Дипломный проект - проект трансформаторной подстанции 110/10-10 кВ

висновки 1стр.doc

Для підвищення надійності електропостачання споживачів міста вано-Франківська ПС «Міська» доцільно розмістити в західній частині міста ближче до центру навантажень історичної забудови міста.
Варіант №2 схеми підключення ПС 11010 кВ «Міська» до мережі 110 кВ що передбачає підключення відгалуженням від ПЛ-110 кВ «Бурштин-Франківськ» (3-є коло) дешевший але значно поступається варіанту №1 з підключенням одного кола у шафу 110 кВ на ПС «Бурштин» як в частині релейного захисту і ремонтопридатності так і в частині забезпечення надійності електропостачання споживачів міста.
У зв'язку з цим рекомендуємо прийняти як пріоритетний варіант №1: підключення ПС «Міська» до мережі 110 кВ в продовження діючої ПЛ-110 кВ «Франківськ-Коломия» 1-е і 2-е кола з перезаведенням живлення 1-го кола від шин 110 кВ ПС 50022011010кВ «Бурштин» з установкою нового шкафа 110 кВ на ВРП-110 кВ ПС «Бурштин».
З врахуванням очікуваного навантаження рекомендувати до установки на ПС 11010кВ «Міська» двох трансформаторів потужністю по 16 МВА і елегазових вимикачах на стороні 110кВ.
Для підвищення надійності електропостачання споживачів міста від ПС «Коломия» і «Міська» провести заміну ОД і КЗ 110 кВ на ПС «Коломия» на елегазові вимикачі.

7_Економика_ИСПРАВЛЕНО.doc

7. Економічна частина
Оцінка ефективності проекту реконструкції трансформаторної підстанції
Метою проведення техніко-економічного розрахунку є визначення економічної доцільності – вигод від реалізації проекту реконструкції трансформаторної підстанції 11010 кВ в порівнянні їх з затратами які необхідні на її проведення із застосуванням дисконтних методів оцінки. Тобто врахування часу отримання вигод і зменшення їх під впливом факторів часу.
Послідовність розрахунку наступна:
визначення загальної суми інвестиційних витрат яка необхідна для реалізації проекту;
розрахунок зміни загальної суми річних експлуатаційних витрат;
розрахунок додаткового прибутку що очікується;
визначення результатів (вигод) що очікуються в якості яких виступають чисті грошові потоки;
розрахунок оціночних показників (порівняння витрат та вигод);
висновки про ефективність (збитковість).
В якості базового приймається проект кошторисна вартість якого оцінюється в 6802 тис. грн.
1. Розрахунок загальної суми інвестиційних витрат яка необхідна для реалізації проекту.
де – загальна сума інвестицій;
– вартість нових активів (обладнання будівельно-монтажних робіт тощо) з урахуванням їх придбання транспортування монтажу науково-дослідних проектних складських та будь-яких інших витрат які пов'язані з новим активами включаючи податок на додану вартість (ПДВ).
– затрати на демонтаж старого обладнання що знімається з балансу які не пов'язані з вартістю нових активів включаючи податок на додану вартість (в даному розрахунку дорівнює 0);
– ліквідна оцінка – виручка від реалізації демонтованого обладнання за вирахуванням витрат що пов'язані з реалізацією (в даному розрахунку дорівнює 0);
Вбал – балансова (залишкова) вартість обладнання що демонтується (в даному розрахунку дорівнює 0);
– збільшення (зменшення) вартості оборотних активів у зв'язку зі змінами обсягів виробництва (реалізації) продукції що очікуються (в даному розрахунку дорівнює 0).
В умовах розрахунку приймається до уваги те що впровадження системи електрозабезпечення передбачає врахування складової тобто в даному випадку.
Розрахунок представлено в табл. 7.1.
Це повна відновна вартість тобто з урахуванням транспортних монтажних проектних заготівельно-складських та інших витрат без врахування ПДВ – 20%. У тому числі вартість будівель 145 тис. грн. вартість обладнання 565386тис. грн. Разом обладнання:565386 тис. грн. Ця вартість включає в себе вартість транспортування пакування і монтажу.
З урахуванням податку на додану вартість:
в=(565386+ 145) * 12 = 6802 тис. грн.
Зведена кошторисна вартість проекту (основних фондів)
модернізації підстанції 11010 кВ
Найменування устаткування
одиниць устаткування
Кабель ААШвУ- 10 (3x240)
Лічильники електроенергії «Каскад»
Мікропроцесорний пристрій захисту
Кабель ААШвУ- 10 (3x70)
Газовий захист BF -80Q
Диференційний захист ДЗТ-11
Силовий трансформатор ТДН-16
Заземлювальний пристрій
Комплект блискавкозахисту
Регулятор потужності ДГК
Трансформатор ТПОЛ-10-05
Трансформатор НТМИ-10-66УЗ
Вимикач типу 1ТВ – 14501В
Вакуумний вимикач BBTEL-10
Конденсаторні батареї
Розєднувачі типу 8СР 123п
Регулятор потужності КУ
Регулятор напруги РПН
2. Розрахунок загальної суми річних експлуатаційних витрат.
Річні витрати на заробітну плату розраховані виходячи з середньомісячної заробітної плати 3800 грн. та обслуговуючого персоналу чисельністю 78 працівників:
00 * 78 * 12 * 13718 = 48792 тис. грн.
де 13718 – коефіцієнт що враховує встановлену законодавством загальну суму відрахувань у фонди соціального страхування з урахуванням прийнятих змін що діють на момент розрахунку:
- нарахування на заробітну плату (збір на обов'язкове державне пенсійне страхування внески на загальнообов'язкове державне соціальне страхування в т.ч.:
- в зв'язку з тимчасовою втратою працездатності та витратами зумовленими народженням і похованням на випадок безробіття від нещасного випадку на виробництві та професійного захворювання (прийнято в розрахунках 21-й клас за ризиком – відрахування становлять 096%) – всього нарахування на заробітну плату – 3718%.
Витрати на амортизацію обладнання:
(197+565386)5 = 125615 тис. грн.рік
Витрати на амортизацію будівель розраховуються виходячи з встановленої законодавством норми амортизації для першої групи фондів підприємств (згідно Закону України "Про оподаткування прибутку підприємств" з 01.01.2004 квартальна норма амортизації складає для цієї групи фондів 2% що в перерахунку на рік буде становити 7763% від балансової вартості будівлі):
520 = 1116 тис. грн.
Сума амортизаційних відрахувань
(125615+1116)=1257266 тис.грн.
Витрати на утримання розраховані виходячи з 14% вартості проекту (без ПДВ):
(565386+ 145) * 014 = 84215 тис. грн.рік
нші витрати розраховані виходячи з 30% від витрат на заробітну плату:
792 * 03 = 146376 тис. грн.рік
Сумарні витрати на споживану електроенергію:
640000 * 006 = 47784 тис. грн.
де 79640000 – енергія що передається через підстанцію протягом року за даними проекту кВтгод;
6 – собівартість передачі одиниці електроенергії що приймається в розрахунках грн. за 1 кВтгод.
Втрати електроенергії:
821 * 0306 = 92454 тис. грн.
де 30821 – втрати активної електроенергії в трансформаторах кВтгод.
Залишкова вартість демонтованого і заміненого електрообладнання:
Сумарні експлуатаційні витрати складатимуть:
792 +1256 +1116 +84228 +146376 +4778496+92454 –
– 1150 = 546768 тис. грн.рік.
3. Розрахунок прибутку від реконструкції підстанції.
Розрахунок прибутку від впровадження проекту реконструкції підстанції () здійснено нормативним методом – від прийнятого відсотка рентабельності системи який приймається на рівні 11% а саме:
= Витрати * рентабельність%
Додатковий прибуток буде складати:
6768 * 011 = 59275 тис. грн.рік.
4. Визначення результатів що очікуються в якості яких виступають чисті грошові потоки (ЧГП).
де – загальна сума додаткового прибутку що очікується грн.;
7 – коефіцієнт що враховує сплату податку на прибуток при ставці податку згідно законодавства – 23%;
– приріст амортизації (зміна загальної суми амортизації) у зв'язку зі зміною вартості основних фондів під впливом заходів що очікуються.
5. Розрахунок оціночних показників.
Чистий приведений дохід (ЧПД)
Під чистим приведеним доходом розуміється різниця між приведеними до теперішньої (дійсної) вартості сумою чистого грошового потоку за період експлуатації нового обладнання і сумою інвестиційних витрат на реалізацію проекту. Чистий приведений дохід розрахований так:
де – сума чистого грошового потоку за окремі інтервали загального періоду експлуатації проекту;
t – період життєвого циклу проекту 5 років.
n – кількість періодів в загальному розрахунковому періоді t ;
р – ставка дисконту (в частках одиниці) яка характеризує можливий рівень втрат чистих грошових потоків під впливом різних чинників протягом періоду t. Величина що підлягає обрунтуванню і прийнята на
рівні ставки середнього позичкового відсотка комерційних банків України за 2007-2009 рр. – р = 25% (025 в частках одиниці).
Нормативне значення ЧПД
ндекс доходності (Д)
ндекс (коефіцієнт) доходності дозволяє співвіднести об'єм інвестиційних витрат з майбутнім чистим грошовим потоком по проекту а також може бути використаний не тільки для порівняльної оцінки але й в якості критеріального при прийнятті інвестиційного рішення про можливості реалізації заходу. Якщо значення індексу доходності менше одиниці або дорівнює їй проект повинний бути відхилений в зв'язку з тим що він не принесе додаткового прибутку на інвестовані засоби.
ндекс доходності розрахований так:
Нормативне значення Д
ндекс рентабельності (Р)
ндекс рентабельності характеризує прибутковість проекту.
Розрахунок цього показника здійснено так:
де – середньорічна сума чистого інвестиційного прибутку за період експлуатації проекту.
Період окупності (ПО)
Показник "періоду окупності" використаний для порівняльної оцінки ефективності.
Недисконтований показник періоду окупності визначається статичним методом і розрахований так:
де – середньорічна сума чистого грошового потоку за період експлуатації проекту (при короткострокових реальних вкладеннях цей показник розраховується як середньомісячний).
Дисконтований показник періоду окупності визначений так:
Показники ефективності проекту
Загальна сума інвестицій
Чистий грошовий потік
Чистий приведений дохід
ндекс рентабельності
Дисконтований показник
Недисконтований показник
Висновки: розрахований чистий приведений дохід – величина позитивна і означає що реальна (дисконтована) віддача від впровадження проекту системи електропостачання на цю величину перевищує інвестиційні вкладення що становлять з урахуванням податку на додану вартість 6802 тис. грн.
ндекс доходності складає 185. Тобто віддача від впровадження проекту в 139 рази перевищує інвестиційні вкладання. накше кажучи з кожної гривні вкладень очікується отримувати в результаті реалізації проекту 181 гривні віддачі.
Реальний (дисконтований) період повернення інвестицій – в межах життєвого циклу проекту і складає 285 року. При швидкій реалізації проекту коли фактори часу майже не впливатимуть на знецінення грошових потоків що очікуються цей термін може скоротитися до 135 року.
Таким чином порівняння розрахованих показників з нормативними значеннями та аналіз їх дає змогу зробити висновок про доцільність реалізації проекту.

ЗМІСТ_Вступ.doc

Електричні навантаження і існуюча мережа 110 кВ в районі
розміщення ПС 110 кВ . .
1. Електричні навантаження споживачів ПС110кВ . . .. .
2. снуюча мережа електропостачання споживачів в районі
Технічні рішення по будівництву ПС 110 кВ і живлячих
1. Варіанти схеми зовнішнього електропостачання
2. Вибір силових трансформаторів
3. Вибір схеми підстанції
4. Технічні рішення по будівництву ПЛ 110 кВ
5. Вибір перетину дротів
Розрахунок струмів короткого замикання
1. Вибір і складання розрахункової схеми електричної мережі
2. Розрахунок параметрів елементів схеми заміщення
3. Визначення струмів при симетричному трифазному КЗ
Вибір високовольтної апаратури
1. Вибір трансформаторів власних потреб підстанції
2. Вибір шаф РП - 110 і РП - 10
3. Вибір вимикачів і роз’єднувачів
4. Вибір обмежувачів перенапружень
5. Вибір шин та ізоляторів
6. Вибір вимірювальних трансформаторів
Релейний захист і автоматика
1. Джерела оперативного струму
2. Захист і автоматика трансформаторів 25 МВА
3. Захист і автоматика секційних вимикачів 10 кВ
4. Захист трансформаторів власних потреб і трансформаторів дугогасильних котушок
5. Захист і автоматика ліній 10 кВ
Облік електроенергії
1. Розрахунок загальної суми інвестиційних витрат яка необхідна
для реалізації проекту
2. Розрахунок загальної суми річних експлуатаційних витрат
3. Розрахунок прибутку від реконструкції підстанції ..
4. Визначення результатів що очікуються в якості яких виступають
чисті грошові потоки (ЧГП) .
5. Розрахунок оціночних показників .
2. Умови праці: наявність шкідливих та небезпечних факторів
3. Заходи і засоби з електробезпеки.
4. Заходи пожежної безпеки
5. Розрахунок контуру заземлюючого пристрою
Список використаних джерел
Необхідність будівництва ПС 11010 кВ «Міська» з розташуванням майданчика на околиці міста вано-Франківська поблизу від центру навантажень диктується наступними обставинами:
низькою надійністю електропостачання споживачів західної частини міста зони історичної забудови;
високими втратами електричної енергії в розподільних мережах 10кВ із-за віддаленості від центру живлення (відомчою ПС 356кВ «Фанерокомбінат»);
низькими рівнями напруги на виводах електроприймачів споживачів.
поганим технічним станом устаткування ПС 356кВ «Фанерокомбінат» і ПС 610кВ «Зв'язок» (побудована за тимчасовою схемою з одним трансформатором і однією секцією шин 10кВ);
необхідністю розвантаження устаткування ПС 3510кВ «Міська» і ПС 1103510кВ «Центральна»;
відсутністю можливості резервного електропостачання споживачів західної частини міста;
відсутністю можливості резервного електропостачання споживачів що живлять з шин ПС 3510кВ «Міська» від інших джерел по мережі 10кВ;

8_Охорона_ИСПРАВЛЕНО.doc

Основною метою дипломного проекту є реконструкція трансформаторної підстанції напругою 11010 кВ «Міська» ПАТ «Прикарпаттяобленерго». З точки зору охорони праці така реконструкція призведе до покращення умов роботи обслуговуючого персоналу зниження виникнення на підстанції небезпечних ситуацій пов’язаних з її експлуатацією.
До потенційно–небезпечних частин електроустановок відносяться неструмовідні частини на яких може з’явитися напруга внаслідок пошкодження ізоляції. Ці частини електроустановок підлягають захисному заземленню або зануленню в мережах напругою до 1000 В із глухо заземленою нейтраллю.
Для реконструйованої підстанції напругою 11010 кВ потенційно небезпечними частинами є:
-металеві корпуси силових трансформаторів (також зварювальних) шафи РЗА металоконструкції комірок корпуси обладнання конденсаторних установок;
-рами і приводи масляних вимикачів та інших комутаційних апаратів;
-вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів окрім трансформаторів струму що живлять лічильники електроенергії розраховані на напругу 380220 В;
-каркаси розподільчих щитів керування шафи з електрообладнанням;
-металеві оболонки та броня кабелів і проводів;
1.Організійні заходи з охорони праці.
Розробку і проведення заходів з охорони праці контроль за дотриманням трудового законодавства про режим роботи та відпочинку проводить інженер з охорони праці. Його обов’язки забезпечити належну організацію роботи по
здійсненню здорових і безпечних умов праці попередженню виробничого травматизму професійних захворювань аварій та пожеж на підприємстві.
Навчання безпеці праці проводять при підготовці нових робітників проведення різного роду інструктажу підвищенні кваліфікації. Заняття з охорони праці при підготовці нових працівників проводяться під час професійно – технічного навчання. Знання перевіряють під час здачі екзамену кваліфікаційній комісії. За характером і часом проведення інструктажі бувають вступні первинні повторні позапланові й цільові.
Заходи з виробничої санітарії:
-на підприємстві забезпечено нормовані значення освітленості приміщень і робочих місць у світлу і темну пору доби;
-влаштування системи опалення (з урахуванням призначення будівель і споруд та економічності);
-виробничі приміщення обладнані вентиляцією а адміністративне приміщення – кондиціонерами.
З метою запобігання травматизму та нещасних випадків в електрообладнанні встановлені механічні та електромагнітні блокувальні пристрої в модернізованих комірках розподільчого пристрою 10 кВ. При проведенні демонтажних монтажних робіт слід дотримуватись правил техніки безпеки.
Заходи щодо захисту персоналу від травмування та професійних захворювань.
Можливі нещасні випадки пов’язані із дією на працюючого одного чи кількох шкідливих виробничих чинників. Також ці випадки бувають і за виною працюючого наприклад: нетверезий стан на робочому місці халатне відношення до роботи та інше.
Серед причин нещасних випадків можна виділити:
-технічні викликані переважно конструктивними недоліками інженерних рішень стосовно безпечності виробничого устаткування а також не досконалість технологічних процесів несправності обладнання приладів інструментів та пристосувань;
-організаційні що пов’язані із недостатнім наглядом за проведенням робіт незадовільною організацією праці низькою культурою виробництва низькою обізнаністю працюючих з безпеки праці;
-психофізіологічні – недостатня увага на робочому місці ослаблення самоконтролю працюючих порушення вимог економіки при компонуванні робочого місця.
Одним із важливих заходів у боротьбі з виробничим травматизмом є ведення належного обліку та розслідування нещасних випадків професійних захворювань і аварій зокрема в електроустановках що сталися внаслідок порушення правил безпечної експлуатації електроустановок виробничих інструкцій та інструкцій з ТБ.
З метою попередження професійних захворювань мають здійснюватися попередні та періодичні медогляди працюючих із шкідливими речовинами впроваджуватися диспансерний нагляд санітарне лікування дієтичне харчування і надання спеціальних відпусток вказаним категоріям виробничого персоналу.
2.Технічні заходи з охорони праці.
Розрахунок потреби та вибір захисних засобів.
Перелік захисних засобів залежить від кількості електроустановок – розподільних пристроїв щитів і пультів керування (табл.8.1).
При виконанні робіт які можуть призвести до відключення обмоток трансформаторів струму їх вторинні обмотки закорочують. Роботи у вторинних петлях виконуються інструментом з ізольованими рукоятками і при зниженій напрузі.
Таблиця 8.1. Захисні засоби на підстанції напругою 11010 кВ.
Засоби електрозахисту
Захистні засоби для ВРП -110 кВ
- ізолювальна штанга 110 кВ
- показчик напруги 110 кВ
- переносне заземлення110 кВ
Продовження табл.8.1.
- переносні плакати і знаки безпеки
- ізолювальна штанги
- діелектричні килимки
- діелектричні рукавички
- індивідуальні екрануючі комплекти
- ізолювальні штанги
- переносні заземлення
- запобіжний монтерський пояс
- слюсарно-монтажний інструмент з ізолюючими рукоятками
- електровимірювальні кліщі
- покажчик напруги для фазування
3. Умови праці: наявність шкідливих та небезпечних факторів на підстанції.
-небезпека що виникає при роботі з трансформаторним маслом.
-основною мірою безпеки від ураження електричним струмом являється надійна ізоляція струмоведучих частин електроустановки а також встановлення
- кожухів та огорож від неізольованих струмоведучих частин. Також передбачено використання електрозахисних засобів та спецодягу.
Згідно виявлених небезпечних та шкідливих факторів розроблені заходи для безпеки праці обслуговуючого персоналу.
Визначення класів та категорій приміщень.
Згідно з нормами будівельного проектування промислових підприємств ПС-11010кВ що проектується відноситься до категорій і класів що вказані в табл. 8.2.
Таблиця 8.2. Категорії виробництва та класи виробничих зон за рівнем безпеки.
Найменування приміщень виробництва
Категорія приміщення за умовами навколишнього середовища (згідно ПУЕ)
Категорія приміщення стосовно небезпеки ураження електричним струмом (згідно ПУЕ)
Категорія приміщення за вибухо- і пожежо-небезпечністю (згідно ПУЕ)
Категорія виробництва за вибухо- і пожежо-небезпечністю (згідно ПУЕ)
Клас вибухонебезпечних зон (згідно ПУЕ)
Клас пожежонебезпечних зон(згідно ПУЕ)
Санітарний стан приміщення
Відкритий розподільчий пристрій 110 кВ
зовнішня ел. установка
Терит.розміщення зовнішніх
Закритий розподільчий пристрій 10 кВ
Приміщення пункту управління
Без підвищеної небезпеки
Визначення небезпечних і шкідливих виробничих чинників.
Конкретна характеристика підстанції напругою 11010 кВ щодо наявності небезпечних і шкідливих виробничих чинників подано у табл.8.3.
Класифікація умов праці за ступенем електробезпеки.
Вимоги щодо охорони праці виробничої санітарії пожежної безпеки та електробезпеки на підприємстві виконуються згідно з нормативними документами.
Таблиця 8.3. Перелік та розташування джерел підвищеної небезпеки на об'єкті проектування.
Вид джерела небезпеки
Об'єкт — джерело небезпеки
Джерело електромагнітного випромінювання
силовий трансформатор високовольтні лінії
Джерело пожежної небезпеки
трансформаторне масло горючі конструкції
ВРП-110 кВ (силові трансформатори вимикачі)
Вибухонебезпечне джерело
трансформаторне масло вакуумні вимикачі
ВРП-110 кВ (силові трансформатори вимикачі) РП-10 кВ
силовий трансформатор
4. Заходи пожежної безпеки.
Причиною виникнення пожеж на підстанції може бути: неполадки обладнання порушення правил протипожежної безпеки грозові розряди.
Для запобігання виникнення пожежі на підстанції запроваджено ряд заходів: встановлені маслоприймачі на відстані 1 метр від трансформатора маслозбирачі виконані закритого типу з незгорюваних матеріалів кабельні канали закриті незгорюваними плитами встановлення протипожежного щита комплектація якого наведена в табл.8.4. При виникненні пожежі ВРП обладнання необхідно знеструмити а потім починати гасити пожежу. Основними засобами гасіння пожеж у силових трансформаторах та розподільних пристроях є повітряно–механічна піна розпилена вода та порошкові суміші.
У всіх випадках при горінні масла на трансформаторі чи під ним необхідно відключити його від мережі зі сторони високої і низької напруг зняти залишкову напругу та заземлити. Після зняття напруги тушіння пожежі можна проводити будь-якими засобами.
Таблиця 8.4. Комплектація протипожежного щита.
Вогнегасники вуглекислотні
Вогнегасник хімічний ОХП –10
При горінні масла зверху на трансформаторі біля прохідних ізоляторів його необхідно ліквідувати розпиленою водою низькократною повітряно– механічною піною чи порошковим розчином. Якщо пошкоджений корпус трансформатора в нижній частині і там виникла пожежа її ліквідовують піною а масло потрібно злити в аварійний резервуар. Злив масла із сусідніх трансформаторів не проводять так як порожній корпус більш вибухо – небезпечніший ніж повний.
Пожежі трансформаторів в закритих комірках ліквідують аналогічно крім того ще є можливість заповнення їх піною або інертним газом. При цьому комірки не відкривають а піногенератор вводять через попередньо відкриті вентиляційні решітки.
При внутрішньому пошкодженні трансформатора з викидом масла через вихлопну трубу і виникненні пожежі всередині засоби пожежогасіння потрібно подавати через верхні люки а в разі зрізу болтів чи деформації фланцьового з’єднання – через деформований роз’єм.
При пожежі на трансформаторі потрібно «відгороджувати» її і від іншого обладнання.
Розпорядження на гасіння пожежі мають право надавати особи із адміністративно – технічного персоналу з кваліфікаційною групою не нижче 5 або з оперативного персоналу із групою не нижче 4.
З метою безпечного виконання робіт пов’язаним із безпечним гасінням пожеж необхідно виконати такі умови:
)дії з гасіння пожежі мають здійснювати не менше ніж дві особи;
)до початку гасіння пожежі повинні бути виконані належні технічні та організаційні заходи безпеки.
5. Розрахунок контуру заземлюючого пристрою.
- струм однофазного замикання на землю на стороні 110 кВ і з =2687 кА;
- грунт одношарний шар чорнозему h=05 м питомий опір грунту r=50 Ом·м;
- територія ТП S1 = 54 х 68 = 3672 м2.
В якості природного заземлювача можна використовувати систему трос – опори двох підходящих до підстанціїї ПЛ напругою 110 кВ на металевих опорах з довжиною прольоту l = 300 м.
Кожна лінія має стальний грозозахисний трос ТК – 50 перерізом S = 50 мм2 опір заземлення однієї опори r = 10 Ом при питомому еквівалентному опорі землі до 100 Ом·м [8].
Також у якості природного заземлювача можна використовувати залізобетонну конструкцію фундаменту ЗРП – 10 кВ площею S2 = 500 м2 .
Згідно ПУЕ допустимий опір заземлювача не більше Rд=05 Ом для електроустановок напругою 110 кВ і струмах замикання на землю більше 500 А.
Визначаємо опір природного заземлювача трос-опора ПЛ:
Опір фундаментального поля будівлі ЗРУ-10 кВ:
Загальний опір дорівнює:
Так як Rе > Rд то необхідно використовувати штучний заземлювач:
Тип і розміри визначаємо згідно ПУЕ. Приймаємо контурний тип заземлювача: сітка із горизонтальних смуг перерізом 4х40 мм2 зі зміним кроком горизонтальних елементів (у відповідності з [8]) розташована на глибині h=05 (рис. 7.1).
Рис. 8.1 Розташування заземлюючої сітки ГПП
Загальна довжина горизонтальних смуг заземлювача:
L=n1·l1+ n2·l2=8·54+10·68=1112 м
де n1 n2 – кількість повздовжніх і поперечних смуг (згідно [8]);
l1 l2 – довжини повздовжніх і поперечних смуг відповідно.
Вибираємо для розрахунку метод узагальнених параметрів. Так як в даному розрахунку постійно використовується відношення ρ1 ρ2 при двохшарному грунті приймаємо відношення в даному випадку ρ1 ρ2=1. Тому узагальнений параметр Q знаходимо згідно [8]:
Знаходимо значення опору сітки згідно:
де Вз з – параметри згідно [8].
Значення RЗ4=0383 Ом менше Rш.з =2286 Ом що задовольняє умові.
Тоді загальний опір заземлювача буде:
Визначаємо потенціал заземлюючого пристрою в аварійному режимі:
φЗ=IЗ·RЗ=2.687·0.24=0.645 кВ.
Цей потенціал допустимий так як згідно ПУЕ напруга дотику:
Uдот=IЗ·RЗ·α=2687·0.24·015=0.097 кВ.
Перевірка заземлювача на термічну стійкість:
де SБП – площа бічної поверхні заземлювача
SБП=L·2·(a + b)=1112·2·(40+4)·0001=9786 м2;
tП=18 с - тривалість проходження струму замикання на землю.
Перевіряємо термічну стійкість смуги 40х4 мм2:
мінімальний переріз смуги за умовою термічної стійкості при к.з. на землю при часу проходження струму к.з. tП=18 с
де С- постійна для сталі.
Таким чином смуга 40х4 мм2 задовільняє умові термічної стійкості. Відповідно штучний заземлювач повинен бути виконаний із горизонтальних смугових електродів перерізом 40х4 мм2 загальною довжиною 1112м глибина занурення електродів в землю 05 м.

План. Разрезы A1.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Вiдпайка вiд ПЛ 110 кВ Франкiвськ-Коломия
ПЛ 110 кВ на ПС Бурштин
Прожекторна мачта N2
Прожекторна мачта N1
Мiсце для встановлення
телемеханiки i ВЧ звязку
Модульне примiщення

Первичка A1.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Високочастотний загороджувач
Вiдгалуження вiд ПЛ 110 кВ
Розеднувач трьохполюсний
Трансформатор силовий
Обмежувач перенапруги
Трансформатор власних потреб
Заземлювач ЗОН-110М-IIУ1 с ПРН-11У1
в нейтралi ВН ТВТ-35
Трансформатор напруги
Трансформатор струму TG-145
Схема електрична зеднань

8_Безопасность_6стр.doc

8. Безпека і екологічність проекту.
1. Охорона праці і техніка безпеки.
Оцінимо небезпечні і шкідливі чинники що впливають на персонал обслуговуючий підстанцію і заходи по запобіганню цим чинникам.
При експлуатації об'єкту можливі наступні небезпечні чинники:
поразка електричним струмом при дотику до струмоведучих частин;
поразка електричним струмом при дотику до струмоведучих частин тих що нормально не знаходяться під напругою;
вплив електромагнітного поля на організм;
поразка електричним струмом при роботі з несправним інструментом і засобів індивідуального і колективного захисту;
поразка обслуговуючого персоналу що знаходиться в зоні розтікання електричного потенціалу при замиканні на землю;
можливість падіння персоналу з висоти;
можливість поразки персоналу при проведенні комутаційних операцій;
Для створення нормальних умов праці при проведенні робіт по ремонту і технічному обслуговуванню устаткування проектом передбачена компоновка підстанції що забезпечує можливість вживання автокранів телескопічних веж пересувних лабораторій інвентарних пристроїв і засобів малої механізації (див. креслення 2).
Персонал що здійснює ремонт технічне і оперативне обслуговування підстанції забезпечений виробничими приміщеннями розміщеними в будівлі ОПУ.
Електробезпека на підстанції забезпечується вживанням:
)Відповідних розривів до струмоведучих частин;
)Заземлюючого пристрою;
)Застережливої сигналізації написів і плакатів;
)Захисту від коротких замикань і перенапружень;
)Блискавкозахисного пристрою;
)Пристроїв захисного відключення електроустановок;
)Вирівнювання потенціалів;
)Захисту персоналу від дії електромагнітних полів і ін.
Для забезпечення безпеки проведення робіт по ремонту і технічному обслуговуванню ВЛ 110 кВ передбачаються:
) Конструкція опор і ВЛ що допускає під'їм на опори і виробництво робіт без зняття напруги забезпечує можливість закріплення уніфікованих монтажних пристосувань і доступ обслуговуючого персоналу до вузлів кріплення гірлянд ізоляторів;
) Заземлення кожної опори.
Всі технічні рішення прийняті у відповідності нормами що діють і правилами включаючи і правила техніки безпеки.
При дотриманні правил технічної експлуатації технологічних карт по виробництву робіт а також правив ТБ при експлуатації електроустановок експлуатація споруд за даним проектом безпечна.
2. Розрахунок заземлюючого пристрою.
Важливим чинником безпеки є заземлення устаткування. Заземлюючий пристрій є одним із засобів захисту персоналу в приміщенні від виникнення іскри від напруги що виникає на металевих частинах устаткування що нормально не знаходяться під напругою але що можуть опинитися під ним при пошкодженні ізоляції.
Для запобігання можливості виникнення потенціалу на корпусі устаткування його заземляють шляхом надійного приєднання до контуру заземлення.
Заземленню підлягають:
нейтралі трансформаторів що підлягають заземленню відповідно до прийнятої системи робочого заземлення;
розрядники і громовідводи;
металеві частини електричного устаткування що нормально не знаходяться під напругою але що можуть виявитися під напругою при пошкодженні ізоляції наприклад підстави і кожухи електричних машин трансформаторів апаратів струмопроводів металеві конструкції РП обгороджування і т.п.;
вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів;
металеві щити і пульти всіх призначень на яких встановлюються прилади апарати і інші засоби автоматизації а також металеві конструкції для установки електричних приладів і кнопок управління.
Проведемо розрахунок заземлюючого пристрою підстанції:
Для умов проектування необхідна величина опору заземлюючого пристрою 05 Ом для її забезпечення необхідно вмонтовувати штучні заземлители.
Питомий опір грунту відповідно до даних досліджень r = 50 Омм на глибині до 10 м глибина промерзання суглинку 210 див.
Приймаються заземлювачі з електродів діаметром 12 мм завдовжки 10 м для зв'язку використовується сталева смуга перетином 40х4 мм2. Заздалегідь з врахуванням площі займаної об'єктом намічаємо розташування заземлювачів по периметру.
Визначаємо опір стіканню струму горизонтального заземлювачі (сполучної смуги):
де r – питомий опір рунту Ом×м;
t = 07 м – глибина заглиблення смуги від рівня землі.
Необхідний опір вертикальних заземлювачів:
де Rш – необхідний опір штучного заземлювачі.
Rв = 05 – 02786 = 02214 Ом.
Визначається опір стіканню струму одного вертикального заземлювачі:
d – діаметр електроду м;
h – глибина промерзання рунту м.
Необхідне число електродів:
Приймаємо N=30 штук. Розміщуємо електроди по контуру заземлюючого пристрою з тим розрахунком аби відстань між електродами була більше довжини електроду.
Додатково до контуру на території підстанції владнуємо сітку з подовжніх смуг розташованих на відстані 08 – 1 м від устаткування з поперечними зв'язками через кожних 30 м для вирівнювання потенціалів у входів і в'їздів а також по краях контуру прокладаємо поглиблені смуги. Ці невраховані горизонтальні електроди зменшують загальний опір заземлення провідність їх йде в запас надійності.
Розрахунковий опір заземлюючого пристрою 0494 Ом. Розміщення вертикальних і горизонтальних заземлювачів показане на рис.8.1.
3. Розрахунок блискавкозахисного пристрою.
Блискавкозахист – комплекс захисних пристроїв призначений для забезпечення безпеки людей збереження споруд устаткування і матеріалів від можливих вибухів загорянь і руйнувань що виникають при дії блискавки і інших проявів атмосферної електрики.
На підстанціях 6-500 кВ трансформатори ВРП ЗРП маслогосподарство і інші вибухонебезпечні і пожеже небезпечні споруди мають бути захищені від прямих ударів блискавки. У будівлях і спорудах що мають металеву крівлю досить заземлити металеві частини. ВРП захищають стержневими громовідводами. Повний опір заземлювача не повинен перевищувати 80 Ом.
Захист ізоляції від прямих ударів блискавки здійснюється установкою громовідводів на кінцевій опорі ПЛ 110 кВ і прожекторній щоглі заввишки по 35 м. Відстань між громовідводами 45 м. Територія підстанції відноситься зоні захистуБ.
Область захисту подвійного стержневого громовідводу визначається по наступних формулах:
Висота початку зони захисту громовідводу:
де h = 35 м – висота громовідводу.
h0 = 085 * 35 = 2975 м.
Кордони зони захисту на рівні землі:
r0 = 15 * 35 = 525 м.
Кордони зони захисту на висоті hx = 65 м – максимальної висоти основного устаткування підстанції:
Передбачається розтікання струму блискавки по магістралях заземлення в декількох напрямах а також установка 2 вертикальних електродів довжиною 5 м для кожного громовідводу.
Зони захисту громовідводу співвіднесені з генеральним планом підстанції показані на рис.8.2.
4. Оцінка екологічності проекту.
Проектована ПС 11010 кВ «Міська» і встановлюваного на ній устаткування не мають шкідливих викидів в атмосферу. Для запобігання забрудненню довколишньої території і водоймищ при аварійному викиді масла з трансформаторів передбачені маслоприймачі закриті масловідводи і маслозбірник.
Для запобігання шкідливому і небезпечному впливу електромагнітних полів на людину і тваринні організми прийняті наступні заходи:
Обгороджування підстанції для запобігання попаданню сторонніх на її територію;
Обмеження часу роботи за наявності ЕМП;
Максимальне видалення джерел ЕМП від флори і фауни.
Спеціальних заходів щодо шумозахисту не вимагається оскільки ПС розміщується у видаленні від житлової зони забудови. Проектована ПЛ 110 кВ не викликає забруднення атмосфери не створює підвищених шумів і не робить шкідливого впливу на рослинний світ.
Для підвищення надійності електропостачання споживачів міста вано-Франківська ПС «Міська» доцільно розмістити в західній частині міста ближче до центру навантажень історичної забудови міста.
Варіант №2 схеми підключення ПС 11010 кВ «Міська» до мережі 110 кВ що передбачає підключення відгалуженням від ПЛ-110 кВ «Бурштин-Франківськ» (3-є коло) дешевший але значно поступається варіанту №1 з підключенням одного кола у шафу 110 кВ на ПС «Бурштин» як в частині релейного захисту і ремонтопридатності так і в частині забезпечення надійності електропостачання споживачів міста.
У зв'язку з цим рекомендуємо прийняти як пріоритетний варіант №1: підключення ПС «Міська» до мережі 110 кВ в продовження діючої ПЛ-110 кВ «Франківськ-Коломия» 1-е і 2-е кола з перезаведенням живлення 1-го кола від шин 110 кВ ПС 50022011010кВ «Бурштин» з установкою нового шкафа 110 кВ на ВРП-110 кВ ПС «Бурштин».
З врахуванням очікуваного навантаження рекомендувати до установки на ПС 11010кВ «Міська» двох трансформаторів потужністю по 16 МВА і елегазових вимикачах на стороні 110кВ.
Для підвищення надійності електропостачання споживачів міста від ПС «Коломия» і «Міська» провести заміну ОД і КЗ 110 кВ на ПС «Коломия» на елегазові вимикачі.

5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА 17стр.doc

5. Релейний захист і автоматика.
В процесі роботи системи електропостачання можуть виникати пошкодження окремих її елементів і ненормальні режими.
Для зменшення розмірів пошкоджень і запобігання розвитку аварій встановлюють релейний захист (РЗ) який є сукупністю автоматичних пристроїв котрі фіксують пошкодження частини мережі або електроустановки.
До пристроїв РЗ пред'являються наступні вимоги: висока надійність селективність тобто відключення лише пошкодженої ділянки швидкодія висока чутливість простота наявність сигналізації про пошкодження.
1. Джерела оперативного струму.
Струм що живить кола дистанційного керування комутаційної апаратури ланцюги релейного захисту автоматики телемеханіки і сигналізації називається оперативним. Отже рід оперативного струму визначається РЗ автоматикою приводами вживаних вимикачів і іншими пристроями.
При КЗ і ненормальних режимах роботи мережі напруга джерела оперативного струму і його потужність повинні мати достатні значення для надійного відключення і включення відповідних вимикачів і для спрацьовування допоміжних реле захисту і автоматики. Слід враховувати і той факт що існуюча апаратура захисту і управління на постійному оперативному струмі є досконалішою ніж така ж апаратура на змінному струмі.
Унаслідок наявності на підстанції великої кількості комутаційної апаратури слід використовувати постійний оперативний струм.
Як джерела оперативного струму використовуються шафи управління оперативним струмом (ШУОТ) серії ШУОТ-2403.
2. Захист і автоматика трансформаторів 16 МВА.
На трансформаторах 16 МВА передбачаються наступні пристрої захисту і автоматики:
- Подовжній диференціальний струмовий захист від пошкоджень усередині бака трансформатора і на виводах виконано на мікропроцесорному пристрої захисту МРЗС-05-05;
- Газовий захист трансформатора і пристрою РПН від пошкоджень усередині кожуха трансформатора і від пониження рівня масла;
-Максимальний струмовий захист трансформатора на стороні 110 кВ з пуском мінімальної напруги що діє на вихідні реле захисту трансформатора. Пуск мінімальної напруги виконується від ТН – 10 кВ встановлених на секціях шин 10 кВ;
-Максимальний струмовий захист з пуском мінімальної напруги на вводах 10 кВ трансформатора що діє з першою витримкою часу на відключення вимикачів вводу з другою – на вихідні реле захисту трансформатора;
-Максимальний струмовий захист від перевантаження на вводах 10 кВ трансформатора з дією на сигнал;
-Пристрій автоматичного повторного включення однократної дії на вимикачах 10 кВ вводів трансформаторів;
-Для відновлення живлення споживачів 10 кВ при стійкому КЗ на живлячих ВЛ 110 кВ на кожній секції шин 10 кВ ПС 110 кВ «Міська» передбачається захист мінімальної напруги включений на ТН шин 10 кВ і що діє на відключення вводу 10 кВ.
3. Захист і автоматика секційних вимикачів 10 кВ.
На секційних вимикачах 10 кВ типу ВВТЕL–20630 (100 1600) УХЛ1 відповідно до заводської схеми вічка К-63 передбачені:
-Максимальний струмовий захист від міжфазних КЗ;
-Пристрій АВР. Пуск АВР здійснюється при відключенні вимикача введення трансформатора від вихідних реле захисту трансформатора і від захисту мінімальної напруги.
4. Захист трансформаторів власних потреб і трансформаторів дугогасильних котушок.
На трансформаторах передбачається фазне струмове відсічення і максимальний струмовий захист від міжфазних КЗ.
На трансформаторах власних потреб крім того передбачається захист від замикань на землю в мережі 04 кВ з дією на відключення вимикача 10 кВ ТВП.
5. Захист і автоматика ліній 10 кВ.
На кожній лінії 10 кВ передбачаються наступні пристрої розміщені у шафі КРП типу К-63:
-Максимальне струмове відсічення;
-Максимальний струмовий захист з витримкою часу;
-Автоматичне повторне включення однократної дії;
-Передбачається підключення до кожної лінії групового пристрою селективної сигналізації замикань на землю типа УСЗ – ЗМ;
-Передбачається відключення частини ліній 10 кВ від пристрою автоматичного частотного розвантаження (АЧР) і подальше автоматичне повторне включення при відновленні частоти (ЧАПВ).
Схема релейного захисту і автоматики ліній 10 кВ приведена в графічній частині.
5.1. Максимальний струмовий захист.
Побудуємо схему на мікропроцесорному пристрої МРЗС-05-01. За умовами селективності максимальний струмовий захист (МСЗ) повинен діяти за умови:
де Iсз – струм спрацьовування захисту;
kотс – коефіцієнт налагодження що враховує погрішності визначення струмів КЗ і струмів спрацьовування реле для захистів з реле МРЗС kотс = 12;
kз – коефіцієнт запуску що враховує самозапуск двигунів для змішаного навантаження kз = 2;
kв – коефіцієнт повернення для захистів з реле МРЗС kв = 08.
Після вибору струму спрацьовування проводиться перевірка чутливості захисту. Для основних захистів:
де Iк.min– мінімальний струм короткого замикання в кінці ділянки що захищається узятий з «Схеми розвитку електричних мереж 10 кВ м.вано-Франківська» I3к=444А.
Далі визначається струм спрацьовування реле:
де nтт – коефіцієнт трансформації трансформатора струму;
kсх – коефіцієнт схеми що характеризує схему включення реле.
Проводимо вибір струму спрацьовування МСЗ на одній з тих що відходять від ПС ліній. Приймемо що лінії йдуть до ТП 400 кВА:
Приймаємо струм уставки Iсз = 70 А. Видержка часу захисту tв = 1 с.
Розрахункове двофазне КЗ на шинах 04 кВ ТП:
Тобто захист по чутливості нас задовольняє.
Визначуваний струм спрацьовування реле:
Вибираємо до установки реле РТ – 40 2.
5.2. Максимальне струмове відсічення.
Вибираємо захист другого рівня тобто струмове відсічення.
Струмове відсічення (СВ) є різновидом МСЗ що забезпечує швидке відключення пошкодженої ділянки. Селективність СВ досягається за рахунок обмеження зони їх дії. Для цього струм спрацьовування відсічення Iсо вибирається більше максимально можливого струму КЗ на початку суміжної ділянки електричної мережі (Iк.max):
Iсо = kн * Iк.max. (5.4)
Це є основною умовою вибору струму спрацьовування відсічення.
Тут kн – коефіцієнт надійності що враховує погрішності визначення струмів КЗ і струмів спрацьовування реле для захистів з реле МРЗС-05 kн = 12;
Чутливість відсічення характеризується коефіцієнтом чутливості:
де Iк.min – мінімальний струм КЗ на початку ділянки що захищається.
Побудуємо схему на реле МРЗС-05-01.
Iсо = 12 * 444 = 533 (А).
Приймаємо струм уставки Iсо = 540 А.
Як розрахунковий приймемо двофазне КЗ на шинах 10 кВ ПС «Міська»:
Вибираємо до установки реле МРЗС-05-01.
5.3. Автоматичне повторне включення.
Ефективним заходом що дозволяє підвищити надійність живлення споживачів є автоматичне повторне включення (АПВ) елементів електропостачання які були до цього відключені релейним захистом.
Практика експлуатації енергосистем показала що значне число коротких замикань в повітряних і кабельних електричних мережах має нестійкий характер. При знятті напруги з пошкодженого ланцюга електрична міцність ізоляції в місці пошкодження швидко відновлюється і ланцюг може бути знов включений в роботу [7].
Пристрої АПВ працює в єдиному комплекті з релейним захистом. При виникненні КЗ на лінії спрацьовує релейний захист цієї лінії і відключає відповідний вимикач. Через деякий проміжок часу tАПВ пристрій знов включає лінію. Якщо коротке замикання самоусунулось то включення лінії буде успішним і вона залишиться в роботі. Якщо ж коротке замикання виявилося стійким то після включення вимикача лінія знов відключається релейним захистом і залишається у відключеному стані до усунення пошкодження ремонтним персоналом.
Дію пристроїв АПВ і АВР необхідно погоджувати таким чином. При КЗ на одній з ліній пошкоджена лінія відключається релейним захистом. Пристрої автоматики повинні спробувати відновити електропостачання споживачів від свого джерела живлення шляхом АПВ. В разі успішного АВР електропостачання споживачів відновлюється і АВР не потрібний. Якщо ж АПВ неуспіх то повинен спрацювати пристрій АВР і підключити споживачі до резервного джерела живлення. Отже витримка часу в АПВ має бути менше ніж в АВР. Приймемо tАПВ=1с.
5.4. Захист від замикань на землю.
Однофазні замикання на землю мають місце в мережах з ізольованою нейтраллю (6 – 35 кВ) і складають 70 – 80 % всіх пошкоджень ліній. Струми замикання не перевищують 20 – 30 А тому замикання на землю не є короткими замиканнями. Згідно ПУЕ такий режим допускається протягом 2 ч аби виявити пошкоджений елемент і перекласти споживачів на інше джерело живлення.
Пристрій селективної сигналізації замикань на землю виконується за допомогою трансформаторів струму нульової послідовності. Магнітопровід такого трансформатора струму охоплює три фази мережі що захищається а до обмотки підключають мікропроцесорний пристрій захисту МРЗС-05-01.
Струми спрацьовування захисту розраховуються після уточнення значень ємкісних струмів ліній що захищаються.
5.5. Автоматичне частотне розвантаження.
Згідно ГОСТ – 13109 – 87 відхилення частоти в нормальному режимі не повинне перевищувати ± 01 Гц. Допускається короткочасне відхилення частоти не більше ніж на ± 02 Гц.
При дефіциті активної потужності в енергосистемі може настати надмірне зниження частоти струму що загрожує порушенню статичної стійкості системи. Дефіцит потужності може привести до лавиноподібного зниження не лише частоти але і напруги.
У таких випадках для відновлення нормального режиму роботи автоматично відключають частину найменш відповідальних споживачів за допомогою пристроїв автоматичного частотного розвантаження (АЧР). АЧР має бути виконана так щоб не допустити навіть короткочасного зниження частоти нижче 45 Гц. Робота енергосистеми з частотою менше 47 Гц допускається протягом 20 з а з частотою 485 Гц – 60 с.
АЧР передбачає відключення споживачів невеликими долями у міру зниження частоти (АЧРI) або у міру збільшення тривалості існування зниженої частоти (АЧРII). Найбільш ефективною є АЧР I.
В даний час випускається аналого-цифрове вимірювальне реле частоти типа РСГ – 11 яке спрацьовує при зниженні при зниженні частоти і застосовується в схемах АЧР.
При підвищенні частоти до нормального значення в цілях скорочення перерви в електропостачанні споживачів відключених АЧР застосовують для них автоматичне повторне включення (частотне АПВ – ЧАПВ).
Дія АЧР має бути погоджена з роботою пристроїв АПВ і АВР.
6. Характеристика мікропроцесорного пристрою захисту МРЗС-05-05.
Пристрій мікропроцесорне захисту автоматики контролю й управління МРЗС-05-05 призначено для виконання функцій диференційно-фазового захисту двухобмоткового трансформатора і складається із:
-основного захисту від к.з. з абсолютної селективністю (ОЗТ);
-захисту від перевантаження (ЗП);
-газового захисту (ГЗ);
-теплового захисту що реагує на температуру масла зсередині бака трансформатора (ТЗ).
Загальні технічні характеристики.
Номінальні вхідні аналогові сигнали:
-змінний фазний струм н - 5 А;
-напруга змінного струму фазна нф - 1003 В;
-частота змінного струму - 50 Гц.
-напруга оперативного постійного струму 220 («+30» «- 65») У;
-споживана потужність по колу електроживлення в черговому режимі не більш 6 Вт і в режимі видачі команд не більш 12 Вт при одночасному включенні всіх командних реле;
-функціонування пристрою не порушується при короткочасних до 50 мс провалах напруги живлення до нуля.
Потужність споживана по колах перемінного струму при номінальному струмі н=5 А не більш 05 ВА на фазу.
Припустиме перевантаження по колах вхідних струмів і напруг:
-тривалий режим роботи - 3×н 15×н;
-струм односекундної термічної стійкості 50 н;
Комутаційна здатність контактів реле кіл відключення і включения вимикачів:
-при замиканні і розмиканні кіл змінного струму не більш 250 В 8А1000 ВА;
-при замиканні кіл постійного струму не більш - 250 В 5 А 1000 Вт;
-при розмиканні кіл постійного струму з індуктивним навантаженням і постійною часу що не перевищує 002 с при напрузі до 250 В не більш 30 Вт;
-припустимий струм через контакти реле - 8 А довгостроково.
Технічні можливості МРЗС
Конструктив - розширений з 14 реле і 16 ДВ. Вимірюються наступні величини:
-три фазних струми низької сторони;
-три фазних струми високої сторони;
За обмірюваним значенням обчислюються наступні величини:
-розрахунковий струм нульової послідовності високої сторони;
-розрахунковий струм нульової послідовності низької сторони;
-струм зворотної послідовності високої сторони;
-струм зворотної послідовності низької сторони;
-три фази диференціального струму;
-три фази другої гармоніки диференціального струму;
-три фази струму гальмування;
-три фази струму спрацювання першої ступені;
-три фази струму спрацювання другої ступені;
-активна і реактивна потужності низької сторони.
Всі виміряні і обчислені величини виводяться на мінідисплей пристрою.
У пристрої крім захистів реалізовані ряд інших функцій.
-МРЗС забезпечує самодіагностику з виявленням несправності з
-точністю до знімного блоку з контролем вхідних аналогових кіл і вихідних кіл;
-впливів (включаючи обмотки реле).
МРЗС являє собою мікропроцесорну систему на базі сигнального процесора ADSP2189 (структурна схема МРЗС-05-05 наведена на рис.5.1).
-Блок датчиків струму і напруги БДТН1 ДЗТ РСГИ.468171.019 призначений для гальванічної розв'язки від вторинних кіл вимірювальних трансформаторів струму і напруги для узгодження рівнів струмів і(t) напруг u(t) з рівнями вхідних аналогових сигналів вузла аналого-цифрового перетворювача (АЦП) бло-ка БВ1-МРЗС.
-Блок обчислювача БВ1-МРЗС (РСГИ.467444.027) призначений для виконання аналого-цифрового перетворення вхідних аналогових сигналів і(t) u(t) у цифрові сигнали і(n) u(n); виконання усіх функцій виміру захистів автоматики діагностики реєстрації аварійних подій із прив'язкою до реального часу; настроювання МРЗС; керування всіма програмно-доступними блоками (БДВВ1-МРЗС 3БД-МРЗС БИ-МРЗС); робить обмін інформацією з зовнішніми пристроями і користувачем.
-Блок інтерфейсний БИ-МРЗС РСГИ.467119.006 призначений для підключення МРЗС до комп'ютера через інтерфейс RS232 а також у локальну мережу через інтерфейс RS485. За допомогою комп'ютера є можливість зробити налагодження МРЗС записати уставки вважати зареєстровані аварійні події.
-Блоки дискретних входів виходів БДВВ1-МРЗС РСГИ.467119.014 призначені для гальванічної розв'язки МРЗС узгодження за рівнем і зчитування в обчислювач шістнадцяти вхідних дискретних сигналів і вихід на 14 реле.
Рис. 5.1. Вигляд спереду.
Рис.5.2. Вигляд ззаду.
Блок дисплейний 3БД-МРЗС РСГИ.467846.007 містить рідинно-кристалевий індикатор (два рядки по 16 символів у рядку) чотири клавіші сім світлодіодів і призначений для організації взаємодії користувача з МРЗС:
-настроювання і конфігурування;
-виведення на індикатор поточної інформації про аварійні події;
-сигналізації про всі спрацьовування систем захисту через світлодіоди.
А1 А7-позиційні позначення блоків у відповідності зі схемою електричною принциповою
Рис.5.3. Структурна схема МРЗС-05-05.
Живлення МРЗС здійснюється постійною напругою оперативного постійного струму 220 (+30 мінус 65) В. Напруга живлення надходить на блок живлення БП1-МРЗС. У блоці БП1-МРЗС виробляються вторинні напруги живлення "5V" і "12V". Кола вторинних напруг гальванічно розв'язані з кола напруги 220 В. Напруга живлення "5V" використовується для живлення всіх цифрових і аналогових вузлів МРЗС напруга "12V" - для живлення обмоток сигнальних і командних реле.
Рис.5.4. Схема підключення МРЗС-05-05.
Уставки витримки і керування.
Уставки ОЗТ: Диференціальний струм
-Вирівнювання В - уставка вирівнювання високої сторони - від 25 А до 100 А. Крок 001 А;
-Вирівнювання Н - уставка вирівнювання низької сторони - від 25 А до 100 А. Крок 001 А;
-Група з'єднання - уставка групи з'єднання трансформатора - від 0 до 11. Крок 1;
-Початковий струм - уставка початкового диференціального струму - від 05 А до 100 А. Крок 001 А;
-Збільшення - уставка збільшення диференціального струму - від 20 А до 250 А. Крок 001 А.
- Гальмування - уставка коефіцієнта гальмування - від 300 % до 900 %. Крок 01 %;
-Розподіл - уставка коефіцієнта розподілу струму - від 0 % до 100 %. Крок 01 %;
-Обмеження - уставка обмеження струму гальмування - від 200 А до 800 А. Крок 001 А.
-Розбаланс - уставка коефіцієнта відносини позитивних і негативних площ напівхвиль - від 20 до 100. Крок 01;
-Блокування - уставка часу блокування захисту при фіксуванні аперіодичної складовий - від 005 с до 1- с. Крок 001 с.
-Розбаланс - уставка коефіцієнта відносини рівня другої гармоніки
-диференціального струму до рівня першої гармоніки - від0 % до 500 %. Крок 01 %.
-Модуль КВ - уставка коефіцієнта повернення диференціального струму – від 900 % до 500 %. Крок 01 %.
Витримки ОЗТ: - Витримка ОЗТ1 - витримка першої ступені ОЗТ - від 00 с до 320 с. Крок 001 с;
-Витримка ОЗТ2 - витримка другої ступені ОЗТ - від 00 з до 320 с. Крок 001 с.
Керування ОЗТ: - 1 ступінь ОЗТ - уключити (ВКЛ) у роботу чи виключити (ОТКЛ) з роботи ОЗТ1;
-2 ступінь ОЗТ - включити (ВКЛ) у роботу чи виключити (ОТКЛ) з роботи ОЗТ2;
Гальмування: включити (ВКЛ) в роботу чи виключити (ОТКЛ) з роботи гальмування.
Діапазон допустимих значень параметрів МРЗС
Крок встановлення значень
Диференціальний струм
Продовження табл.5.1
Прим. Одна одиниця відповідає близько 4 мс

4 ВЫБОР АППАРАТУРЫ 15стр.doc

4. Вибір високовольтної апаратури.
До вибираного високовольтного устаткування відносяться: високовольтні вимикачі шини роз’єднувачі ізолятори трансформатори струму і напруги обмежувачі напруги трансформатори власних потреб дугогасильні котушки.
Основні умови вибору і перевірки високовольтних електричних апаратів наступні:
)Вибір по номінальній напрузі:
де Uс – напруга мережі кВ;
Uн – номінальна напруга апарату кВ.
)Вибір по номінальному струму:
де Iроб – найбільший струм в мережі А;
Iн – номінальний струм апарату А.
)Перевірка по струму відключення:
де Iк3 – періодична складова струму трифазного КЗ кА;
Iотк.н – номінальний струм відключення апарату кА.
)Перевірка на електродинамічну стійкість:
Iдин - струм електродинамічної стійкості апарату кА.
)Перевірка на термічну стійкість:
де Вк – інтеграл Джоуля при КЗ кА2*с;
tт – допустимий час дії струму термічної стійкості с.
Розрахунок інтеграла Джоуля при КЗ (теплового імпульсу струму) можна виконати таким чином:
де Вк.п Вк.а - відповідно періодична і аперіодична складові імпульсу струму;
Iк3 – значення періодичної складової діючого струму КЗ кА;
tоткл – час від початку КЗ до його відключення з;
tз – час дії релейного захисту для МСЗ tз = 05 10 з приймемо tз=10 с;
tвим – повний час відключення апарату с.
1. Вибір трансформаторів власних потреб підстанції.
Максимальне навантаження споживачів власних потреб підстанції складає 1086 кВА.
Вибір потужності трансформаторів власних потреб проводиться по формулі (2.1). До установки приймаються два трансформатори 10 04 кВ потужністю по 100 кВА типа ТМ – 10010.
Коефіцієнт завантаження визначається по формулі (2.2) і рівний 055. Коефіцієнт завантаження в післяаварійному режимі визначається по формулі (2.3) і складе 101.
Параметри трансформаторів власних потреб приведені в табл.4.1.
Щит власних потреб розміщується в ОПУ поєднаному із ЗРП 10 кВ. Схема власних потреб складається з двох секцій з АВР.
Параметри трансформатора власних потреб
Параметр трансформатора
Номінальна потужність кВА
Номінальна напруга ВН кВ
Номінальна напруга НН кВ
Потужність втрат ХХ кВт
Потужність втрат КЗ кВт
Струм холостого ходу %
2. Вибір шкафів РП – 110 і РП – 10.
Відкритий розподільний пристрій 110 кВ і вузол установки силових трансформаторів виконані у вигляді комплектної двохтрансформаторної підстанції КТПБ–110–4Н–110–2 на 16000–63–А–2–85У1 заводу «Електрощит» і складаються з окремих блоків що є металевою конструкцією із змонтованим устаткуванням апаратурою і внутрішніми з'єднаннями що встановлюються на палях.
При напрузі 10 кВ в даний час найбільшого поширення набули комплектні розподільні пристрої (КРП) з вакуумними вимикачами завдяки наступним їх достоїнствам:
-висока зносостійкість при комутації номінальних струмів і номінальних струмів відключення;
-різке зниження эксплутационных витрат;
-повна вибухо- і пожеженебезпечність і можливість роботи в агресивних середовищах;
-широкий діапазон температур в якому можлива робота вакуумної дугогасильної камери;
-підвищена стійкість до ударних і вібраційних навантажень унаслідок малої маси і компактної конструкції апарату;
-довільне робоче положення і малі габарити що дозволяє створювати різні компоновки розподільних пристроїв (РП);
-безшумність чистота зручність обслуговування обумовлені малими виділеннями енергії в дузі і відсутність викиду масла газів при відключенні КЗ;
-скорочення часу на монтаж;
-відсутність забруднень довкілля.
До недоліків відноситься підвищений рівень комутаційних перенапружень що вимагають вживання спеціальних технічних засобів а також їх висока ціна.
Як розподільний пристрій 10 кВ доцільно застосувати закрите КРП заводського виготовлення що складається з окремих шаф різного призначення.
Для комплектування ЗРП-10 кВ виберемо малогабаритні шафи К-63 що виготовляються заводом «Електрощит» і відповідають сучасним вимогам експлуатації мають двосторонній коридор обслуговування візки викочувань з вакуумними вимикачами безпечний доступ до будь-якого елементу КРП-10.
У складі КРП сери К-63 входять вакуумні вимикачі типу ВВТЕL–20630 (100 1600) УХЛ1 трансформатори струму трансформатори напруги розрядники заземляюючі ножі збірні і сполучні шини опорні і перехідні ізолятори.
Вимикач є основним комутаційним апаратом в електричних установках він служить для відключення і включення кола в будь-яких режимах. Найбільш
важкою і відповідальною операцією є відключення струмів короткого замикання.
Високовольтні вимикачі вибираються по номінальній напрузі номінальному струму конструктивного виконання місцю установки і перевіряються по параметрах відключення а також на електродинамічну і термічну стійкість.
Вибір високовольтних вимикачів розглянутий на прикладі вимикача Q1 встановленого в ланцюзі ВРП-110 кВ.
Параметри мережі: Uс = 110 кВ Iраб = 163 А Iк3 =1897 кА iуд = 528 кА.
Вибраний елегазовий вимикач типа LTB–145D1B з приводом BLK-222.
Параметри: Uн = 110 кВ Iн = 1250 А Iвикл.н = 25 кА Iдин= 65 кА Iт = 25 кА при tт =3 с tвим =006 с (tвикл = 1 + 006 = 106 с).
Вибір по номінальній напрузі: Uс ≤ Uн;
Вибір по номінальному струму: Iраб ≤ Iн;
Перевірка по струму відключення: Iк3 ≤ Iвикл.н;
Перевірка на електродинамічну стійкість:
Перевірка на термічну стійкість:
Iвикл.н2 * tт = 25 2 * 3 = 1875 (кА2*с);
Аналогічно проводиться вибір і перевірка для інших вимикачів. Результат вибору і перевірки розрахунку приведений в табл.4.2.
Вибір високовольтних вимикачів.
Місце установки вимикача по рис. 2.1
Умови вибору і перевірки
4. Вибір роз’єднувачів.
Роз’єднувачів вибирають по конструктивному виконанню роду установки і номінальним характеристикам: напрузі тривалому струму електродинамічній і термічній стійкості при КЗ.
На напругу 110 кВ вибрані роз’єднувачі зовнішньої установки типу SGF123n-100+1E з механічним блокуванням із заземлювачами типу ЗОН-110М-У1 з ПРН-11У1 в однополюсного виконання. На напругу 10 кВ роз’єднувачі зовнішньої установки в триполюсного виконання РЛНД-10630 У1 (QS7 – QS10 по кресленню 1).
Перевірка виконується аналогічно перевірці вимикачів (4.1) – (4.6) і зведена в табл.4.3
Вибір роз’єднувачів.
Місце установки роз’єднувача по рис.1.1
Параметри разъединителя
5. Вибір обмежувачів перенапруги.
При комутації вимикачами з малим часом відключення навантажених трансформаторів або при пуску двигунів можуть виникнути перенапруження небезпечні для ізоляції устаткування.
В результаті досліджень проведених фахівцями науково-дослідного підприємства «Таврида-электрик» було встановлено що комутаційні перенапруження можуть виникати лише при певному співвідношенні параметрів мережі і параметрів вимикача.
Для запобігання комутаційним і інших перенапружень необхідно встановити спеціальні пристрої для обмеження і усунення шкідливого впливу перенапружень на ізоляцію устаткування. Як такі пристрої можуть бути вибрані обмежувачі перенапружень (ОПН). Вони встановлюються між фазою і землею а також між різними фазами мережі.
х основні переваги перед вентильними розрядниками наступні:
-глибокий рівень обмеження;
-стабільність характеристик;
-надійність в експлуатації;
-відсутність необхідності в технічному обслуговуванні;
-вибухобезпечність і сейсмостійкість;
-можливість установки в підвісного і опорного виконання;
-мала вага і габарити.
ОПН без іскрових проміжків виготовляються на основі оксидно-цинкових варисторів. ОПН призначені для захисту двигунів трансформаторів повітряних і кабельних ліній від атмосферних і комутаційних перенапружень.
Для захисту устаткування напругою 110 кВ вибираються обмежувачі перенапруги типу EXLIM R 072-CN-123. Для захисту електрообладнання на стороні 10 кВ вибираємо обмежувачі перенапруги типу ОПН ТТЕL-10115.
Вибір шин РУ здійснюється по тривалому допустимому струму навантаження з використанням довідкових даних і проводять перевірку на електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ.
Як шини ЗРП-10 доцільно вибрати алюмінієві шини прямокутного перетину 50 х 6 мм2. Iдоп = 870 А; Iр = 3044 А.
Перевірка на електродинамічну стійкість при дії струму КЗ:
де sр – розрахункова механічна напруга шини Па;
sдоп – розрахункова механічна напруга шини Па (для алюмінієвих шин sдоп=65 МПа).
де F – зусилля від динамічної дії струмів КЗ;
W – момент опору м3.
де а – відстань між струмоведучими шинами м.
Момент опору для прямокутних шин:
де b і h – відповідно вузька і широка сторони перетину шини м.
Перевірка по термічній стійкості:
де Sш - перетин шин мм2;
Sт – термічно стійкий перетин мм2.
де a – коефіцієнт термічної стійкості (для алюмінію a=95).
Перевіряємо шини ЗРП–10. Відстань між ізоляторами однієї фази тобто проліт l = 11 м відстань між фазами а = 035 м.
Перевірка на електродинамічну стійкість:
Отже можна зробити вивід що вибрані шини задовольняють умові електродинамічної стійкості.
Отже вибрані шини задовольняють умові термічної стійкості.
7. Вибір ізоляторів.
Опорні ізолятори вибирають по номінальній напрузі і перевіряють на механічне навантаження при коротких замиканнях.
Умова перевірки на механічне навантаження при КЗ:
де 06 – коефіцієнт запасу;
Fдоп – допустиме зусилля на ізолятор.
В ЗРП–10 для кріплення шин використовуються опорні ізолятори О–10–375 У3 з параметрами: номінальна напруга 10 кВ мінімальна руйнівна сила на вигин 375 кН.
Проводимо перевірку ізоляторів по формулах (4.12) (4.16):
F = 176 * 41002 * * 10-7 = 93 (Н)
Отже ізолятор задовольняє вимоги механічної міцності при струмах КЗ.
8. Вибір вимірювальних трансформаторів струму.
Трансформатор струму (ТС) призначений для зменшення первинного струму до величин найбільш зручних для вимірювальних приладів і реле а також для відділення ланцюгів виміру і захисту від первинних ланцюгів високої напруги.
Вибір трансформаторів струму (ТС) проводять: по номінальній напрузі; первинному струму; навантаженню вторинного ланцюга який забезпечує погрішність в межах паспортного класу точності; по роду установки; конструкції; класу точності. Також їх перевіряють на термічну і електродинамічну стійкість при КЗ.
Основні умови вибору ТС наступні:
)Вибір ТС по номінальній напрузі здійснюється по формулі (4.1).
)Вибір ТС по номінальному струму здійснюється по формулі (4.2).
)Вибір ТС по навантаженню вторинного кола для забезпечення його роботи в необхідному класі точності полягає в дотриманні умови:
де S2ном – номінальне вторинне навантаження в класі точності ВА;
S2р – розрахункове навантаження підключена до вторинної обмотки ТС ВА.
Фактичне (розрахункова) навантаження підключене до вторинної обмотки ТС визначається з наступного виразу:
де I2ном – номінальний струм вторинної обмотки ТС А;
Z2ном – опір кола включеного у вторинну обмотку Ом.
Опір кола включеного у вторинну обмотку складається з трьох складових: суми опорів приладів (rприл) допустимого опору дротів (rдоп) і перехідного опору контактів (rконт) (приймаємо rконт = 01).
Z2ном =S rприл + rдоп + rконт . (4.19)
Виходячи з цього розрахункове навантаження можна представити таким чином:
де SSприл – сумарна потужність всіх приладів підключених до вторинної обмотки ТС ВА.
У зв'язку з тим що ТС на всю напругу вбудовані у введення вимикачів (окрім ТС підключених до релейного захисту від замикань на землю) перевірку на електродинамічну і термічну стійкість не проводимо.
До установки на напругу 110 кВ приймаються ТG-145 з коефіцієнтом трансформації 6005; на стороні 10 кВ – ТЛК–10 15005 і 3005; у нейтралі силових трансформаторів ТДН–16000110 встановлюються ТВТ–35–I 3005. Все ці ТС мають дві обмотки і забезпечують можливість послідовного або паралельного їх підключення. При паралельному підключенні і класі точності 1 достатньому для підключення вимірювальних приладів мають потужність вторинного ланцюга 40 ВА. При класі точності 10Р забезпечують потужність 20 ВА.
Вимірювальні прилади що підключаються до вимірювальних трансформаторів і їх потужність приведена в табл. 4.4.
Для прикладу проводиться вибір і перевірка ТС на 110 кВ. До установки прийнятий ТG-145 6005.
Перевірка по номінальному струму: Iроб ≤ Iн
По номінальній напрузі: Uс ≤ Uн.
Вибір ТС по навантаженню вторинного кола: S2ном ≤ S2р.
Прилади що підключені до вимірювальних трансформаторів
Потужність приладів підключених до ТС на 110 кВ складає 57 ВА (один Е309 і один А1d-3-00-С2-Т на кожну фазу). Струм вторинного кола 5 А. Перехідний опір контактів 01 Ом. Опір дротів розраховується по формулі:
де r – питомий електричний опір (для міді 0018);
Sпр – перетин кабелю мм2 (технічно перетин мідного кабелю не має бути менше 15 мм2 і приблизно складе 25 мм2).
S2р = 57 + 52 * (0864+ 01) = 298 ВА
Аналогічно проводиться перевірка і останніх ТС результат зведений в табл.4.5.
Вибір і перевірка трансформаторів струму.
Трансформатор струму
9. Вибір вимірювальних трансформаторів напруги.
Вимірювальні трансформатори напруги (ТН) призначені для перетворення напруги до значення зручного для виміру.
Трансформатори напруги для живлення вимірювальних приладів і реле вибирають по номінальній напрузі первинної обмотки класу точності схемі з'єднання обмоток і конструктивному виконанню.
Відповідність класу точності слід перевірити зіставленням номінального навантаження вторинного ланцюга з фактичним навантаженням від підключених приладів.
Перевірка по номінальній напрузі первинної обмотки здійснюється по формулі (4.1).
Перевірка по класу точності здійснюється по наступній формулі:
S2р – розрахункове навантаження підключена до вторинної обмотки ТН ВА.
Для установки на підстанції на 10 кВ приймаємо трансформатор НАМИТ–10– 66 У1 з потужністю вторинної обмотки 120 ВА в класі точності 05.
Потужність приладів що підключаються до ТН складає 25 ВА (один Е377). Проведемо перевірку ТН.
Перевірка по номінальній напрузі первинної обмотки:
Перевірка по класу точності:

3 КОР ЗАМИК 13стр.doc

3. Розрахунок струмів короткого замикання.
Коротким замиканням (КЗ) є всяке не передбачене нормальними умовами роботи з'єднання двох точок електричного кола (безпосередньо або через зневажливо малий опір). Причинами КЗ є механічні пошкодження ізоляції її пробій із-за перенапруження і старіння обриви наброси і схльостування дротів повітряних ліній (ПЛ) помилкові дії персоналу і тому подібне. У наслідку КЗ в колах виникають небезпечні для елементів мережі струми які можуть вивести їх з буд. Тому для забезпечення надійної роботи електроустаткування пристроїв релейного захисту і автоматики (РЗА) електричній мережі в цілому проводиться розрахунок струмів КЗ.
У трифазних мережах і пристроях розрізняють трифазні (симетричні) двофазні і однофазні (не симетричні) КЗ. Можуть мати місце також двофазні КЗ на землю КЗ з одночасним обривом фаз. Найбільш частими є однофазні КЗ на землю (до 65% від загального числа КЗ) значно рідше трапляються двофазні КЗ на землю (до 20% від загальної кількості КЗ) двофазні КЗ (до 10% від загальної кількості КЗ) і трифазні КЗ (до 5% від загальної кількості КЗ) [2].
При розрахунках струмів КЗ для полегшення обчислення приймаються наступні допущення:
-всі джерела що беруть участь в живленні даної точки КЗ працюють одночасно і з номінальним навантаженням;
-ЕДС все джерел вважаються співпадаючими по фазі;
-напруга джерел живлення при короткому замиканні залишаються незмінними;
-розрахункова напруга кожного рівня схеми електропостачання приймається на 5 % вище за номінальне значення;
-коротке замикання настає в той момент часу при якому ударний струм КЗ матиме найбільше значення;
-опір місця КЗ вважається рівним нулю;
-не враховуються ємкості а отже і ємкісні струми в повітряних і кабельних мережах;
-не враховуються струми намагнічування трансформаторів;
-не враховуються активні опори елементів колу якщо їх сумарний опір до точки КЗ не перевищують 1 3 сумарні індуктивні опори [1].
1.Вибір і складання розрахункової схеми електричної мережі і схеми заміщення.
Розрахункова схема є зображенням первинної схеми мережі в однолінійного виконання на якій вказують паспортні дані всіх вхідних в неї елементів що мають електричний опір – генераторів трансформаторів ЛЕП реакторів електродвигунів.
На підставі електричної схеми електричних мереж складається розрахункова схема електричної мережі.
Джерелами для живлення підстанції 11010 кВ «Міська» є шини високої напруги підстанції 1103510 кВ. Електроенергія від джерел живлення до підстанції передається по двох одинланцюгових повітряних ЛЕП. На підстанції встановлено два трансформатори ТДН – 16000 110.
На підставі розрахункової схеми складається схема заміщення в якій всі перераховані елементи замінюються своїми електричними опорами. Загальна схема заміщення приведена на рис.3.1.
Місця розташування точок КЗ вибираються так щоб електроустаткування що перевіряється у момент КЗ знаходилося в найбільш несприятливих умовах. Отже точки КЗ розташовуються на шинах 110 і 10 кВ.
Рис.3.1. Схема заміщення: ХС1 ХС2 – реактивні опори системи; RЛ1 RЛ2 – активні опори ПЛ; ХЛ1 ХЛ2 – індуктивні опори ПЛ; RTP.B RTP.H – активні опори трансформатора високої низької обмотки; ХТР.В ХТР.Н – реактивний опір трансформатора високої низької обмотки.
2. Розрахунок параметрів елементів схеми заміщення.
Параметри що входять в розрахункову схему елементів в довідковій літературі вказують в різних одиницях віднесених до номінальних умов роботи. Розрахунок опорів елементів схеми заміщення проводиться в іменованих одиницях.
Опір системи визначається виходячи із заданих струмів короткого замикання системи в мінімальному і максимальному режимах роботи електричної мережі.
При заданому струмі КЗ системи I"кс опір системи визначається по формулі:
По даній формулі нижче проведений розрахунок опорів системи з боку лінії «Франківськ-Коломия»:
Аналогічно розраховуються опори системи з боку лінії «Франківськ-Коломия». Результати розрахунку опорів Системи представлені в табл. 3.1.
Опори системи в максимальному і мінімальному режимах роботи системи
Максимальний режим роботи системи
Мінімальний режим роботи системи
Електроенергія поступає від джерел живлення до підстанції по двох одинланцюгових відгалуженнях від ПЛ: «Франківськ-Коломия-1» і «Франківськ-Коломия-2».
Вихідні параметри ПЛ представлені в табл.3.2. Питомі опори узяті з характеристик існуючих ПЛ.
Исходные параметри відгалужень від ПЛ
«Франківськ-Коломия-1»
«Франківськ-Коломия-2»
Опір ПЛ розраховуються по наступних формулах:
де Rл – активний опір ПЛ Ом;
r0 – питомий активний опір ПЛ Омкм;
де Хл – реактивний опір ПЛ Ом;
х0 – питомий реактивний опір ПЛ Омкм;
По наведених вище формулах проводиться розрахунок активних і реактивних опорів відгалуження від ПЛ «Франківськ-Коломия-1»:
Rл1 = 021 * 017 = 0036 Ом
Хл1 = 0458 * 017 = 0078 Ом.
Аналогічно розраховуються параметри відгалуження від другої ПЛ «Франківськ-Коломия-2». Результати розрахунку опорів ПЛ представлені в табл.3.3.
Розрахункові параметри ПЛ
Перетворення електроенергії напругою 110 кВ в електроенергію напруги – 10 кВ проводиться силовими трансформаторами.
Розрахунковими параметрами трансформаторів є реактивні опори обмоток. Відомо що сучасні трансформатори розподільних мереж напругою 35 кВ і вище має автоматичних регулювальників напруга (РПН) мета якої підтримувати на шинах нижчої напруги трансформатора номінальне значення напруги при експлуатаційних змінах значення напруги на стороні вищої напруги. Для таких трансформаторів додатково необхідно мати значення діапазону регулювання напруги відповідне крайнім положенням РПН. Ці дані для трансформатора ТДН – 16000 110 рівні:
У трансформаторах для знаходження опорів обмоток високої і низької напруги спочатку знаходяться загальні активний (Rобщ) і реактивний (Хобщ) опори обмоток:
де Sном – номінальна потужність трансформатора кВА;
DРк – втрати трансформатора при короткому замиканні кВт;
Uк – напруга короткого замикання в % від номінального.
Після обчислення загального активного і реактивного опору обмоток визначають опори обмоток високої і низької напруги по формулах:
Rн = Rн1 = Rн2 = Rобщ (3.7)
Хв = 0125 Хобщ (3.8)
Хн = Хн1 = Хн2 = 18 Хобщ. (3.9)
Розрахунок активних реактивних опорів високої обмотки трансформатора в номінальному режимі по формулах (3.4) – (3.9) виглядає таким чином:
Rв = 05 * 2538 = 1269 Ом
Хв = 0125 * 55545 = 6943 Ом
Хн = 18 * 55545 = 99981 Ом.
Розрахунок опорівтрансформаторів при мінімальному і максимальному регулюванні напруги трансформаторів проводиться аналогічно. Результати обчислень заносяться в табл.3.4. Активні опори трансформаторів значно менше реактивних і тому при розрахунках струмів КЗ не враховуються.
Розрахункові параметри трансформаторів
Режим регулювання напруги трансформатора
Параметри схеми заміщення
3. Визначення струмів при симетричному трифазному КЗ.
Схема заміщення для симетричного КЗ представлена на рис. 3.2.
Перетворення схеми заміщення відносно заданих точок КЗ – К1 і К2 – здійснюється по наступних правилах.
-При послідовному з'єднанні опорів загальний опір визначається як сума послідовних опорів.
-При паралельному з'єднанні опорів загальний опір в –1 мірі визначається як сума паралельних опорів кожне з яких заздалегідь зведене в –1 міра.
Рис. 3.2. Схема заміщення при симетричному КЗ.
Етапи перетворення схеми заміщення відносно точки КЗ К1 представлені на рис.3.3. Розрахунок опорів при перетворенні схеми проводиться по описаних вище правилах. Розрахунок загального опору послідовних елементів:
Х13 = Х1 + Х3; (3.10)
Х24 = Х2 + Х4; (3.11)
де Х13 Х24 – загальний реактивний опір послідовно сполучених елементів;
Х1 Х2 Х3 Х4 – реактивні опори послідовно сполучених елементів.
Розрахунок загального опору паралельних елементів:
де Х1234 – загальний реактивний опір паралельно сполучених елементів;
R12 – загальний активний опір паралельно сполучених елементів;
R1 R2 – активні опори послідовно сполучених елементів.
Рис. 3.3. Етапи перетворення схеми заміщення:
а) – вихідна схема; б) – перетворення з виключенням послідовних опорів;
в) – перетворення з виключенням паралельних опорів.
Нижче приведений розрахунок опорів перетвореної схеми заміщення відносно точки КЗ К1.
Максимальний режим роботи електричної мережі мінімальне регулювання трансформатора:
Х13 = 3422 + 0078 = 35 Ом;
Х24 = 3689 + 0082 = 3771 Ом;
Мінімальний режим роботи електричної мережі максимальне регулювання трансформатора:
Х13 = 11066 + 0078 = 11144 Ом;
Х24 = 11253 + 0082 = 11335 Ом;
Перетворення схеми заміщення відносно точок КЗ – К1 і К2 – представлені на рис. 3.4.
Рис.3.4. Перетворення схеми заміщення:
а) - КЗ в точці К1 (на шинах 110 кВ); б) - КЗ в точці К2 (на шинах 110 кВ);
в) - КЗ в точці К3 (на шинах 110 кВ); г) - КЗ в точці К4 (на шинах 10 кВ).
Розрахунок опорів схем заміщення перетворених відносно точки К2 проводиться так само як при КЗ в точці К1. Результат розрахунку приведений в табл.3.5. У цій же таблиці приведені значення повного опору елементів мережі до точки КЗ – ZS яке визначається по формулі:
де RS – загальний активний опір елементів мережі;
ХS – загальний реактивний опір елементів мережі.
Сумарні опори перетворених схем заміщення.
Періодична складова струму трифазного КЗ (Iк3) визначається по наступній формулі:
де Uб – базова напруга відповідного режиму роботи електричної мережі кВ;
ZS – повний сумарний опір відповідного режиму роботи електричної мережі Ом.
Ударний струм КЗ (Iуд) визначається з наступного вираження:
де Куд – ударний коефіцієнт струму КЗ відповідного режиму роботи електричної мережі.
Ударний коефіцієнт струму КЗ визначається по формулі:
де Та – постійна часу загасання струму КЗ відповідного режиму роботи електричної мережі.
Постійна часу загасання визначається з вираження:
Нижче приведений розрахунок струмів КЗ в точці К1 з використанням формул (3.15) – (3.18).
Максимальний режим роботи електричної мережі мінімальне регулювання трансформаторів:
Мінімальний режим роботи електричної мережі максимальне регулювання трансформаторів:
Аналогічно проводиться розрахунок струмів КЗ в інших точках. Результати розрахунку струмів КЗ в крапках приведені в табл. 3.6.
Розрахунок струмів трифазного КЗ.

Заземл и Молниезащита.dwg

и электрической сети
Проектирование подстанции
Зона захисту на висотi 11
Зона захисту на висотi 3 м
Зона захисту на висотi 6 м
телемеханiки i ВЧ звязку
Мiсця для встановлення
встановленому на лiнiйному порталi.
встановленими на прожекторних мачтах i блискавковiдводом М1
Блискавкозахист пiдстанцii виконаний блискавковiдводами М2
Блискавкозахист i заземлення

1 ЭЛ НАГРУЗКИ И СУЩ СЕТЬ 2стр.doc

1. Електричні навантаження і існуюча мережа 110 кВ в районі розміщення ПС 110 кВ.
1. Електричні навантаження споживачів ПС 110 кВ.
Електричні навантаження є вихідними даними для вирішення складного комплексу технічних і економічних завдань. Визначення електричних навантажень складає перший етап проектування будь-якої системи електропостачання і проводиться з метою вибору і перевірки струмоведучих елементів (шин кабелів дротів) силових трансформаторів і перетворювачів по пропускній спроможності (нагріву) і економічним параметрам розрахунку втрат відхилень і коливань напруги вибору компенсуючих установок захисних пристроїв і так далі Від правильної оцінки очікуваних електричних навантажень залежить раціональність вибору схеми і всіх елементів системи електропостачання і її техніко-економічні показники [1].
Електричні навантаження за даними «Схеми розвитку електричних мереж 10 кВ м. вано-Франківська на розрахунковий термін на шинах 10 кВ складуть: активна потужність Рр =195 МВт повна потужність Sp = 32 МВА.
Очікувані навантаження для вибору потужності трансформаторів ПС 11010 кВ «Міська» складають:
-переклад фактичного навантаження 69МВт перспективного розвитку;
-система водопостачання західної частини м. вано-Франківська 36МВт;
-система теплопостачання західної частини міста 07МВт;
-відновлення об'єктів промисловості 09МВт;
-відродження житлового будівництва 04МВт;
-резервування навантаження ПС «Міська» 70МВт.
Разом з врахуванням резервування: 195 МВт.
2. снуюча мережа електропостачання споживачів в районі ПС 110 кВ.
Майданчик проектованої підстанції розташований в м. вано-Франківську вул. Прирічна. Генеральний план розроблений з врахуванням рішень що забезпечують максимальну щільність забудови в цілях найбільшого збереження прилеглих споруд.
Вертикальне планування забезпечує відведення поверхневих вод з майданчика підстанції.
На території підстанції запроектована внутрішньо майданчикова дорога шириною 40м з покриттям з плит що забезпечує під'їзд автотранспорту ремонтної техніки до трансформаторів модульної будівлі маслозбірника.
Територія підстанції облаштовується вільна від споруд територія засівається багатолітніми травами. Проектом передбачено спорудження під'їзної автомобільної дороги протяжністю 100.0 м з покриттям з плит.
Генеральний план приведений в графічній частині проекту. Місто вано-Франківськ отримує живлення від ПАТ «Прикарпаттяобленерго».
Електропостачання міських споживачів в 2010 р. здійснюється від двох існуючих ПС 110 кВ «Центральна» «Тисмениця» і двох ПС 35 кВ «Підлужжя» і «Фанерокомбінат». Відповідно до «Схеми розвитку електричних мереж 35 кВ і вище м. вано-Франківськ» мають бути побудовані на додаток до що вже існує ще декілька ПС 110 кВ таких як «Міська» підстанції 35 кВ «Підлужжя» і «Фанерокомбінат» буде демонтована.
Живлення ПС 11010 кВ «Міська» передбачається від 50022011010 кВ Бурштин (I коло) і відпаюванням від ПЛ 11010 вано-Франківськ - Коломия (II коло). Проектовані відгалуження від існуючих ПЛ приєднуються у власні шафи 110 кВ з вимикачами на підстанції спорудження яких передбачається у складі даного проекту.

Литература.doc

Список використаних джерел.
Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей ВУЗов 2-е изд. перераб. и доп – М.: Высшая школа 1990.-383 с.
Вакуленко С.С. Мозирський В.. До питання регулювання реактивної потужності за мінімумом плати за спожиту електроенергію. – Промислова електроенергетика та електротехніка. – 2005. - №4. – с.42-45.
ГКД 340.000.002-97. Визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетику. Методика. Енергосистеми і електричні мережі. -К.: Міненерго України 1997.-54 с.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. –М: Энергоатомиздат 1989.
Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок: Справ.- М: Энергосервис 2000.-373 с.
Князевский Б.А. Охрана труда в електроустановках – М.: Энергоатомиздат 1983. – 645 с.
Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами. Затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України №19 від 17.01.2002.- Офіційний вісник України.- 2002.- №48.-с.71-147.
Методичні вказівки до виконання економічної частини дипломного проекту – К.: УДУХТ 2002. – 15 с.
Методичні вказівки з комплектування технічної документації для дипломного проектування та програма переддипломної практики – К.: УДУХТ 1994. – 10 с.
Ограничители перенапряжений нелинейные типа ОПН-ВBTEL-27(35). Технические условия ТУ У25123867.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей – М.: Энергоатомиздат 1989. – 287 с.
Правила устройства электроустановок. - Х.: Издательство «Индустрия» 2007. - 416 с.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник. – 3-е изд.-М.:”Академия” 2006. - 448 с.
Сірий О.М. Шестеренко В.. Розрахунки при проектуванні та реконструкції систем електропостачання промислових підприємств: Навч. посібник– К.: СДОУ 1993 – 592 с.
СОУ–Н МПЕ 40.1.20.510.:2006. Методика визначення економічно доцільних обсягів компенсації реактивної енергії яка перетікає між електричними мережами електропередавальної організації та споживача (основного споживача та субспоживача).
Справочник по проектированию электрических сетей и электро-оборудования. Под ред. Ю.Г.Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат 1991.-464 с.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография. – СПб.: ПЭИПК 2003. - 4-е изд. перераб. и доп.-350с.

6 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭН 14стр.doc

6. Облік електроенергії.
1. Вибір приладів обліку електроенергії.
Для автоматизації контролю і обліку електроенергії і потужності з врахуванням системи що склалася і необхідністю подальшого її розвитку на ПС 11010 кВ «Міська» рекомендуються до установки інтелектуальні лічильники АЛЬФА і установка для передачі інформації мультиплексора-розширювача виробництва “АББ ВЕ Метроника”.
Лічильник АЛЬФА призначений для обліку активної і реактивної енергій в ланцюгах змінного струму а також для використання у складі автоматизованих систем контролю і обліку електроенергії (АСЬКУЕ) для передачі виміряних або обчислених параметрів на диспетчерський пункт по контролю обліку і розподілу електричної енергії.
Принцип виміру лічильника АЛЬФА полягає в аналого-цифровому перетворенні величин напруги і струму з подальшим обчисленням енергій і потужностей. Лічильник АЛЬФА складається з вимірювальних датчиків напруги і струму основної електронної плати з мікропроцесорною схемою виміру і швидкодіючого мікроконтролера. Вимірювані величини і інші необхідні дані відображуються на дисплеї лічильника виконаного на рідких кристалах.
На ПС 11010 кВ «Міська» встановлюємо лічильники АЛЬФА на лініях що відходять. Оскільки на підстанції неможлива передача потужності в систему то на лініях що відходять 10 кВ встановлюємо лічильники АЛЬФА модифікації A1D що враховують електроенергію в одному напрямі дозволяють вимірювати активну енергію і максимальну потужність. Для обліку електроенергії підстанції що йде на власні потреби також використовуємо лічильники модифікації A1D. Лічильники встановлюємо на введенні 04 кВ від трансформаторів власних
потреб. Підключення всіх лічильників здійснюємо через трансформатори струму.
Для великого числа приєднань доцільно упроваджувати одночасно з установкою лічильників АЛЬФА автоматизовану систему комерційного обліку електроенергії.
Для підстанції як і для всього підприємства електричних мереж Тобольська рекомендується до впровадження система обліку електроенергії АЛЬФАЦЕНТР. Ця система задовольняє потребам замовників всіх рівнів – від невеликих підприємств з декількома лічильниками до розподілених енергосистем з декількома тисячами лічильників. Програмний комплекс базується на принципах клієнт-серверної архітектури (Операційні системи Windows NT2000 UNIX СУБД ORACLE).[13]
нформаційно – обчислювальний комплекс АЛЬФАЦЕНТР здійснює вимір активної і реактивної потужності в двох напрямах і вжитку активної і реактивної енергії за добу місяць рік (по групах в цілому і з розкладкою по часових зонах). Визначаються середні потужності на інтервалі усереднювання 1 3 5 10 15 або 30 хв. При цьому з різних точок обліку можна знімати профілі з різним інтервалом усереднювання. Проводяться автоматичні розрахунки по розрахункових групах і часових зонах відстежуються перевищення заданих лімітів ведуться архіви. Також здійснюється індикація наступних параметрів: частота пофазні струми і напруга пофазні кути зрушення між струмами і напругою пофазна потужність.
Система в паралельному режимі проводить збір даних з лічильників і контроллерів через виділені і комутовані канали зв'язку розрахунки самодіагностику і діагностику компонентів нижнього рівня аналіз повноти даних і збір тих що не дістають.
Слід зазначити що для обслуговування АСКУЕ потрібний висококваліфікований персонал підготовка якого пов'язана з певними витратами. Проте досвід показує що економія електроенергії складає від 15 до 30 %.[13]
2.1. снуючі системи АСКУЕ.
Системи АСКУЕ (автоматизовані системи контролю і обліку електроенергії) розроблені на основі класичних концентраторів наприклад ЦТ 5000 КТС «Енергія» «Струм» в основному орієнтовані на роботу з існуючим парком лічильників. Для зв'язку цих лічильників з концентраторами використовуються канали на виході яких частота імпульсів пропорційна виміряній потужності. Вся інтелектуальна робота по підрахунку імпульсів представленню їх. в значення енергії і потужності розподіленню виміряних параметрів по тарифним зонам організації плинного часу і дати підтримці точності ходу внутрішнього годинника і інші функції виконуються апаратурою і програмним забезпеченням мікропроцесорного концентратора.
Концепція побудови таких АСКУЕ основана на розділенні функцій між її елементами - повністю не інтелектуальний лічильник і повністю інтелектуальний концентратор здійснюючий зв'язок із лічильниками обробку зібраної інформації і передачу її на персональний комп'ютер по існуючим каналам зв'язку через свої вбудовані або зовнішні модеми. Така класична структура має ряд недоліків зв'язаних в основному з проблемою забезпечення достовірності прийнятої і переданої інформації в експлуатаційних умовах котрі перешкоджають створенню надійності системи АСКУЕ. Перерахуємо деякі із цих недоліків:
Незахищеність від відхилення першочергової інформації наприклад внаслідок уставки закорочення на клемах інформаційних сигналів що передаються від лічильника до концентратора.
При обриві лінії зв'язку між концентраторів і лічильником облік електроенергії в концентраторі по цьому каналі не проходить що призводить до відхилення достовірності інформації і витікаючим звідси негативним наслідкам:
-не можливості точного розрахунку із споживачем (виробником) електроенергії
-затрудненню (необхідна присутність ЛЮДИНИ) зв'язаному із встановленням ідентичності показників на табло лічильника і табло концентратора
При зникненні живлення концентратора облік електроенергії не виконується по всім каналам що ще більш ускладнює проблеми перераховані в П.2.
Необхідність проведення метрологічної сертифікації концентратора в більш точному підрахунку і перетворенню імпульсів в іменовані значення електроенергії необхідність регулярного повторення повірки в відповідності з установленим міжповірочним інтервалом.
Однак великим досягненням таких концентраторів є їх швидкодія в силу простої обробки інформації зчитаної з лічильників підключених по частотно-імпульсним каналам.
Слід відмітити що вітчизняні електронні лічильники електроенергії в останній час не внесли ніяких змін в cтрyктурy збору і передачі інформації. В цих лічильників як і у попередніх їм електромеханічним лічильників зв'язок з АСКУЕ здійснюється по частотно-імпульсних каналах недоліки використання яких відмічались вище.
Оптичний порт зв'язку з персональним комп'ютером через адаптер по інтерфейсу RS232 що використовується для заводської калібровки програмування метрологічної повірки завдання різних постійних і т.д. крім того оптичний порт може використовуватись для комп'ютерів Lap-top для зчитування інформації з кожного лічильника і занесення її в персональний комп'ютер оператора.
2.2. Структура побудови АСКУЕ розробки АББ.
Стрімкий розвиток елементної бази повсюдне впровадження персональних комп'ютерів комп'ютерна грамотність технічного персоналу збільшення кількості західних технологій можливість доступу до західних ліцензій - все це створило умови для появлення і впровадження на російському ринку виробляючих в Росії мікропроцесорних лічильників типу "Альфа" . Поява цих лічильників дозволила створити розрив в існуючих технологіях між Росією і провідними лічильникобудівними фірмами заходу мінімум на 10-15 років. Власне цей відрізок часу знадобився заходу щоб пройти шлях від електронних до мікропроцесорних лічильників сучасної конструкції.
Нижче описуються можливості лічильника Альфа як складового елементу в існуючі і нові системи АСКУЕ що використовують цифрові канали збору і передачі інформації.
Можливість включення лічильників в АББ в склад АСКУЕ.
Лічильник АББ має три інтерфейси для обліку інформації з іншими пристроями:
Плата електронних реле з оптичною розв'язкою на виході котрих частота імпульсів пропорційна виміряній енергії. Для зв'язку лічильника із концентратором АСКУЕ в складі плата є 4 реле для:
активної спожитої енергії
активної виданої енергії
реактивної спожитої енергії
реактивної виданої енергії.
Крім вказаних можна використовувати любі комбінації із перерахованих параметрів. Наявність в лічильнику таких реле дозволяє включати лічильник АББ в склад АСКУЕ на базі широко відомих систем типу КТС "Енергія" "Струм" і ін.
Струмова петля 20 мА (ИРПС) з оптичною розв'язкою на 15 кв дозволяє передавати по парі інформаційних проводів не тільки дані про: - зміни енергії і потужності але й багаточисельну допоміжну інформацію :
- час і дату початку перерви живлення або відключення фази
- час і дату закінчення перерви живлення або виключення фази
- тип лічильника і постійні що відображають схему підключення лічильника до зовнішнix кіл
- наявність тарифних зон і їх добовим розподіленням
- дані самодіагностики лічильника і розшифровка цих повідомлень і інші дані.
У випадку застосування інтерфейсу ИРРС вдається більш повніше використовувати функціональні можливості лічильника по його програмуванню коректуванню тарифних зон отриманню більш повної інформації про експлуатації результатах самодіагностики і т.д. які реалізуються з робочого місця оператора через існуючі канали зв'язку.
Струмова петля може використовуватись і у випадку підвищених вимог до достовірності переданої або прийнятої інформації оскільки протокол обміну лічильника Альфа передбачає видачу підтвердження про правильність прийнятої або переданої інформації. Ця особливість дозволяє створювати надійні системи АСКУЕ де лічильники розробки фірми АББ являються одним із головних елементів. В якості іншої
складової частини АСКУЕ можуть застосовуватися мультиnлексори розробки фірми АББ.
Необхідність розробки системи АСКУЕ що базується на зовсім іншому підході-інтелектуальний лічильник і неінтелектуальний концентратор була визвана в першу чергу необхідність створення недорогих комерційних систем обліку електроенергії що відрізняються від існуючих підвищеною надійністю роботи довготривалим збереженням накопичених даних в самому лічильнику. при перервах живлення достовірністю прийому і передачі інформації і повною захищеністю даних від несанкціонованого доступу до них.
Можливість використання простих мультиплексорів-розширювачів (МПР) забезпечується завдяки наявності в лічильника Альфа пасивного протоколу по встановленню зв'язку із зовнішнім пристроєм.
Всі лічильники під'єднуються до загальних шин МПР і прослуховують лінію. На зв'язок виходить тільки той лічильник котрий розпізнав свій код запиту.
Такий підхід робить надлишковим використання в мультиплексорі мікропроцесора для комутації підключення до каналу зв'язку потрібного лічильника і зводить функції мультиплексора до функцій простого пристрою що збільшує кількість під'єднаних до нього лічильників.
Кожний МПР дозволяє підключати на загальні шини записчитання по своїм вхідним каналам до 16 лічильників по струмовій петлі на шини записчитання через свої перетворювачі підключені роз'єм інтерфейсу RS 232 і два паралельно з'єднаних роз'єми інтерфейсу RS 422RS485. Один із останніх роз'ємів може використовуватись для об'єднання мультиплексорів (до 32 МПР) в єдину систему АСКУЕ а другий - для підключення локального комп'ютера що знаходиться від МПР на відстані що не перебільшує 15 км.
У випадку якщо персональний комп'ютер на якому здійснюється збір інформації від лічильників знаходиться на більшій .відстані слід .використовувати телефонний модем що підключається до роз'єму інтерфейсу RS 232 із використанням тільки одного модему на всю об'єднану групу МПР. В той же час персональний комп'ютер може підключатися безпосередньо до роз'єму інтерфейсу RS 232МПР по нульмодемному кабелю.
Конструкція МПР передбачає можливість доступу до даних лічильників із різних місць по різним інтерфейсам наприклад із локального комп'ютера підключеного через інтерфейс RS 422RS485 і з віддаленого котрий підключений через модем до інтерфейсу RS 232.
В цьому випадку програмне забезпечення що є в комп'ютерах повинно дозволяти встановлення зв'язку із лічильниками тільки у випадку відсутності зв'язку лічильників з іншими комп'ютерами.
Така система АСКУЕ має такі основні переваги:
достовірність прийнятоїпереданої інформації
захищеність системи від несанкціонованого доступу
можливість із комп'ютера оператора перепрограмувати лічильники наприклад у випадку зміни тарифних зон зміни кількості вимірю.ваних параметрів (замість вимірювання активної і реактивної енергії водному напрямку перепрограмувати лічильник на вимірювання цих параметрів .в двох напрямках) і т.д.
можливість передавати інформацію не тільки про енергооблік (енергія і потужність) але і додаткову таку як відключення будь-якої фази напруги або повністю відключення лічильника час відключення або включення фаз напруги час відключення або включення навантаження діагностичну інформацію про стан лічильника і ін.
можливість зчитування із лічильника профілю навантаження із програмуючим інтервалом від 3 до 30 хвилин за період до 35 днів
збереження дійсних даних в пам'яті лічильника у випадку несправності ліній зв'язку як на стороні лічильник - МПР так і на стороні МПР - комп'ютер оператора
збереження дійсних даних в пам'яті лічильника у випадку зникнення живлення МПР
можливість використання локальної АСКУЕ . В цьому випадку необхідним додатковим обладнанням буде тільки плата вводувиводу інтерфейсу RS422RS485 що встановлюється в комп'ютері локальної АСКУЕ
можливість доступу до лічильників із різних місць :
а) із комп'ютера локальної АСКУЕ з допомогою інтерфейсу RS422RS485.
б) із віддаленого комп'ютера з допомогою модему що підключається до інтерфейсу RS 2З2 МПР.
Перераховані переваги АСКУЕ реалізовані на базі МПР вперше реально дозволяють створювати комерційні системи обліку електроенергії. Однак якщо до системи АСКУЕ пред'являються вимоги обновлення інформації на 3-хвилинному інтервалі (наприклад для цілей оперативного управління) ця система що використовується для опитування лічильників послідовні інтерфейси не може виконати вказаної умови при великому числі опитуваних лічильників в силу послідовності їх опитування і відносно повільній швидкості зчитування інформації з кожного із них. Практично обмеження настає при опитуванні приблизно 20-40 лічильників (в залежності від кількості зчитаної інформації) при швидкості зчитування 1200 бод. Для зняття цього обмеження пропонується використання системи АСКУЕ приведеній на рис.
Пропонована структура об'єднує переваги класичних систем (швидкодія) і системи АББ (захищеність від несанкціонованого доступу до системи достовірність прийнятої або переданої інформації висока надійність функціонування гнучкість і простота нарощування системи).
Слід відмітити і появу в такій системі нових функцій:
можливість підключення до неї не тільки лічильників Альфа але й інших що мають частотно-імпульсні виходи
підвищена надійність такої системи АСКУЕ за рахунок часткового дублювання функцій що виконуються пристроями УСД «Струм» і МПР.
В теперішній час така система розроблена спільними зусиллями багатьох організацій.
Таким чином приведені підходи до створення АСКУЕ нижчого рівня (рівень безпосереднього обліку електроенергії) свідчать про те що комерційна система обліку може бути створена в теперішній час тільки на базі використання інтелектуальних інтерфейсів лічильників типу Альфа що володіють значним об'ємом пам'яті для зберігання даних. В цьому випадку досягається висока достовірність прийнятої або переданої інформації за рахунок посилання циклічного коду (що вичислюється на основі поліному 12-ї степені) в кінці кожного сповіщення розрахунку його по результатам прийнятої корисної інформації в повідомлення і порівняння вичисленого і прийнятого циклічних кодів. У випадку їх співпадання інформація заноситься в базу даних в протилежному випадку ці дані ігноруються з видачею повідомлень про неуспішний спробі зв'язку з цим каналом або автоматично робляться спроби повторного зчитування (звичайно дві-три спроби).
Крім того досягається майже 100% захист даних лічильника від змін підтасовки або відхилення за рахунок системи паролів різних рівнів що використовуються при Спілкуванні 3 інтелектуальними лічильниками типу Альфа.
У випадку обриву лінії зв'язку між лічильниками і мультипректорамирозширювачами МПР інформація не втрачається і може бути передана в дійсному вигляді після усунення несправності на лініях зв'язку.
Можливість об'єднання МПР по інтерфейсу RS422RS485 з одночасним підключенням комп'ютера локальної АСКУЕ і можливістю підключення віддаленого комп'ютера через модем до інтерфейсу RS232 МПР робить таку систему надзвичайно гнучкою і універсальною що дозволяє практично задовольнити любі реально зустрічні умови до АСКУЕ.
Таким чином підключення лічильників Альфа по своїм інтелектуальним інтерфейсам до системи збору інформації можливо в наступних конфігураціях:
Пряме підключення лічильника до ПЕВМ з допомогою інтерфейсу Uhісam Probe (через оптичний порт лічильника і СОМ -порт комп'ютера).
Пряме підключення групи лічильників до ПЕВМ через інтерфейс RS-232 мультиnлексора і СОМ - порт комп'ютера. Лічильники до мультиnлексора підключаються через 4-х провідну струмову петлю розміщену на платі реле що встановлюється в лічильниках ALРНА по бажанню замовників.
Мультиnлексор забезпечує перетворення сигналів із струмової петлі в сигнали стандарту RS-232.
Пряме підключення групи лічильників до ПЕВМ через інтерфейс RS-422485 мультиплексора і СОМ - порт відповідної плати вхідвихід комп'ютера. Лічильники до мультиплексора підключаються через 4-х провідну струмову петлю розміщену на платі реле що встановлюється в лічильниках ALPHA по бажанню замовників. Мультиплексор забезпечує перетворення сигналів із струмової петлі в сигнали стандарту RS 422485.
Підключення одного лічильника до ПЕОМ з допомогою пари модемів по комутуючим або виділеним каналам зв'язку модем зі сторони комп'ютера підключається до СОМ - порту а інший - зі сторони лічильника - до виходу плати реле по струмовій петлі з перетворенням сигналів в сигнали стандарту RS-232 із допомогою адаптера АВК
Підключення групи лічильників до ПЕОМ із допомогою пари модемів з'єднаних по комутуючим або виділеним каналам зв'язку і мультиплексора. Модем в цьому випадку підключається до інтерфейсу RS-232 мультиплексора.
Один комп'ютер може одночасно працювати з декількома об'єктами (групами лічильників) підключеними до комп'ютера любим із перелічених вище способів через любий СОМ - порт комп'ютера.
Будь-яка група лічильників може відповідати на запити комп'ютерів що мають на це право зв'язаних із даним об'єктом через модеми або безпосередньо через свої порти.
Технічні характеристики мультиппексора МПР 16
Кількість під'єднуваних лічильників по ИРПС
«струмова петля» доМПР
Кількість під'єднуваних МПР-16 в систему АСКУЕ
Максимальне віддалення лічильників від МПР
Кількість інтерфейсів RS 2З2
Кількість запаралелених портів інтерфейсу RS-422485
Можливість підключення локального комп'ютера в систему (через інтерфейс RS-422485
Максимальне віддалення локального комп'ютера від МПР
Можливість підключення телефонного модему
Вид лінії зв'язку для ИРПС «струмова петля»
Споживання від мережі
Напруга живлення (однофазна)
Температурний діапазон роботи
Вологість (не конденсуюча)
2.3. Програмна підтримка систем АСКУЕ розробки АББ.
Програмний пакет Аlрhа Met збору інформації із лічильників Альфа для створення бази даних .
Підсистема Alрhа Met розроблювалась як самостійний пакет для роботи в середовищі DOS і може працювати як окремо так і разом з пакетом EМPНPLUS котрий призначений в першу чергу для роботи з індивідуальним лічильником. Alpha Met дозволяє в автоматичному режимі зчитувати комерційні дані лічильників заданих оператором і об'єднаних в систему АСКУЕ на базі мультиплексорів АББ описаних вище записувати х в базу даних на диску і відображати на дисплеї показники енергії (повна енергія КVAh активна енергія КWh ре активна енергія КVARh реактивна енергія по квандрантам КVARQh) і відповідні розрахункові значення потужності (KVA. KW. KVAR. KVARQ.).
Зчитування вказаної інформації може бути виконано із заданою періодичністю (від 3-х хвилин і більше в режимі автоматичного збору даних) а також у встановлені моменти часу на протязі доби або ж у встановлений час на протязі календарного року (режим відкладеного збору даних). Будь-які із зібраних даних можуть виводитись на екран дисплею по вимозі оператора відразу після зчитування параметрів із лічильника.
Накопичення даних в базі даних і формування звітів створюється у вигляді перерахованих вище параметрів з інтервалами збору 30 хвилин і одна доба. Звіти можуть бути видані по цим даним за любий період на протязі року вказаний користувачами підсистеми.
Підсистема також діагностує стан лінії зв'язку із лічильниками і у випадку відмови лінії зв'язку видає відповідні повідомлення оператору.
Робота оператора з підсистемою Аlрhа Met.
Встановлення підсистеми Alpha Met на комп'ютері виконується замовником самостійно з дистрибутивної дискети. З допомогою системи АСКУЕ підсистема Alpha Met і пакет Empflus дозволяють з робочого місця оператора вирішити слідуючі задачі:
виконувати програмування лічильників в відповіднОСті з вимогами замовника
перепрограмовувати лічильник в результаті зміни умов експлуатації або обліку електроенергії (зміна тарифних зон зміна продовження розрахункового періоду і т.д.)
отримувати на комп'ютері і на принтері звіти про результати вимірів накопичених лічильником ALРНА
зчитувати профіль навантаження за розрахунковий період часу і будувати графіки цього профілю (потужність енергія імпульси)
зчитувати дані самодіагностики і подій (відключення фази напруги відключення живлення відключення навантаження) з фіксацією дати і часу
з допомогою пакету ALрhа Met :
зчитувати комерційні дані лічильника в автоматичному режимі
зчитувати профіль навантаження кожного лічильника за розрахунковий період
створювати базу даних з інтервалом в 30 хвилин в форматі Lotus з подальшим переоформленням в базу даних dВASE або FoxPro з допомогою цих СУБД в залежності від програмних засобів що використовуються замовником
мати можливість контролю за витратами електроенергії через задані проміжки часу у вигляді таблиць по кожному лічильнику або групі лічильників конфігурація яких задається оператором.
Запуск підсистеми Alpha Met проводиться із операційної системи MS DOS командою: ALPНAМET.
Меню «Вибір програми».
Після запуску ALpha Met на екрані появляється головне меню що дозволяє вибрати для подальшої роботи:
програму ALpha Met (програма автоматичного збору інформації)
програму Setup Met (ця програма дозволяє налагодити програму ALpha Met в відповідності з технічними засобами замовників)
програму Emphplus (опис цієї програми приводиться в окремих документах)
програму Setup (програма налагодження пакету ALpha Met і вихід в MS DOS.
Наступним на екрані появляється меню вибору режиму що дозволяє:
визначити конфігурацію вікон на екрані. програма ALpha Met дозволяє найти від одного до чотирьох інформаційних вікон в яких можуть відображатись таблиці і графіки що відображають покази лічильників
визначити тип таблиці або графіка що відображується в відповідному вікні
перейти в режим зчитування визначених параметрів лічильника ALPHA - вибрати лічильники групи або об'єкти для роботи Alpha Met.
Рис. 6.1. Структурна схема АСКУЕ підстанції.