемех.dwg

Раздел 4.doc

4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАМЕНЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ “ЛОЕВ”
1 Замена силовых трансформаторов
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей и является таким образом технико-экономической задачей.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке 5-го года эксплуатации подстанции считая с года ввода трансформатора.
Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40% мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 065 — 07 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех потребителей при аварийном выходе одного трансформатора. Это значение должно уточняться при наличии резервирования по сети вторичного напряжения особенно при выборе автотрансформаторов с СН 110 — 220 кВ питающих разветвленную сеть 110 — 220 кВ.
Применение однотрансформаторных подстанций допускается: в качестве первого этапа сооружения двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки (когда достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше чем через 3 года после ввода первого трансформатора). При этом на период работы одного трансформатора должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения;
При существующей шкале номинальных мощностей трансформаторов можно заметно снизить необходимую суммарную мощность на подстанции при увеличении количества трансформаторов свыше двух. Однако несмотря на это капитальные затраты и эксплуатационные расходы в целом по подстанции получаются как правило большими вследствие роста удельных затрат на 1 кВ×А с уменьшением единичной мощности трансформатора.
С учетом изложенного установка на подстанциях более двух трансформаторов (автотрансформаторов) применяется в следующих случаях:
- на подстанциях промышленных предприятий если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки (электропечи и т. ст.);
- если по технико-экономическим соображениям целесообразно использование на подстанции двух средних напряжений;
- если вариант групп из двух спаренных трехфазных автотрансформаторов имеет технико-экономические преимущества по сравнению с группами из однофазных автотрансформаторов.
В трех последних случаях два автотрансформатора как правило подключаются на стороне ВН под общий выключатель.
На всех подстанциях со средним напряжением 110 кВ и выше напряжение третьей обмотки автотрансформаторов принимается как правило равным 10 кВ. Обмотка служит для питания синхронных компенсаторов. В случае когда схемой сети на данной подстанции предусмотрена установка батарей конденсаторов напряжение третьей обмотки для их присоединения принимается равным 35 кВ. При наличии потребителей 35 10 или 6 кВ местного района должны предусматриваться двухобмоточные (106 или 1035 кВ) или трехобмоточные (35106 кВ) трансформаторы.
Трансформаторы (автотрансформаторы) принимаются со встроенным
регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Установка отдельных
последовательных регулировочных трансформаторов допускается только при отсутствии соответствующих трансформаторов (автотрансформаторов) с РПН (в частности при питании потребителей от третичных обмоток автотрансформаторов).
Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей а также наличия резервных
источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от
подстанции питаются потребители всех трех категорий то по условию
надежности требуется установка нескольких трансформаторов.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения согласно [10]:
где Sрасч - расчетная мощность трансформатора МВ×А;
Sнб – наибольшая протекаемая мощность по трансформаторам связи при наихудшем режиме (в нашем случае при отключении одного трансформатора) МВ×А;
Выбор силового трансформатора Т1:
Нагрузка подстанции на стороне 10 кВ Sннб = 139 МВА а на стороне 35 кВ Sснб = 26 МВА.
Расчетная мощность средней обмотки:
Округляем до ближайшего большего значения.
Выбираем трансформатор ТМТН-630011035;
Выбор силового трансформатора Т2:
Расчетную мощность Т2 определим по формуле (4.1) причем половина мощности приходится на трансформатор Т2 и равна Sннб = 116 МВА. В соответствии с ГОСТ 11677-65 масляные трансформаторы допускают длительную нагрузку превышающую на 5%.
Выбираем трансформатор ТМН-250035;
2 Выбор коммутационного оборудования
2.1 Выбор выключателей 110 35 и 10 кВ
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
По напряжению электроустановки
где Uном Iном - паспортные(каталожные) параметры выключателя;
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
Ino Iдин iУ Imдин (4.4)
где Ino и iУ - расчетные значения периодической составляющей тока к.з. и
ударного тока в цепи для которой выбирается выключатель;
IдинImдин - действующее и амплитудное значение предельного и
сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключа теля).
На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:
где – значение импульса квадратичного тока гарантированное заводом
изготовителем определяется по формуле:
где IT – термический ток предельной стойкости;
tT – допустимое время действия термического тока предельной
IT и tT – справочные данные;
B – Расчетный импульс квадратичного тока к.з. определяется по формуле:
где tоткл – время отключения к.з.:
tоткл=tрз+tвык ; (4.8)
где tрз – время действия релейной защиты;
tвык - собственное время отключения выключателя(каталожное
Необходимо отметить что расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з..
Разъединители отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению Uном номинальному длительному току Iном а в режиме к.з. проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
Выбор выключателей ЗАН5 фирмы siemens выполним в табличной форме. Выбор выключателей на стороне низшего напряжения ПС представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Выбор выключателей ЗАН5 на стороне 10 кВ.
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбран выключатель типа: 3АН5-10-131800 У3
По [11] принимаем выключатели 3АН5-10-131800 У3.
Выбор выключателей на стороне 35 кВ представлен в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Выбор выключателей на стороне 35 кВ.
Выбран выключатель типа: ВБС-35-25630 У3
Согласно [13] выбираем выключатель типа ВБС-35-25630 У3. Данный выключатель является вакуумным стационарным и устанавливается на открытом воздухе.
В последнее время короткозамыкатели и отделители не устанавливаются при реконструкции подстанции поэтому на стороне 110 кВ выбираем элегазовые выключатели. Выбор выключателей на стороне 110 кВ представлен в таблице 4.3.
Таблица 4.3 - Выбор выключателей на стороне 110 кВ..
Выбран выключатель типа: ВГТ-110-402500 У3
Согласно [13] выбираем выключатель типа ВГТ-110-402500 У3. Данный выключатель является элегазовым и устанавливается на открытом воздухе.
2.2Выбор разъединителей подстанции.
Произведем выбор разъединителей и выполним в табличной форме в виде таблицы 4.4 и таблицы 4.5.
Таблица 4.4 - Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.
По [11] выбираем разъединители типа РНД-110630 У3.
Таблица 4.5 - Выбор разъединителей на стороне 35 кВ.
По [11] выбираем разъединители типа РНД-35630 У3.
3 Выбор и характеристика комплектного распределительного устройства
Выбираем комплектное распределительное устройство КРУН БЕЛ-10.
КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии
переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 10 кВ для сетей с изолированной или компенсированной нейтралью для комплектования электрических подстанций наружной установки.Технические характеристики и параметры КРУН приведены в таблице 4.4.
Таблица 4.4. - Технические данные и характеристики КРУН
Наименование параметра
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения
Ток термической стойкости в
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей кА
Тип базового вакуумного выключателя
Степень защиты оболочек
Брызгозащищенное исполнение IP34
Наличие коридора управления
Габариты ячеек L*B*H мм
Масса ячейки (максимальная) кг
Вид климатического исполнения КРУ – У1 по ГОСТ 15150-69.
а) температура окружающего воздуха не выше +40 и не ниже -40 С
(эпизодически -40 С);
б) относительная влажность воздуха не более 80 % при температуре
окружающего воздуха 20 С;
в) высота установки над уровнем моря не более 1000 м;
г) окружающая среда - атмосфера типа 11 по ГОСТ 15150-69.
КРУ не предназначено для работы в среде подвергающейся загрязнению действию газов испарений и химических отложений вредных для изоляции а также в пожароопасных и взрывоопасных средах.
Общие сведения о конструкции.
КРУ представляет собой блок высоковольтных ячеек с коридором управления. Блок устанавливается на заглубленном фундаменте . Конструкция блока обеспечивает возможность стыковки блоков ячеек по сборным шинам. Заземление блока осуществляется путем приварки оснований ячеек к контуру заземления. Защита металлоконструкций КРУ от коррозии осуществляется лакокрасочными и гальваническими покрытиями. Блок КРУ – это смонтированный на жесткой раме металлический корпус служащий защитной оболочкой как высоковольтного оборудования так и КРУ в целом. Блок разделен на высоковольтную часть и коридор управления. Высоковольтная часть блока разделена вертикальными перегородками на ячейки. В ячейках размещается высоковольтное оборудование и шкафы управления с аппаратурой вспомогательных цепей. Компоновка ячеек и блока в целом предусматривает удобство осмотров ремонта и демонтажа основного оборудования во время эксплуатации КРУ без снятия напряжения со сборных шин и соседних присоединений.
В КРУ имеются блокировки допускающие:
- перемещение выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножах заземляющего разъединителя;
- включение вакуумного выключателя при нахождении выкатного
элемента между рабочим и контрольным положением;
- перемещение выкатного элемента из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном вакуумном выключателе.
Нормальная работа КРУ при отрицательных температурах и в условиях выпадения росы обеспечивается надежным уплотнением всех соединений элементов оболочки применением росоустойчивого оборудования а также применение устройств подогрева. Надежность электроснабжения обеспечивается релейной защитой. Эксплуатация КРУ не требует постоянного обслуживания.
Описание составных частей КРУ:
С целью уменьшения разрушающего воздействия избыточного давления газов при коротких замыканиях для сброса избыточного давления газов внутри ячеек КРУ предусмотрено следующее:
- крыша ячеек с воздушным вводомвыводом снабжена разгрузочным клапаном
- отсеки ввода и выкатного элемента имеют дифференциальный разгрузочный клапан
- в КРУ имеется быстродействующая дуговая защита выполненная на светочувствительных элементах установленных в высоковольтных отсеках.
Блокировка выкатного элемента выполняется как механической так и электромагнитной.
В отсеке выкатного элемента смонтированы: привод заземляющего разъединителя проходного изолятора с неподвижной частью разъединяющих контактов главных цепей. Выкатные элементы (ВЭ) представляют собой сварную конструкцию на которой установлено высоковольтное оборудование определяемое схемой соединения главных цепей и разъединяющие контакты.
В КРУ имеются два вида ВЭ:
- выкатной элемент с вакуумным выключателем;
- выкатной элемент с трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений в ячейке с трансформаторами напряжения. +
Шкафы управления предназначены для установки оборудования вспомогательных цепей (аппаратуры релейной защиты схем автоматики управления измерения и сигнализации). Состав и соединения аппаратуры вспомогательных цепей определяются соответствующими схемами в зависимости от назначения ячеек. Шкафы управления представляющие каркасную сварную конструкцию установлены над отсеком ВЭ. На двери шкафа установлены приборы сигнализации измерения и ручного управления. Остальная низковольтная аппаратура вспомогательных цепей смонтирована внутри шкафа на неподвижной панели. Для ввода контрольных кабелей в шкафы управления в основании коридора управления имеются отверстия.
Коридор управления КРУ выполнен сборным из отдельных элементов: рамы основания стоек ферм торцевых стенок с дверьми передних стенок крыши и продольных элементов. Коридор управления имеет общее освещение с использованием закрытых полугерметичных светильников. Выключатели освещения расположены у входа в КРУ на внутренней стороне торцевых стенок. На боковой стене коридора закреплены шкаф ввода питания и обогрева и шкаф защиты ТСН. Ввод кабелей и проводов осуществляется сверху. Шкаф ввода питания и обогрева обеспечивает питание цепей управления защиты сигнализации и освещения. Обогрев шкафов управления включается автоматически при температуре ниже 5 С.
4 Выбор трансформаторов собственных нужд
Наиболее ответственными потребителями с. н. подстанций являются оперативные цепи система связи телемеханики система охлаждения трансформаторов и CK аварийное освещение система пожаротушения электроприемники компрессорной.
Таблица 4.5. – Нагрузка собственных нужд подстанции.
Установленная мощность кВт
Количество приемников шт.
Электродвигатели обдува трансформаторов
шкафов релейной аппаратуры
Подогрев приводов разъединителей
Отопление и освещение помещения приезжего персонала
Нагрузка потребляемая оперативными цепями
Принимаем трансформатор 2xТСЗ-10010.
Рис. 4.1. Схема питания с. н. подстанции с оперативным переменным током
Выбор кабеля для питания ТСН.
При Тmax=6000 ч jэк=12 для алюминиевых кабелей с бумажной изоляцией
Предварительно выбираем сечение q=16 cм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле nз=15оС; Iдоп=75 А.
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды nокр=20о К1=096.
Поправочный коэффициент на количество параллельно проложенных кабелей К2=091.
Поправочный коэффициент на вид почвы (песок влажности более 9%) К3=105.
Термический импульс короткого замыкания
Минимальное термически стойкое сечение
Ближайшее большее сечение удовлетворяющее термической стойкости q=20 мм2.
Принимаем АБ-3х50 Iдоп=140 А
Выбор предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд.
Номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному напряжению установки
Условие выбора по току длительного режима
Imax.раб Iном.(4.10)
Условие выбора по отключающей способности:
При выборе номинального тока плавкой вставки предохранителя следует учитывать избирательность защиты пусковые токи двигателей а также броски намагничивающих токов трансформаторов.
Предварительно принимаем предохранитель типа ПК-10.
Uуст =10 кВ Uн=10 кВ
Imax.раб=16 А Iном=160(√3*10)=923 А
Iпо =39кА Iотк.ном=10 кА
Окончательно принимаем ПК-10 Iпл=16 А Iоткл=10 кА.
5 Выбор ограничителей перенапряжения
Для того чтобы ограничитель отвечал потребностям электрической сети надежно защищал оборудование и не разрушался в процессе эксплуатации необходимо выполнение следующих условий:
Наибольшее допустимое напряжение ОПН Uнд должно быть больше наибольшего рабочего напряжения сети Uн.р. или оборудования.
Уровень временных перенапряжений должен быть меньше максимального значения напряжения промышленной частоты выдерживаемого ОПН в течении времени t.
Uпер. – уровень квазистационарных перенапряжений (Феррорезонансные перенапряжения резонансное смещение нейтрали).
Поглощаемая ограничителем энергия не должна превосходить энергоемкость ОПН
Ограничитель должен обеспечить необходимый защитный координационный интервал по грозовым воздействиям Агр
Агр = (Uисп - Uост ) Uисп > (0.2-0.25)(4.15)
Uисп – значение грозового испытательного импульса;
Uост – остающееся напряжение на ОПН при номинальном разрядном токе; (0.2-0.25) – координационный интервал.
Ограничитель должен обеспечить защитный координационный интервал по внутренним перенапряжениям Авн
Авн = (Uдоп - Uост ) Uдоп > (0.15-0.25)(4.16)
Uдоп - допустимый уровень внутренних перенапряжений; Uост – остающееся напряжение на ОПН при коммутационном импульсе.
Ток короткого замыкания сети должен быть меньше тока взрывобезопасности ОПН.
Приведем пример по выбору ОПН на стороне 10 кВ которые устанавливаются в ячейках КРУН.
Uнд=115кВ> Uн.р=105 кВ
t*Uнд =1*115 > Uпер=105.
ОПН устанавливаются на кабельные присоединения поэтому энергия поглощаемая ОПН:
Агр = (35 - 271 ) 35=023 > (0.2-0.25)
Авн = (35 - 271 ) 35 =023 > (0.15-0.25)
Iкз =24кА Iвз.без =10 кА
Выбор остальных ОПН аналогичен и результаты выбора приведены в Табл.4.6
Табл.4.6 Марки выбранных ОПН и их технические характеристики.
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение кВ
Номинальный разрялный ток кА
Остаючееся напряжение кВ
Классификационное перенапряжение (при амплитуде тока 3 мА) кВ
На стороне 110кВ тр-ра Т-1
На стороне 35кВ тр-ра Т-1
В нейтрале на стороне 110кВ тр-ра Т-1
В нейтрале на стороне 35кВ тр-ра Т-2
На шине 35кВ перед тр-ом напряжения
На стороне 10кВ тр-ра Т-1 в присоединении ТСН
На стороне 10кВ тр-ра Т-2 в присоединении ТСН
По данным расчета токов короткого замыкания произведен выбор силовых трансформаторов ТМТН-630011035 и ТМН-250035 основного коммутационного оборудования подстанции требующего замены в связи с реконструкцией.
На стороне высокого напряжения Т1 выбраны элегазовые выключатели
типа ВГТ-110-402500 У3 разъединители типа РНД-110630У3. На стороне высокого напряжения Т2 выбраны вакуумные выключатели типа ВБС-35-25630 У3 разъединители типа РНД-35110У3. На стороне низкого напряжения выбраны вакуумные выключатели 3АН5-10-131800 У3. Для защиты от перенапряжений выбраны устройства ОПН а также комплектное распределительное устройство наружной установки 10 кВ подстанции серии КРУН БЕЛ-10.

Сх. замещ кз.dwg

РАЗДЕЛ 3.doc

3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
1 Методика расчета токов короткого замыкания
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные двухфазные однофазные и двойные замыкания на землю. Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ.
Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения которые не дают существенных погрешностей:
- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчетную схему;
- трехфазная сеть принимается симметричной;
- не учитываются токи нагрузки;
- не учитываются емкости а следовательно и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
- не учитывается насыщение магнитных систем что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;
- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.
Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения и на ее основе схему замещения. Расчетная схема представляет
собой упрощенную однолинейную схему на которой указывают все элементы системы электроснабжения и их параметры влияющие на ток КЗ. Здесь же указывают точки в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую расчетной схеме в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.
Для определения токов КЗ на расчетной схеме намечают характерные точки КЗ в которых токи имеют максимальные значения. Как правило это сборные шины ГПП РУ РП или начало питающих линий. Точки КЗ нумеруют в Порядке их рассмотрения начиная с высших ступеней. На основании расчетной схемы составляют схему замещения которую путем последовательного и параллельного сложения сопротивлений преобразования звезды сопротивлений в треугольник и обратно приводят к простому виду. Методика расчета токов короткого замыкания согласно [8]. Ток КЗ в рассматриваемой точке определяют из выражения:
где Iб – базисный ток той ступени на которой рассматривают ток КЗ;
х – суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки КЗ.
Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ которое называют ударным током и определяют по формуле:
где Iпо - значение периодической составляющей тока КЗ в начальный
Куд - ударный коэффициент зависящий от постоянной времени Та
апериодической составляющей тока КЗ;
Выражения сопротивлений в именованных и относительных единицах представлены в таблице 3.1 [1].
Таблица 3.1 - Выражения сопротивлений в именованных и относительных единицах.
В именованных единицах
Хтр=Uк%100* U2ср.ном Sтр.ном
Хл*б=Х1км*lкм*SбU2ср.ном
Rл*б=R1км*lкм*SбU2ср.ном
2 Расчет токов короткого замыкания
Схемы замещения сети представлены на рисунке 3:
Рис.3 - схемы замещения сети для расчета токов КЗ .
3 Результаты расчетов токов короткого замыкания
Для нашего случая расчет токов КЗ произведем в программном комплексе ТКЗ - 3000. Исходные данные и расчет в программном комплексе ТКЗ - 3000 приведены в приложении.
Результаты расчета токов короткого замыкания представлены в
таблице 3.1 и таблице 3.2
Таблица 3.1 – Результаты расчета токов короткого замыкания для Т1.
Ток короткого замыкания кА
Таблица 3.2 – Результаты расчета токов короткого замыкания для Т2.
В данной главе описана методика расчета токов короткого замыкания приведены допущения при расчете которые не дают существенных погрешностей приведена расчетная схема и схема замещения необходимая при расчете. Выполнен расчет токов короткого замыкания с использованием прикладной математической программы Mathcad. Максимальный ток короткого замыкания на высокой стороне трансформатора составил для трансформатора т-1 - 11285 кА для трансформатора т-2 – 5774 кА; на средней у трансформатора т-1 – 1471; на низкой стороне 3214 и 3911 кА соответственно. Расчет произведен для дальнейшего выбора основного электрооборудования подстанции настройки релейной защиты и автоматики.

Для РЗА2.dwg

Для РЗА1.dwg

АБ-3x50 (AC-254.2-9км)
АБ-3x50 (AC-254.2-7км)
АБ-3x75 (AC-356.2-14км)
АБ-3x75 (AC-356.2-10км)
АБ-3x50 (AC-254.2-11км)
АБ-3x50 (AC-254.2-15км)
АБ-3x50 (AC-254.2-8км)
АБ-3x50 (AC-254.2-13км)

РАЗДЕЛ 6.doc

6 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
ПС-110 кВ Лоев питается линии от ВЛ-110 (Брагин и Переделка) а также от ВЛ-35 кВ (Победитель и Карловка). На ПС-110кВ Лоев установлены два тpансфоpматоpа Т-1 трехобмоточный и Т-2 двухлбмоточный номинальная мощность Т-1 - 6300 кВА Т-2 – 2500 кВА. Номинальное напряжение 1103510 кВ и 3510 кВ соответственно у обоих установлен РПН на стороне 110 кВ и 35 кВ. Со стороны 110 кВ трансформатор оборудован элегазовыми выключателями на вводе и в ремонтной перемычке марки ВГТ-110-402500 У3. В РУ 35 кВ и на вводе Т-2 установлены вакуумные выключатели марки ВБС-35-25630 У3. На стороне 10кВ – вакуумные выключатели типа 3АН5-10-131800 У3. На шинах 10 кВ Т-1 и Т-2 установлены ТСН- 10022 кВ. Ввода 10кВ трансформаторов ТСН № 1 2 отходящие ВЛ-10 кВ смонтированы в КРУН-10кВ.
Оперативный ток ПС переменный. Устройства РЗА Т-1 (Т-2) смонтированы в релейном отсеке ТСН № 1(ТСН № 2) и в ячейке ввода 10кВ.
2 Релейная защита трансформаторов
2.1 Основная защита трансформаторов
Газовая защита трансформатора Т-1.
При возникновении электрических повреждений в обмотках маслонаполненного трансформатора внутри бака обычно образуются пары масла и возникает интенсивное перемещение масла из бака трансформатора в расширитель. Это явление используют для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри бака.
Газовая защита Т-1 является основной защитой трансформатора и выполнена с помощью газового реле ВF-80Q Бухгольца установленного на трубопроводе между баком трансформатора и расширителем.
При попадании воздуха или внутреннем повреждении трансформатора сопровождающимся слабым газообразованием поднимающийся к расширителю газ или воздух скапливается в верхней части реле вытесняя масло. При этом масло остается в чашке сигнального элемента реле и под действием веса этого масла чашка поворачивается вокруг своей оси вниз до замыкания контактов. Отключающие элементы расположены в нижней части реле. Пластина замыкает контакты при резком передвижении масла от трансформатора к расширителю. Чашка реагирует на полное опорожнение корпуса реле от масла. Оба элемента действуют на один контакт причем при работе пластины чашка может не работать.
При медленном газообразовании всплывает сигнальный поплавок и защита действует на сигнал а при резком газообразовании и интенсивном движении масла в расширитель срабатывает отключающий поплавок с действием без выдержки времени на отключение вводов 110 и 35-10кВ.
Газовая защита РПН трансформатора Т-1
Предназначена для защиты от повреждений отсека контактора переключающего устройства. Выполнена на реле типа РС-1000 установленного в трубопроводе соединяющим отсек переключающего устройства с расширителем. При выбросе масла из отсека переключающего устройства в расширитель срабатывает реле и фиксируется в сработанном состоянии. Для возврата реле в исходное состояние необходимо нажать на кнопку «Работа» находящуюся в закрытом отсеке сверху реле.
Газовая защита РПН действует на отключение трансформатора аналогично действию газовой защиты трансформатора т.е. без выдержки времени действует на отключение вводов 110 и 35-10кВ.
Дифференциальная защита трансформатора.
Дифференциальная токовая защита трансформатора является основной защитой трансформатора и работает на принципе сравнения токов на концах защищаемой зоны. Зона действия дифференциальной защиты ограничивается трансформаторами тока стороны 110кВ 35кВ и 10кВ. Защита выполнена в 3-х фазном трёхрелейном исполнении на реле ДЗТ-11.
При коротком замыкании в зоне действия дифференциальной защиты она срабатывает и действует на отключение трансформатора по принципу дешунтирования отключающих катушек встроенных в привод КЗ-110кВ. При этом отключается ВВ-35кВ ввода 35кВ отключается ВВк-10кВ ввода 10кВ и отключается ЭВ-110кВ.
Газовая защита трансформатора Т-2
При возникновении электрических повреждений в обмотках маслонаполненных трансформаторов внутри баков обычно образуются пары масла и возникает интенсивное перемещение масла из бака трансформатора в расширитель. Это явление используют для защиты трансформаторов от всех видов повреждений внутри бака.
Газовая защита Т-2 является основной защитой трансформатора и выполнена с помощью газового реле ВF-80Q Бухгольца (см. рис.4.1 поз.1) установленного на трубопроводе между баком трансформатора и расширителем. Газовое реле представляет собой герметически закрытый корпус в котором находятся три элемента: верхний - сигнальный а два нижние - отключающие.
Когда реле заполнено маслом контакты расположенные внутри чашек остаются разомкнутыми.
При медленном газообразовании работает сигнальный поплавок и защита действует на сигнал а при резком газообразовании и интенсивном движении масла в расширитель срабатывает отключающий поплавок с действием без выдержки времени на отключение ввода 10кВ. При работе сигнального поплавка срабатывает указательное реле 1РУ «Газовая защита на сигнал» установленный на панели ячейки ввода 10кВ трансформатора Т-2 ЗРУ-10кВ работает предупредительная сигнализация и загорается лампа HL «Указатель не поднят».
Отключающий поплавок может быть переведен на сигнал накладкой 3Н «Переключение газовой защиты на сигнал или отключение» в релейном шкафу Т-2.
При дальнейшем понижении уровня масла опускается нижняя чашечка и замыкает отключающий контакт.
Газовая защита РПН трансформатора Т-2
Газовая защита РПН действует на отключение трансформатора аналогично действию газовой защиты трансформатора т.е. без выдержки времени действует на отключение трансформатора.
Дифференциально-токовая защита трансформатора Т-2
Дифференциальная токовая защита (ДЗТ) трансформатора является основной защитой и работает на принципе сравнения токов на концах защищаемой зоны. Зона действия ДЗТ ограничивается трансформаторами тока стороны 35 и 10кВ. Защита выполнена в трёхфазном двухрелейном исполнении на реле типа РНТ-565.
При коротком замыкании в зоне действия дифференциальной защиты она без выдержки времени замыкает цепь срабатывания выходных реле РП-341 которые своими контактами дешунтируют отключающие катушки встроенные в привод МВ-35кВ.
2.1Вспомогательные защиты трансформаторов.
Максимально-токовая защита стороны 110кВ
МТЗ-110кВ является резервной защитой трансформатора и выполнена в трёхфазном трёхрелейном исполнении работает от междуфазных коротких замыканий на трансформаторе или в сетях 10-35кВ и действует на отключение первой выдержкой времени ввода 10кВ и второй если повреждение не исчезло на включение КЗ-110кВ и отключение ОД-110кВ. При работе МТЗ-110 срабатывает указательное реле РУ «МТЗ-110кВ. ип действия ДМТЗ-110кВ: при протекании тока К.З. через трансформатор ДМТЗ-110кВ запускается подзаряжая конденсаторы током К.З. от ТТ-110кВ. При достижении уставки времени срабатывания ДМТЗ-110кВ действует на катушку отключения ОД-110кВ разряжая конденсаторы. Срабатывает указательное реле «Работа ДМТЗ-110кВ». Оперативному персоналу необходимо при отключении ОД-110кВ от защит проверить работу указательного реле внутри ящика ДМТЗ-110кВ. В нормальном режиме указательное реле «утоплено» внутрь. При срабатывании оно выдвигается наружу.
Защита от перегрузки трансформатора
Выполнена с помощью токового реле РТ-406 (РТП) срабатывающего при перегрузке трансформатора на стороне 110кВ более чем на 20%. При этом срабатывает указательное реле 6РУ3 «Перегрузка тр-ра» и работает предупредительная сигнализация. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа ЛС «Указатель не поднят».
Защита от перегрева масла в трансформаторе
Пусковым органом защиты является термосигнализатор ТС-100 который измеряет температуру от 0 до +100°С. Принцип его действия основывается на зависимости давления паров хлорметила находящегося в герметически закрытой системе от температуры.
Защита от понижения уровня масла в трансформаторе
Защита от понижения уровня масла в трансформаторе выполнена на реле типа МС. Контроль уровня масла в расширителе осуществляется с помощью отсечного устройства состоящего из стрелки и нанесённой на циферблат шкалы допустимы изменения уровня масла ограниченной отметками «макс.» или «мин.». Стрелка связана с поплавком посредством рычажного привода и магнитной муфты (двух взаимодействующих между собой постоянных магнитов) передающий вращательное движение через герметическую алюминиевую стенку корпуса. Встроенные в корпус магнитоуправляемые контакты (герконы) замыкаются при минимальном уровне масла в расширителе и замыкает цепь сигнализации. При этом срабатывает указательное реле РУ1 «Перегрев понижение уровня масла» и работает предупредительная сигнализация.
Управление выключателями вводов 35кВ 10кВ и 110кВ
Включение-отключение МВ вводов 35кВ и ВВк 10кВ осуществляется непосредственно механическими кнопками установленными в приводах выключателей и дистанционно ключами управления установленными на панели управления № 3.
Ключом 1КУ осуществляются операции по дистанционному управлению ВВ ввода 10 кВ и ключом 3КУ – ВВ ввода 35 кВ. Включение ЭВ-110кВ производится вручную посредством рукоятки отключение производится дистанционно ключом 5КУ при отключенных ВВ вводов 35 и ВВ 10 кВ и включенном ЗОН-110 кВ или включен ВВ ввода 35 и ВВ 10 кВ цепь дистанционного отключения ЭВ-110кВ блокируется и дистанционно ЭВ-110кВ не отключается.
Защита ввода 35кВ трансформатора Т-1
Максимальная токовая защита ввода 35кВ выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении на реле 9РТ и 10РТ «МТЗ-35кВ». В основную зону действия МТЗ-35кВ входят сборные шины 35кВ в резервную ВЛ-35кВ. При междуфазных коротких замыканиях защита срабатывает выходные реле МТЗ-35 дешунтируют отключающие токовые катушки встроенные в привод МВ ввода 35кВ последний отключается. При этом срабатывают указательные реле: РУ «МТЗ-35кВ» 31РУ «Аварийное отключение ввода 35кВ» и работает аварийная сигнализация.
Защита ввода 10кВ трансформатора Т-1
Ввод 10кВ оборудован устройством микропроцессорным защиты автоматики контроля и управления МРЗС-05. Устройство реагирует на все междуфазные К.З. на сборных шинах а также является резервной защитой для ВЛ-10кВ в пределах чувствительности защиты. МТЗ выполнена двухступенчато с независимой от тока выдержкой времени.
При срабатывании второй ступени МТЗ (ЛЗШ) ввод 10кВ отключается с первой выдержкой времени. Одновременно срабатывает указательное реле 1РУ «Аварийное отключение». 2 ступень МТЗ ввода 10кВ блокируется при срабатывании МТЗ ВЛ-10кВ.
При срабатывании третьей ступени МТЗ-10кВ ввод 10кВ отключается со второй выдержкой времени на передней панели МРЗС загорается 1-й и 6-й светодиодный индикатор «МТЗ» и «Аварийное отключение» соответственно. Одновременно срабатывает указательное реле 1РУ «Аварийное отключение».
При срабатывании МТЗ ВЛ-10кВ и отказе выключателя линии отключение ввода 10кВ происходит по цепям УРОВ. Одновременно срабатывает указательное реле 1РУ «Аварийное отключение».
Так же предусмотрено отключение ввода 10кВ от защит трансформатора и от АВР-10кВ.
Максимально-токовая защита стороны 35кВ
Максимальная токовая защита (МТЗ) является резервной защитой трансформатора. Выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении. МТЗ-35кВ реагирует на междуфазные короткие замыкания и действует на отключение ВМ-35кВ с выдержкой времени. При срабатывании защиты выходные реле РП-341 как и при срабатывании дифференциальной защиты дешунтируют отключающие токовые катушки встроенные в привод МВ ввода 35 кВ и трансформатор Т-2 отключается.
Выполнена с помощью устройства микропроцессорной защиты автоматики контроля и управления МРЗС-05-01 срабатывающего при перегрузке трансформатора на стороне 35кВ более чем на 20%. При этом срабатывает указательное реле 5РУ «Перегрузка тр-ра» и работает предупредительная сигнализация.
Защита выполнена с помощью термосигнализатора ТС-100 принцип действия которого основывается в зависимости от давления насыщенных паров хлорметила находящихся в герметически закрытой системе от температуры масла. При повышении температуры свыше 95°С контакты ТС-100 замыкаются вызывая срабатывание указательного реле 2РУ «Перегрев масла в трансформаторе» и работает предупредительная сигнализация.
Защита от понижения уровня масла
Защита от понижения уровня масла в трансформаторе выполнена на реле типа МС. Контроль уровня масла в расширителе осуществляется с помощью отсечного устройства состоящего из стрелки и нанесённой на циферблат шкалы. Допустимы изменения уровня масла ограниченной отметками «макс.» или «мин.». Стрелка связана с поплавком посредством рычажного привода и магнитной муфты (двух взаимодействующих между собой постоянных магнитов) передающий вращательное движение через герметическую алюминиевую стенку корпуса. Встроенные в корпус магнитоуправляемые контакты (герконы) замыкаются при минимальном уровне масла в расширителе и замыкает цепь срабатывания указательного реле 7РУ «Перегрев масла в трансформаторе».
Защита и управление ввода 10кВ трансформатора Т-2
Ввод 10кВ оборудован устройством микропроцессорным защиты автоматики контроля и управления МРЗС-05-01. Устройство реагирует на все междуфазные К.З. на сборных шинах а также является резервной защитой для ВЛ-10кВ в пределах чувствительности защиты. МТЗ выполнена двухступенчато с независимой от тока выдержкой времени.
При срабатывании третьей ступени МТЗ (ЛЗШ) ввод 10кВ отключается с первой выдержкой времени. Одновременно срабатывает указательное реле 1РУ «Аварийное отключение». 3 ступень МТЗ ввода 10кВ блокируется при срабатывании МТЗ ВЛ-10кВ.
При срабатывании второй ступени МТЗ-10кВ ввод 10кВ отключается со второй выдержкой времени. При срабатывании МТЗ ВЛ-10кВ и отказе выключателя линии отключение ввода 10кВ происходит по цепям УРОВ.
Управление выключателями 35 и 10кВ
Включение-отключение МВ ввода 35кВ осуществляется непосредственно механическими кнопками установленными в приводе МВ а также дистанционно ключом КУ установленным в шкафу защиты трансформатора Т-2. Контроль положения выключателя можно осуществлять по механическому указателю установленному в приводе выключателя.
Для питания оперативных цепей установлен автоматический выключатель SF1. При отключении автомата SF1 «Цепи управления ввода 10кВ» срабатывает указательное реле 3РУ «Неисправность цепей управления».
3 Релейная защита ВЛ
3.1 Релейная защита и автоматика ВЛ-110 кВ «Лоев – Переделка» и ВЛ-110 кВ «Лоев – Брагин»
Линии 110 кВ оборудованы следующими устройствами РЗА:
Дистанционная защита (ДЗ): служит для защиты линии от всех видов междуфазных коротких замыканий в пределах защищаемой зоны. Она оборудована тремя ступенями действие которых обусловлено величиной тока короткого замыкания. Наиболее большому по величине току короткого замыкания соответствует первая ступень дистанционной защиты. При близких однофазных коротких замыканиях возможна одновременная работа I ступени дистанционной защиты и I ступень направленной токовой защиты нулевой последовательности. Защита оборудована устройством блокировки при неисправностях в цепях напряжения типа КРБ-12 (установлен в блоке ДЗ-2) и устройством блокировки при качаниях типа КРБ-126. Дистанционным органом I и II ступени является комплект ДЗ-2. В качестве дистанционного органа III ступени служит комплект КРС-1.
Возможность блокировки от качаний I II или III ступени дистанционной защиты задаётся уставками РЗА.
Четырёхступенчатая направленная защита нулевой последовательности (НТЗНП) выполнена с помощью комплекта КЗ-10А. Она действует на отключение СВМ-110кВ при однофазных замыканиях на землю в зоне защиты. Работе I ступени НТЗНП соответствует наибольший ток однофазного короткого замыкания.
Токовая отсечка выполнена на базе блока КЗ-9 и реагирует на междуфазные короткие замыкания на ВЛ-110 кВ и действует на отключение СВМ-110 кВ.
Все вышеперечисленные защиты объединены в два отдельных комплекса защит от всех видов повреждений. Каждый из комплексов защит включается на разные вторичные обмотки трансформаторов тока и на разные автоматические выключатели оперативного постоянного тока.
Первый комплекс состоит из двухступенчатой I и II ступени дистанционной защиты от многофазных коротких замыканий с пуском устройства блокировки при качаниях и IV ступени НТЗНП с отдельно установленным на панели реле направления мощности.
Второй комплекс состоит из III ступени дистанционной защиты контролируемой устройством блокировки при неисправности цепей напряжения токовой отсечки от многофазных коротких замыканий и трёхступенчатой НТЗНП.
Каждый комплекс имеет свои выходные и промежуточные реле испытательные блоки в цепях переменного тока напряжения и постоянного оперативного тока.
3.2 Защита и автоматика ВЛ – 35 кВ
В шкафу релейной защиты и автоматики расположенном на ОРУ-35кВ совмещены и симметрично разделены условной поперечной линией защита и автоматика двух отходящих присоединений 35кВ - «Лоев - Холмеч» «Лоев – Карповка».
На ВЛ-35кВ установлены следующие устройства релейной защиты и автоматики:
Токовая отсечка (ТО). Предназначена для защиты ВЛ-35кВ от междуфазных коротких замыканий в зоне чувствительности и действует на отключение выключателя с минимальной выдержкой времени. Схема ТО выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении и работает следующим образом: при возникновении к.з. на ВЛ-35кВ срабатывает токовое реле РТ-40 и своими контактами запускает промежуточное реле РП-341. Реле РП-341 при срабатывании образовывает цепь на отключение выключателя ВЛ-35кВ. Вывод и ввод в работу ТО осуществляется накладкой 1Н «Т.О. 35кВ». При работе ТО-35кВ срабатывает указательное реле 3РУ «Работа ТО-35кВ» указательное реле 6РУ «Аварийное отключение» и срабатывает аварийная сигнализация в ОПУ.
Максимальная токовая защита (МТЗ). Реагирует на междуфазные короткие замыкания и действует на отключение ВМ-35кВ ВЛ-35кВ с выдержкой времени. Работает МТЗ следующим образом: при устойчивом междуфазном к.з. на ВЛ-35кВ срабатывают реле РТ-40. После этого запускается реле времени 1РВ.
Через сработавшие контакты реле тока и времени происходит пуск реле РП-341 которые в свою очередь образовывают цепь на отключение ВМ ВЛ-35кВ.
При работе МТЗ срабатывает указательное реле 5РУ «Работа МТЗ-35кВ» и указательное реле 6РУ «Аварийное отключение» и срабатывает аварийная сигнализация в ОПУ. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа ЛС «Указатель не поднят».
Вся аппаратура защиты и сигнализации ВЛ-35кВ находится в релейном шкафу расположенном на ОРУ-35кВ.
Управление ВМ ВЛ-35кВ производится со шкафа привода ВМ-35кВ соответствующего выключателя а также при помощи ключа «КУ» расположенного в релейном шкафу установленном на ОРУ-35 кВ.
Для подготовки привода к включению необходимо накладку 2Н расположенную в шкафу защиты и управления ВМ ВЛ-35кВ перевести в положение «Завод груза». После подготовки привода ВМ можно включать. После включения выключателя и подготовки привода ВМ накладка 2Н переводится в положение «АПВ».
АПВ осуществляется при аварийном отключении ВМ. После отключения выключателя от защиты работает реле времени РВ отработав выдержку времени t происходит включение ВМ.
Операция подготовки привода ВМ осуществляется автоматически при успешном включении ВМ. В случае неуспешного АПВ операция подготовки привода ВМ не происходит и цикл АПВ не повторяется.
Ввод и вывод из работы АПВ осуществляется накладкой 2Н.
При работе АПВ срабатывает указательное реле РУ «Работа АПВ».
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) работает на отключение ВМ ВЛ-35кВ при появлении импульса на шинке ШАЧР от устройства АЧР на ПС-110кВ «Лоев». При работе АЧР блокируется цепь АПВ до тех пор пока от устройства АЧР подстанции не снимется напряжение на ШАЧР. После снятия напряжения происходит операция АПВЧ и подготовка привода ВМ. Вывод и ввод в работу АЧР осуществляется накладкой 3Н «АЧР» сигнализация о работе АЧР определяется по выпавшему флажку указательного реле 1РУ «Работа АЧР». При работе АЧР также срабатывает указательное реле 6РУ «Аварийное отключение» и работает аварийная сигнализация. Релейная аппаратура цепей автоматики сигнализации и управления расположена в шкафу защиты и управления ВМ ВЛ-35 кВ.
По показаниям амперметра (РА) определяется ток нагрузки на ВЛ-35кВ.
Питание цепей управления осуществляется через автоматический выключатель АВ. При исчезновении цепей управления или при отключении автоматического выключателя срабатывает указательное реле 7РУ.
3.3 Защита и автоматика ВЛ-10 кВ и СВВ-10 кВ
Для защиты ВЛ-10кВ и ВВк 10 кВ от междуфазных к.з. установлена микропроцессорная токовая защита МТЗ-610Л.3(М). Устройство выполняет следующие функции:
трёхступенчатую МТЗ с независимой выдержкой времени;
одно или двукратное АПВ;
пофазную индикацию действующих значений тока защищаемого присоединения;
местный и дистанционный ввод хранение и отображение уставок защит и автоматики;
регистрацию аварийных параметров защищаемого присоединения;
получение дискретных сигналов управления и блокировок выдачу команд управления аварийной и предупредительной сигнализации.
Питание блока защиты А1 происходит по цепям постоянного тока от блока питания А2 который подключён к токовым цепям и к цепям переменного тока через автоматический выключатель SF. Для питания цепей ВВ предназначен автоматический выключатель SF1. Включение ВВ происходит как по цепям переменного тока так и по цепям постоянного тока. Отключение выключателя происходит только по цепям постоянного тока. Для управления ВВ предназначены кнопки SB1 «ВКЛ» и SB2 «ВЫКЛ» установленные на передней панели релейного отсека.
При срабатывании МТЗ или Т.О.(III и II ступень) происходит отключение выключателя и выпадает флажок указательного реле КН1 «Аварийное отключение» и работает сигнализация. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа HL1 «Указатель не поднят». Одновременно срабатывает реле Р5 которое выдаёт сигнал блокировки ЛЗШ в схему защиты ввода 10кВ. При отказе выключателя и наличии тока через ВВ защищаемого присоединения срабатывает реле Р4 и выдаётся сигнал УРОВ который отключает ввод 10кВ с заданной выдержкой времени УРОВ. Для ввода и вывода цепей УРОВ и ЛЗШ предназначен ключ SAC1 «УРОВ» и SAC2 «ЛЗШ» установленные на передней панели релейного отсека.
Блок защиты МТЗ-610 обеспечивает команду отключения при работе АЧР и команду включения ЧАПВ от реле АЧР KL. Для ввода и вывода АПВ предназначена накладка Н «АПВ» а для АЧР - Н1 «АЧР».
При отключении автоматических выключателей SF и SF1 неисправности блока защиты А1 выпадает флажок указательного реле КН2 «Неисправность цепей управления».
Включённое или отключённое положение ВВ можно определить по светодиодам на блоке защиты МТЗ-610ЛЗ(М) или по флажку ВВ.
Защита и автоматика СВВ-10кВ
Максимальная токовая защита 10кВ (МТЗ-10кВ)
Секционный вакуумный выключатель (СВВк) оборудован максимально-токовой защитой (МТЗ-10) выполненной на базе микропроцессорного устройства МРЗС-05-02 установленного на панели ячейки секционного выключателя. МТЗ-10кВ работает при междуфазных коротких замыканиях и действует на отключение ВВ СВВ-10кВ. При работе МТЗ-10кВ срабатывает указательное реле КН2 «Аварийное отключение выключателя» на блоке А1 «МРЗС СВВ-10кВ» загораются светодиодные индикаторы (СДИ1) и (СДИ6) работает аварийная сигнализация. При неисправности блока питания защит (БПЗ) срабатывает указательное реле КН1 «Неисправность МРЗС» и работает предупредительная сигнализация. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа HL3 «Указатель не поднят».
Автоматическое включение резерва 10кВ (АВР-10кВ)
АВР-10кВ предназначено для автоматического включения СВВ-10кВ при исчезновении напряжения на одном из силовых трансформаторов Т-1(Т-2) и выполнено на базе блока А1 «МРЗС СВВ-10кВ». При положении «Введено» накладок 1Н «АВР» расположенных на панелях шкафов ввода трансформатора Т-1 и трансформатора Т-2 а также 1Н «Блокировка АВР» на панели секционного выключателя в положении «ВЫВЕДЕНО» если на одном из трансформаторов исчезает напряжение с выдержкой времени отключается ввод 10кВ обесточенного трансформатора и по отключённому положению ввода 10кВ включается СВВ-10кВ.
При работе АВР-10кВ на блоке А1 (МРЗС-05-02) СВВ загорается СДИ2 и работает сигнализация. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа HL3 «Указатель не поднят».
При работе МТЗ-10кВ ЛЗШ-10кВ УРОВ на ВВ-10кВ ввода Т-1 (Т-2) АВР-10кВ СВВ-10кВ находится в заблокированном состоянии и выключатель ВВ-10кВ не включается. Разблокирование можно произвести путем квитирования МРЗС ввода 10кВ Т-1 (Т-2).
Логическая защита шин (ЛЗШ-10кВ)
При включенном секционном выключателе (СВВ) при коротком замыкании на шинах ЛЗШ-10кВ будет работать на отключение СВВ-10кВ. При отключении СВВ по цепи ЛЗШ-10кВ срабатывает указательное реле КН2 «Аварийное отключение выключателя» на блоке А1 (МРЗС-05-02) загорается светодиодный индикатор СДИ4 «ЛЗШ» СДИ6 «Аварийное отключение» и работает аварийная сигнализация. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа HL3 «Указатель не поднят». Ввод и вывод ЛЗШ СВВ осуществляется ключом SAC2 (см. рис.6.2 поз.9).
Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ-10кВ)
При включённом СВВ и отказе вакуумного выключателя на отходящей линии КЛ-10кВ будет работать УРОВ-10кВ на отключение СВВ-10кВ. При отключении СВВ по цепи УРОВ-10кВ срабатывает указательное реле КН2 «Аварийное отключение выключателя» на блоке А1 (МРЗС-05-02) загорается светодиодный индикатор СДИ5 «УРОВ» СДИ6 «Аварийное отключение» и работает аварийная сигнализация. При включенной сигнализации работает звуковой сигнал и загорается лампа HL3 «Указатель не поднят». Ввод и вывод УРОВ СВВ осуществляется ключом SAC1.
Питание блока защиты МРЗС-05-02 «А1» осуществляется от двух источников питания ИП-МРЗС установленных в ячейках двух вводов 10кВ трансформаторов Т-1 и Т-2. При неисправностях блоков ИП-МРЗС или отключении автомата SF1 «Цепи управления» срабатывает указательное реле КН1 «Неисправность МРЗС». Для питания цепей управления вакуумного выключателя ввода 10кВ установлен автомат SF2 «Цепи питания ВВк»
4 Сигнализация подстанции «Лоев»
На ПС имеются следующие виды сигнализации:
Аварийная мгновенного действия
Предупредительная с выдержкой времени
На панели центральной сигнализации №2 в ОПУ находятся общие указательные реле 1РУ «Работа аварийной сигнализации» и 2РУ «Работа предупредительной сигнализации» при их срабатывании загораются следующие лампы:
ЛС – Аварийная сигнализация
ЛС – Предупредительная сигнализация.
Звуковой сигнал снимается кнопкой КСС «Съём сигнала». Для опробования аварийной и предупредительной сигнализации на панели ЦС имеются соответственно кнопки 1КС и 2КС. Контроль предохранителей осуществляется лампой 3ЛС «Лампа контроля питания».
Приборы серии ЛИФП предназначены для фиксации составляющих токов и напряжений нулевой последовательности возникающих при К.З. с «землёй» и сразу дают показания в именованных единицах. (При междуфазных К.З. без «земли» ЛИФП даёт показания по которым невозможно определить место К.З.).
На панели ГЩУ установлены приборы двух видов:
ЛИФП - А - для фиксации в момент К.З. тока нулевой последовательности (3 Iо ) подключён к измерительным цепям т.т. СМВ-110кВ.
ЛИФП - В - для фиксации в момент К.З. напряжения нулевой последовательности (3 Uо ) подключён к измерительным цепям Т.Н. ВЛ-110 «Лоев - Брагин».
Индикатор ЛИФП содержит:
блок аналого - цифрового преобразования (БЦП)
Питание осуществляется источником постоянного тока напряжением 220В автомат АВ цепей оперативного питания находится сзади панели №6 ГЩУ.
Опробование индикатора ЛИФП осуществляется нажатием кнопки «контроль».
Контрольное число ЛИФП - А К4 = 49 + - 01 зелёный
Контрольное число ЛИФП - В К4= 48 +- 01 зелёный
При срабатывании индикатора ЛИФП загорается сигнальная лампа «ИНФОРМАЦИЯ» и выпадает блинкер РУ на панели №6 ГЩУ «Работа фиксирующего прибора 110кВ».
Для снятия показаний следует нажать кнопку «Индикация». При наличии информации индикация сохраняется и после отпускания кнопки «Индикация» до нажатия кнопки «Сброс». После снятия показаний деблокируйте индикатор ЛИФП нажатием кнопки «Сброс».
Показание индикатора ЛИФП прямо пропорционально значению входной величины. Значение входной величины К.З. в именованных единицах может быть получено путём умножения показания на постоянный коэффициент:
ЛИФП - А : I к.з. первичный = показание индикатора х 012 (кА)
ЛИФП - В: U к.з. первичное = показание индикатора х 158 (кВ)
5 Выбор микропроцессорного устройства защиты контроля автоматики и управления отходящих линий 10 кВ подстанции
Для защиты линий 10 кВ подстанции выбираем микропроцессорное
устройство управления токовой защиты и автоматики РЗЛ-01.02 предназначенное для установки на реконструируемых подстанциях для замены старой РЗА.
Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:
– выполнение функций защит автоматики и управления определенных ПУЭ и ПТЭ;
– задание внутренней конфигурации (вводвывод защит и автоматики);
– ввод и хранение двух групп уставок защит и автоматики;
– свободное назначение светодиодных индикаторов для отображения состояния дискретных входов пусковработы МТЗЗНЗ успешногонеуспешного АПВ ускорения МТЗ;
– выбор типа время-токовой характеристики для одной из ступеней МТЗ;
– свободное назначение дискретных выходов на функции пускаработы МТЗЗНЗ АПВ УРОВ ЛЗШВ ДВ;
– получение дискретных сигналов управления и блокировок в т. ч. сигналы синхронизации времени квитирование аварий запуск осциллографа;
– телеуправление телеизмерение передачу параметров аварии ввод и изменение уставок по линии связи;
– непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;
– блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;
– гальваническую развязку всех входов и выходов включая питание для обеспечения высокой помехозащищенности;
Функции защиты выполняемые устройством:
Трехступенчатая максимальная токовая защита от междуфазных повреждений с контролем двухтрех фазных токов.
Возможность работы МТЗ в режиме ускоряющей отсечки с возможностью выбора активных ступеней для ускорения.
Одноступенчатая ненаправленная защита от ЗНЗ без функции АПВ.
Функция логической защиты шин выключателя (ЛЗШВ).
Возможность подключения внешних защит.
Функции автоматики выполняемые устройством:
Операции отключения и включения выключателя по внешним командам.
Функция однократногодвукратного АПВ после работы МТЗ или ДВ. Работа АПВ по назначенным ступеням МТЗ.
Функция УРОВ по назначенным ступеням МТЗ.
Дополнительные сервисные функции:
Фиксация токов в момент срабатывания защиты.
Встроенные часы-календарь.
Измерение текущих фазных токов и их отображение в первичных вторичных значениях на ЖКИ.
Цифровой осциллограф.
Возможность выбора языка интерфейса для ЖКИ: украинский русский английский.
Устройство производит измерение электрических параметров входных аналоговых сигналов фазных токов IА IВ IС а также измерение тока нулевой последовательности 3I0.
При измерениях осуществляется компенсация апериодической составляющей а также фильтрация высших гармоник входных сигналов. Для сравнения с уставками защит используются только действующие значения первой гармоники входных сигналов.
Технические характеристики
Таблица 6.1 Технические характеристики
Номинальные входные сигналы
Входной номинальный переменный ток фаз Iн
Частота переменного тока
Напряжение оперативного питания
Максимальный бросок тока при подаче напряжения питания
Потребляемая мощность не более
Кратковременное пропадание напряжения питания
Время готовности к самотестированию
Время самотестирования устройства после подачи на него напряжения питания
В×А + 04 В×А на каждый вкл. дискретный выход
Климатические условия
Предельное значение климатических факторов внешней среды при эксплуатации
Хранение и транспортирование
ГОСТ15543.1 ГОСТ15150
Исполнение УХЛ4 для стран с умеренным климатом от -20 до +55°С
Исполнение УХЛ3.1 от
Максимальная токовая защита МТЗ
Трёхступенчатая максимальная токовая защита:
Диапазон уставок по току для каждой ступени
Диапазон уставок выдержек времени (ВВ) для каждой ступени МТЗ
Уставки ВВ для всех ступеней
Задание уставок каждой ступени МТЗ
Точность измерения токов не более
Потребляемая мощность токовой цепью на фазу не более
Коэф. возврата после снижения измеряемого тока ниже тока МТЗ
При активности флага ускорения МТЗ (для ступеней МТЗ-1 МТЗ-2) время регулируется
– 25 Iн с шагом 01Iн
-32сек с шагом 005сек
Программно с возмож-ностью блокировки в том числе и любым дискретным входом
Ненаправленная защита от замыканий на землю ЗНЗ
Диапазон уставок по току срабатывания
Диапазон уставок по времени срабатывания
Задание уставок по току и времени
Программно с возможностью блокировки
Автоматическое повторное включение выключателя АПВ
Диапазон времени работы АПВ
Диапазон времени повторной готовности АПВ
- 32 сек с шагом 01сек
Устройство резервного отключения выключателя УРОВ
Задание уставок по времени
Дискретные входы (с оптической развязкой) в количестве – 6.
Управляющее напряжение постоянное Uном.
Управляющее напряжение переменное 50Гц Uном.
Отклонение порогов срабатывания
Входное сопротивление не более кОм
U логич «1» выше 06Uном
U логич «0» ниже 04Uном
U логич «1» выше 08Uном
U логич «0» ниже 045Uном
Выходные дискретные сигналы
Кол-во выходных реле командных программируемых:
- с переключающим контактом
- с замыкающим контактом
Реле сигнала неисправности с переключающим контактом
Коммутационная способность контактов реле:
- при коммутации цепей переменного тока
- при замыкании цепей постоянного тока
- при размыкании цепей постоянного тока
- длительно допустимый ток
Электрическая прочность изоляции
Цепей тока включенных в разные фазы между собой и по отношению к корпусу цепей напряжения и входных цепей питания по отношению к корпусу
Остальных гальванически развязанных цепей (кроме выводов замыкающих контактов электромагнитных реле)
Выводов замыкающих контактов электромагнитных реле
00 В переменного тока частоты 50Гц в течение
00 В переменного тока частоты 50 Гц в течение
0 В переменного тока частоты 50 Гц в течение
Термическая стойкость токовых цепей:
Параметры помехозащищенности
по ГОСТ 29280 (EN61000-4-2 – EN61000-4-11)
Устойчивость входных цепей тока и напряжения к воздействию:
) импульсов напряжения
) высокочастотного сигнала с амплитудой
при продольной схеме включения
при поперечной схеме включения
) снижения напряжения питания на время
Параметры связи: – скорость интерфейса RS485
– скорость интерфейса RS232
Modbus RTU (Modicon)
Фиксированная 19200 Вс
Схема замещения и результаты расчета токов короткого замыкания отходящих линий 10 кВ:
Расчетная схема и схема замещения сети представлены на рисунке 4:
Рис. 4. Расчетная схема (а) и схема замещения сети
для расчета токов КЗ (б).
Исходные данные и расчет токов короткого замыкания в программном комплексе ТКЗ – 3000 представлены в приложении а результаты расчета приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2 - Результаты расчета токов короткого замыкания
Ток короткого замыкания А
Рис. 5. Расчетная схема
6 Расчет дифференциальной защиты трансформатора
Цифровое реле дифференциальной защиты трансформатора как правило выпускается в отдельном исполнении т.е. отдельным блоком например реле типа Sepam 2000 – D21 для двухобмоточных и Sepam 2000 – D31 для трехобмоточных трансформаторов причем эти реле подключаются к отдельным (от МТЗ) трансформаторам тока сторон ВН и НН. В отличие от аналоговых дифференциальных защит с реле РНТ ДЗТ-11 ДЗТ-21 в цифровых защитах выравнивание вторичных токов в плечах защиты по величине и фазе производится программным (расчетным) способом. Поэтому нет необходимости рассчитывать числа витков уравнительных и рабочей обмоток. Кроме того от тока небаланса вызванного бросками токов намагничивания трансформатора в цифровых реле эффективно отстраиваются за счет блокировки реле по 2- и 5-ой гармоникам дифференциального тока.
Глубокая отстройка от бросков тока намагничивания позволяет в цифровых реле минимальный дифференциальный ток срабатывания защиты (Idmin) принять равным 30% номинального тока трансформатора. Для сравнения в защитах с реле типа ДЗТ-11 ток срабатывания равен 150% номинального. Принцип торможения дифференциальной защиты при сквозных токах КЗ остался прежним. При внешнем КЗ за пределами зоны действия дифференциальной защиты трансформаторы тока стороны НН обтекаются током и реле автоматически загрубляется т.е. ток срабатывания его увеличивается по мере роста тока сквозного замыкания (тормозного тока). Уставкой по степени торможения в цифровых реле принято считать отношение дифференциального тока (Id) к тормозному току (It) в процентах и рассчитывается оно по выражению:
где Кн – коэффициент надежности равен 12;
– погрешность трансформаторов тока принимается равной 10%;
Ка – коэффициент учитывающий рост погрешности при больших токах за счет апериодической составляющей принимается равным 15;
DU – диапазон регулирования коэффициента трансформации защищаемого трансформатора в зависимости от типа трансформатора и регулятора РПН значение DU принимается равным 16% или 10%.
Зона настройки процентного торможения реле находится в диапазоне от 15 до 50%.
Чувствительность дифференциальной защиты оценивается при минимальном токе двухфазного КЗ на выводах НН трансформатора по формуле:
где - приведенный к стороне ВН двухфазный ток КЗ который при схеме соединения трансформаторов тока на стороне ВН в звезду численно равен трехфазному току КЗ.
Степень торможения оценивается при трехфазном максимальном токе КЗ на шинах НН подстанции по выражению:
По формулам 6.1-6.3 рассчитаем дифференциальную защиту для трансформатора Т-1
Принимается 40%-ная тормозная характеристика.
Установка возросла в 957 от номинального тока трансформатора.
Для трансформатора Т-2:
Принимается 30%-ная тормозная характеристика.
Установка возросла в 271 от номинального тока трансформатора.
7 Расчет максимальной токовой защиты трансформатора
Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается по трем условиям согласно [12]:
)Несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок:
где Кн - коэффициент надежности несрабатывания защиты [12] Кн=1.1;
Кв - коэффициент возврата максимальных реле тока [12] Кв=096;
Ксзп - коэффициент самозапуска нагрузки;
- максимальный рабочий ток линии.
) Согласование чувствительности защит последующего и предыдущего
где Кнс - коэффициент надежности согласования [12] Кнс=11;
- наибольшее значение тока срабатывания максимальных
токовых защит предыдущих элементов;
- сумма значений рабочих токов нагрузки предыдущих
) Обеспечение достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого
где - коэффициент чувствительности защиты ;
- минимальный трехфазный ток трехфазного короткого
Ток срабатывания реле определяется по формуле:
где - ток срабатывания защиты (первичный);
- коэффициент трансформации трансформаторов тока;
- коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и
Допустимый ток линии определяется по формуле:
где Iдопн - допустимый ток для воздушной линии;
Произведем расчет уставки МТЗ для выключателя Q6 по формулам (6.2) - (6.5):
Iдоп – ограничивается кабелем проложенным от КРУ до ВЛ длина прокладки во всех случаях более 10 м поэтому кабельная вставка является самым слабым звеном.
Проверяем чувствительность защиты:
Произведем аналогичный расчет уставки МТЗ для выключателя Q7-Q15. Результаты приведем в таблицу 6.3
Таблица 6.3 Расчет уставок МТЗ для отходящих линий 10 кВ.
Название выключателя
Ток срабатывания реле Iср А
Ток срабатывания защиты Iсз А
Коэффициент чувствительности Кчосн А
Продолжение таблицы 6.3 Расчет уставок МТЗ для отходящих линий 10 кВ.
Ток на высокой и низкой стороне трансформатора Т1 [12]:
где - номинальная мощность трансформатора МВА;
- номинальное напряжение кВ.
Находим ток на низкой стороне трансформатора Т1 Т2 по формуле (6.6):
Находим ток на высокой стороне трансформатора Т1 Т2 по формуле (6.6):
Произведем расчет уставки МТЗ для секционного выключателя Q16 по
формулам (6.1) - (6.4):
Произведем расчет уставки МТЗ для вводных выключателей Q5Q4 по
Проверяем чувствительность защиты вводных выключателей:
Ток срабатывания защиты при минимальном коэффициенте трансформации за счет действия переключателя РПН для выключателей Q1Q2:
где - ток срабатывания защиты А;
- номинальное напряжение низкой стороны трансформатора кВ;
- номинальное напряжение высокой стороны
- диапазон регулирования коэффициента трансформации
трансформатора [12] =016.
Ток срабатывания защиты при минимальном коэффициенте трансформации
за счет действия переключателя РПН по формуле (6.9):
Произведем расчет уставки МТЗ для выключателей стороны высокого напряжения Q1 Q2 по формулам (6.1) - (6.4):
Произведем выбор времени срабатывания МТЗ и построение карты селективности. Выдержки времени МТЗ выбираются по ступенчатому принципу то есть последующая защита должна иметь большую выдержку времени чем предыдущая на ступень селективности Dt=03 с. Максимальную токовую защиту всех последующих участков отстраиваем от повреждений на предыдущих участках для соблюдения требования селективности. Время отключения вакуумного выключателя tоткл=003 с. [11].
Рисунок 6 - Карта селективности
В данном разделе были рассмотрены вопросы релейной защиты и автоматики подстанции «Лоев». Описаны основные виды защит подстанции: газовая защита трансформатора дифференциальная защита трансформатора максимальная токовая защита 110 кВ и 35 кВ максимальная токовая защита 10 кВ защита от перегрузки трансформатора защита от перегрева масла.
Рассмотрены вопросы регулирования трансформаторов защиты отходящих линий 10 кВ и СМВ-10 кВ АЧР линий 10 кВ и сигнализации подстанции.
Для защиты отходящих линий 10 кВ подстанции выбраны микропроцессорные устройства защиты линий 10кВ – РЗЛ-01.02 произведен выбор уставок защит и построение карты селективности.

Сх. замещ кз.dwg

РАЗДЕЛ 8ююю.doc

8 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1Составление сметы на оборудование подстанции
Балансовая стоимость основных фондов складывается из стоимости оборудования затрат на его транспорт и стоимости монтажных работ.
Стоимость электромонтажных работ определяемая сметой включает в себя прямые затраты накладные расходы и плановые накопления.
Прямые затраты учитывают в своем составе основную заработную плату рабочих стоимость материалов изделий конструкций и эксплуатации строительных машин. Накладные расходы учитывают в своем составе затраты строительно-монтажных организаций связанные с созданием общих условий производства его обслуживанием организацией и управлением. Плановые накопления представляют собой нормативную прибыль строительно-монтажных организаций учитываемую в сметной стоимости строительно-монтажных работ. Сметную стоимость оборудования определяем по прейскурантам оптовых цен в ценах текущего 2007 года по [17]. Сметная стоимость монтажных работ определяется на основании единичных расценок на монтаж оборудования. Сметная стоимость электромонтажных работ определяется по [14].
Нормы накладных расходов и плановых накоплений установлены в процентах к сумме основной заработной платы и стоимости эксплуатации строительных машин учтенных в сметах прямых затрат в базисных ценах для применения строительно-монтажными организациями производящими монтажные и строительные работы подрядным способом. Стоимость оборудования в ценах действующих в российских рублях и в ценах 1991г. представлена в таблице 8.1. Смета затрат на реконструкцию подстанции в ценах 1991 года приведена в таблице 8.2. и 8.3 Стоимость оборудования подстанции в текущих ценах 2007 года приведена в таблице 8.4 и 8.5.
Таблица 8.1 - Стоимость оборудования
Оптовая цена рос. руб. 2007г
Оптовая цена бел. руб. 2007г
Оптовая цена бел. руб. В 1991г
Трансформатор силовой ТМТН-630011035-У1
Трансформатор силовой ТМН-250035-У1
Разъединитель РНД-110630 У3
Разъединитель РНДЗ-2-110630 У3
Разъединитель РНД-35630 У3
Разъединитель РНДЗ.2-351000 У3
Выключатель элегазовый ВГТ-110-402500 У3
Выключатель вакуумный ВБС-35-25630 У3
Трансформатор напряжения НКФ-110-11-У1
Трансформатор напряжения ЗНОМП-35-У1
Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1
Трансформатор тока ТФЗМ 35А-У1
Выключатель вакуумный 3АН5-10-131 800 У3
Продолжение таблицы 8.1
ячейка трансформатора
Огранич. перенапряжения ОПН-УTEL-110 кВ
Огранич. перенапряжения ОПН-УTEL-35 кВ
Огранич. перенапряжения ОПН-УTEL-10 кВ
Общая стоимость оборудования:
Итого с учетом транспортных расходов:
Курс белорусского рубля к российскому
Курс доллара США к белорусскому рублю 2007
Преводной коэффициент α
Стоимость оборудования в ценах действующих в российских рублях и в ценах 1991г. представлена в таблице 8.1. Смета затрат на реконструкцию подстанции в ценах 1991 года приведена в таблице 8.2. и 8.3 Стоимость оборудования подстанции в текущих ценах 2007 года приведена в таблице 8.4 и 8.5.
Таблица 8.4 - Пересчет электромонтажных работ и оборудования в текущие цены мая 2007г.
Элементы затрат оборудование
Стоимость в баз. ценах 1991г.бел. руб.
Индексы изменения стоимости
Стоимость в текущих ценах 2007 г. бел. руб
Силовое оборудование
Силовое оборудование
Эксплуатация машин и механизмов
Материальные ресурсы
Транспортные затраты
Общая стоимость работ
Общая стоимость оборудованя
Итого общая стоимость
Систему индексов коэффициентов пересчета (с указанием источников) и стоимость оборудования и строительно-монтажных работ в текущем уровне цен представлена в табличной форме. Стоимость реконструкции подстанции определяется путем суммирования стоимости оборудования и стоимости электромонтажных работ.
где Ц - цена оборудования в 1991 году руб.;
Ц - Цена оборудования в 2007 году руб.;
К - курс доллара НБРБ на момент расчета;
=1692-переводной коэффициент.
Для пересчета стоимости оборудования и строительно-монтажных
работ к ценам текущeгo 2007 года применяем коэффициенты пересчета
взятые из [15] для различных видов основных фондов от 1991 до 2007 года:
где К - стоимость основных фондов в 1991 году;
К-общий коэффициент пересчета от 1991 к 2007 году.
Сетевой график и график планированя работ представлены в лист 7 графической части.
2 Составление сетевого графика электромонтажных работ подстанции Лоев.
Сетевое планирование и управление основано на графическом изображении определенного комплекса работ отражающих их логическую последовательность взаимосвязь и длительность и использованием его для текущего руководства этими работами.
Метод сетевого управления и планирования предполагает собой графо – аналитический метод управления производством. Это значит что любой производственный процесс изображается в виде модели представленной как ориентировочный график который называется сетевым графиком или сетью.
Сетевой график состоит из элементов к которым относятся: работа зависимость ожидание и событие.
Работа представляет собой элементарный производственный процесс требующий затрат времени и ресурсов.
Зависимость не требует ни времени ни ресурсов а только служит в сетевом графике для логической взаимосвязи между работами.
Ожидание это процесс требующий только затрат времени.
Событие это факт совершения (окончание) одной или нескольких работ выполнение которых необходимо для начала последующих работ.
По роли в сетевом графике различают следующие события:
- исходные не имеющие предшествующих работ;
- завершающие не имеющие последующих работ;
- промежуточные фиксирующие окончание предшествующих и начала последующих работ.
После построения сетевой модели и определения продолжительности входящих в нее работ осуществляется расчет параметров. Такими параметрами являются критический путь резервы времени событий и резервы времени работ.
Путь - это любая последовательность работ сетевого графика в которой конечное событие каждой работы совпадает с начальным событием следующей за ним работы.
В сетевом графике различают следующие виды путей:
полный путь (L) - путь начало которого совпадает с исходным событием а окончание - с завершающим;
предшествующий путь (l1(
последующий путь (l2(i)) – путь от данного i-ro события сети до завершающего.
Продолжительность любого пути определяется суммой продолжительностей составляющих его работ в единицах времени (ед. вр.). Полный путь максимальной продолжительности называется критическим (LKР.)
Резерв времени любого пути (RL) определяется как разность между величиной критического пути (LKp) и величиной данного 1-го пути (Lt):
По продолжительности работ и длине критического пути можно определить параметры событий. Различают следующие параметры событий:
- ранний срок свершения события (tp(
- поздний срок свершения события (tп(
- резерв времени события (R(i)).
- ранний и поздний сроки свершения события определяют по максимальному пути проходящему через данное событие.
Самый раин и и из возможных сроков начала работы равен раннему сроку свершения начального события данной работы:
Самый ранний из возможных сроков окончания работы равен раннему сроку свершения начального события данной работы плюс ее продолжительность:
Самый поздний из допустимых сроков начала работы равен разности между поздним сроком свершения конечного для данной работы события и продолжительностью самой работы:
Самый поздний из допустимых сроков окончания работы равен позднему сроку свершения конечного события данной работы:
Работы лежащие на некритических путях обладают резервами времени. Различают два вида резервов времени работ: полный (Rп(ij)) и свободный (Rc(ij))
Полный резерв времени работ – это максимальное количество времени на которое можно увеличить продолжительность данной работы не изменяя при этом продолжительности критического пути. Он рассчитывается по следующей формуле
Полный резерв времени имеет важное свойство – если его использовать частично или целиком для увеличения продолжительности данной (ij) работы то соответственно уменьшится резерв времени всех остальных работ лежащих на этом пути.
Кроме полного резерва времени у отдельных работ может иметься свободный (иногда его называют независимый) резерв времени (Rc(ij)). Свободный резерв времени – это максимальное количество времени на которое можно увеличить продолжительность работы (отсрочить ее начало) не изменяя при этом ранних сроков начала последующих работ при условии наступления начального события этой работы в свой ранний срок. Он равен разности между ранними сроками наступления событий j и г за вычетом продолжительности самой работы ij:
Имея свободный резерв времени ответственные исполнители могут в его пределах маневрировать сроками начала работы или ее продолжительностью. Использование его для какой-либо работы не меняет величины свободных резервов остальных работ сети.
Произведем расчет сетевого графика 4х секторным способом при этом откажемся от нижнего сектора.
Исходные данные для расчета сетевого графика на демонтаж ВЛИ и монтаж линии с СИП приведены в таблице 8.5.
Расчет сетевого графика произведем в специализированном программном комплексе разработанном на кафедре АЭП ГГТУ им. П. О. Сухого.
Результаты расчета сетевого графика представлены на листе 7 графической части.
Таблица 8.5 Расчет сетевого графика.
В данном разделе произведен расчет сметы затрат на реконструкцию подстанции «Лоев» в ценах 1991 года а также произведен перерасчет сметной стоимости в текущие цены 2007 года.
Построен сетевой график рассчитаны основные технико-экономические показатели подстанции.
Таблица 8.6 Технико-экономические показатели
Суммарная мощность силовых трансформаторов
Номинальное напряжениеТ1 и Т2:
Передаваемая мощность:
Коэффициент мощности
Коэффициент загрузки
Время использования максимума нагрузки
Потери электроэнергии
Переданная электроэнергия за год
Затраты на реконструкцию в ценах 1991г.
Затраты на реконструкцию в ценах 2007г.

РАЗДЕЛ 8.doc

8 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1Составление сметы на оборудование подстанции
Балансовая стоимость основных фондов складывается из стоимости оборудования затрат на его транспорт и стоимости монтажных работ.
Стоимость электромонтажных работ определяемая сметой включает в себя прямые затраты накладные расходы и плановые накопления.
Прямые затраты учитывают в своем составе основную заработную плату рабочих стоимость материалов изделий конструкций и эксплуатации строительных машин. Накладные расходы учитывают в своем составе затраты строительно-монтажных организаций связанные с созданием общих условий производства его обслуживанием организацией и управлением. Плановые накопления представляют собой нормативную прибыль строительно-монтажных организаций учитываемую в сметной стоимости строительно-монтажных работ. Сметную стоимость оборудования определяем по прейскурантам оптовых цен в ценах текущего 2007 года по [17]. Сметная стоимость монтажных работ определяется на основании единичных расценок на монтаж оборудования. Сметная стоимость электромонтажных работ определяется по [14].
Нормы накладных расходов и плановых накоплений установлены в процентах к сумме основной заработной платы и стоимости эксплуатации строительных машин учтенных в сметах прямых затрат в базисных ценах для применения строительно-монтажными организациями производящими монтажные и строительные работы подрядным способом. Стоимость оборудования в ценах действующих в российских рублях и в ценах 1991г. представлена в таблице 8.1. Смета затрат на реконструкцию подстанции в ценах 1991 года приведена в таблице 8.2. и 8.3 Стоимость оборудования подстанции в текущих ценах 2007 года приведена в таблице 8.4 и 8.5.
Таблица 8.1 - Стоимость оборудования
Оптовая цена рос. руб. 2007г
Оптовая цена бел. руб. 2007г
Оптовая цена бел. руб. В 1991г
Трансформатор силовой ТМТН-630011035-У1
Трансформатор силовой ТМН-250035-У1
Разъединитель РНД-110630 У3
Разъединитель РНДЗ-2-110630 У3
Разъединитель РНД-35630 У3
Разъединитель РНДЗ.2-351000 У3
Выключатель элегазовый ВГТ-110-402500 У3
Выключатель вакуумный ВБС-35-25630 У3
Трансформатор напряжения НКФ-110-11-У1
Трансформатор напряжения ЗНОМП-35-У1
Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1
Трансформатор тока ТФЗМ 35А-У1
Выключатель вакуумный 3АН5-10-131 800 У3
Продолжение таблицы 8.1
ячейка трансформатора
Огранич. перенапряжения ОПН-УTEL-110 кВ
Огранич. перенапряжения ОПН-УTEL-35 кВ
Огранич. перенапряжения ОПН-УTEL-10 кВ
Курс белорусского рубля к российскому
Курс доллара США к белорусскому рублю 2007
Преводной коэффициент α
Таблица 8.4 - Пересчет демонтажных работ оборудования в текущие цены май 2007г.
Элементы затрат оборудование и материалы
Стоимость в баз. ценах 1991г.р.
Индексы изменения стоимости
Стоимость в текущих ценах 2007 г. руб
Силовое оборудование и материалы
Силовое оборудование
Эксплуатация машин и механизмов
Материальные ресурсы
Транспортные затраты
Итого стоимость работ
Стоимость оборудования в ценах действующих в российских рублях и в ценах 1991г. представлена в таблице 8.1. Смета затрат на реконструкцию подстанции в ценах 1991 года приведена в таблице 8.2. и 8.3 Стоимость оборудования подстанции в текущих ценах 2007 года приведена в таблице 8.4 и 8.5.
Таблица 8.5 - Пересчет электромонтажных работ и оборудования в текущие цены май 2007г.
Элементы затрат оборудование
Стоимость в баз. ценах 1991г.бел. руб.
Стоимость в текущих ценах 2007 г. бел. руб
Силовое оборудование
Итого общая стоимость стоимость
Систему индексов коэффициентов пересчета (с указанием источников) и стоимость оборудования и строительно-монтажных работ в текущем уровне цен представлена в табличной форме. Стоимость реконструкции подстанции определяется путем суммирования стоимости оборудования и стоимости электромонтажных работ.
где Ц - цена оборудования в 1991 году руб.;
Ц - Цена оборудования в 2007 году руб.;
К - курс доллара НБРБ на момент расчета;
=1692-переводной коэффициент.
Для пересчета стоимости оборудования и строительно-монтажных
работ к ценам текущeгo 2007 года применяем коэффициенты пересчета
взятые из [15] для различных видов основных фондов от 1991 до 2007 года:
где К - стоимость основных фондов в 1991 году;
К-общий коэффициент пересчета от 1991 к 2007 году.
Сетевой график и график планированя работ представлены в лист 7 графической части.
2 Составление сетевого графика электромонтажных работ подстанции Лоев.
Сетевое планирование и управление основано на графическом изображении определенного комплекса работ отражающих их логическую последовательность взаимосвязь и длительность и использованием его для текущего руководства этими работами.
Метод сетевого управления и планирования предполагает собой графо – аналитический метод управления производством. Это значит что любой производственный процесс изображается в виде модели представленной как ориентировочный график который называется сетевым графиком или сетью.
Сетевой график состоит из элементов к которым относятся: работа зависимость ожидание и событие.
Работа представляет собой элементарный производственный процесс требующий затрат времени и ресурсов.
Зависимость не требует ни времени ни ресурсов а только служит в сетевом графике для логической взаимосвязи между работами.
Ожидание это процесс требующий только затрат времени.
Событие это факт совершения (окончание) одной или нескольких работ выполнение которых необходимо для начала последующих работ.
По роли в сетевом графике различают следующие события:
- исходные не имеющие предшествующих работ;
- завершающие не имеющие последующих работ;
- промежуточные фиксирующие окончание предшествующих и начала последующих работ.
После построения сетевой модели и определения продолжительности входящих в нее работ осуществляется расчет параметров. Такими параметрами являются критический путь резервы времени событий и резервы времени работ.
Путь - это любая последовательность работ сетевого графика в которой конечное событие каждой работы совпадает с начальным событием следующей за ним работы.
В сетевом графике различают следующие виды путей:
полный путь (L) - путь начало которого совпадает с исходным событием а окончание - с завершающим;
предшествующий путь (l1(
последующий путь (l2(i)) – путь от данного i-ro события сети до завершающего.
Продолжительность любого пути определяется суммой продолжительностей составляющих его работ в единицах времени (ед. вр.). Полный путь максимальной продолжительности называется критическим (LKР.)
Резерв времени любого пути (RL) определяется как разность между величиной критического пути (LKp) и величиной данного 1-го пути (Lt):
По продолжительности работ и длине критического пути можно определить параметры событий. Различают следующие параметры событий:
- ранний срок свершения события (tp(
- поздний срок свершения события (tп(
- резерв времени события (R(i)).
- ранний и поздний сроки свершения события определяют по максимальному пути проходящему через данное событие.
Самый раин и и из возможных сроков начала работы равен раннему сроку свершения начального события данной работы:
Самый ранний из возможных сроков окончания работы равен раннему сроку свершения начального события данной работы плюс ее продолжительность:
Самый поздний из допустимых сроков начала работы равен разности между поздним сроком свершения конечного для данной работы события и продолжительностью самой работы:
Самый поздний из допустимых сроков окончания работы равен позднему сроку свершения конечного события данной работы:
Работы лежащие на некритических путях обладают резервами времени. Различают два вида резервов времени работ: полный (Rп(ij)) и свободный (Rc(ij))
Полный резерв времени работ – это максимальное количество времени на которое можно увеличить продолжительность данной работы не изменяя при этом продолжительности критического пути. Он рассчитывается по следующей формуле
Полный резерв времени имеет важное свойство – если его использовать частично или целиком для увеличения продолжительности данной (ij) работы то соответственно уменьшится резерв времени всех остальных работ лежащих на этом пути.
Кроме полного резерва времени у отдельных работ может иметься свободный (иногда его называют независимый) резерв времени (Rc(ij)). Свободный резерв времени – это максимальное количество времени на которое можно увеличить продолжительность работы (отсрочить ее начало) не изменяя при этом ранних сроков начала последующих работ при условии наступления начального события этой работы в свой ранний срок. Он равен разности между ранними сроками наступления событий j и г за вычетом продолжительности самой работы ij:
Имея свободный резерв времени ответственные исполнители могут в его пределах маневрировать сроками начала работы или ее продолжительностью. Использование его для какой-либо работы не меняет величины свободных резервов остальных работ сети.
Произведем расчет сетевого графика 4х секторным способом при этом откажемся от нижнего сектора.
Исходные данные для расчета сетевого графика на демонтаж ВЛИ и монтаж линии с СИП приведены в таблице 8.5.
Расчет сетевого графика произведем в специализированном программном комплексе разработанном на кафедре АЭП ГГТУ им. П. О. Сухого.
Результаты расчета сетевого графика представлены на листе 7 графической части.
3 Технико-экономические показатели
Суммарная мощность силовых трансформаторов:
SТР = 6300+2500 = 8800 кВА.
Передаваемая активная мощность:
Передаваемая реактивная мощность:
Коэффициент мощности:
где - передаваемая мощность МВА.
Определяем коэффициент мощности по формуле (6.3):
Коэффициент загрузки:
Потери мощности в трансформаторах:
где - количество трансформаторов;
- передаваемая мощность МВА;
- сопротивление трансформатора Ом;
- потери холостого хода в трансформаторе МВт.
Т. к трансформаторы разной мощности и напряжения то они работают раздельно и потери считаются отдельно для каждого трансформатора.
Потери для трансформатора Т-1:
Время использования максимума нагрузки:
Потери электроэнергии:
где - время работы трансформатора чгод;
- время наибольших потерь ч.
Потери для трансформатора Т-2:
Общие потери активной мощности:
Общие потери активной энергии:
Переданная электроэнергия за год:
Общие потери в трансформаторах по отношению у переданной электроэнергии составили:
В данном разделе произведен расчет сметы затрат на реконструкцию подстанции «Лоев» в ценах 1991 года а также произведен перерасчет сметной стоимости в текущие цены 2007 года.
Построен сетевой график рассчитаны основные технико-экономические показатели подстанции.
Суммарная мощность силовых трансформаторов
Номинальное напряжениеТ1 и Т2:
Передаваемая мощность:
Коэффициент мощности
Коэффициент загрузки
Время использования максимума нагрузки
Потери электроэнергии
Переданная электроэнергия за год
Затраты на реконструкцию в ценах 1991г.
Затраты на реконструкцию в ценах 2007г.
Технико-экономические показатели

РАЗДЕЛ 1.doc

1 ОЦЕНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПОДСТАНЦИИ ЛОЕВ.
1 Главная схема электрических соединений подстанции
Подстанция Лоев относится к филиалу РУП “ ГОМЕЛЬЭНЕРГО “ Речицкие Электрические Сети и предназначена для распределения электроэнергии между потребителями. Подстанция связана с двумя подстанциями Брагин-110 и Переделка-110 посредством линий 110 кВ и получает питание от подстанции Брагин-110 по ВЛ-110 Поселичи - Брагин – АС-120;
Подстанция Лоев является проходной подстанцией. Подстанция состоит из трех распределительных устройств напряжением 110 35 и 10 кВ. На подстанции установлены два трансформатора: ТДТН-1103510 мощностью 10 МВА и ТМН-3510 мощностью 63 МВА.
Распределительное устройство 110 кВ выполнено по схеме мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов отделителями и короткозамыкателями у трансформаторов. Распределительное устройство 110 кВ снабжено неавтоматической ремонтной перемычкой из двух нормально отключенных шинных разъединителей со стороны линий. Перемычка позволяет питать трансформатор по одной из линий. При повреждении на одной из линии отключается отделитель и действием АВР на стороне 10 кВ включается секционный выключатель обеспечивая питание от другого трансформатора.
В ОРУ 110 кВ установлено следующее оборудование:
- трансформаторы тока: ТФНД-110 nтт=1005;
- линейные разъединители: РНДЗ-110;
- шинные разъединители: РНД-110;
- отделители и короткозамыкатели: ОД-110 и КЗ-110.
Главная схема электрических соединений подстанции представлена на
Рис. 1.1 - Главная схема электрических соединений подстанции
Для питания потребителей установлено комплектное распределительное устройство 10 кВ наружного исполнения (КРУН серии К-37) которое подключено к обмоткам низшего напряжения трансформаторов. Распределительное устройство низшего напряжения 10 кВ состоит из двух секций шин: СШ-1 и СШ-2. Для ограничения токов короткого замыкания секционный выключатель в нормальном положении разомкнут.
В КРУН установлено следующее оборудование:
- масляные выключатели: ВМПП-10;
- трансформаторы тока: ТЛМ-10;
- трансформаторы напряжения: НТМИ-10;
- дугогасящие катушки: ЗРОМ-30010;
- трансформаторы собственных нужд: ТМ-6310;
Схема подстанции тесно связана с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и обеспечивает надежность электроснабжения потребителей подстанции учитывает требования противоаварийной автоматики допускает возможность постепенного расширения обеспечивает возможность проведения ремонтных и эксплутационных работ на отдельных элементах схемы.
Схема собственных нужд подстанции представлена на рисунке 2.
Рис. 1.2 - Схема собственных нужд подстанции
2 Основное электрическое оборудование подстанции
2.1 Силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд
На ПС-110кВ Лоев установлены два трехфазных трехобмоточный и двухобмоточный трансформатора Т-1 и Т-2 номинальная мощность Т-1 равна 10000 кВА и Т-2 – 6300 кВА номинальное напряжение 11534511 кВ и 3511 кВ регулируемое под нагрузкой на стороне 110 и 35 кВ.
Схема и группа соединения обмоток трансформатора: обмотки трансформаторов имеют схему соединения: звезда-звезда-треугольник и звезда-треугольник группа соединения двухобмоточного – 11. Соединение в звезду обмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию в √ 3 раз меньше линейной. Обмотки НН соединены в треугольник что позволяет уменьшить сечение обмотки. Кроме того при соединении обмотки трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник кратных трем которые при этом не выходят во внешнюю сеть вследствие этого улучшается симметрия напряжения на нагрузке.
Трансформаторы подстанции имеют следующее охлаждение: трехобмоточный - масляное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Д) двухобмоточный – с естественным охлаждением. При нормальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних наиболее нагретых слоях не должна превышать +95 С.
Основные параметры трансформаторов:
- номинальная мощность трансформатора 10000 кВА;
- номинальное напряжение обмотки ВН 115 кВ;
- номинальное напряжение обмотки СН 345 кВ;
- номинальное напряжение обмотки НН 11 кВ;
- схема и группа соединения обмоток
- переключатель РПН;
- ток холостого хода 1 %;
- потери холостого хода 17 кВт;
- потери короткого замыкания 76 кВт;
- напряжение короткого замыкания (ВН-СНВН-ННСН-НН) 10517565 %.
- номинальная мощность трансформатора 6300 кВА;
- номинальное напряжение обмотки ВН 35 кВ;
- схема и группа соединения обмоток Yº-11;
- ток холостого хода 08 %;
- потери холостого хода 8 кВт;
- потери короткого замыкания 465 кВт;
- напряжение короткого замыкания 75 %
2.2 Основное коммутационное оборудование подстанции
лопатки – на другом ноже. Давление в контактах создается пружинами.
Отделители и короткозамыкатели подстанции.
По упрощенной схеме на основе действия отделителя ОД-110 и короткозамыкателя КЗ-110 выполнена главная схема электрических соединений подстанции.
Отделитель серии ОД (отделитель двухколонковый) представляет собой трехполюсный разъединитель снабженный пружинным приводом для автоматического управления совершающий операции отключения участков цепи предварительно отключенных по команде соответствующего автоматического устройства. Включение отделителя производится вручную. Время отключения составляет 04-08 с что является недостатком данной конструкции отделителя.
Короткозамыкатель КЗ-110 представляет собой однополюсный разъединитель снабженный пружинным приводом для автоматического включения и предназначенный для соединения проводов трехфазной системы с землей по ручной команде или от релейной защиты для создания искусственного короткого замыкания тем самым обеспечивается отключение поврежденного трансформатора действием релейной защиты питающей линии. Пружинный привод короткозамыкателя действует на включение заземляющего ножа на неподвижный контакт находящийся под напряжением. Отключение короткозамыкателя производится вручную. Контактная система и привод короткозамыкателя рассчитаны на включение на КЗ. Время срабатывания составляет 03 с. Недостатком отделителя и короткозамыкателя открытой конструкции является относительно большое время срабатывания вследствие чего перерыв в подаче электроэнергии получается значительным недостаточная надежность при неблагоприятной погоде.
В ОРУ 110 кВ имеется в перемычке выключатель типа МКП-110 кВ.
В ОРУ 35 кВ стоят выключатели типа ВМКЭ-35 на отходящие линии и отключающий трансформатор.
В КРУН подстанции установлены маломасляные выключатели серии ВМПП-10. Время гашения дуги при отключении больших и малых токов составляет 0015 - 0025 с. Бестоковая пауза при АПВ для этих выключателей довольно большая 05 с.
Техническая характеристика выключателя 110кВ МКП-110:
- номинальное напряжение 110 кВ;
- номинальное рабочее напряжение 12 кВ;
- номинальный ток 630 А;
- ток отключения 20 кА;
- ток включения: 20 кА;
амплитудное значение 52 кА;
- предельный сквозной ток:
начальное значение 20 кА;
- ток термической стойкости 20 кА;
- полное время отключения 008 с.
Техническая характеристика выключателей 35кВ ВМКЭ-35:
- номинальное напряжение 35 кВ;
- номинальное рабочее напряжение 405 кВ;
- номинальный ток 1000 А;
- ток отключения 16 кА;
- ток включения: 16 кА;
амплитудное значение 64 кА;
начальное значение 25 кА;
- ток термической стойкости 165 кА;
- полное время отключения 011 с.
Техническая характеристика выключателей 10кВ ВМПП-10:
- номинальное напряжение 10 кВ;
эффективное значение 20 кА;
- полное время отключения 014 с.
2.3 Трансформаторы тока и напряжения
Трансформаторы тока.
Трансформаторы тока предназначены 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.
В ВРУ 110 кВ установлены трансформаторы типа ТФНД-110 а в ВРУ 35 кВ – ТВ -35. На вводах силовых трансформаторов стороны высокого напряжения подстанции установлены трансформаторы тока серии ТФЗМ-110 наружной установки и ТВ-35 внутренней установки. Коэффициент трансформации трансформаторов тока nтт=1005 номинальный первичный ток – 100 А. Погрешность встроенных трансформаторов тока больше погрешности стержневых и шинных трансформаторов так как из-за значительного диаметра кольцевого магнитопровода определяемого диаметром ввода сопротивление магнитной цепи оказывается весьма большим [1].
На стороне низкого напряжения установлены трансформаторы тока серии ТЛМ-10: опорно-проходные трансформаторы тока с литой изоляцией модернизированные. Трансформаторы тока ТЛМ-10 применяются в комплектных распределительных устройствах и конструктивно совмещены с одним из штепсельных разъемов КРУН.
Трансформаторы напряжения.
В ВРУ 110 кВ установлены трехфазные трехобмоточные трансформаторы напряжения серии НКФ-110 в ВРУ 35 кВ установлены трансформаторы типа ЗНОМ-35. ЗНОЛ-10: трехфазные трансформаторы напряжения с литой изоляцией для измерительных цепей на номинальное напряжение 10 кВ. Предназначены для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Могут применяться для измерения напряжения относительно земли.
Схема соединения обмоток трансформатора напряжения - Y Y - 0.
2.4Описание комплектного распределительного устройства
По исполнению шкафы КРУН разделяются на три группы:
- шкафного типа со встроенным оборудованием;
- шкафного типа с выдвижными элементами;
- шкафного типа без выдвижных элементов.
На подстанции установлено комплектное распределительное устройство серии К- 37 шкафного типа с выдвижными элементами. Шкаф представляющий собой самостоятельный элемент может быть установлен на открытом воздухе. В нем предусмотрено двустороннее обслуживание встраиваемого оборудования и аппаратуры для чего на фасаде и в задней стенке выполнены двери. Выкатные КРУН изготавливают нормального и малогаборитных размеров. Их компоновка такая же как и КРУ внутренней установки. Обслуживание оборудования и установка выдвижных элементов в испытательное и ремонтное положения осуществляется при открытых дверях шкафов.
Технические данные КРУН серии К-37 приведены в таблице 1.2 [1].
Таблица 1.2 - Технические данные КРУ наружной установки серии К-37
Параметры КРУ и комплектующее
Наибольшее напряжение (линейное) кВ
Наибольшее напряжение кВ
Ток электродинамической стойкости главных цепей кА
Номинальный ток отключения выключателя кА
Ток термической стойкости 4-секундный кА
Встроенный пружинный и
Трансформатор напряжения
Максимальное число и сечение силовых кабелей
К шкафам КРУН предъявляют в основном те же требования что и к шкафам КРУ включая дополнительные требования по обеспечению нормальной эксплуатации КРУН на открытом воздухе в любую погоду и в любом климатическом районе.
3 Анализ и оценка графиков нагрузки основных силовых трансформаторов
По результатам замеров активной и реактивной мощностей трансформаторов подстанции Лоев рассчитаны полные мощности коэффициенты загрузки и cosf трансформаторов подстанции. Замеры мощности приведены в зимний и летний периоды в характерные дни в течение суток ( в 4 9 17 часов) 2004 2005 2006 года.
По результатам данных приведенных в таблицах построены гистограммы изменения полной активной реактивной мощностей трансформаторов т-1 и т-2 а также коэффициента мощности и cosφ трансформаторов с 2004-2006 год которые приведены на листе 3 графической части проекта. Результаты расчетов приведены в приложении.
Из построенных гистограмм видно что наблюдается постепенный рост мощностей но он очень мал и обусловлено это только жилищно-бытовым сектором. По гистограмме 2006 года видно что даже в часы максимума нагрузки трансформаторы подстанции работают с малой загрузкой по мощности. Мощность потребителей в зимний период немного больше чем в летний период. При проведении ремонта одного из трансформаторов подстанции или аварийном отключении мощности второго трансформатора достаточно для питания всех потребителей подстанции.
В данной главе описана главная схема электрических соединений подстанции которая представляет собой схему с отделителем и короткозамыкателем в цепях трансформаторов с неавтоматической ремонтной перемычкой между ними.
Произведена оценка основного электрического электрооборудования подстанции: силовых трансформаторов ТДТН-100001103510 и ТМН-63003510 трансформаторов собственных нужд ТМ-4010 и ТМ-2510 основного коммутационного оборудования: короткозамыкателя КЗ-110 и отделителя ОД-110 выключателя МКП-110 выключатели ВМКЭ-35 и ТМПП-10 трансформаторов тока ТФНД-110 ТФЗМ-110 ТВ-35 и ТЛМ-10 трансформаторов напряжения серии ЗНОЛ-10 ЗНОМ-35 и НКФ-110. Даны основные характеристики дугогасящих катушек подстанции типа ЗРОМ-30010 описано комплектное распределительное устройство 10 кВ серии К-37.
Проанализированы графики электрических нагрузок силовых трансформаторов за 2004-2006 годы. Для организации бесперебойного электроснабжения потребителей повышения надежности электроснабжения экономичной работы электрооборудования подстанции сокращения перерывов в электроснабжении необходима реконструкция подстанции с заменой трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности а также замена выключателей на более новые.

Раздел 9.doc

9 ОХРАНА ТРУДА ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА
1 Организация охраны труда на предприятии
Охрана труда - это система законодательных социально-экономических технических санитарно - гигиенических и организационных мероприятий обеспечивающих безопасность сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда.
Основными нормативными документами по охране труда являются :
а) Государственные стандарты (ГОСТ) отраслевые стандарты (ОСТ)
республиканские стандарты (РСТ);
б) Строительные нормы и правила (СНиП) и санитарные нормы проек-
тирования промышленных предприятий (СН);
в) Правила устройства электроустановок (ПУЭ);
г) Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустано-
д) Противопожарные нормы (СНиП 2.01.02-85);
е) Типовые и местные инструкции по охране труда;
ж) Система стандартов (ССБТ).
Управление охраной труда предприятии заключается в подготовке принятии и реализации организационных технических санитарно-гигиенических и других мероприятий направленных на обеспечение безопасных условий труда способствующих предупреждению производственного травматизма и профессиональной заболеваемости а следовательно повышению производительности труда.
Объектом управления охраной труда на соответствующем уровне является деятельность нижестоящих руководящих работников функциональных отделов и служб по охране труда на рабочих местах а также производственная деятельность самих рабочих при выполнении ими технических операций.
Обязанности по охране труда на предприятии устанавливаются как для должностных лиц ответственных за планирование финансирование организацию и осуществление соответствующих мероприятий так и лиц участвующих в их реализации. В обязанности каждого должностного лица включаются как те мероприятия за выполнение которых данный работник несет непосредственную ответственность так и те в реализации которых он принимает ограниченное участие.
Методическое руководство организацией и координацией работы по соз-
данию безопасных и безвредных условий труда предупреждению производственного травматизма и профессиональных заболеваний внедрению передового опыта и научных разработок в области охраны труда осуществляет служба охраны труда на которую возложены подготовка управленческих решений а также контроль за их реализацией.
Организация охраны труда на предприятии является одной из важнейших задач и обязанностей администрации. Ответственность в целом по предприятию несут директор и главный инженер.
По отдельным участкам цехам и отделам ответственными являются соответствующие руководители подразделений (начальники цехов участков бюро: мастера и т.д.) непосредственное руководство по организации охраны труда осуществляет главный инженер.
КЗОТом республики Беларусь в целях обеспечения охраны труда на администрацию возлагаются следующие задачи: во-первых проведение инструктажа рабочих и служащих по технике безопасности производственной санитарии противопожарной охране и другим правилам охраны труда; во-вторых - постоянный контроль за соблюдением работниками всех требований инструкций по охране труда. Особую роль в организации работы по обеспечению безопасных и здоровых условий труда на предприятии играет служба техники безопасности которая подчинена главному инженеру непосредственно. Инструктаж по охране труда подразделяется на вводный первичный на рабочем месте повторный внеплановый целевой.
Вводный инструктаж проводится со всеми вновь принимаемыми на работу независимо от их образования стажа работы по данной профессии или должности а так же с временными работниками командировочными практикантами. Проводится вводный инструктаж инженером по технике безопасности в кабинете охраны труда продолжительностью не менее 2 часов. После чего делается запись в журнале регистрации вводного инструктажа с обязательными росписями инструктируемого и инструктирующего а так же в приказе о приеме на работу (форма Т-1).
Первичный инструктаж на рабочем месте проводится до начала производственной деятельности непосредственным руководителем подразделения (начальник цеха бюро старший мастер мастер участка) с соответствующей регистрацией в журнале инструктажа на рабочем месте. Повторный инструктаж проводят индивидуально или с группой работников одной профессии по программе первичного инструктажа 1 раз в 6 месяцев.
Внеплановый инструктаж проводят при:
-введении в действие новых или переработанных стандартов правил инструкций по охране труда;
-изменении технологического процесса замене или модернизации оборудования приспособления инструмента и др.;
-нарушении работниками правил безопасности труда;
-перерывах в работе более 60 дней.
Целевой инструктаж проводят при выполнении разовых работ не связанных с прямыми обязанностями по специальности. Как и первичный повторный и целевой инструктаж проводит непосредственный руководитель подразделения с соответствующей регистрацией в журнале проведения конкретного инструктажа.
2 Меры электробезопасности обеспечивающие безопасную работу
Оперативное обслуживание электроустановок зависит от организации согласованной надежной и безопасной работы всех составных частей электрохозяйства координации действий персонала при всех видах проводимых им работ.
Вид оперативного обслуживания число лиц из оперативного персонала в смену или на электроустановке определяется лицом ответственным за электрохозяйство и указывается в инструкциях.
К оперативному обслуживанию электроустановок допускаются лица знающие оперативные схемы должностные и эксплутационные инструкции особенности оборудования и прошедшие обучение и проверку знаний.
Лица из оперативного персонала обслуживающие электроустановки единолично и старшие в смене или бригаде за которыми закреплена данная электроустановка должны иметь группу по электробезопасности не ниже четвертой в установках напряжением выше 1000 В и третьей в электроустановках напряжением до 1000 В.
Оперативный персонал должен работать по графику утвержденному лицом ответственным за электрохозяйство предприятия или структурного подразделения. В случае необходимости с разрешения лица утверждавшего график допускается замена одного дежурного другим.
Лицо из оперативного персонала придя на дежурство должно принять смену от предыдущего дежурного а после окончания работы сдать смену в соответствии с графиком. Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.
При приемке смены оперативный персонал обязан:
а) ознакомиться по схеме с состоянием и режимом работы оборудования на своем участке путем личного осмотра в объеме установленном инструкцией;
б) получить сведения от дежурного сдающего смену об оборудовании за которым следует вести тщательное наблюдение для предупреждения аварии или неполадок и об оборудовании находящемся в ремонте или резерве;
в) проверить и принять инструмент материалы ключи от помещений средства защиты оперативную документацию и инструкции;
г) ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время прошедшее с его последнего дежурства;
д) оформить приемку смены записью в журнале ведомости а также на оперативной схеме подписями лица принимающего смену и лица сдающего ее;
е) доложить старшему по смене о вступлении на дежурство и о неполадках замеченных при приемке смены.
Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии производства переключений или операций по включению и отключению оборудования запрещаются.
Приемка смены при неисправном оборудовании или ненормальном режиме его работы допускается только с разрешения лица ответственного за данную электроустановку или вышестоящего лица о чем делается отметка в оперативном журнале.
Лицо из оперативного персонала во время своего дежурства является ответственным за правильное обслуживание и безаварийную работу всего оборудования на порученном ему участке.
Старший по смене из оперативного персонала обязан единолично или совместно обязан выполнять требования диспетчера энергосистемы по снижению электрической нагрузки и сокращению расхода электропотребления требования диспетчера энергосистемы о переключении питающих и транзитных линий электропередачи а также об отключении отдельных линий при аварийном положении в энергоснабжающей организации.
Старший по смене из оперативного персонала обязан немедленно поставить в известность диспетчера энергоснабжающей организации об авариях вызвавших отключение одной или нескольких линий электропередачи питающих предприятие.
При нарушении режима работы повреждении или аварии с электрооборудованием оперативный персонал обязан самостоятельно и немедленно с помощью подчиненного ему персонала принять меры к восстановлению нормального режима работы и сообщить о происшедшем непосредственно старшему по смене или лицу ответственному за энергохозяйство.
Оперативный персонал обязан проводить обходы и осмотры оборудования и производственных помещений на закрепленном за ним участке.
Осмотр электроустановок могут выполнять единолично:
а) лицо из административно-технического персонала с пятой группой по электробезопасности в установках напряжением выше 1000 В и с четвертой группой в электроустановках напряжением до 1000 В;
б) лицо из оперативного персонала обслуживающего данную электроустановку с группой по электробезопасности не ниже третьей.
Лицам из оперативного персонала обслуживающего электрооборудование и электрическую часть различного технологического оборудования до 1000 В разрешается единолично открывать дверцы щитов пусковых устройств пультов управления и др.
При осмотре электроустановок напряжением выше 1000 В единолично запрещается: проникать за ограждения входить в камеры РУ выполнять какие-либо работы.
Осмотр камер закрытых распределительных устройств (ЗРУ) с входом за ограждение при необходимости разрешается выполнять только лицу с группой по электробезопасности не ниже четвертой при условии что в проходах расстояние от пола составляет: до нижних фланцев изоляторов составляет не менее 2 м до не огражденных токоведущих частей – не менее 25 м при напряжении до 10 кВ не менее 275 м при напряжении до 35 кВ не менее 35 м при напряжении 110 кВ и не менее 42 м при напряжении 150 – 220 кВ. При расстояниях меньше указанных вход за ограждения разрешается только в присутствии второго лица с группой не ниже третьей.
Осмотры выявление и ликвидация неисправностей в электроустановках без постоянного дежурного персонала производятся централизованно выездным персоналом осуществляющим надзор и работы по объекту периодичность которых устанавливается ответственным за электрохозяйство в зависимости от местных условий. Результаты осмотров должны фиксироваться в оперативном журнале.
Для подготовки рабочего места при работах со снятием напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:
а) произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
б) на приводах ручного и на ключах дистанционного управления комму- тационной аппаратурой вывешены запрещающие плакаты;
в) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;
г) наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
д) вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до и после наложения заземлений.
При оперативном обслуживании электроустановки двумя и более лицами в смену перечисленные в настоящем пункте мероприятия должны выполнять двое. При единоличном обслуживании их может выполнять одно лицо.
Производство отключений.
В электроустановках напряжением до 1000 В с токоведущих частей на которых будет производиться работа напряжение со всех сторон должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом а при наличии в схеме предохранителей — снятием последних.
При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами как запирание рукояток или дверец шкафа укрытие кнопок установка между контактами изолирующих накладок и др. Допускается также снимать напряжение коммутационным аппаратом с дистанционным управлением при условии отсоединения концов от включающей катушки.
Безопасное расположение людей при обслуживании электроустановок приведено в таблице 9.1:
Таблица 9.1 - Безопасное расположение людей при обслуживании
Расстояние до токоведущих частей м
приспособлений от временных ограждений
От механизмов и машин в рабочем и
положениях от стропов и грузов
В РУ без прикосновения не нормируется
Если позволяют конструктивное исполнение аппаратов и характер работы перечисленные выше меры могут быть заменены расшиновкой или отсоединением концов кабеля проводов от коммутационного аппарата либо от оборудования на котором должна производиться работа.
Расшиновку или отсоединение концов кабеля проводов может выполнять лицо с группой по электробезопасности не ниже III из ремонтного персонала под руководством допускающего. С ближайших к рабочему месту токоведущих частей доступных для непреднамеренного прикосновения напряжение должно быть снято либо они должны быть ограждены.
Отключенное положение коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В с недоступными для осмотра контактами (автоматы невыкатного типа пакетные выключатели рубильники в закрытом исполнении и т.п.) определяется проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах проводах или на зажимах оборудования получающего питание от коммутационных аппаратов.
Вывешивание предупреждающих плакатов ограждение рабочего места:
Непосредственно после проведения необходимых отключений на ключах и кнопках дистанционного управления ими на коммутационной аппаратуре напряжением до 1000 В (автоматы рубильники выключатели) отключенных при подготовке рабочего места должны быть вывешены плакаты «Не включать. Работают люди» а отключенных для допуска к работе КЛ – плакаты «Не включать. Работа на линии». У разъединителей управляемых оперативной штангой плакаты вывешиваются на ограждениях а у разъединителей с полюсным приводом – на приводе каждого полюса.
Неотключенные токоведущие части доступные для непреднамеренного прикосновения должны быть на время работы ограждены. Для временного ограждения могут применяться щиты (ширмы) экраны и т.п. изготовленные из дерева или других изоляционных материалов.
После включения заземляющих ножей или установки переносных зазем- лений в закрытых электроустановках на сетчатых или сплошных ограждениях ячеек соседних с местом работ и расположенных напротив должны быть вывешены плакаты «Стой. Напряжение».
Соседние ячейки и ячейки расположенные напротив места работы не имеющие указанных ограждений а также проходы куда персоналу не следует входить должны быть ограждены переносными щитами (ширмами) с такими же плакатами на них. Переносные щиты должны устанавливаться с таким расчетом чтобы они не препятствовали выходу персонала из помещения в случае возникновения опасности.
ОРУ на участках конструкции по которым можно пройти от рабочего места к соседним участкам где есть напряжение должны быть установлены хорошо видимые плакаты «Стой. Напряжение». Эти плакаты может устанавливать лицо с группой по электробезопасности не ниже III из оперативно-ремонтного или ремонтного персонала под руководством допускающего.
В электроустановках кроме ВЛ на всех подготовленных рабочих местах после наложения заземления и ограждения рабочего места должен быть вывешен плакат «Работать здесь».
Во время работы персоналу запрещается переставлять или убирать плакаты и установленные временные ограждения и проникать на территорию огражденных участков. Все плакаты вывешиваются и снимаются только по распоряжению оперативного персонала.
Проверка отсутствия напряжения:
Перед началом всех видов работ в электроустановках со снятием напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверка отсутствия напряжения между всеми фазами между каждой фазой и землей каждой фазой и нулевым проводом на отключенной для производства работ части электроустановки должна быть проведена допускающим после вывешивания предупреждающих плакатов.
В электроустановках проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения заводского изготовления исправность которого перед применением должна быть установлена посредством предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям расположенным поблизости и заведомо находящихся под напряжением.
В электроустановках напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при применением двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения нужно как между фазами так и между каждой фазой с заземленным корпусом оборудования или заземляющим (зануляющим проводом). Допускается применять предварительно проверенный вольтметр. Пользоваться контрольными лампами запрещается.
Устройства сигнализирующие об отключенном состоянии аппаратов блокирующие устройства постоянно включенные вольтметры и т.п. являются только вспомогательными средствами на основании показаний или действия которых не допускается делать заключение об отсутствии напряжения.
Указание сигнализирующих устройств о наличии напряжения является безусловным признаком недопустимости приближения к данному оборудованию.
Проверять отсутствие напряжения в электроустановках и в РУ разрешается одному лицу из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже III в установках до 1000 В.
Работы на коммутационных аппаратах:
Перед допуском к работе на коммутационных аппаратах с дистанционным управлением должны быть:
- отключены силовые цепи привода оперативного тока и цепи подогрева; закрыты и заперты на замок задвижки на трубопроводе подачи воздуха в бак выключателей или на пневматические приводы и выпущен в атмосферу имеющийся в них воздух при этом спускные пробки (клапаны) оставляются в открытом положении;
- приведены в нерабочее положение включающий груз или включающие пружины;
- вывешены плакаты «Не включать. Работают люди» на ключах дистанционного управления и «Не открывать. Работают люди» на закрытых задвижках.
Для пробных включений и отключений коммутационного аппарата при его наладке и регулировке допускается при несданном наряде временная подача напряжения в цепи оперативного тока и силовые цепи привода в цели
сигнализации и подогрева а также подача воздуха в привод и на выключатель.
Установку снятых предохранителей включение отключенных цепей и
открытие задвижек при подаче воздуха а также снятие на время опробования плакатов «Не включать. Работают люди» и «Не открывать. Работают люди» осуществляет оперативный персонал или по его разрешению производитель работ. Дистанционно включать или отключать коммутационный аппарат для опробования разрешается лицу ведущему наладку или регулировку либо по его требованию оперативному персоналу.
После опробования при необходимости продолжения работы на коммутационном аппарате лицом из оперативного персонала или по его разрешению производителем работ должны быть выполнены технические мероприятия требуемые для допуска к работе.
Перед допуском к работе связанной с пребыванием людей внутри воздухосборников необходимо:
- закрыть задвижки на всех воздухопроводах по которым может быть подан воздух запереть их на замок вывесить на задвижках плакаты «Не открывать. Работают люди»;
- выпустить воздух находящийся под давлением в воздухосборнике оставив открытыми пробку в его верхней части и спускную задвижку; отсоединить от воздухосборника воздухопровод подачи воздуха и установить на нем заглушки.
Компрессорную установку должно обслуживать в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздухопроводов и газопроводов» лицо с группой по электробезопасности III закрепленное за этой установкой.
3 Охрана окружающей среды
Одной из важнейших задач современности является проблема защиты окружающей среды. Выбросы промышленных предприятий энергетических систем и транспорта в атмосферу водоемы и недра на современном этапе развития достигли таких размеров что в некоторых районах уровень загрязнения существенно превышает санитарные нормы. Особую опасность представляет собой загрязнение атмосферы.
Существует четыре класса опасности веществ. Механические цеха относятся к IV классу. Экономический эффект принятых мероприятий по сокращению промышленных выбросов в атмосферу достигается за счет предотвращения экономического ущерба в зоне их влияния на:
-коммунальное хозяйство;
-лесное и сельское хозяйство.
При рассмотрении комплекса мер по защите окружающей среды часто забывают о неблагоприятных влияниях шума инфразвука и вибрации на жизнедеятельность людей. В городах транспортные и промышленные шумы бытовые приборы и прочее создают системное звуковое воздействие на организм человека. Шумовые загрязнения окружающей среды являются одной из серьезных проблем. в некоторых случаях возможны загрязнения окружающей среды тепловыми выбросами световыми ультрафиолетовыми и ионизирующими излучениями.
Среди различных составляющих экологической проблемы (истощение сырьевых ресурсов нехватка чистой пресной воды возможные климатические катастрофы) наиболее угрожающий характер приняла проблема загрязнения природных ресурсов воды воздуха и почвы отходами промышленности и транспорта. На ГЗСУ для очистки промышленных стоков применяются промышленные грязеотстойники. Эмульсия и масла в цехах собираются и сдаются.
Для очистки воздуха от промышленной пыли применяются местные отсосы в заточных отделениях и общие в цехах.
Необходимость охраны окружающей среды нашла отражение в "Основных направлениях развития народного хозяйства". В области охраны окружающей среды поставлены задачи по улучшению и совершенствованию технологических процессов с целью сокращения выбросов вредных веществ в окружающую среду созданию безотходных технологий увеличению выпуска высокоэффективных газо-пылеулавливающих аппаратов воздухоочистительного оборудования а так же приборов и автоматических станций контроля за загрязнением окружающей среды.
В данном цехе воздух рабочей зоны имеет большое количество аэрозоли индустриальных масел абразивной пыли которая возникает при заточке инструмента.
По ГОСТ 121005 - 85 установлены предельные допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений.
Таблица9.2 Предельно допустимые концентрации вредных веществ.
Аэрозоль индустриальных масел
Пыль неорганическая:
-с содержанием двуокиси кремния
Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе - это концентрации которые при 8-ми часовом рабочем дне за весь день не вызывают заболеваний или отклонений в состоянии здоровья.
Стандарт устанавливает ПДК для более чем 700 видов вредных веществ. При длительности работы в атмосфере содержащей окись углерода не более 1-го часа ПДК окиси углерода может быть повышена до 50 мгм3 при длительности работы не более 30-ти минут - до 100 мгм3 при длительности работы не более 15-ти минут - до 200 мгм3.
Повторные работы в условиях содержания окиси углерода в воздухе рабочей зоны могут проводиться с перерывом не менее 2-х часов.
Предприятия и сооружения с технологическими процессами являющимися источниками выделения вредных и опасных веществ в окружающую среду должны отделяться от жилой застройки санитарно-защитными зонами.
Для определения этих зон все промышленные предприятия в зависимости от характера производства разделены на пять классов (СН 246-71). К первым трем классам (с зонами соответственно 1000м 500м 300м) относятся металлургические химические термические и другие предприятия. Машиностроительные предприятия относятся преимущественно к IV и V классам.
Класс IV устанавливает санитарно-защитную зону 100м. В этот класс входят предприятия по производству машин и приборов электротехнической промышленности при наличии литейных и других горячих цехов предприятия металлообрабатывающей промышленности имеющие литейные цеха с чугунным стальным ( в количестве 10000тгод) цветным (в количестве до 100 тгод )литьем и т.д.
Класс V устанавливает санитарно-защитную зону 50м. В этот класс входят предприятия металлообрабатывающей промышленности имеющие цеха с термической обработкой но без литейных; предприятия по производству приборов для электротехнической промышленности при отсутствии литейных цехов и без применения ртути.
Установленные для промышленных предприятий санитарно-защитные зоны уменьшают возможность выноса за пределы этих зон пыли вредных газов шума. В отдельных случаях защитная зона может быть увеличена но не более чем в 3 раза.
Территории санитарно-защитных зон допускается использовать для строительства зданий управления бытового обслуживания складов гаражей стоянок транспортных средств озеленения.
В данном разделе подробно были рассмотрены вопросы организации охраны труда и техники безопасности а также вопросы безопасности при оперативном обслуживании электроустановок безопасного расположения людей при обслуживании электроустановок.

Заключение.doc

В данном дипломном проекте была реконструирована подстанция 1103510 кВ г. Лоев.
Переделанная часть подстанции 1103510 кВ была спроектирована с учетом нагрузок которые снизились в несколько раз и основными являются коммунально-бытовые потребители при этом на подстанции устанавливается два трансформатора мощностью 63 МВА и 25 МВА вместо 10 МВА и 63 МВА.
Схемы подстанции представлены на листах 1 и 3 графической части до и после реконструкции соответственно.
Так же на подстанции 1103510кВ было заменено следующее оборудование:
на стороне 110кВ установлены выключатели типа ВГТ-110-402500 У3 в замен отделителя и короткозамыкателя и разъединители типа РНД-110630У3;
на стороне 35кВ были заменены масленые выключатели вакуумными фирмы «Таврида-электрик» типа ВБС-35-25630 У3 и разъединители РНД-110630 У3;
на стороне 10кВ были установлены вакуумные выключатели фирмы “Siemens” типа 3АН5-10-131800 У3 вместо масленых ВМП-10-20630 У3.
Учет расхода электроэнергии на подстанции осуществляется с помощью микропроцессорного устройства “Симэк-48” к которому подключены 34 счетчика активной и реактивной электроэнергии.
При реконструкции питающие сети не изменялись т.к. это очень дорогостоящая конфигурация.
ОРУ 110кВ было полностью демонтировано и заменено на комплектное ОРУ построенное на жестких шинах.
На стороне 10кВ установлено КРУН фирмы «Иносат» типа КРУН БЕЛ-10.
Также были замены трансформаторы собственных нужд на сухие типа ТСЗ-10010.
При расчете токов короткого замыкания был применен программный комплекс “ТКЗ – 3000”.
Релейная защита отходящих линий 10кВ построена на базе микропроцессорного устройства РЗЛ-01.02 которое рекомендуется устанавливать на реконструируемые подстанции.
Сметная стоимость демонтажа старого и монтажа нового оборудования подстанции составила 109223141 руб. в ценах 2007г а стоимость основного оборудования – 251981046 руб.
По результатам расчета сетевых графиков время реконструкцию составило 79 рабочих дней.
В проекте предложены рекомендации по подстанции с точки зрения охраны труда и техники безопасности.
Генплан ОРУ 110кВ и КРУН представлены на листе 2 графической части.

Задание дп1.doc

Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого
Факультет Энергетический Кафедра Электроснабжение
ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
Студенту Кравченко Игорю Николаевичу
Тема проекта Анализ режимов напряжения и электрических нагрузок в электрических сетях и реконструкция подстанции “Лоев” в связи c износом электрического оборудования.
(Утверждена приказом по вузу от 09.03.2007 г. № 299-с )
Сроки сдачи студентом законченного проекта 1.06.2007 г.
Исходные данные к проекту1. Материалы преддипломной практики.
Генплан подстанции. 3. Электрическая схема подстанции. 4.Схема исследуемого участка сети. 5. Перечень оборудования трансформаторных подстанций
и установленная их мощность.
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) Введение. 1.Оценка электрического хозяйства подстанции “Лоев”. 2. Анализ электрических показателей режимов работы подстанции. 3.Расчет токов короткого замыкания подстанции. 4. Мероприятия по замене электрического оборудования подстанции “Лоев”. 5.Выбор токоведущих частей изоляторов и измерительных трансформаторов на подстанции “Лоев”. 6.Релейная защита и автоматика элементов электрической сети. 7.Система телемеханики и диспетчерское управление. 8.Организационно–экономическая часть. 9. Охрана труда техника безопасности и охрана окружающей среды.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графика) 1.Главная схема электрических соединений существующей подстанции 1103510 Лоев. 2.Генплан подстанции Лоев. 3.Оптимальная схема подстанции 1103510 после реконструкции. 4.Уровни напряжения и режимы работы трансформаторов. 5.Релейная защита подстанции. 6.Телемеханика подстанции. 7.Технико-экономические показатели проекта.
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта) 1. Основная часть – к.т.н доцент Ю.Н. Колесник
Экономическая часть – преподаватель Г.А. Прокопчик
Охрана труда и техника безопасности - ст. преподаватель В.Д. Елкин
Релейная защита и автоматика – доцент Л.И. Евминов .
выдачи задания «23 » февраля 2007 г.
Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)
Пункты задания 1 2 – 19.07 г.
Пункт 3 – 15.04.2007 г.
Графическая часть – 5.05. 2007 г.
Пункт 4 – 25.04. 2007 г.
Пункты 56 – 10.05. 2007 г.
Пункты 78 – 25.05. 2007 г.
Оформление пояснительной записки – 30.05. 2007 г.
Задание принял к исполнению (дата) «23 » февраля 2007 г.
Примечание: Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом представляется при сдаче проекта

Введение.doc

Данный дипломный проект является одним из вариантов реконструкций типовых подстанций напряжением 1103510 кВ. Такого рода подстанции широко применялись для питания районных энергетических систем в основном они были введены в эксплуатацию во второй половине прошлого века и развивались до аварии на ЧАЭС либо до 1991г. Их особенностями является сложная конфигурация сетей питание от нескольких источников и как правило на них устанавливаются трансформаторы разных классов напряжения и мощности.
Несмотря на все выше перечисленные сложности данные подстанции выполняют основные требования которые предъявляются и на нынешний день а именно:
передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления;
надежная работа установок и энергосистем в целом;
заданное качество электроэнергии.
В связи с большим износом электрооборудования данная подстанция нуждается в частичной реконструкции особенно на стороне 110 кВ. При реконструкции кроме требований указанных выше необходимо также выполнить:
минимизировать капитальные затраты на реконструкцию;
повысить надежность;
получить возможность сокращения ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Итак конкретными задачами дипломного проекта являются:
произвести анализ подстанции и ЗРУ 10 кВ с целью обнаружения оборудования требующего замены;
изучить схему оперативных переключений и выявить максимальный и минимальный режимы работы подстанции;
произвести расчет токов короткого замыкания для максимального и минимального режимов работы;
произвести выбор нового оборудования и релейной защиты;
рассчитать смету на реконструкцию подстанции.
Обязательным пунктом дипломного проекта должно являться применение ПЭВМ.

титул.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
Гомельский государственный технический университет
Кафедра «Электроснабжение»
РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ
НА ТЕМУ: Анализ режимов напряжения и электрических нагрузок в электрических сетях и реконструкция подстанции «Лоев» в связи с износом электрооборудования.
к.т.н. доцент Колесник Ю.Н.
к.т.н. доцент Евминов Л.И.
ст. препод. Прокопчик Г.А.
ст. препод. Елкин В.Д.
к.т.н. доцент Широков О.Г.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ
В ГОСУДАРСТВЕННОЙ ЭКЗАМЕНАЦИОННОЙ КОМИССИИ
к.т.н. доцент. Сычев А.В.
Графическая часть __ листов А1
Пояснительная записка __ страниц

Раздел 4.DOC

4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАМЕНЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ “ЛОЕВ”
1 Замена силовых трансформаторов
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей и является таким образом технико-экономической задачей.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке 5-го года эксплуатации подстанции считая с года ввода трансформатора.
Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40% мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 065 — 07 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех потребителей при аварийном выходе одного трансформатора. Это значение должно уточняться при наличии резервирования по сети вторичного напряжения особенно при выборе автотрансформаторов с СН 110 — 220 кВ питающих разветвленную сеть 110 — 220 кВ.
Применение однотрансформаторных подстанций допускается: в качестве первого этапа сооружения двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки (когда достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше чем через 3 года после ввода первого трансформатора). При этом на период работы одного трансформатора должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения;
При существующей шкале номинальных мощностей трансформаторов можно заметно снизить необходимую суммарную мощность на подстанции при увеличении количества трансформаторов свыше двух. Однако несмотря на это капитальные затраты и эксплуатационные расходы в целом по подстанции получаются как правило большими вследствие роста удельных затрат на 1 кВ×А с уменьшением единичной мощности трансформатора.
С учетом изложенного установка на подстанциях более двух трансформаторов (автотрансформаторов) применяется в следующих случаях:
- на подстанциях промышленных предприятий если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки (электропечи и т. ст.);
- если по технико-экономическим соображениям целесообразно использование на подстанции двух средних напряжений;
- если вариант групп из двух спаренных трехфазных автотрансформаторов имеет технико-экономические преимущества по сравнению с группами из однофазных автотрансформаторов.
В трех последних случаях два автотрансформатора как правило подключаются на стороне ВН под общий выключатель.
На всех подстанциях со средним напряжением 110 кВ и выше напряжение третьей обмотки автотрансформаторов принимается как правило равным 10 кВ. Обмотка служит для питания синхронных компенсаторов. В случае когда схемой сети на данной подстанции предусмотрена установка батарей конденсаторов напряжение третьей обмотки для их присоединения принимается равным 35 кВ. При наличии потребителей 35 10 или 6 кВ местного района должны предусматриваться двухобмоточные (106 или 1035 кВ) или трехобмоточные (35106 кВ) трансформаторы.
Трансформаторы (автотрансформаторы) принимаются со встроенным
регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Установка отдельных
последовательных регулировочных трансформаторов допускается только при отсутствии соответствующих трансформаторов (автотрансформаторов) с РПН (в частности при питании потребителей от третичных обмоток автотрансформаторов).
Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей а также наличия резервных
источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от
подстанции питаются потребители всех трех категорий то по условию
надежности требуется установка нескольких трансформаторов.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения согласно [10]:
где Sрасч - расчетная мощность трансформатора МВ×А;
Sнб – наибольшая протекаемая мощность по трансформаторам связи при наихудшем режиме (в нашем случае при отключении одного трансформатора) МВ×А;
Выбор силового трансформатора Т1:
Нагрузка подстанции на стороне 10 кВ Sннб = 139 МВА а на стороне 35 кВ Sснб = 26 МВА.
Расчетная мощность средней обмотки:
Округляем до ближайшего большего значения.
Выбираем трансформатор ТМТН-630011035;
Выбор силового трансформатора Т2:
Расчетную мощность Т2 определим по формуле (4.1) причем половина мощности приходится на трансформатор Т2 и равна Sннб = 116 МВА. В соответствии с ГОСТ 11677-65 масляные трансформаторы допускают длительную нагрузку превышающую на 5%.
Выбираем трансформатор ТМН-250035;
2 Выбор коммутационного оборудования
2.1 Выбор выключателей 110 35 и 10 кВ
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
По напряжению электроустановки
где Uном Iном - паспортные(каталожные) параметры выключателя;
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
Ino Iдин iУ Imдин (4.4)
где Ino и iУ - расчетные значения периодической составляющей тока к.з. и
ударного тока в цепи для которой выбирается выключатель;
IдинImдин - действующее и амплитудное значение предельного и
сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключа теля).
На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:
где – значение импульса квадратичного тока гарантированное заводом
изготовителем определяется по формуле:
где IT – термический ток предельной стойкости;
tT – допустимое время действия термического тока предельной
IT и tT – справочные данные;
B – Расчетный импульс квадратичного тока к.з. определяется по формуле:
где tоткл – время отключения к.з.:
tоткл=tрз+tвык ; (4.8)
где tрз – время действия релейной защиты;
tвык - собственное время отключения выключателя(каталожное
Необходимо отметить что расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з..
Разъединители отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению Uном номинальному длительному току Iном а в режиме к.з. проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
Выбор выключателей ЗАН5 фирмы siemens выполним в табличной форме. Выбор выключателей на стороне низшего напряжения ПС представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Выбор выключателей ЗАН5 на стороне 10 кВ.
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбран выключатель типа: 3АН5-10-131800 У3
По [11] принимаем выключатели 3АН5-10-131800 У3.
Выбор выключателей на стороне 35 кВ представлен в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Выбор выключателей на стороне 35 кВ.
Выбран выключатель типа: ВБС-35-25630 У3
Согласно [13] выбираем выключатель типа ВБС-35-25630 У3. Данный выключатель является вакуумным стационарным и устанавливается на открытом воздухе.
В последнее время короткозамыкатели и отделители не устанавливаются при реконструкции подстанции поэтому на стороне 110 кВ выбираем элегазовые выключатели. Выбор выключателей на стороне 110 кВ представлен в таблице 4.3.
Таблица 4.3 - Выбор выключателей на стороне 110 кВ..
Выбран выключатель типа: ВГТ-110-402500 У3
Согласно [13] выбираем выключатель типа ВГТ-110-402500 У3. Данный выключатель является элегазовым и устанавливается на открытом воздухе.
2.2Выбор разъединителей подстанции.
Произведем выбор разъединителей и выполним в табличной форме в виде таблицы 4.4 и таблицы 4.5.
Таблица 4.4 - Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.
По [11] выбираем разъединители типа РНД-110630 У3.
Таблица 4.5 - Выбор разъединителей на стороне 35 кВ.
По [11] выбираем разъединители типа РНД-35630 У3.
3 Выбор и характеристика комплектного распределительного устройства
Выбираем комплектное распределительное устройство КРУН БЕЛ-10.
КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии
переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 10 кВ для сетей с изолированной или компенсированной нейтралью для комплектования электрических подстанций наружной установки.Технические характеристики и параметры КРУН приведены в таблице 4.4.
Таблица 4.4. - Технические данные и характеристики КРУН
Наименование параметра
Номинальное напряжение кВ
Наибольшее рабочее напряжение кВ
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения
Ток термической стойкости в
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей кА
Тип базового вакуумного выключателя
Степень защиты оболочек
Брызгозащищенное исполнение IP34
Наличие коридора управления
Габариты ячеек L*B*H мм
Масса ячейки (максимальная) кг
Вид климатического исполнения КРУ – У1 по ГОСТ 15150-69.
а) температура окружающего воздуха не выше +40 и не ниже -40 С
(эпизодически -40 С);
б) относительная влажность воздуха не более 80 % при температуре
окружающего воздуха 20 С;
в) высота установки над уровнем моря не более 1000 м;
г) окружающая среда - атмосфера типа 11 по ГОСТ 15150-69.
КРУ не предназначено для работы в среде подвергающейся загрязнению действию газов испарений и химических отложений вредных для изоляции а также в пожароопасных и взрывоопасных средах.
Общие сведения о конструкции.
КРУ представляет собой блок высоковольтных ячеек с коридором управления. Блок устанавливается на заглубленном фундаменте . Конструкция блока обеспечивает возможность стыковки блоков ячеек по сборным шинам. Заземление блока осуществляется путем приварки оснований ячеек к контуру заземления. Защита металлоконструкций КРУ от коррозии осуществляется лакокрасочными и гальваническими покрытиями. Блок КРУ – это смонтированный на жесткой раме металлический корпус служащий защитной оболочкой как высоковольтного оборудования так и КРУ в целом. Блок разделен на высоковольтную часть и коридор управления. Высоковольтная часть блока разделена вертикальными перегородками на ячейки. В ячейках размещается высоковольтное оборудование и шкафы управления с аппаратурой вспомогательных цепей. Компоновка ячеек и блока в целом предусматривает удобство осмотров ремонта и демонтажа основного оборудования во время эксплуатации КРУ без снятия напряжения со сборных шин и соседних присоединений.
В КРУ имеются блокировки допускающие:
- перемещение выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножах заземляющего разъединителя;
- включение вакуумного выключателя при нахождении выкатного
элемента между рабочим и контрольным положением;
- перемещение выкатного элемента из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном вакуумном выключателе.
Нормальная работа КРУ при отрицательных температурах и в условиях выпадения росы обеспечивается надежным уплотнением всех соединений элементов оболочки применением росоустойчивого оборудования а также применение устройств подогрева. Надежность электроснабжения обеспечивается релейной защитой. Эксплуатация КРУ не требует постоянного обслуживания.
Описание составных частей КРУ:
С целью уменьшения разрушающего воздействия избыточного давления газов при коротких замыканиях для сброса избыточного давления газов внутри ячеек КРУ предусмотрено следующее:
- крыша ячеек с воздушным вводомвыводом снабжена разгрузочным клапаном
- отсеки ввода и выкатного элемента имеют дифференциальный разгрузочный клапан
- в КРУ имеется быстродействующая дуговая защита выполненная на светочувствительных элементах установленных в высоковольтных отсеках.
Блокировка выкатного элемента выполняется как механической так и электромагнитной.
В отсеке выкатного элемента смонтированы: привод заземляющего разъединителя проходного изолятора с неподвижной частью разъединяющих контактов главных цепей. Выкатные элементы (ВЭ) представляют собой сварную конструкцию на которой установлено высоковольтное оборудование определяемое схемой соединения главных цепей и разъединяющие контакты.
В КРУ имеются два вида ВЭ:
- выкатной элемент с вакуумным выключателем;
- выкатной элемент с трансформаторами напряжения и ограничителями перенапряжений в ячейке с трансформаторами напряжения. +
Шкафы управления предназначены для установки оборудования вспомогательных цепей (аппаратуры релейной защиты схем автоматики управления измерения и сигнализации). Состав и соединения аппаратуры вспомогательных цепей определяются соответствующими схемами в зависимости от назначения ячеек. Шкафы управления представляющие каркасную сварную конструкцию установлены над отсеком ВЭ. На двери шкафа установлены приборы сигнализации измерения и ручного управления. Остальная низковольтная аппаратура вспомогательных цепей смонтирована внутри шкафа на неподвижной панели. Для ввода контрольных кабелей в шкафы управления в основании коридора управления имеются отверстия.
Коридор управления КРУ выполнен сборным из отдельных элементов: рамы основания стоек ферм торцевых стенок с дверьми передних стенок крыши и продольных элементов. Коридор управления имеет общее освещение с использованием закрытых полугерметичных светильников. Выключатели освещения расположены у входа в КРУ на внутренней стороне торцевых стенок. На боковой стене коридора закреплены шкаф ввода питания и обогрева и шкаф защиты ТСН. Ввод кабелей и проводов осуществляется сверху. Шкаф ввода питания и обогрева обеспечивает питание цепей управления защиты сигнализации и освещения. Обогрев шкафов управления включается автоматически при температуре ниже 5 С.
4 Выбор трансформаторов собственных нужд
Наиболее ответственными потребителями с. н. подстанций являются оперативные цепи система связи телемеханики система охлаждения трансформаторов и CK аварийное освещение система пожаротушения электроприемники компрессорной.
Таблица 4.5. – Нагрузка собственных нужд подстанции.
Установленная мощность кВт
Количество приемников шт.
Электродвигатели обдува трансформаторов
шкафов релейной аппаратуры
Подогрев приводов разъединителей
Отопление и освещение помещения приезжего персонала
Нагрузка потребляемая оперативными цепями
Принимаем трансформатор 2xТСЗ-10010.
Рис. 4.1. Схема питания с. н. подстанции с оперативным переменным током
Выбор кабеля для питания ТСН.
При Тmax=6000 ч jэк=12 для алюминиевых кабелей с бумажной изоляцией
Предварительно выбираем сечение q=16 cм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле nз=15оС; Iдоп=75 А.
Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды nокр=20о К1=096.
Поправочный коэффициент на количество параллельно проложенных кабелей К2=091.
Поправочный коэффициент на вид почвы (песок влажности более 9%) К3=105.
Термический импульс короткого замыкания
Минимальное термически стойкое сечение
Ближайшее большее сечение удовлетворяющее термической стойкости q=20 мм2.
Принимаем АБ-3х50 Iдоп=140 А
Выбор предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд.
Номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному напряжению установки
Условие выбора по току длительного режима
Imax.раб Iном.(4.10)
Условие выбора по отключающей способности:
При выборе номинального тока плавкой вставки предохранителя следует учитывать избирательность защиты пусковые токи двигателей а также броски намагничивающих токов трансформаторов.
Предварительно принимаем предохранитель типа ПК-10.
Uуст =10 кВ Uн=10 кВ
Imax.раб=16 А Iном=160(√3*10)=923 А
Iпо =39кА Iотк.ном=10 кА
Окончательно принимаем ПК-10 Iпл=16 А Iоткл=10 кА.
5 Выбор ограничителей перенапряжения
Выбор наибольшего длительно допустимого рабочего напряжения ОПН Uнр
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ОПН Uнр должно быть не ниже наибольшего рабочего напряжения сети Uн.раб.с или защищаемого оборудования Uн.р.о.
Uнр > Uн.раб.с.. (4.12)
Повышения напряжения возникающие при оперативных переключениях или аварийных режимах учитываются в соответствии с условиями работы ОПН в квазиустановившихся режимах.
Выбор класса энергоемкости ОПН
Критерием оценки энергоемкости ОПН является его способность пропускать нормируемые импульсы тока коммутационного перенапряжения без потери рабочих качеств.
При установке ограничителя на шунтовых конденсаторных батареях или кабельных присоединениях энергия поглощаемая ОПН может быть рассчитана по выражению:
где: С - емкость батареи или кабеля Ф.
Поглощаемая энергия не должна превосходить допустимую энергоемкость ОПН Wдоп=Wуд·Uнр;
Выбор ОПН по условиям работы в квазиустановившихся режимах
Ограничитель проверяется на соответствие его временных допустимых повышений напряжений квазиустановившимся перенапряжениям при различных видах коммутаций с учетом времени действия релейной защиты линейной и противоаварийной автоматики.
T · Uнр > Uпер.уст. (4.15)
Uпер.уст. - уровень квазистационарных перенапряжений (феррорезонансные перенапряжения резонансное смещение нейтрали);
Т - величина наибольшего допустимого рабочего напряжения в относительных единицах. Определяется исходя из времени существования временных перенапряжений по графику "напряжение - время".
Определение защитного уровня ограничителя при коммутационных перенапряжениях
Аком = (Uдоп - Uост) Uисп > (015-02) (4.16)
где Uдоп - допустимый уровень внутренних перенапряжений;
Uост - остающееся напряжение на ОПН при коммутационном импульсе;
Uисп - значение грозового испытательного импульса;
Определение защитного уровня ограничителя при грозовых перенапряжениях
Агр = (Uдоп - Uост ) Uдоп > (02-025)(4.17)
где Uост - остающееся напряжение на ОПН при номинальном разрядном токе;
(02-025) - координационный интервал.
По данным расчета токов короткого замыкания произведен выбор силовых трансформаторов ТМТН-630011035 и ТМН-250035 основного коммутационного оборудования подстанции требующего замены в связи с реконструкцией.
На стороне высокого напряжения Т1 выбраны элегазовые выключатели
типа ВГТ-110-402500 У3 разъединители типа РНД-110630У3. На стороне высокого напряжения Т2 выбраны вакуумные выключатели типа ВБС-35-25630 У3 разъединители типа РНД-35110У3. На стороне низкого напряжения выбраны вакуумные выключатели 3АН5-10-131800 У3. Для защиты от перенапряжений выбраны устройства ОПН а также комплектное распределительное устройство наружной установки 10 кВ подстанции серии КРУН БЕЛ-10.

РАЗДЕЛ 2.doc

2. АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ
Данная задача состоит из двух разделов: получение показателей и их непосредственный анализ. Для получения этих сведений мы провели эксперимент.
Целью экспериментальных исследований является определение максимальной нагрузки подстанции.
Задача исследований состоит в определении следующих параметров: полной мощности S активной мощности Р и реактивной мощности Q а также действующих значений тока I и напряжения U. Представляют определенный интерес такие показатели как коэффициент активной мощности cosφ коэффициент загрузки силового трансформатора Кз.
Для получения этих параметров мы обратились к РДС Лоевского РЭС. Благодаря этому удалось получить необходимые сведения за последние три года. В дальнейшем значения данных параметров будут использованы для получения статистическим методом максимальных нагрузок.
2 Методика исследований режимов нагрузки. Их результаты и анализ
Контрольные замеры были произведены 18.06.2004г. 17.12.04г. 16.06.05г. 15.12.05г. 20.06.06г. 19.12.06г. Результаты замеров по вводам 110 кВ и 35 кВ трансформаторов Т-1 и Т-2 представлены в табл. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6.
Также для наглядности были построены диаграммы Рис2.1-2.10 причем за последний год были вынесены в графическую часть на листе 2.
Для определения коэффициента загрузки трансформатора Кз используется выражение:
где Sизм.ср – общая максимальная мощность протекающая через силовой трансформатор в течение времени;
Sном.т – общая номинальная мощность силового трансформатора Т-1 равная 6300 кВА и для Т-2 – 2500 кВА.
где Pизм.ср - активная максимальная мощность протекающая через силовой трансформатор в течение времени;
Приведем пример расчета представленных выше параметров при помощи формул 2.1 – 2.3 для трансформатора Т-1 за летний период 2004г.
Расчет для остальных параметров аналогичен.
Контроль полученных на основании показаний счетчиков значений S осуществлялся с помощью измерительных приборов – амперметра и вольтметра.
Например действующие значения линейного напряжения и тока были в 04.00 20.06.04г (Т-1) соответственно. Откуда действующее значение полной мощности S в указанный момент времени составляет:
Табл 2.1 Параметры за летний период 2004г.
Таблица 2.1 Расчетные данные и данные по замерам 2004г.
Табл 2.2 Параметры за зимний период 2004г.
Таблица 2.2 Расчетные данные и данные по замерам 2004г.
Табл 2.3 Параметры за летний период 2005г.
Таблица 2.3 Расчетные данные и данные по замерам 2005г.
Табл 2.4 Параметры за зимний период 2005г.
Таблица 2.4 Расчетные данные и данные по замерам 2005г.
Табл 2.5 Параметры за летний период 2006г.
Таблица 2.5 Расчетные данные и данные по замерам 2006г.
Табл 2.6 Параметры за зимний период 2006г.
Таблица 2.6 Расчетные данные и данные по замерам 2006г.
Рис 2.1 Мощности трансворматора Т-1 летом и зимой 2004г.
Рис 2.2 Мощности трансворматора Т-2 летом и зимой 2004г.
Рис 2.3 Мощности трансворматора Т-1 летом и зимой 2005г
Рис 2.4 Мощности трансворматора Т-2 летом и зимой 2005г
Рис 2.5 Мощности трансворматора Т-1 летом и зимой 2006г
Рис 2.5 Мощности трансворматора Т-2 летом и зимой 2006г
Рис 2.7 Кз и cosφ трансворматора Т-1 летом и зимой 2004г
Рис 2.8 Кз и cosφ трансворматора Т-2 летом и зимой 2004г
Рис 2.9 Кз и cosφ трансворматора Т-1 летом и зимой 2005г
Рис 2.10 Кз и cosφ трансворматора Т-2 летом и зимой 2005г
Рис 2.11 Кз и cosφ трансворматора Т-1 летом и зимой 2006г
Рис 2.12 Кз и cosφ трансворматора Т-2 летом и зимой 2006г
Из сопоставления параметров Sизм и Sном.т видим что сильно отличаются что приводит к очень низкому коэффициенту загрузки. Это наблюдается также и в зимний период.
Следует заметить что полученные результаты соответствуют выборочным замерам проводимыми службой РДС Лоевских районных электросетей.
Для получения более широкой информации о нагрузке подстанции нами был рассмотрен диапазон времени в течение которого проводились замеры а также ставилась задача проверить как меняется нагрузка подстанции в разные периоды времени.
3 Методика измерения напряжения
Для общей картины необходимо было провести измерения напряжения на высоких сторонах трансформаторов Т-1 и Т-2. Измерения проводились в течении суток через равные интервалы времени а именно каждые 30 минут. В это время устройство РПН было отключено на обоих трансформаторах. Эти измерения проводились в только в летний период в 28.04.2007г персоналом Лоевской РДС.
Показания приведены в табличной форме – Табл. 2.7. И для наглядности в виде графика – Рис.13 и 14.
Табл. 2.7 Значение напряжения в течении суток.
Рис 2.13 Изменение напряжения на вводе 110кВ Т-1
Рис 2.14 Изменение напряжения на вводе 35кВ Т-2
Исходя из вышеизложенных показателей можно сделать вывод – загрузка трансформаторов очень низкая. Нельзя провести отключение одного из двух трансформаторов потому что это не будет соответствовать первой категории надежности которой соответствуют многие присоединенные потребители. Кроме того основное влияние оказывают коммунально-бытовые потребители это можно заметить по сильному снижению напряжения во время с 20.00 по 22.00. На основании данного анализа а также учитывая очень длительное время работы трансформаторов можно констатировать необходимость замены трансформаторов на менее мощные. При выборе новых трансформаторов необходимо учесть тот факт что нет роста нагрузок и в ближайшее время не появится.

Сх. замещ кз.dwg

Раздел 7.doc

7 СИСТЕМА ТЕЛЕМЕХАНИКИ И ДИСПЕТЧЕРСКОЕ
В энергетических системах широко используются методы централизованного управления режимами производства и распределения энергии с помощью средств телемеханики. Начатая в послевоенные годы (конец 40-х годов) широкая телемеханизация энергосистем Советского Союза привела к внедрению комплектов телемеханической аппаратуры телесигнализации телеизмерения телеуправления на всех уровнях диспетчерского управления энергосистемами.
В настоящее время телемеханизированы практически все диспетчерские пункты (ДП) энергосистем и энергообъединений а также большое число ДП предприятий электросетей.
Телемеханика – отрасль техники и техническая наука об управлении и контроле на расстоянии посредством преобразования управляющих воздействий и контролируемых параметров в сигналы передаваемые по каналам связи. Телемеханика изучает проблемы связанные с управлением объектами удаленными от центра управления на значительные расстояния. За последние годы средства телемеханики в энергосистемах приобрели ряд качественных изменений. Появились комбинированные кодоимпульсные системы телеизмерения – телесигнализации телемеханические устройства для систем автоматического регулирования и противоаварийной автоматики изменилась аппаратная база телемеханических систем.
Одной из важнейших проблем в области управления энергосистемами в настоящее время является создание автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). В связи с этим важное значение приобретают вопросы передачи оперативно-режимной информации на диспетчерские пункты энергосистем и энергообъединений осуществляемые средствами телемеханики. Телемеханизация энергосистем становится технической базой информационного обеспечения АСДУ.
Функции и объемы передаваемой информации телемеханической аппара-
турой в этой системе расширяются. Быстрое развитие микропроцессорной техники широкое внедрение ЭВМ создали хорошие предпосылки в электроэнергетических системах для перехода к микропроцессорным устройствам созданию систем регистрации аварийных нарушений и передачи информации на различные уровни диспетчерской иерархии. Эти системы получили широкое распространение в энергосистемах в последние годы. Количество новых устройств уже находящихся в эксплуатации исчисляется тысячами. В основ-
ном это устройства серийного выпуска имеющие различные варианты и модификации.
2 Организация диспетчерского управления
Непрерывность процессов производства и потребления электрической энергии быстрота протекания технологических процессов зависимость режима энергосистемы от режима работы потребителей вызывают необходимость оперативного управления режимами энергосистемы. Для этого в каждом
подразделении энергосистемы существует диспетчерская служба в состав
которой обычно входит оперативная группа и группа режимов. Оперативная группа занимается круглосуточным ведением режима энергосистемы а группа режимов – разработкой режимов на перспективу. Оперативное управление энергетическими объектами ведется с диспетчерского пункта на который
передается информация от управляемых объектов. Полученная информация обрабатывается анализируется и на ее основании диспетчер принимает решения по управлению режимом.
В электрических сетях диспетчер должен получать сведения о состоянии оборудования объектов расположенных на большом расстоянии от диспетчерского пункта и рассредоточенных на большой территории информацию о нагрузках линий и трансформаторов на подстанциях напряжении в различных точках сети срабатывании релейной защиты и автоматики отключении потребителей. Большие объемы информации получаемой диспетчером требуют введения ЭВМ в процесс управления.
Для управления энергетическими объектами на разном уровне диспетчерского управления созданы специальные алгоритмы и методы основанные
Для управления энергетическими объектами на разном уровне диспетчерского управления созданы специальные алгоритмы и методы основанные на применении математических моделей и введении устройств телемеханики.
В основе построения системы диспетчерского управления лежат
- иерархическое построение системы с прямым подчинением дежурного оперативного персонала каждой ступени персоналу более высокой ступени
- строжайшая диспетчерская дисциплина
- четкое разграничение функций и ответственности между персоналом каждой ступени и максимальная самостоятельность диспетчера в пределах своей иерархии. Автоматизированная система диспетчерского управления энергосистемой предназначена для повышения надежности и эффективности оперативно - диспетчерского и технологического управления объектами входящими в состав энергосистемы. АСДУ представляет собой совокупность технических средств и информационно - математического обеспечения используемых для диспетчерского управления энергетическими объектами на основе ЭВМ.
Назначение функции и задачи АСДУ.
Автоматизированная система диспетчерского управления энергосистемой предназначена для повышения надежности и эффективности оперативно - диспетчерского и управления объектами входящими в состав энергосистемы. АСДУ представляет собой совокупность технических средств и информационно - математического обеспечения используемых для диспетчерского управления энергетическими объектами на основе ЭВМ. Уровни диспетчерского управления в энергосистемах представлены на рисунке 5.1.
Рис.7.1 Уровни диспетчерского управления в энергосистемах
В состав АСДУ входят - функциональная часть т.е. набор функций реализуемых АСДУ комплекс технических средств (КТС) программное и информационное обеспечение. КТС представляет собой совокупность вычислительных и управляющих устройств средств преобразования отображения и регистрации сигналов устройств передачи и обработки сигналов и данных исполнительных устройств для выполнения всех функций АСДУ. Сюда входят ЭВМ устройства телемеханики датчики информации каналы связи аппаратура передачи данных устройства связи с ЭВМ.
Нормативным и директивным документом на основе которого ведется проектирование и разработка АСДУ являются “ Руководящие указания по выбору объемов информации проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах”.
Структура диспетчерского управления энергосистемой Республики Беларусь входящей в Единую энергетическую систему также построена по иерархическому принципу.
Оперативно-диспетчерская служба (далее ОДС) Речицких электрических сетей является производственно–техническим подразделением Речицких электрических сетей. ОДС находится внутри иерархической структуре диспетчерского управления электрическими которая предусматривает распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.
Рисунок 7.2 - Структура диспетчерского управления энергосистемой Республики Беларусь.
Обычно верхние уровни иерархии управляют системообразующими линиями и наиболее крупными электростанциями. Чем ниже ступень иерархии тем больше объем оперативных задач (РЭС ПЭС) там эти функции являются основными. На более высоких уровнях функции управления усложняются сокращается объем оперативных задач но ответственность оперативных действий повышается. На диспетчера ЭЭС возлагаются функции которые не могут быть переданы подчиненному оперативному персоналу ПЭС и РЭС. На самых верхних уровнях режимные функции являются основными и объем чисто оперативной работы как правило ограничивается руководством операциями на основных связях ЭЭС и ОЭС.
Функции диспетчерского управления в республики Беларусь выполняются следующим образом:
в энергосистеме республики Беларусь концерн “ Белэнерго” - объединенное диспетчерское управление (ОДУ);
в Гомельской области - центральная диспетчерская служба (ЦДС) РУП “ Гомельэнерго”;
в сетевом предприятии - оперативно диспетчерская служба (ОДС) ;
в территориальном районе - районная диспетчерская служба (РДС) РЭС.
За каждым уровнем диспетчерского управления установлены две категории управления оборудованием - оперативное ведение и управление. Эти перечни утверждаются главным инженером для уровня управления ОДС РДС РЭС и являются приложениями к инструкции “По диспетчерскому управлению ремонтами и испытаниями оборудования МЭС службы ОДС”.
Работа в ОДС ведется по годовым и месячным планам утверждаемым главным инженером. ОДС является производственной службой работающей круглосуточно. Диспетчера службы работают по графику подписанному начальником ОДС и утвержденному гл. инженером МЭС.
- осуществление оперативно-диспетчерского управления согласованной работой электрических сетей МЭС;
- Разработка и наблюдение за режимом работы сетей;
- разработка мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях и контроль за их внедрением;
- надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей в соответствии с их категорийностью;
- обеспечение экономичности работы электрических сетей при соблюдении режимов потребления;
- предотвращение и ликвидация аварий и других технологических нарушений при производстве передаче и распределении электрической энергии.
- локализация аварий и восстановление нормальных режимов работы;
- подготовка оборудования к производству ремонтных работ.
В области оперативно-диспетчерского управления.
Круглосуточного оперативного диспетчерского управления согласованной работы электрических сетей. Это управление осуществляется при производстве операций по включению отключению оборудования ПС и линий электропередачи при переключениях в схемах коммутации на ПС и в сетях в соответствии с "Перечнем оперативной подведомственности" через подчиненных ему в оперативном отношении:
-дежурных подстанции;
-персонал оперативно-выездных бригад;
-персонал РЭС имеющих права оперативных переключений в сетях и на оборудовании и выполняющих распоряжения диспетчера.
Оперативное руководство ликвидацией аварийных режимов в сетях и на ПС и восстановление нормального электроснабжения потребителей на оборудовании находящегося в управлении ОДС.
Производить проработку заявок связанных с изменением режима.
Разрабатывать совместно с Энергонадзором графиков аварийных отключений и ограничений потребителей при недостатке мощности в системе.
Производить разработку графиков напряжений для контрольных точек обслуживаемой сети выбор уставок АРНТ.
Разрабатывать совместно с РДС РЗА нормальные и ремонтные режимы электрических сетей 1035110 кВ и выдает их в РЭС.
Составлять необходимых инструктивных и справочных материалов и ведет систематический контроль за их соблюдением.
Проводят летние и зимние контрольные замеры нагрузок и уровней напряжения производить своевременную и качественную обработку этих замеров организация проведение замеров в необходимых случаях в любое время года.
Проведение расчетов наиболее экономичных режимов работы трансформаторов на ПС-35 кВ и выше с несколькими трансформаторами.
Осуществление мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии на транспорт в основной сети 35 кВ и выше МЭС.
Представление по запросу ЦДС необходимые материалы для разработки текущих и перспективных режимов привлекая при необходимости для их подготовки другие службы ЭС.
Подготовка предложений для разработки перспективных схем развития электрических сетей.
Передача оперативной информации на смежные уровни управления.
Организация управления.
ОДС возглавляется начальником службы который назначается и освобождается от занимаемой должности приказом директора предприятия по согласованию с руководством ЦДС.
Начальник ОДС должен иметь высшее энергетическое образование без
предъявления требований к стажу работы.
- заместитель начальника;
-инженера по режиму.
Оперативно-диспетчерская служба Речицких электрических сетей
непосредственно подчинена:
- в административно-техническом отношении - главному инженеру;
- в оперативном отношении - ЦДС РУП в объеме вопросов входящих в компетенцию ЦДС.
В оперативном отношении начальнику ОДС подчинен весь оперативный и опеpативно-pемонтный персонал обслуживающий оборудование и сети.
ОДС ведет свою работу в тесном взаимодействии с работниками РЭС МЭС РУП и другими подразделениями связанными с ними во время эксплуатации оборудования при производстве переключений во время ликвидации аварий.
С ЦДС РУП "Гомельэнерго" взаимоотношения регламентируются действующими положениями и инструкциями издаваемыми в ЦДС. Взаимоотношения с потребителями определяются взаимосогласованными положениями по диспетчерскому управлению сетями и работе оборудования. Взаимоотношения ОДС со службами МЭС и персоналом РЭС: указания персонала службы ОДС являются обязательными (в части оперативного обслуживания сетей и ликвидации аварийных режимов).
3 Этапы внедрения эксплуатация и развитие телемеханики. Программно–технические комплексы (ПТК) телемеханики
В системах АСДУ широко применяется телемеханика. Она предназначена для сбора и передачи информации о параметрах режима и положении коммутационной аппаратуры с контролируемых пунктов (КП) на диспетчерские пункты управления (ПУ) а также для управляющих воздействий с ПУ на КП. В АСДУ энергосистемы на разных уровнях иерархии и между уровнями передаются обрабатываются и отображаются диспетчеру большие объемы информации. Эта информация подразделяется на известительную и распорядительную. К распорядительной информации относятся команды телеуправления (ТУ) телерегулирования (ТР) расчетно-плановая информация т.е. плановые задания на предстоящий период работы контролируемых энергообъектов: перетоки активной и реактивной мощностей по линиям выработка мощности генераторов вывод в ремонт оборудования и др. Источником распорядительной информации является диспетчер или ЭВМ верхнего уровня иерархии. К известительной информации относятся телесигнализация и телеизмерения. В телемеханике в качестве переносчиков информации используют электромагнитные колебания в виде переменного тока.
В системах АСДУ применяются следующие виды телесигнализации.
Телесигнализация о состоянии объектов - может осуществляться как автоматически так и по вызову диспетчера. Она является всегда адресной т.е. конкретно указывает какой объект изменил свое состояние.
Сигнализация об исправной работе системы телемеханики осуществляется по отдельному каналу путем посылки сигналов с КП при этом на ПУ при исправной системе горит сигнальная лампа.
Известительная сигнализация - подтверждающая выполнение команду телеуправления: при отключении объекта цвет его на экране меняется.
Сигнализация о выходе измерительного параметра за установленные пределы в том числе аварийная сигнализация.
Сигнализация по методу светлого щита означает что зажженная индикаторная лампа на диспетчерском щите будет гореть пока объект включен и погаснет при отключении объекта. Такой метод не удобен т.к. внимание диспетчера рассеивается и трудно обнаружить еще одну зажженную лампу среди многих. Сигнализация по методу темного щита заключается в том что индикаторные лампы обычно погашены и загораются лишь при изменении состояния объекта. При этом возникает звуковой сигнал. Возникает несоответствие между новым состоянием объекта и состоянием ключа сохраняющего прежнее состояние. Диспетчер переключает (квитирует) ключ тем самым сигнализирует системе что сигнал принят звуковой сигнал снимается.
Системы телеуправления создаются по многоступенчатому принципу когда с самого верхнего уровня иерархии поступает наиболее важная информация на включение-отключение выключателей системообразующих линий 330 – 750 кВ; диспетчер ПЭС управляет сетями 220 – 35 кВ своего предприятия; диспетчер РЭС – выключателями 10 кВ своего района. При телеуправлении должны быть предусмотрены две операции: подготовительная и исполнительная т.е. сначала диспетчер выбирает объект с помощью индивидуального ключа объекта управления далее он посылает команду “включить” или “отключить”.
Филиал РУП "Гомельэнерго" Предприятие Речицкие электрические сети (МЭС) состоит из 8 районов электросетей (РЭСов)в Речицкий высоковольтный Речицкий городской Речицкий сельский Хойникский Лоевский Брагинский Светлогорский Октябрьский.
Количество эксплуатируемых подстанций (ПС) в МЭС:
- ПС 220 кВ - 2 шт.;
- ПС 35-110 кВ - 59 шт.
Основная питающая сеть образована воздушными ЛЭП напряжением 220 110 35 10 кВ:
- всего коммутируемых дистанционно ЛЭП 110 35 кВ включая вводы 10-35кв трансформаторов понижающих подстанций 11035 кВ — 51 шт.;
- отходящих от подстанций 1103510 кВ линий по сети 10 кВ включая секционные выключатели и вводы трансформаторов со стороны 10 кВ —531 шт.
Оборудование подстанций 1103510 кВ имеет в значительной части большой физический износ и устарело морально. Удалённость подстанций от пунктов оперативного управления в РЭСах — 10+120 км удалённость РЭС-ов от базы ПЭС — 40 —:50 км. Телекоммуникации в зоне ПЭС развиты недостаточно да и те которые есть физически изношены.
Начало внедрения телемеханики в МЭС с 1980-года на оборудовании МКТ-1УТС-8 с передачей информации в ОДС и ЦДС.
С 1987-года используется оборудование:
- ТМ-120 в РДС (Районной-диспетчерской службе) Светлогорского РЭС.
- ТРС ТРС-1М (6 комплектов) в Хойникском РЭС; и т.д.
- "Гранит" (2 комплекта) в Брагинском РЭС базы ПЭС.
.Телемеханизацией охвачено: в части ТУ (телеуправления) — от 20 до 70% общего объёма эксплуатируемого оборудования в РЭС в части ТС (телесигнализации) включая аварийно-предупредительную сигнализацию (АПТС) и ТИ (телеизмерений) — около 20%.
К середине 90-х годов прошлого столетия внедрение вышеназванных устройств телемеханики в ПЭС прекращено по следующим основным причинам:
- техническая часть заметно отстала от общего развития радиоэлектронных устройств использующих микропроцессорную технику в аппаратной части и ПЭВМ для обработки и отображения информации;
- отсутствие сервисных прикладных задач расчётов и т.д.;
- недостаточный объём ТУ ТС ТИ и невозможность его увеличения без приобретения дополнительного оборудования телемеханики;
- появление на рынке программно-технических комплексов (ПТК) телемеханики свободных от названных выше недостатков.
Характеристика программно- технического комплекса «СИРИУС»:
Внедрение в электрических сетях современного программно- технического комплекса (ПТК) «СИРИУС» «СИРИУС-М» на базе персональных ЭВМ позволяет при относительно небольших первоначальных затратах значительно повысить производительность всего персонала эксплуатирующего электрические сети оптимизировать режимы электроснабжения потребителей повысить эффективность принимаемых решений наладить контроль и учет за передачей и распределением электрической энергией на уровне района и предприятий.
В целом система ПТК СИРИУС-М строится из отдельных компонентов используемых в любых сочетаниях в зависимости от поставленной задачи.
Основу технических средств комплекса СИРИУС-М составляют: ПЭВМ и базовый котроллер ВИКОНТ устанавливаемые в пунктах управления (ПУ) с микропроцессорными блоками и микропроцессорный контроллер МИКОНТ-М устанавливаемый в контролируемых пунктах (КП) с субмодулями аппаратуры. Базовый контроллер ВИКОНТ с установленными в него блоками образует набор интеллектуальных модемов обеспечивающих связь между различным оборудованием диспетчерского и контролируемого пунктов по различным каналам связи.
Контроллер МИКОНТ-М имеет модульную архитектуру и позволяет
устанавливать субблоки связи с различными технологическими объектами. Он обеспечивает сбор информации локальную предобработку данных и их передачу на верхний уровень.
Кроме того в состав комплекса СИРИУС-М входят: блоки релейных
повторителей блоки клеммных соединителей и различное другое оборудование необходимое для стыковки с оборудованием КП.
Управляющий программно-технический комплекс СИРИУС-М отличается от аналогов следующими характеристиками:
-наличием возможности подключения средств вычислительной техники;
-наличием возможности создавать многоуровневые системы не выходя за рамки стандартных технических средств;
-наличием распределительной отказоустойчивой архитектуры;
-наличием встроенных интеллектуальных модемов с функциями управления процессом сбора данных;
-использованием специализированных программно- технических средств обеспечивающих вывод состояний объектов контроля и управления на экранные мнемосхемы и щит выдачу диспетчеру предупредительных и аварийных сообщений автоматическое ведение журналов об изменении состояний объектов и действиях диспетчера накопление ретроспективы по изменению параметров состояния системы;
- наличием встроенного программного комплекса внесения корректировок и изменений в программное обеспечение системы в процессе эксплуатации;
-комплексной поддержкой всего периода эксплуатации отечественным производством- заводом “Измеритель”.
Решающее преимущество системы СИРИУС-М заключается в высокой степени заводской готовности предлагаемых типов программно- технических решений составляющих каждую объектно-ориентированную систему создаваемую по техническим заданиям заказчика на заводе-изготовителе. Все системы СИРИУС-М к моменту предпоставочных заводских испытаний проходят 3-месячное тестирование и наработку что определяет высокую степень готовности комплекса и его надежность. Комплекс СИРИУС-М имеет установленный технический ресурс – 10 лет.
Программное обеспечение (ПО) системы СИРИУС-М состоит из ПО образующего диспетчерский SCADA- интерфейс работающий под управлением MS-DOS и инструментального ПО.
Основными функциями программного обеспечения диспетчерского SCADA- интерфейса системы СИРИУС-М являются: мониторинг процессов диспетчерское управление тревожная сигнализация документирование процесса и архивирование данных.
Для построения диспетчерского SCADA-интерфейса существует инструментальное ПО информационно-вычислительного комплекса позволяющее создавать базы данных реального времени видеокадры и документы объекта автоматизации. Оно функционирует на ЭВМ работающих под управлением MS-DOS и представляет собой:
-редактор базы данных - пакет программ для создания структуры и заполнения информационной базы описывающий конфигурацию комплекса набор видов сигналов: дискретных (ТС) аналоговых (ТИТ) телеуправления (ТУ) их характеристики и адресацию структуру данных для расчетных задач печатные формы сигналы выдаваемые на щит диспетчера и на верхний уровень управления системой;
-редактор мнемосхем позволяющий создавать динамические схемы таблицы и гистограммы ретроспектив.
Перечень типовых технических решений реализованных в системе СИРИУС-М и распространяемых для обеспечения нужд энергетики: сбор обработка и отображение ТС ТИТ и ТИИ на дисплее; телеуправление; ручной ввод; контроль нормального положения (состояния) оборудования; выдача
информации на диспетчерский щит; ведение журналов; разбор архива; ретро-
спектива; формирование отчетных документов обобщенный сигнал; баланс нагрузок и потребления электроэнергии; учет энергоносителей и т.д.
Основу технических средств пункта управления ПТК СИРИУС-М составляет базовый контроллер ВИКОНТ в который устанавливаются интеллектуальные модемы позволяющие работать по различным каналам связи.
Базовый контроллер ВИКОНТ позволяет устанавливать до 5 модемов. Связь между модемами и контроллерами осуществляется через локальную телемеханическую сеть (ТМС). В контролируемом пункте информация от датчиков собирается контроллерами МИКОНТ-М и по каналам связи поступает через модем связанный с ним к абонентам ТМС (модемам). Абоненты ТМС принимают предназначенную для них информацию накапливают и передают ее для дальнейшей обработки на конечное оборудование.
Основой аппаратуры нижнего уровня является контроллер МИКОНТ-М. Он предназначен для использования в качестве удаленного устройства связи с объектом подключаемым к контроллерам пункта управления.
Основные функции контроллера МИКОНТ-М:
-сбор информации с датчиков дискретных аналоговых и интегральных сигналов;
-выдача дискретных и аналоговых команд управления на внешнее
-непрерывный контроль состояния аппаратуры;
-фильтрация помех принимаемых с аналоговых и дискретных величин;
-включение и выключение опроса каналов непосредственно в контроллере;
-передача данных с аппаратуры имеющих интерфейс RS-232С;
-использование резервного канала связи;
-передача по запросу предварительно обработанной информации;
-наличие переносного пульта диагностики для диагностирования
состояния аппаратуры каналов связи а также локального изменения уставок;
-работа по каналам связи с большим уровнем помех и искажений;
-работа в режиме выдачи спорадической информации (ТС ТИТ ТИИ).
На подстанции Хойники Речицких электрических сетей установлен
Характеристика телекомплекса «Гранит»:
Телекомплекс предназначен для построения телемеханических систем широкого применения: в энергетике на объектах добычи и транспорта газа на
промышленных комбинатах в горнодобывающей промышленности и т.п.
Устройства пункта управления телекомплекса характеризуются наличием двух встроенных микро-ЭВМ обеспечивающих программное управление сбором передачей приемом обработкой и отображением всех видов телеинформации. Благодаря программному управлению устройства ПУ именуются интеллектуальными пунктами (ИП) системы. С целью повышения надежности и производительности обе микро-ЭВМ работают независимо друг от друга.
Базы данных обеих микро-ЭВМ корректируются по межмашинному обмену текущей телеинформацией получаемой из каналов связи.
Устройства КП телекомплекса выполняются в виде схемных (неинтеллектуальных) аппаратов. Они как правило устанавливаются на необслуживаемых пунктах и обеспечивают ввод вывод и ретрансляцию разнообразной телеинформации без ее представления местному персоналу.
Комплекс «Гранит» может включать в себя различное число ПУ и КП при условии что их общее число не превышает 128. Соединение между ПУ и КП возможно радиальными магистральными и транзитными каналами связи. Наиболее важные радиальные каналы связи могут дублироваться.
Второй этап развития телемеханики в ПЭС начался в 2000 году с появлением на рынке изготавливаемого Новополоцким заводом "Измеритель" ПТК "Сириус".
Основные отличительные достоинства ПТК "Сириус":
- лёгкая конструктивная приспособляемость к любому объекту по объёму ТУ ТС ТИ — наращивание и изменение количества принимаемой и обрабатываемой информации по желанию заказчика;
- фиксация в памяти ПЭВМ всех событий и хранение ретроспективы в течение любого периода времени определяемого заказчиком;
- независимый вывод информации на монитор ПЭВМ и диспетчерский щит;
- диагностика работы устройств составляющих ПТК и каналов связи;
- малые габариты и вес.
Первый ПТК "Сириус" был внедрён в 2000 году в Речицком городском РЭС. Принципиальными обоснованиями решения вопроса о выборе оборудования и места внедрения были следующие:
- использование программных и технических средств от местных производителей и поставщиков расчёты с которыми можно производить в неденежной форме (взаиморасчёт и т.д.);
- намерение получить 100%-ную телемеханизацию объектов ПС 1103510 кВ в части ТУ ТС ТИ и АПТС;
- первоочередное внедрение таких комплексов в наименее телемеханизированных и наиболее удалённых от базы РЭСах даст наибольшую экономию оперативного времени и средств на автомобильное топливо для производства переключений.
Эксплуатация ПТК "Сириус" требует наличия хорошо обученных специалистов для корректировки ПО и внесения изменений в базу данных комплекса поскольку каждое изменение приводит к новой генерации системы. Недостатки программной части новой телемеханики поставщик ПО (НУПТ "НИИ АЭМ") устранил в первой собственной разработке — программе ТМ-95. Она лишена чрезмерной усложнённости присущей программе "СИЗИФ ВИА РЕАЛ-ТАЙМ" и позволяет заказчику легко и удобно работать с программной частью ПТК вносить любые изменения в базу данных изменять конфигурацию и состав комплекса. К настоящему времени в ПЭС смонтированы и работают два комплекса ПТК "Сириус" в полном 100%-ном охвате пяти подстанций 1103510 кВ в Речицком городском и сельском РЭСах: (под управлением программы ТМ-2000).
Сириусы" смонтированные и эксплуатируемые на РЭСах образуют первый (1) уровень телемеханики (ПОДСТАНЦИЯ — РЭС). Второй (II)
уровень (РЭС — ПЭС) организован центральным комплексом ПТК "Гранит" который установлен на базе ПЭС и связан со всеми РЭСами.
Система автоматизированного контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) предполагает наличие специального оборудования. Соответствующие комплексы разработаны и изготавливаются. Чтобы передавать к ним информацию с удалённых объектов — подстанций 1103510 кВ — нужны отдельные новые каналы связи или реконструкция имеющихся. Посему актуальным является вопрос интеграции двух независимых систем — телемеханики и АСКУЭ — в единую использующую один канал связи что очень важно для экономии оборудования и финансовых средств.
Полная информация о величине потребляемой отпускаемой энергии перетоках между филиалами РУП "Гомельэнерго" необходима уже теперь а в будущем (при реструктуризации Белорусской энергосистемы) её востребованность ещё повысится. В ПЭС первые шаги к "добыче" такой информации были сделаны с началом внедрения аппаратуры АСКУЭ “Симэк-48””СИМЭК-252”. Это решение задачи внедрено в Светлогорском РЭС. Дальнейшее внедрение аппаратуры АСКУЭ позволит снимать показания всех электросчётчиков
подстанций 1103510 кВ передавать их по каналам связи в РЭС где на ПЭВМ производится расчёт потребляемой энергии (приём отдача) по каждой
подстанции и РЭС в целом а также расчёт относительного (в %) и абсолютного небалансов.
В рамках развития АСКУЭ в ПЭС необходимо разработать проект подсистемы которая позволит собирать информацию о перетоках во всех точках раздела между филиалами РУП "Гомельэнерго" по линиям 110 35 кВ. При этом нужна замена старых счётчиков новыми электронными с высоким классом точности и модернизация оборудования для работы по цифровым интерфейсам. Информация из РЭС-ов через базу ПЭС будет передаваться на третий (III) уровень.
Организация третьего уровня телемеханики позволит передавать информацию в РУП "Гомельэнерго" в согласованном объёме и протоколе обеспечить 100%-ный охват телемеханикой ПТК "Сириус" шести РЭС-ов базы ПЭС.
Актуальным вопросом эксплуатации ПТК "Сириус" является повышение надёжности для чего необходимо производить постепенную модернизацию комплексов работающих в РЭС-ах и ПЭС путём замены отдельных плат субблоков на новейшие последних разработок. Решение вопросов стыковки телемеханики с цифровыми защитами и съём информации энергоучёта с электронных счётчиков возможны только вследствие изменения конфигурации состава существующих комплексов "Сириус". Освободившееся при этом оборудование можно будет использовать повторно в РЭС-ах.
Для функционирования телемеханики любого типа при отключениях питающих линий при авариях в сети 110 35 10 кВ при стихийных бедствиях и в других случаях необходимо бесперебойное питание –U=220В что обеспечивается установкой специальных блоков бесперебойного питания работающих от встроенных аккумуляторных батарей при исчезновении основного питания. Это существенно повышает надёжность и достоверность информации о состоянии энергетического оборудования особенно в аварийных режимах и помогает оперативно управлять энергоснабжением потребителей.
В данном разделе описаны организация диспетчерского управления а также система телемеханики подстанции дана характеристика программно-технических комплексов телемеханики.
Использование программно-технических комплексов таких как ПТК "Сириус" позволит создать современную двухуровневую АСДУ (автоматическую систему диспетчерского управления) Речицкий электросетей. Технические и программные средства телемеханики работают устойчиво и обеспечивают выполнение задач оперативного контроля и управления энергоснабжением потребителей. ПТК "Сириус" позволяют интегрировать с телемеханикой задачу энергоучёта и стыковку с блоками цифровых защит.
Новые технические и программные средства ПТК "Сириус" обеспечат возможность создания мощных надёжных АСДУ с увеличенным числом функций и решаемых задач организовать третий уровень телемеханики.

Задание дп1.doc

Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого
Факультет Энергетический Кафедра Электроснабжение
ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
Студенту Кравченко Игорю Николаевичу
Тема проекта Анализ режимов напряжения и электрических нагрузок в электрических сетях и реконструкция подстанции “Лоев” в связи c износом электрического оборудования.
(Утверждена приказом по вузу от 09.03.2007 г. № 299-с )
Сроки сдачи студентом законченного проекта 1.06.2007 г.
Исходные данные к проекту1. Материалы преддипломной практики.
Генплан подстанции. 3. Электрическая схема подстанции. 4.Схема исследуемого участка сети. 5. Перечень оборудования трансформаторных подстанций
и установленная их мощность.
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) Введение. 1.Оценка электрического хозяйства подстанции “Лоев”. 2. Анализ электрических показателей режимов работы подстанции. 3.Расчет токов короткого замыкания подстанции. 4. Мероприятия по замене электрического оборудования подстанции “Лоев”. 5.Выбор токоведущих частей изоляторов и измерительных трансформаторов на подстанции “Лоев”. 6.Релейная защита и автоматика элементов электрической сети. 7.Система телемеханики и диспетчерское управление. 8.Организационно–экономическая часть. 9. Охрана труда техника безопасности и охрана окружающей среды.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графика) 1.Главная схема электрических соединений существующей подстанции 1103510 Лоев. 2.Генплан подстанции Лоев. 3.Оптимальная схема подстанции 1103510 после реконструкции. 4.Уровни напряжения и режимы работы трансформаторов. 5.Релейная защита подстанции. 6.Телемеханика подстанции. 7.Технико-экономические показатели проекта.
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта) 1. Основная часть – к.т.н доцент Ю.Н. Колесник
Экономическая часть – cт.преподаватель Г.А. Прокопчик
Охрана труда и техника безопасности - ст. преподаватель В.Д. Елкин
Релейная защита и автоматика – доцент Л.И. Евминов .
выдачи задания «23 » февраля 2007 г.
Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоемкости отдельных этапов)
Пункты задания 1 2 – 19.07 г.
Пункт 3 – 15.04.2007 г.
Графическая часть – 5.05. 2007 г.
Пункт 4 – 25.04. 2007 г.
Пункты 56 – 10.05. 2007 г.
Пункты 78 – 25.05. 2007 г.
Оформление пояснительной записки – 30.05. 2007 г.
Задание принял к исполнению (дата) «23 » февраля 2007 г.
Примечание: Это задание прилагается к законченному проекту и вместе с проектом представляется при сдаче проекта