Модернизация ПС Глядянское 110/10 кВ

Молниезащита ПС.cdw

Техническая характеристика молниеотвода:
Категория молниезащиты - 2
Высота молниеотвода - 26400 мм
Высота защитного конуса - 14400 мм
Радиус зоны защиты на уровне земли - 27000 мм
Радиус зоны защиты на уровне защищаемого объекта - 12420 мм
Молниеприемник - сталь Ст.3 ГОСТ 2590-57 диаметром 20 мм
Токоотвод - сталь Ст.3 ГОСТ 2590-57 полоса сечением 40х4 мм
Искуственный заземлитель:
Состоит из трех вертикальных электродов
объединенных горизонтальным электродом 40х4 мм
Импульсное сопративление растекания токов молнии
от 5 до 100 кА - менее 10 Ом
Зона защиты на уровне земли
Зона защиты на уровне защищаемого объекта
Проект модернизации подстанции 11010 кВ Глядянская
Курганских электрических сетей
Устройство заземлителя молниеотвода

Заземление ПС.cdw

Ограждение подстанции
Граница площади оборудования
Техническая характеристика:
- вертикальные заземлители - сталь Ст.3 ГОСТ 2590-57
общее количество 60 шт
- горизонтальные заземлители - сталь Ст.3 ГОСТ 2590-57
полоса сечением 40х4 мм
Глубина заложения заземлителей 800 мм
Присоединение оборудоваеия к контуру заземления осуществляется
сталью Ст.3 ГОСТ 2590-57 полосой сечением 40х4 мм
Места пересечения заземлителей соединяются сваркой
Длина вертикальных электродов - 300000 мм
Длина горизонтальных электродов - 660000 мм
Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей

Рис. 2.1 стр.13.frw

QS3-QS6 - РНДЗ-1б-110600
FV4 - РВС-35 + РВС-15
Рисунок 2.1 - Схема электрических соединений

СПЕЦИФИКАЦИЯ стр.117.frw

Ограничитель перенапряжения
Трансформатор напряжения
ОПН-11084-10(I) УХЛ1

2 Разрез ПС.frw

Ячейка шиносоединительного выключателя
Ячейка трансформатора напряжения
Ячейка выключателя обходной системы шин
Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
Конденсатор связи СМР-110
Разъединитель РНДЗ-1-1101000 У1
Выключатель ВГТ-110-201000 У1
Ограничитель перенапряжения ОПН-11084-10(I) УХЛ1
Трансформатор тока ТФЗМ-110 Б1
Трансформатор напряжения НКФ-110-58
ВЧ-заградитель ВЗ-600-0
Трансформатор ТМН-6300110
Опорный изолятор ИОС-110-400 У1

Защита трансформатора на ТОР 200-Т72.frw

(ГАЗОВАЯ ЗАЩ. СИГН.)
(ГАЗОВАЯ ЗАЩ. ТР-РА)
(ВНЕШН. ОТКЛ. с АПВ)
(КОНТРОЛЬ ЭЛЕГАЗА 1)
- НЕИСПР. ЦЕПЕЙ ОБДУВА
- НЕИСПР. ЦЕПЕЙ УПР.
Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
0211-07-СХ.02.00. Э4

Р-3 Эконом.doc

3 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
1 Функционально–стоимостной анализ проектируемого варианта
ФСА - это метод системного исследования функций объекта проектирования направленный на минимизацию затрат в сфере проектирования строительства изготовления и эксплуатации системы электроснабжения при сохранении или даже повышении ее качества полезности надежности и безопасности.
Проектная форма ФСА обладает следующими особенностями определяющими возможность и целесообразность ее использования при выработке проектных решений.
Цель творческой формы ФСА – предотвращение появления излишних функций элементов и затрат при сохранении (повышении) функциональных и потребительских свойств объекта проектирования.
Сфера использования – проектирование системы электроснабжения (СЭ).
Основной объект изучения – номинальные функции СЭ.
Степень автономности и использования – подчиненность традиционным этапам опытно-конструкторских работ (ОКР) сливается с процессом проектирования алгоритмизируя по заданным целевым функциям.
Порядок моделирования – от функционального к структурному.
Способ определения номинальных (требуемых) функций – путем построения «дерева целей» и задач проектирования.
Разнообразие способов поиска решений – все приемы творчества.
Стоимостная оценка функции – исходная процедура проектирования и интерактивная для всех этапов.
В состав задач решаемых с помощью ФСА при выполнении проектных работ входят: определение рациональных границ значений технико-экономических параметров разрабатываемой СЭ или ее элементов и оптимальных требований к составу и ресурсу функций; достижение заданных требований элементам затрат; обеспечение конкурентоспособности; повышение технического уровня показателей надежности технологической и экологической безопасности; технологичности СЭ снижение материалоемкости энергоемкости эксплуатационных затрат.
ФСА при разработке проектов СЭ проводится с учетом действующих нормативно-технических документов регламентирующих порядок и правила проведения строительно-монтажных пуско-наладочных регламентных и ремонтных работ и правила устройства СЭ.
При проектировании СЭ или элементов выполняются следующие процедуры с использованием методологии ФСА:
- анализ требований к разрабатываемой СЭ;
- формирование целей и задач разработки;
- определение состава функций будущей СЭ;
- построение функциональной модели СЭ;
- определение допустимых затрат на функции поиска формирования вариантов решений по функциям;
- оценка технико-экономического уровня вариантов решений по основным функциям;
- построение структурной модели СЭ;
- комплексная функционально-стоимостная оценка и окончательный выбор варианта построения СЭ.
Анализ требований к проектированию СЭ служит для обоснования требований к разрабатываемой СЭ или ее элементам исходя из потребительских свойств СЭ и достижений науки и техники а также с учетом перспективного развития как системы электроснабжения так и системы электропотребления и требований экологической и социально-экономической безопасности высокое качество электроэнергии.
Формирование целей и задач проекта представляется в виде «дерева целей». Уровни «дерева целей» формируются последовательно по этапам проектирования.
I уровень – «генеральная цель»: формируется исходя из главного функционального назначения проектируемой СЭ.
II уровень – «цели» формируются на основании заданных требований к разрабатываемому изделию и условий при которых возможно достижение «генеральной цели».
III уровень – «задачи»: состав элементов этого уровня определяется путем детализации требований и элементов II уровня.
IV уровень – «пути решения задач»: элементы этого уровня конкретизируют предыдущий уровень «дерева целей» (по мере отработки конструктивных технологических организационных и компоновочных решений) с указанием возможных способов их реализации и необходимых условий.
Определение состава функций разрабатываемой СЭ.
Основное назначение этой процедуры – определение и формирование необходимого количества функций которые должны выполнять СЭ и ее составные части.
Функции выполняются в следующем порядке: главные второстепенные основные вспомогательные.
Главные функции устанавливаются исходя из назначения разрабатываемой СЭ в соответствии с целью проекта и требованиями технического задания (в СЭ к числу главных относятся функции обеспечения безопасности и надежности электроснабжения).
Второстепенные функции определяются исходя из требований к эксплуатации экологической приемлемости эстетики эргономики и т.д.
Основные функции выявляются после выбора принципа реализации главных в соответствии с целями и задачами проекта устанавливаемыми при построении «дерева целей». Эти функции обязательны подчиняются главной и определяют главный процесс в СЭ. К ним относятся функции: приема (ввода) преобразования вывода и распределения электроэнергии функции обеспечения электробезопасности и качества электроэнергии функции управления СЭ и т.д.
Вспомогательные функции необходимы для реализации основных устанавливают после выбора принципа действия СЭ и состава ее основных функций в соответствии с IV уровнем «дерева целей» - пути решения задач.
При выполнении основных и вспомогательных функций возможно появление нежелательных эффектов. Для компенсации и подавления этих эффектов вводятся «функции-компенсаторы» (функция охлаждения трансформатора).
Если СЭ имеет в своем составе функционально завершенные части то по каждой из них строится своя функциональная модель (ФМ) по тем же правилам что и для СЭ в целом.
Правильность построения ФМ проверяется следующим образом:
- любому изменению состояния объекта проектирования должна соответствовать определенная функция;
- каждая функция предполагающая сложные преобразования должна быть раскрыта через совокупность подчиненных функций;
- между функциями должны быть выявлены формально-логические отношения;
- для исключения дублирования вышестоящих функций в ФМ количество подчиненных функций должно быть не менее двух.
После построения ФМ разрабатываемой СЭ осуществляют ее проверку по соответствующим коэффициентам функциональной организованности.
Определение допустимых затрат на функции.
С этой целью прежде всего устанавливают значимость функции по уровням.
Предельно допустимые затраты на основные функции определяются по формуле
где - допустимые прямые затраты исходя из минимальной себестоимости СЭ установленной в техзадании (ТЗ);
- относительная важность функции.
Аналогично определяются предельно допустимые затраты на вспомогательные функции.
Поиск и формирование вариантов решений по основным функциям разрабатываемой СЭ осуществляется с помощью морфологического анализа.
Построение структурной модели (СМ) СЭ осуществляется на основе ФМ путем установления вариантов материальных носителей (устройств систем агрегатов) необходимых и достаточных для реализации конкретной функции.
На основании структурной модели осуществляется стоимостная оценка выбранного решения СЭ исходя из условий рыночного ценообразования на материальные носители.
Построение «дерева целей»:
I уровень – «генеральная цель»:
- электроснабжение всех потребителей подключенных к подстанции;
II уровень - «цели»:
- бесперебойное электроснабжение;
- безопасное электроснабжение;
- управление и учёта электроснабжения;
III уровень – «задачи»:
- резервирование подачи электроэнергии;
- обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;
- защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;
- защита от токов короткого замыкания;
- устройство телемеханики;
- устройство автоматического учёта электроэнергии;
IV уровень – «пути решения задач»:
- использование двойной системы шин с обходной;
- использование резервного питания по высокой стороне;
- установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;
- установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;
- установка ограничителей перенапряжения;
- установка молниезащиты;
- установка основной защиты трансформатора;
- установка резервной защиты трансформатора.
Рисунок 3.1 - Построение функциональной модели
F1 – электроснабжение потребителей;
f1.1 – обеспечение бесперебойного электроснабжения;
f1.2 – обеспечение безопасного электроснабжения;
f1.3 – обеспечение управления и учёта электроснабжения;
f1.1.1 – резервирование подачи электроэнергии;
f1.1.2 – обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;
f1.2.1 – защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;
f1.2.2 – защита от токов короткого замыкания;
f1.3.1 – устройство телемеханики;
f1.3.2 – устройство автоматического учёта электроэнергии;
f1.1.1.1 – использование двойной системы шин с обходной;
f1.1.1.2 – использование резервного питания по высокой стороне;
f1.1.2.1 – установка элегазовых выключателей на стороне 110;
f1.1.2.2 – установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;
f1.2.1.1 – установка ограничителей перенапряжения;
f1.2.1.2 – установка молниезащиты;
f1.2.2.1 – установка основной защиты трансформатора;
f1.2.2.2 – установка резервной защиты трансформатора.
Рисунок 3.2 - Построение структурной модели
Построение совмещенной функционально-стоимостной модели системы.
Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.
Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.
Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз) начиная с первого. Для главной и второстепенной т.е. для внешних функций объекта при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества параметров свойств) по значимости (важности).
Нормирующим условием для функции является следующее
n – количество функций расположенных на одном уровне ФМ и относящихся к общему объекту вышестоящего уровня.
Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.
Определение относительной важности функции (R)
Учитывая многоступенчатую структуру ФМ наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня Rij по отношению к изделию в целом
где G – количество уровней ФМ.
В случае если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ ее значимость определяется для каждой из них отдельно а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений Rij по каждой ветви ФМ (от iго уровня до первого) проходящей через эту функцию.
Оценка качества исполнения функций (Q)
Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:
где - относительная значимость n-го потребительского свойства;
РnV - степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;
m – количество свойств.
Определение абсолютной стоимости функций.
Функционально необходимые затраты – минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации) организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.
Абсолютная стоимость реализации функций Sабс определяется по формуле
где Sизг – затраты связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование изготовление (модернизацию) пуско-наладочные работы обучение персонала;
Sэкспл – эксплуатационные затраты;
Sтр – затраты связанные с трудоемкостью реализации функции;
Sэн – энергозатраты на реализацию функции;
Sпроч – прочие затраты на реализацию функции.
Определение относительной стоимости реализации функций
Относительная стоимость реализации функций SотнF определяется по формуле
где SSабс – суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта. Определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;
SабсFij – абсолютная стоимость реализации jой функции iго уровня ФМ.
Построение функционально-стоимостных диаграмм (ФСД) и диаграмм качества исполнения функций (КИФ)
Данные диаграммы строятся для базового и проектного варианта исследуемой системы. Они имеют целью выявление зон диспропорции т.е. зон избыточной затратности реализации функции а также определение зон функциональной недостаточности (низкого качества исполнения функций).
Диаграммы ФСД и КИФ строятся для базового варианта (до принятия и реализации проектного решения) и проектного варианта.
Построение функционально-стоимостной модели
Функционально-стоимостная модель представлена в таблице 3.1.
Функционально-стоимостные диаграммы для базового варианта представлены на рисунках 3.3 и 3.4.
Наименование функции
Значимость функции r
Относительная важность функции R
Качество исполнения функции Q
Абсолютная стоимость реализации функции Sабс
Относительная стоимость реализации функции Sотн
обеспечение бесперебойного электроснабжения;
обеспечение безопасного электроснабжения;
обеспечение управления и учёта электроснабжения;
резервирование подачи электроэнергии;
обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;
защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;
защита от токов короткого замыкания;
устройство телемеханики;
устройство автоматического учёта электроэнергии;
использование двойной системы шин с обходной;
использование резервного питания по высокой стороне;
установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;
установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;
установка ограничителей перенапряжения;
установка молниезащиты;
установка основной защиты трансформатора;
установка резервной защиты трансформатора.
Рисунок 3.3 – Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта
Рисунок 3.4 – диаграмма качества исполнения функций
Таблица 3.2 – ФСМ проектируемого варианта
Рисунок 3.5–Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта
Рисунок 3.6 – Диаграмма качества исполнения функций
2 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта
Проведем оценку экономической эффективности проекта.
Для расчета делаем следующие допущения:
Модернизация подстанции и сооружение ВЛ-110 кВ продолжается 1 год. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных средств;
Горизонт расчета принимаем 10 лет. Шаг расчета устанавливаем 1год;
Тариф на покупаемую электроэнергию для шага 0 принимаем 11 руб.кВт·ч. Принимаем также что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 10% в год. Тариф на электроэнергию отпускаемую потребителям с шин 10 кВ принимаем на 10% выше;
Норму дисконта принимаем равной 015;
Норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6 % на все оборудование;
Инфляцию не учитываем.
Инвестиции в проект представлены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Инвестиционные вложения в проект
ВЛ-110 кВ «КТЭЦ-Глядянская»
Выключатель элегазовый 110кВ
Выключатель вакуумный 10 кВ
Разъединитель 110 кВ
Ограничитель перенапряжения
Ограничитель перенапряжения
Окупаемость проекта достигается за счёт выручки от продажи электрической энергии потребителям а также за счёт повышения качества электроэнергии отпускаемой в сеть.
Схема формирования денежного потока представлена в таблице 3.4.
В первую строку таблицы вносим инвестиции в прект.
Остальные расчеты проводим в таблице 3.4.
Далее для каждого шага определяем отчисления на обслуживание из расчета 6% от инвестиционных вложений и заполняем вторую строку таблицы.
В третью строку таблицы вносим тариф на электроэнергию увеличивая его с каждым шагом на 10%.
Затраты на покупку электроэнергии (строка 4) определяем по формуле из [33]
ЗW=(ΣPi·Tнб+ΔРΣ·)·Сэ (3.7)
где ΣР Tнб=6300 чгод; =4800 чгод;
Сэ - стоимость электроенергии;
ΔРΣ= ΔРПС+ ΔРхх; (3.8)
ΔРПС=05· ΔРK·S²н.б S²ном.т. ; (3.9)
ΔРПС=05·005·68² 63²=0.03 МВт ;
ΔРΣ= 003+0013=0043 МВт.
На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят
ЗW1=(578·6300+0043·4800)·121=443107 тыс.руб.год.
В пятую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй и четвертой строк.
В шестую строку помещаем результаты получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат – это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле из [33]
РW=ΣPi· Tнб·11·Сэ . (3.10)
На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии составит
РW1=578·6300·11·121=48467 тыс.руб.год.
Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем вычитая из результата строки 6 общие затраты (без инвестиций) и заполняем строку 7.
В восьмую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования определяемого по формуле из [33]
В соответствии с принятыми допущениями норма дисконта Е=015. Для шага 1 коэффициент дисконтирования
В последней строке таблицы 3.4 определяем на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен инвестиционным вложениям (-12343 тыс.руб). На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект с учетом коэффициента дисконтирования
ЧДД1= ЧДД0+( РW1- ЗW1)· 1; (3.12)
ЧДД1= -12343+(48467-450513)·087= -93713 тыс.руб.
ЧДД2= ЧДД1+( РW2- ЗW2)· 2; (3.13)
ЧДД1= -93713+(532737-494457)·0765= -64773 тыс.руб.
Расчет чистого дисконтированного дохода на остальных шагах производим аналогично все результаты расчета сводим в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 – Расчет чистого дисконтированного дохода
Величина показателя по шагам (годам)
Отчисления на эксплуатационное обслуживание
Тариф на покупаемую электроэнергию
Затраты на покупку электроэнергии
Общие затраты (без инвест-ных вложений)
Выручка от реализации электроэнергии
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
График окупаемости проекта представлен на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 – График окупаемости проекта
По построенным диаграммам видно что качество заданных функций проектного решения выше чем у базового варианта. Это значит что повышение надёжности путём замены коммутационного оборудования положительно повлияло на качество электроснабжения потребителей подстанции. Относительная же стоимость включающая в себя установку затраты на монтаж и обслуживание вновь проектируемого оборудования по сравнению со старым уменьшилась. Срок окупаемости проекта составил 53 года. Отсюда можно сделать вывод что проектное решение модернизации подстанции было верным.

Cхема СН ПС.frw

Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
0211-07-СХ.03.00. Э3
0211-07-СХ.03.00. Э4
Трансформаторы собственных нужд
Автоматический выключатель
Рубильник трёхполюсный
Панель шиносоеденительных аппаратов
Двухпозиционный контактор

СОДЕРЖАНИЕ.doc

ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИИ 8
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ 11
1 Краткая характеристика объекта модернизации 11
2 Обработка графика нагрузок потребителей и проверка силовых
трансформаторов по нагрузке подстанции 14
3 Выбор главной схемы подстанции 18
4 Расчет параметров проектируемой ВЛ-110 кВ 19
5 Расчет токов короткого замыкания 21
6 Выбор основного оборудования и токоведущих частей 31
7 Выбор релейной защиты и устройств автоматики 51
8 Собственные нужды подстанции 66
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА 69
1 Функционально – стоимостной анализ проектируемого варианта 69
2 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта 85
ЭКОЛОГИЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 90
1 Оценка экологичности проекта 90
2 Безопасность труда 91
3 Безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуаций 105
Список использованных источников 114

План ПС.frw

Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
Конденсатор связи СМР-110
Разъединитель РНДЗ-1-1101000 У1
Выключатель ВГТ-110-201000 У1
Ограничитель перенапряжения ОПН-11084-10(I) УХЛ1
Трансформатор тока ТФЗМ-110 Б1
Трансформатор напряжения НКФ-110-58
ВЧ-заградитель ВЗ-600-0
Трансформатор ТМН-6300110
Опорный изолятор ИОС-110-400 У1

Р-2.doc

2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ
1 Краткая характеристика объекта модернизации
Потребителями электроэнергии ПС «Глядянская» являются: районный центр Глядянское пос. Арсеновка пос. Сосновый пос. Межборное.
Подстанция 11010 кВ «Глядянская» была сооружена в 1970 году и подключена к энергосистеме путем сооружения двух линий: ВЛ-110 кВ Курганская ТЭЦ – Глядянская (для обеспечения основного питания) и ВЛ-110 кВ Глядянская – Н.Березово (для обеспечения резервного питания).
На подстанции «Глядянская» установлено следующее основное оборудование выпуска семидесятых годов:
) ОРУ 110 кВ (выполнено по схеме «две рабочие секции шин с рабочей перемычкой с отделителями в цепях трансформаторов»):
- разъединители РНДЗ-1б-110600 РНДЗ-2-110600;
- отделители ОД-110600;
- короткозамыкатели КЗ-110;
- разрядники РВС-110;
) КРУ 10 кВ (выполнено по схеме «одна секционированная система сборных шин»):
- выключатели ВММ-10;
- разрядники РВC-10;
) трансформаторы Т1 и Т2: ТМН-630011010.
Схема электрических соединений существующей подстанции представлена на рисунке 2.1.
За время эксплуатации все электротехническое оборудование выработало свой ресурс.
Характерной особенностью Глядянского энергоузла является сосредоточение в нем ответственных потребителей 2 и 3 категорий по надежности электроснабжения поэтому необходима модернизация действующей подстанции целью которой являются: проект ВЛ-110 кВ изменение главной схемы по высокой стороне замена устаревшего оборудования и автоматики.
В основу модернизации ОРУ 110 кВ подстанции «Глядянская» заложены следующие принципы:
- сохранение надежности работы транзита;
- сохранение связи между ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ;
- минимальное количество переключений коммутационного
- минимальное количество и протяженность временных перемычек и
К существующему ЗРУ 10 кВ ПС «Глядянская» подключены линии электропередачи одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей узла. Указанные особенности присоединений ЗРУ 10 кВ определяют расчетные условия в которых должна производиться модернизация действующей подстанции. При модернизации ЗРУ 10 кВ сооружение новых фундаментов в существующей части ЗРУ не требуется.
В основу приведённого ниже варианта модернизации ЗРУ 10 кВ заложены следующие принципы:
- максимальное сохранение в работе всех присоединений;
- обеспечение выдачи всей установленной мощности;
- минимальное количество временных перемычек;
- исключение использования ячеек межсекционного выключателя для
временного подключения присоединений;
- проведение работ в границах одного шинного пролета.
2 Обработка графика нагрузок потребителей и проверка силовых трансформаторов по нагрузке подстанции
Основными требованиями при выборе числа и мощности трансформаторов являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности) а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.
Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленного предприятия.
Мощность силовых трансформаторов выбирают с учетом экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и того что нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.
Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-87) требует применения на подстанциях 35 кВ и выше трансформаторов с встроенными устройствами для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Исходя из того что приемники электроэнергии рассматриваемого района относятся к II и III категории то для обеспечения требуемой надежности электроснабжения на ПС 11010 должно быть установлено два трансформатора. Трансформатор выбирается с учетом компенсации реактивной мощности и с учетом развития на 5 лет (плюс 25% от Sр).
Номинальная мощность каждого из трансформаторов должна удовлетворять условию
Sт.ном.>(065-07)·Sмакс . (2.1)
На подстанции выбрано два трехфазных трансформатора одинаковой мощности Sт.ном=63 МВ·А максимальная зимняя нагрузка Sмакс.= 68 МВ·А отсюда
Sт.ном.> 07·68; Sт.ном.> 476 МВ·А.
В полученном значении мощности одного трансформатора уже учтен коэффициент 14 корректирующий номинальную мощность трансформаторов подстанции в сторону увеличения при систематических и аварийных перегрузках например при отказе одного из трансформаторов подстанции. Систематическая перегрузка трансформаторов возможна за счет неравномерной нагрузки в течение суток а также за счет недоиспользования ее при сезонных колебаниях при условии нормального износа изоляции.
Строим суточный график нагрузок трансформаторов на основе зимних замеров на ПС «Глядянская» которые приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Данные зимних замеров на ПС «Глядянская»
Для трансформаторов с системами охлаждения МДДЦ и Ц допускается в течение не более 5 суток перегрузка на 40% но не более 6 часов в сутки если коэффициент начальной нагрузки К1 не превышает 093. Уточним мощность трансформаторов ПС полученных расчетным путем Sном.= 476 МВ·А с мощностью трансформаторов выпускаемых промышленностью. Ближайшим по значению номинальной мощности к расчетной является трансформатор ТМН-6300-11010 такие же установлены на нашей подстанции. Проверим этот трансформатор на соответствие допустимых аварийных и систематических перегрузок.
Рисунок 2.2 – Суточный график нагрузок трансформаторов
Коэффициент начальной нагрузки К1 определяется по формуле
где S1 S2 Sm- значения нагрузки меньшее Sт.ном в интервалах времени t1 t2 tm Sном>Sсред .
Коэффициент максимальной нагрузки К2' в интервале h=h1+h2+ +hp определяется по формуле (предварительное значение К2 )
где S1 S2 Sm- значения нагрузки большее Sт.ном в интервалах времени t1 t2 tm SномSсред .
Если К2' > 09·Sнагр.макс.Sном. то принимаем К2=К2';
·6863=097 К2' >097 следовательно К2= К2'=104.
Длительность перегрузки h' проверяем по формуле
h'=K2·h(09·Кмакс.) (2.4)
где Кмакс.= Sнагр.макс.Sном .
h'=104·7(09·108)=75 ч.
Для трансформаторов установлены максимально возможные значения перегрузок: перегрузки в диапозоне 15K22 можно допускать только по согласованию с заводом – изготовителем трансформатора.
Значение допустимой аварийной перегрузки определяем по таблице 11 [20] в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К1 температуры окружающей среды охл во время возникновения аварийной перегрузки К2 и длительности перегрузки h. Максимальное значение аварийной перегрузки не должно превышать 2·Sт.ном..
Зная среднюю эквивалентную температуру окружающей среды за время действия графика нагрузок (охл.=10С) систему охлаждения трансформатора (М) коэффициент начальной нагрузки К1=0882 длительность перегрузки h=7ч.: по таблице 11 [20] определяем допустимость относительной перегрузки К2. К2=12 следовательно по аварийной перегрузке трансформатор проходит (К2=104).
Согласно упрощенной методике по таблице 4 [20] при К1=0882 и К2=104 находим длительность допустимой систематической перегрузки h=10ч. Это больше длительности максимума по графику (7 часов) следовательно для такого трансформатора систематическая перегрузка в указанных пределах допустима.
3 Выбор главной схемы подстанции
Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования подстанций. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки ее экономичность оперативная гибкость (т.е. приспособляемость к изменяющимся условиям работы) и удобство эксплуатации безопасность обслуживания возможность расширения.
Для обеспечения надежного электроснабжения выберем схему подстанции по ВН «Две рабочие и обходная системы шин». Эта схема рекомендована в сетях напряжением 110 – 220 кВ. Она обладает высокой надежностью (по сравнению с существующей) гибкостью и удобством эксплуатации позволяет вывести в ремонт любой элемент схемы при сохранении питания потребителей и транзита способствует развитию энергосистемы т.е. увеличению числа присоединений.
Недостатком данной схемы является большое количество разъединителей т.е. возможность ошибочных действий обслуживающим персоналом при проведении переключений. Но при соблюдении правил эксплуатации и техники безопасности персоналом подстанции ошибочных действий быть не должно.
4 Расчет параметров проектируемой ВЛ-110 кВ
Курганская ТЭЦ-Глядянская
ВЛ-110 кВ проектируется одноцепной и будет проходить параллельно существующей ВЛ-110 кВ Курганская ТЭЦ – Глядянская без ответвлений на проходящие подстанции (рисунок 1.1). Протяженность проектируемой линии составляет 605 км.
Определим сечение провода одноцепной ВЛ-110 кВ по экономической плотности тока [18].
Экономическое сечение провода
где jэк.=11 Амм² - экономическая плотность тока из таблицы 1.3.36 [1];
Iр – расчетный ток А.
В качестве расчетного примем ток соответствующий утяжеленному режиму т.е. в режиму когда существующая ВЛ-110 кВ от Курганской ТЭЦ находится в выключенном состоянии. В этом случае вся мощность (потребляемая подстанцией и транзит) передается по проектируемой линии.
Выбираем провод марки АС-12019 сечением 120 мм².
По таблице 1.3.29 ПУЭ допустимый длительный ток для провода марки АС-12019 составляет 390 А следовательно выбранный провод по токовой нагрузке проходит.
Справочные данные провода АС-12019 [2].
Активное погонное сопротивление – r0=0249 Омкм.
Индуктивное погонное сопротивление – х0=0427 Омкм.
Потери напряжения в утяжеленном режиме [18]
где Рн – активная мощность нагрузки
Qн – реактивная мощность нагрузки
Rл – активное сопротивление линии
Qл – реактивное сопротивление линии
Потери напряжения в утяжеленном режиме на линии составили 53 % что соизмеримо с пределами регулировки устройств РПН трансформаторов (9х178%) 16 %.
5 Расчет токов короткого замыкания
Виды причины и последствия коротких замыканий
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки вызванное замыканием фаз между собой а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции вызванные ее механическими повреждениями старением набросами посторонних тел на провода линий электропередачи проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.) прямыми ударами молнии перенапряжениями неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждений в электроустановках сопровождающихся короткими замыканиями являются неправильные действия обслуживающего персонала. Примерами таких действий являются ошибочные отключения разъединителем цепи с током включения разъединителей на закоротку ошибочные действия при переключениях в главных схемах и в схемах релейной защиты и автоматики.
При КЗ токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением а напряжения снижаются особенно вблизи места повреждения.
Протекание больших токов КЗ вызывает повышенный нагрев проводников а это ведет к увеличению потерь электроэнергии ускоряет старение и разрушение изоляции может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электрических аппаратов.
Снижение уровня напряжения при КЗ в сети ведет к уменьшению вращающего момента электродвигателей их торможению снижению производительности и даже к полному останову.
Резкое снижение напряжения при КЗ может привести к нарушению устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и частей электрической системы возникновению системных аварий.
Рисунок 2.3 - Виды коротких замыканий:
а — трехфазное КЗ; б — двухфазное КЗ; в — двухфазное КЗ на землю; г —однофазное КЗ
Виды КЗ в трехфазной сети и их обозначения приведены на рис. 2.3.
Трехфазные и двухфазные КЗ возможны в любых трехфазных сетях.
Для прохождения тока при однофазном или двухфазном КЗ на землю необходимо чтобы на участке сети где произошло повреждение была хотя бы одна заземленная нулевая точка (нейтраль) трансформатора электрически связанная с местом КЗ (см. рис. 2.3 в г). Чем больше будет заземленных нейтралей тем больше будет ток КЗ при этих видах повреждений.
Важным фактором является относительная частота возникновения различных видов КЗ. По усредненным данным она составляет %: трехфазные — 5; двухфазные — 10; однофазные — 65; двухфазные КЗ на землю — 20. Иногда один вид замыканий переходит в другой (например в кабельных линиях 6—10 кВ замыкание одной фазы на землю часто переходит в междуфазные КЗ).
Как правило в месте КЗ возникает электрическая дуга которая образует вместе с сопротивлениями элементов пути тока КЗ переходное сопротивление. Иногда возникают металлические КЗ без переходного сопротивления.
Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок что достигается применением устройств релейной защиты с минимальными выдержками времени и быстродействующих отключающих аппаратов (выключателей). Немаловажную роль играют устройства АРВ и быстродействующей форсировки возбуждения (УБФ) синхронных генераторов которые увеличивают ток возбуждения синхронных генераторов при коротких замыканиях благодаря чему меньше понижается напряжение в различных звеньях сети а после отключения КЗ напряжение быстрее восстанавливается до нормального.
К мерам уменьшающим опасность развития аварий относятся: выбор рациональной схемы сети правильный выбор аппаратов по условиям КЗ применение токоограничивающих устройств и т.п.
Для осуществления указанных мероприятий необходимо уметь определять токи КЗ и учитывать характер их изменения во времени.
Назначение и порядок выполнения расчетов
Расчеты токов КЗ необходимы для:
- сопоставления оценки и выбора главных схем электрических станций сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- проектирования заземляющих устройств;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- оценки допустимости и разработки методики проведения различных испытаний в электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
Для решения большинства задач встречающихся на практике принимают ряд допущений которые значительно упрощают расчеты не внося при этом существенных погрешностей. При расчетах токов КЗ допускается не учитывать:
- сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов компенсаторов и электродвигателей если продолжительность КЗ не превышает 05 с;
- ток намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
- насыщение магнитных систем электрических машин;
- поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110—220 кВ если их длина не превышает 200 км и напряжением 330—500 кВ если их длина не превышает 150 км;
- при расчете периодической составляющей тока КЗ — активные сопротивления элементов электроэнергетической системы в частности воздушных и кабельных линий электропередачи если результирующее эквивалентное активное сопротивление относительно точки КЗ не превышает 30 % результирующего эквивалентного индуктивного сопротивления. Однако активное сопротивление необходимо учитывать при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Та.
Расчет токов трехфазного КЗ выполняется в следующем порядке:
) составляется расчетная схема рассматриваемой электроустановки намечаются расчетные точки КЗ;
) на основании расчетной схемы составляется эквивалентная схема замещения все сопротивления на ней нумеруются;
) определяются величины сопротивлений всех элементов схемы замещения в относительных или именованных единицах и указываются на схеме замещения; обозначаются расчетные точки КЗ;
) путем постепенного преобразования относительно расчетной точки КЗ приводят схему замещения к наиболее простому виду чтобы каждый источник питания или группа источников характеризующаяся определенными значениями эквивалентной ЭДС и ударного коэффициента kуд были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;
) определяют по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ Iп0 а затем ударный ток iуд периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t (Iпt iаt).
Расчет токов короткого замыкания
Считается достаточным рассмотреть ток трехфазного КЗ в характерных точках системы электроснабжения и определить периодическую составляющую этого тока для наиболее тяжелого режима работы сети.
Для практических расчетов токов КЗ следует исходить из следующих условий:
)все источники участвующие в питании рассматриваемой точки к.з. работают одновременно с номинальной нагрузкой;
)короткое замыкание наступает в такой момент времени при котором ток к.з. будет иметь наибольшее значение;
)все синхронные машины имеют автоматическую регулировку напряжения и устройства форсировки возбуждения;
)ЭДС всех источников совпадают по фазе;
)расчётные напряжения каждой ступени принимаются на 5% выше номинального напряжения сети;
)на токи к.з. оказывают влияния синхронные двигатели присоединённые к денной сети;
)трансформаторы работают раздельно.
На рисунках 2.4 и 2.5 приведены расчетная схема и схема замещения ПС «Глядянская».
Рисунок 2.4 – Расчетная схема ПС «Глядянская»
Рисунок 2.5 – Схема замещения ПС «Глядянская»
Исходные данные для расчета:
Т1: трансформатор ТМН-6300110: Sн=63 МВ·А uк = 111%.
Т2: трансформатор ТМН-6300110: Sн=63 МВ·А uк = 111%.
Л1: одноцепная ВЛ с проводом АС-12019: х0=0427 Омкм L=605 км.
Л2: одноцепная ВЛ с проводом АС-12019: х0=0427 Омкм L=154 км.
Л1: одноцепная ВЛ с проводом АС-12019: х0=0427 Омкм L=145 км.
Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах.
Рассчитаем токи короткого замыкания в максимальном режиме.
Токи КЗ в максимальном режиме:
- на шинах Курганской ТЭЦ IКЗma
- на шинах ПС «Раскатиха» IКЗma
- на шинах ПС «Н.Березово» IКЗmax=3465 A.
Примем базисную мощность SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение UБ = 115 кВ .
Сопротивление систем в относительных единицах
Сопротивление воздушных линий
Сопротивление трансформаторов
Эквивалентное сопротивление систем и линий
Определим ток короткого замыкания в точке К1 (шины 110 кВ).
Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая IПt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания и равной ее начальному значению IП0 )
Ударный ток короткого замыкания в точке К1
где ky = 18 - ударный коэффициент.
iуд.= 187492 = 19070 А.
Апериодическая составляющая тока к.з.
iat1= 7492 е –006005 =3191 А
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей для установок напряжением выше 1000 В величина Та = 005 с.
Рабочий ток в утяжеленном режиме
Iраб.ут=14Sн.тUн; (2.20)
Iраб.ут=146300115=4428 A.
Определим ток короткого замыкания в точке К2 (шины 10 кВ).
Ударный ток короткого замыкания в точке К2
iуд = 182869= 7303 А.
iat2 = 2869 е –006005 = 1222 А.
Мощность трёхфазного к.з.
Iраб.ут=14630011=463 A.
Рассчитаем токи короткого замыкания в минимальном режиме.
Токи КЗ в минимальном режиме:
- на шинах Курганской ТЭЦ IКЗm
- на шинах ПС «Раскатиха» IКЗm
- на шинах ПС «Н.Березово» IКЗmin=1715 A.
Примем базисную мощность SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение UБ = 115 кВ.
Сопротивление систем в относительных единицах:
Ток короткого замыкания в точке К1
Ток короткого замыкания в точке К2
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Расчет токов КЗ
Расчетные токи короткого замыкания на шинах подстанции «Глядянская» получились небольшие следовательно дополнительных устройств для снижения этих токов не требуется. Выпускаемые в настоящее время выключатели способны отключить такой ток без дополнительных мер по снижению токов К.З.
6 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей
Выбор гибких шин 110кВ
Токоведущие части со стороны 110кВ выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.
при Тmax=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия.
где- ток нормального режима без перегрузок;
- нормированная плотность тока Амм2.
Выбираем провод марки АС-12019 сечением 120 мм² .
Проверяем провод по допустимому току
Проверка на схлёстывание не выполняется так как 50кА.
Проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка на коронирование.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля кВсм
где – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=082);
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению
где - линейное напряжение кВ;
- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; при горизонтальном расположении фаз ;
где - расстояние между соседними фазами.
Провода не будут коронировать если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более .
Таким образом условие образования короны можно записать в виде
Таким образом провод АС-12019 по условиям короны проходит.
Выбор выключателей на стороне ВН
Выключатель — это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
- легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.
В соответствии с ГОСТ 687—78Е выключатели характеризуются следующими параметрами:
) номинальный ток отключения Iоткл.ном — наибольший ток КЗ (действующее значение) который выключатель способен отключить при напряжении равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций. Ток КЗ состоит из периодической и апериодической составляющих. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов;
) допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения норм % которое определяется по кривой рис. 2.6
Рисунок 2.6 - Нормированное содержание апериодической составляющей
Нормированное значение н определяется для момента расхождения контактов = t зmin+t с.в =001 + tс.в .
Если >009 с то принимают норм=0;
) цикл операций — выполняемая выключателем последовательность коммутационных операций с заданными интервалами между ними;
) стойкость при сквозных токах - характеризуется токами термической стойкости Iтер и электродинамической стойкости эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений препятствующих дальнейшей работе. Завод-изготовитель должен выдерживать соотношение
) номинальный ток включения — ток КЗ который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при Uном и заданном цикле. В каталогах приводится действующее значение этого тока I вкл.ном и амплитудное значение i вкл.ном .
Выключатели конструируются таким образом что соблюдаются условия
I вкл.ном ≥ I откл.ном;
) собственное время отключения t с.в— интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасящих контактов.
Время отключения tоткл.в — интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах.
Время включения t вкл.в — интервал времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи;
) параметры восстанавливающегося напряжения определяются в соответствии с нормированными характеристиками собственного переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН).
Выбор выключателей представлен в таблице 2.3.
Таблица 2.3 - Выбор выключателей на стороне 110кВ
Каталожные данные выключателя
Выбор разъединителей на стороне ВН
Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами выведенными в ремонт.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Однако для упрощения схем электроустановок допускается использовать разъединители для производства следующих операций:
-отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;
-зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);
-нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже.
К разъединителям предъявляются следующие требования:
-создание видимого разрыва в воздухе электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;
-электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;
-исключение самопроизвольных отключений;
-чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение ветер).
Разъединителем разрешается также производить операции если он надежно шунтирован низкоомной параллельной цепью (шиносоединительным или обходным выключателем).
Значение отключаемого разъединителем тока зависит от его конструкции (вертикальное горизонтальное расположение ножей) расстояния между полюсами номинального напряжения установки поэтому допустимость такой операции устанавливается инструкциями и директивными указаниями. Порядок операций при отключении намагничивающего тока трансформатора также играет важную роль. Например трансформаторы имеющие РПН необходимо перевести в режим недовозбуждения так как ток намагничивания резко уменьшается при уменьшении индукции в магнитопроводе которая зависит от подведенного напряжения. Кроме того при отключении ненагруженного трансформатора необходимо предварительно эффективно заземлить нейтраль если в нормальном режиме трансформатор работал с разземленной нейтралью. Если к нейтрали трансформатора был подключен заземляющий реактор то предварительно его следует отключить.
Если в цепи имеется разъединитель и отделитель то отключение и включение намагничивающего тока и зарядных токов следует выполнять отделителями имеющими пружинный привод который позволяет быстро произвести эту операцию.
Разъединители по числу полюсов могут быть одно- и трех-полюсными по роду установки — для внутренних и наружных установок по конструкции — рубящего поворотного катящегося пантографического и подвесного типа. По способу установки различают разъединители с вертикальным и горизонтальным расположением ножей.
Выбор разъединителей выполняется:
-по напряжению установки: ;
-по рабочему току: ;
-по электродинамической стойкости:;
-по термической стойкости:.
Выбор разъединителей на стороне 110 кВ представлен в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Каталожные данные разъединителя
Выбор трансформаторов тока на стороне ВН
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации
где I 1ном и I 2ном — номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинального значения вследствие погрешности обусловленной наличием тока намагничивания. Токовая погрешность определяется по выражению
Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей: сечения магнитопровода магнитной проницаемости материала магнитопровода средней длины магнитного пути значения I 1w1 зависимости от предъявляемых требований выпускаются трансформаторы тока с классами точности 02; 05; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100—120% для первых трех классов и 50—120 % для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 02; 05 и 1 нормируется также угловая погрешность.
Погрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов проводов контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличения нагрузки и кратности тока приводят к увеличению погрешности.
При первичных токах значительно меньших номинального погрешность трансформатора тока также возрастет.
Трансформаторы тока класса 02 применяются для присоединения точных лабораторных приборов класса 05 — для присоединения счетчиков денежного расчета класса 1 — для всех технических измерительных приборов классов 3 и 10 — для релейной защиты.
Кроме рассмотренных классов выпускаются также трансформаторы тока со вторичными обмотками типов Д (для дифференциальной защиты) 3 (для земляной защиты) Р (для прочих релейных защит).
Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.
Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока (или шунтируется обмотка реле прибора).
Трансформатор тока выбирают:
-по напряжению установки ;
-по рабочему току ; номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
-по конструкции и классу точности;
-по электродинамической стойкости
где - ударный ток КЗ по расчёту;
- кратность электродинамической стойкости по каталогу;
- номинальный первичный ток трансформатора тока;
- ток электродинамической стойкости;
-по термической стойкости ;
где - тепловой импульс по расчёту;
- кратность термической стойкости по каталогу;
-по вторичной нагрузке
где -вторичная нагрузка трансформатора;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых обмоток невелико поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов
Сопротивление приборов определяется по выражению
где - мощность потребляемая приборами;
- вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов принимаем 01Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие
Сечение соединительных проводов определяем по формуле
где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;
- расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока.
Таблица 2.5 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Нагрузка по фазам В·А
Счётчик активной и реактивной мощности
Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов
Допустимое сопротивление провода
Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина которого 100 м трансформаторы тока соединены в неполную звезду поэтому тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 6мм2.
Таким образом вторичная нагрузка составляет
Таблица 2.6 – Расчёт трансформатора тока 110кВ
Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110Б1 с коэффициентом трансформации 1505А класс точности 05Р10Р10Р.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением:
где U1ном U2ном — номинальные первичное и вторичное напряжения.
Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения
Так же как и в трансформаторах тока вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180°. Это определяет угловую погрешность.
В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 02; 05; 1; 3.
Погрешность зависит от конструкции магнитопровода магнитной проницаемости стали и от cosφ вторичной нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток.
Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.
Трансформаторы напряжения выбираются:
-по конструкции и схеме соединения обмоток;
-по классу точности;
где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединённых в звезду принимается суммарная мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенная мощность одного трансформатора;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В·А.
Нагрузка приборов определяется по формуле
Таблица 2.7 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ
Общая потребная мощность
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения В·А.
Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами:
) номинальное напряжение обмотки:
-первичной –110000√3 В;
-основной вторичной – 100√3 В;
-дополнительной вторичной – 100 В;
) номинальная мощность в классе точности 05 =400В·А;
) максимальная мощность = 2000 В·А.
Выбор выключателей на стороне НН
Выключатель в цепи силового трансформатора 11010 кВ на стороне низкого напряжения выбирают по утяжелённому режиму .
Секционный выключатель выбираем из условия
Выключатели отходящих линий выбираем по токам утяжелённого режима наиболее загруженной линии Л-5 (15 МВ.А)
Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам:
) номинальному напряжению Uн ≥ Uуст ;
) номинальному току Iн≥Iраб.утяж
где Iраб.утяж. – рабочий ток через выключатель в утяжеленном режиме;
) номинальному току электродинамической стойкости:
-симметричному Iп0 ≤ Iпр.с.;
) номинальному току отключения:
-симметричному Iпt ≤ Iотк. ;
-асимметричному Iпt +
) номинальному импульсу квадратичного тока к.з.
Вк = Iпt2 ( tотк + Та ) ≤ Iтер.2 tтер .
Выбор выключателей представлен в таблице 2.8.
Таблица 2.8 – Выбор выключателей на стороне 10кВ
Каталожные данные выключателя
Выбор трансформаторов тока на стороне НН
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений наиболее удобных для подключения измерительных приборов реле защиты устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность обслуживающего персонала так как цепи низкого и высокого напряжения разделены а также позволяют унифицировать конструкцию измерительных приборов и реле.
Трансформаторы тока (ТТ) выбираем по следующим условиям:
-по первичному току .
Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчётному току так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
-по термической стойкости ;
-по вторичной нагрузке .
Определим максимальный рабочий ток протекающий по вводным выключателям 10кВ (при отключении одного из трансформаторов и включении секционного выключателя)
Выбираем трансформатор тока типа ТЛМ-10 =600А класс точности вторичной обмотки 05Р.
Данные расчётов сведены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 – Выбор трансформаторов тока 10кВ
Таблица 2.10 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Самая нагруженная Фаза «А».
Общее сопротивление приборов
Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина которого 100м.
Принимаем контрольный кабель АКРВБ с жилами сечением 6мм2.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН
Трансформатор напряжения выбирается:
-по вторичной нагрузке .
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 2.11.
Таблица 2.11 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10кВ
Счетчик активной и реактивной мощности (ввод 10кВ)
Счетчик активной и реактивной мощности (ВЛ 10кВ)
Вторичная нагрузка трансформатора
Выбираем два трансформатора напряжения НТМИ-10-66.
Трансформаторы имеют номинальную мощность в классе точности 05 Sном = 120В·А. Sном то есть трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.
Выбор ограничителей перенапряжения
До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.
В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью что позволяло подключать их к сети непосредственно без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.
ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.
Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперной характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампера до десятков килоампер снижая уровень перенапряжения до заданных значений [11].
Выбираем ограничители перенапряжения.
Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10115-10(I)УХЛ1.
Для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-11084-10(I)УХЛ1.
Для защиты нейтрали трансформатора - ОПН-35405-10(I)УХЛ1.
5 Выбор релейной защиты и устройств автоматики
В процессе эксплуатации электрических сетей и электроустановок возникают повреждения и анормальные режимы работы приводящие к резкому увеличению тока и понижению напряжения в элементах системы электроснабжения. Особенно опасны короткие замыкания (КЗ).
В большинстве случаев при КЗ возникает электрическая дуга с высокой температурой приводящей к разрушению электрических аппаратов изоляторов и токоведущих частей. Так как при КЗ к месту повреждения притекают большие токи то возможен перегрев неповрежденных токоведущих частей что вызывает развитие аварии.
Для обеспечения надежного электроснабжения предотвращения разрушения оборудования электроустановок и сохранения устойчивой работы элементов системы необходимы возможно быстрое отключение поврежденного участка или элемента а также ликвидация опасного анормального режима. В основном для этих целей используют специальные автоматические устройства в виде релейной защиты отключающей выключатели.
При отключении выключателей электрическая дуга в месте повреждения гаснет прохождение тока КЗ прекращается и восстанавливается напряжение на неповрежденной части сети.
При нарушении нормального режима работы иногда нет необходимости в отключении электрооборудования а достаточно дать предупредительный сигнал обслуживающему персоналу на подстанции; при его отсутствии — оборудование автоматически отключается но обязательно с выдержкой времени.
Одним из основных видов анормальных режимов являются перегрузки представляющие серьезную опасность для изоляции электродвигателей трансформаторов и генераторов. Защита от перегрузок осуществляется с выдержкой времени большем чем у защит от КЗ. Защита от перегрузок в сетях не предусматривается так как в правильно спроектированной сети перегрузки маловероятны. Для некоторых видов электрооборудования характерны специфические повреждения и анормальные режимы а именно недопустимое снижение напряжения при самозапуске электродвигателей; витковые замыкания у трансформаторов и понижение уровня масла в кожухе; витковые замыкания и повышение напряжения в обмотке статора замыкания в цепи возбуждения генераторов; однофазные замыкания.
Таким образом релейной защитой (РЗ) называют защиту электрических установок от возможных повреждений и анормальных режимов работы осуществляемую посредством автоматических устройств (контактных бесконтактных). Основным назначением РЗ являются выявление места повреждения и быстрое автоматическое отключение выключателем поврежденного участка или оборудования а также обнаружение нарушения нормального режима работы с последующей подачей предупредительного сигнала обслуживающему персоналу или отключением оборудования с выдержкой времени.
Для предупреждения каждого из перечисленных повреждений необходим свой вид релейной защиты в соответствии с чем для отдельных элементов электроустановок рекомендуются следующие наборы защит:
) для генераторов — от внешних КЗ перегрузок многофазных замыканий однофазных замыканий на землю замыканий между витками одной фазы в обмотке статора замыканий на корпус в цепи возбуждения и повышения напряжения в обмотке статора;
) для силовых трансформаторов — от внешних КЗ перегрузок многофазных замыканий однофазных замыканий на землю витковых замыканий в обмотках понижения уровня масла в кожухе трансформатора;
) для воздушных и кабельных линий — от многофазных замыканий однофазных замыканий на землю и внешних КЗ;
) для синхронных и асинхронных электродвигателей — от многофазных замыканий однофазных замыканий на землю перегрузок снижения напряжения и асинхронного режима для СД;
) для конденсаторных установок — от КЗ повышения напряжения и перегрузок токами высших гармоник при наличии в сети вентильных преобразовательных и выпрямительных установок.
Основные требования предъявляемые к релейной защите:
Селективностью или избирательностью защиты называется способность защиты отключать при к.з. только поврежденный участок сети.
Таким образом селективное отключение повреждения является основным условием для обеспечения надежного электроснабжения потребителей. Неселективное действие защиты приводит к развитию аварий. Как будет показано ниже неселективные отключения могут допускаться но только в тех случаях когда это диктуется необходимостью и не отражается на питании потребителей;
б) Быстрота действия.
Отключение к.з. должно производиться с возможно большей быстротой для ограничения размеров разрушения оборудования повышения эффективности автоматического повторного включения линий и сборных шин уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей и сохранения устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и энергосистемы в целом. Последнее из перечисленных условий является главным.
Допустимое время отключения к.з. по условию сохранения устойчивости зависит от ряда факторов. Важнейшим из них является величина остаточного напряжения на шинах электростанций и узловых подстанций связывающих электростанции с энергосистемой. Чем меньше остаточное напряжение тем вероятнее нарушение устойчивости и следовательно тем быстрее нужно отключать к. з. Наиболее тяжелыми по условиям устойчивости являются трехфазные к.з. и двухфазные к.з. на землю в сети с глухозаземленной нейтралью так как при этих повреждениях происходят наибольшие снижения всех междуфазных напряжений. В современных энергосистемах для сохранения устойчивости требуется весьма малое время отключения к.з. Например на линиях электропередач 300—500 кВ необходимо отключать повреждение за 01—012 с после его возникновения. В сетях 110—220 кВ — за 015-03 с. В распределительных сетях 6 и 10 кВ отделенных от источников питания большим сопротивлением к.з. можно отключать со временем примерно 15—3 с так как они не вызывают опасного понижения напряжения на генераторах и поэтому не влияют на устойчивость системы. Точная оценка допустимого времени отключения производится с помощью специальных расчетов устойчивости проводимых для этой цели.
В качестве приближенного критерия (меры) необходимости применения быстродействующих защит Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют определять остаточное напряжение на шипах электростанций и узловых подстанций при трехфазных к.з. в интересующей нас точке сети. Если остаточное напряжение получается меньше 60% номинального то для сохранения устойчивости следует применять быстрое отключение повреждений т. е. применять быстродействующую защиту.
Полное время отключения повреждения tоткл складывается из времени работы защиты tз и времени действия выключателя tв разрывающего ток к.з. т.е. tоткл = tз + tв . Таким образом для ускорения отключения нужно ускорять действие как защиты так и выключателей. Наиболее распространенные выключатели действуют со временем 015—006 с.
Чтобы обеспечить при таких выключателях указанное выше требование об отключении к.з. например с t=02 с защита должна действовать с временем 005—012 с а при необходимости отключения с t=012 с и действии выключателя с 008 с время работы защиты не должно превышать 004 с.
Защиты действующие с временем до 01—02 с считаются быстродействующими. Современные быстродействующие защиты могут работать со временем 002—004 с.
Требование быстродействия является в ряде случаев определяющим условием обеспечивающим устойчивость параллельной работы электростанций и энергосистем.
Создание селективных быстродействующих защит является важной и трудной задачей техники релейной защиты. Эти защиты получаются достаточно сложными и дорогими поэтому они должны применяться только в тех случаях когда более простые защиты работающие с выдержкой времени не обеспечивают требуемой быстроты действия.
В целях упрощения допускается применение простых быстродействующих защит не обеспечивающих необходимой селективности. При этом для исправления неселективности используется АПВ быстро включающее обратно неселективно отключившийся участок системы.
в) чувствительность.
Для того чтобы защита реагировала на отклонения от нормального режима которые возникают при к.з. (увеличение тока снижение напряжения и т.п.) она должна обладать определенной чувствительностью в пределах установленной зоны ее действия. Каждая защита должна отключать повреждения на том участке для защиты которого она установлена и кроме того должна действовать при к.з. на следующем втором участке защищаемом другой защитой. Действие защиты на втором участке называется дальним резервированием. Оно необходимо для отключения к.з. в том случае если защита или выключатель второго участка не сработает из-за неисправности. Резервирование следующего участка является важным требованием. Если оно не будет выполняться то при к.з. на втором участке и отказе его защиты или выключателя повреждение останется неотключенным что приведет к нарушению работы потребителей всей сети.
Действие первой защиты при к.з. на третьем участке не требуется так как при отказе защиты третьего участка или его выключателя должна подействовать защита второго участка. Одновременный отказ защиты на двух участках (третьем и втором) маловероятен и поэтому с таким случаем не считаются.
Некоторые типы защит по принципу своего действия не работают за пределами первого участка. Чувствительность таких защит должна обеспечить их надежную работу в пределах первого участка. Для обеспечения резервирования второго участка в этом случае устанавливается дополнительная защита называемая резервной.
Каждая защита должна действовать не только при металлическом к.з. но и при замыканиях через переходное сопротивление обусловливаемое электрической дугой.
Чувствительность защиты должна быть такой чтобы она могла подействовать при к.з. в минимальных режимах системы т.е. в таких режимах когда изменение величины на которую реагирует защита (ток напряжение и т.п.) будет наименьшей. Таким образом чувствительность защиты должна быть такой чтобы она действовала при к.з. в конце установленной для нее зоны в минимальном режиме системы и при замыканиях через электрическую дугу.
Чувствительность защиты принято характеризовать коэффициентом чувствительности kч. Для защит реагирующих на ток к.з.
где I кз.мин— минимальный ток к.з.;
I с.з — наименьший ток при котором защита начинает работать (ток срабатывания защиты);
Требование надежности состоит в том что защита должна безотказно работать при к.з в пределах установленной для нее зоны и не должна работать неправильно в режимах при которых ее работа не предусматривается.
Требование надежности является весьма важным. Отказ в работе или неправильное действие какой-либо защиты всегда приводит к дополнительным отключениям а иногда к авариям системного значения.
Надежность защиты обеспечивается простотой схемы уменьшением в ней количества реле и контактов простотой конструкции и качеством изготовления реле и другой аппаратуры качеством монтажных материалов самого монтажа и контактных соединений а также уходом за ней в процессе эксплуатации.
Расчёт дифференциальной защиты трансформаторов
Выбор параметров защиты включает определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора. По этим токам определяются вторичные токи в плечах защиты исходя из коэффициента схемы и коэффициента трансформации трансформаторов тока.
Расчёт приведён в таблице 2.12.
Таблица 2.12 – Значение первичных и вторичных токов в плечах защиты
Наименование величины
Обозначение и метод определения
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора А
Схема соединения обмоток трансформатора
Схема соединения трансформаторов тока
Коэффициент трансформации
Первичный ток в плечах защиты А
Ток срабатывания защиты
где Iнб.расч. – расчетный ток небаланса:
где Кодн.=1 – коэффициент одновременности для разнотипных трансформаторов;
=10% - полная погрешность трансформаторов тока;
ΔUрег.=9х178%=16% - предел регулирования напряжения устройствами РПН трансформаторов.
Таким образом ток срабатывания защиты определяем из двух полученных значений при Котс.=13. В качестве расчетного принимаем наибольшее значение т.е. Iс.з.=2532 А.
Произведем расчет параметров защиты для микропроцессорного терминала фирмы «Бреслер» ТОР 200 Т 72 в котором предусмотрена дифференциальная защита три максимальных токовых защиты (из них мы используем только две а оставшаяся будет в резерве) и газовая защита трансформатора и устройства РПН.
Ток срабатывания терминала ТОР 200 для ВН
Ток срабатывания терминала ТОР 200 для НН
Коэффициент чувствительности защиты
Расчёт максимальной токовой защиты
МТЗ выполняется на максимальной токовой защите терминала ТОР 200 Т 72. Расчёт МТЗ на стороне высшего напряжения.
Ток двухфазного к.з. на стороне ВН в min режиме
Номинальный ток на стороне ВН
где Кв=08 – коэффициент возврата для терминала ТОР 200;
Кзап.=15 – коэффициент запуска.
Коэффициент чувствительности
Ток срабатывания МТЗ терминала ТОР 200
Время срабатывания принимаем 04 – 06 с.
Расчёт МТЗ на стороне низшего напряжения
Ток двухфазного к.з. на стороне НН в min режиме по (2.57)
Номинальный ток на стороне НН по (2.58)
Ток срабатывания МТЗ терминала ТОР 200 по (2.60)
Время срабатывания выбираем 01 с.
Проверка чувствительности защиты показала что МТЗ удовлетворяет требованиям предъявляемым к чувствительности защиты и может применяться в качестве резервной защиты трансформатора.
Защита от перегрузки
Защита от перегрузки выполнена на максимальной токовой защите в терминале ТОР 200.
Защиту от перегруза выполняем без выдержки времени с действием на сигнал.
Газовая защита устанавливается на трансформаторах автотрансформаторах преобразовательных агрегатах и реакторах с масляным охлаждением имеющих расширители. В нашем случае мы применяем её для защиты трансформатора.
Газовая защита получила широкое применение в качестве чувствительной при возникновении внутренних повреждений (межвитковых замыканиях) сопро-вождаемых электрической дугой или нагревом деталей что приводит к разложению масла изоляционных материалов и образованию летучих газов.
Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал а при бурном газовыделении происходящем при КЗ - сигнал на отключение трансформатора. Помимо этого газовая защита реагирует на понижение уровня масла в баке трансформатора.
Опасным внутренним повреждением является «пожар стали» магнитопровода возникающий при нарушении изоляции между листами стали сердечника что ведёт к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи.
В качестве реагирующего органа ставится газовое реле типа BF-80Q производства Германии. Уставка скоростного элемента принимается 06 мс. Он действует на отключение трансформатора через выходное реле РП-255 снабженное удерживающей катушкой по току отключения. Отбор газа из корпуса реле производится через кран размещенный на уровне наземного обслуживания.
Типовыми схемами защиты трансформаторов предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов. Газовое реле отсека РПН выбрано URF производства Германии и работает только на отключение.
Требования предъявляемые к АВР (автоматическое включение резерва):
-схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителей по любой причине в том числе при ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания исчезновении напряжения на шинах рабочего источника питания. Включение резервного источника питания допускается также при к.з. на шинах подстанции;
-включение резервного источника питания должно производиться возможно быстрее сразу же после отключения рабочего источника для уменьшения длительности перерыва питания потребителей;
-схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего питания чтобы не допустить включения источника резервного питания на к.з. в неотключившемся рабочем источнике;
-схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения для пуска АВР при исчезновении напряжения на шинах рабочего источника питания когда его выключатель остается включенным;
-для ускорения отключения резервного источника питания в случае включения на неустранившееся к.з. применяют ускорение действия защиты после АВР.
Основные требования предъявляемые к АПВ (устройство автоматического повторного включения):
-устройство АПВ должно приходить в действие при аварийном или самопроизвольном отключении выключателя находящегося в работе;
-АПВ не должно запускаться при оперативном отключении выключателя персоналом;
-схемы АПВ должны предусматривать возможность ятрета действия при срабатывании отдельных защит;
-схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений. Наибольшее распространение получили АПВ однократного действия;
-время действия АПВ должно быть минимально возможным.
Выбор защиты проектируемой ВЛ-110 кВ
Курганская ТЭЦ – Глядянская
Для защиты проектируемой ВЛ-110 кВ от токов короткого замыкания выбираем микропроцессорную высокочастотную защиту типа «Бреслер-0711.01». Она предназначена для защиты двухконцевых или многоконцевых линий электропередачи напряжением 110-330 кВ.
Защита состоит из двух полукомплектов устанавливаемых по концам воздушной линии. Устройство полукомплекта защиты для одной стороны ВЛ состоит из терминала защиты (релейная часть) и соответствующей аппаратуры ВЧ-связи (высокочастотная часть) обеспечивающей передачу высокочастотных сигналов на другую сторону защищаемой линии по фазным проводам или по проводящим тросам.
В состав релейной части входит микропроцессорный терминал «Бреслер-0701». Высокочастотная часть защиты состоит из приемопередатчика аппаратуры а также канала (линии) связи и соответствующей высоковольтной части. Приемопередатчик обеспечивает автоматический контроль канала связи. Устройство предназначено для совместной работы с высокочастотными приемопередатчиками ПВЗУ-Е ПВЗУ-М ПВЗ-90М ПВЗ-90М1 АВЗК-80 и др.
8 Собственные нужды подстанции
Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов конструктивного выполнения подстанции типа электрооборудования способа обслуживания и вида оперативного тока.
Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях выполненных по упрощённым схемам без синхронных компенсаторов – это электродвигатели обдува трансформаторов обогрева приводов шкафов КРУ а также освещение подстанции.
Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи система связи телемеханики аварийное освещение система пожаротушения.
Мощность потребителей СН невелика поэтому они присоединяются к сети 380220В которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
Нагрузка СН подстанции определяется как по установленной мощности с применением и подсчитывают по формуле
где - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять .
При двух трансформаторах СН с постоянным дежурством мощность трансформаторов выбирается из условия
где - коэффициент допустимой аварийной перегрузки его можно принять равным 14.
Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с постоянным оперативным током. Трансформаторы СН присоединяются к секциям шинам 10 кВ КРУ через выключатели.
Таблица 2.13 – Нагрузка собственных нужд подстанции
Установленная мощность
Панель зарядно-подз. уст-ва АКБ типа ВАЗП
Подогрев выключателей и приводов
Подогрев приводов разъединителей
Вентиляция помещения АКБ
Аппаратура связи и телемеханики
Сигнальные лампы и измерительные приборы
Расчётная нагрузка при Кс=08
Принимаем два трансформатора ТМ-631004 Sном.=63 кВ·А. При отключении одного трансформатора второй будет перегружен на 65463=1038 т.е. меньше чем на 40 % что допустимо.

Задание на Диплом мое.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Курганский государственный университет
Кафедра «Энергетика и технология металлов»
на дипломный проект (работу)
Студент Тимошенко Роман Викторович
Группа ТЗ- 6183с Специальность 140211 Электроснабжение
Тема работы (проекта) Проект модернизации подстанции 11010 кВ
«Глядянская» Курганских электрических сетей
Руководитель работы (проекта) доцент Данилов А.А.
(должность ученое звание степень фамилия и. о.)
(указать название раздела должность ученое звание степень фамилия и. о.)
Экология и безопасность жизнедеятельности – доц. к.т.н Микуров А.И.
Организационно-экономическая часть – доц. к.т.н Таранов А.С.
Сроки выполнения проекта (работы) c «20» 03 2007 г. по «20» 05 2007 г.
Содержание и объем проекта (работы): Титульный лист. Задание. Аннотация. Содержание. Введение. 1. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИИ 11010 кВ «Глядянская» Курганских электрических сетей. 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ. 2.1 Краткая характеристика объекта модернизации. 2.2. Обработка графика нагрузок потребителей. 2.3. Проверка силовых трансформаторов по нагрузке подстанции. 2.4. Расчет токов КЗ для данной схемы. 2.5. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей. 2.6. Выбор релейной защиты и устройств автоматики. 2.7. Собственные нужды подстанции. 2.8. Выбор конструкции распределительных устройств. 2.9. Освещение подстанции. 2.10. Молниезащита подстанции. 2.11. Расчет контура защитного заземления. 3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА. 3.1. Функционально-стоимостной анализ проектируемого варианта подстанции. 3.2. Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта. 4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ. 4.1. Безопасность труда на подстанции. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ: 1.Генплан района с обозначением места подстанции (1-2 листа). 2.Схема электрических соединений подстанции (1-2 лист). 3.Релейная защита трансформаторов и автоматики. Схема электрическая принципиальная (2 листа). 4.План подстанции разрез ячейки РУ ВН и схема заполнения РУ НН (1-2 листа). 5.Контур заземления подстанции (05-1 лист) 6. Молниезащита подстанции. Чертеж строительный (05-1 лист) 7.Технико-экономические показатели проекта. Иллюстрация (1 лист). 8.Иллюстрация по безопасности жизнедеятельности (1 лист). 9.Схема собственных нужд подстанции. (1 лист). Всего: 9-10 листов формата А1.
Руководитель работы (проекта) Данилов А.А.
(подпись дата) (фамилия инициалы)
Заведующий кафедрой Мошкин В.И.
Декан факультета Курдюков В.И.
С заданием ознакомлен Тимошенко Р.В.
Решение о допуске студента к защите работы (проекта) в Государственной экзаменационной комиссии
(соответствует не соответствует)
(допустить не допустить) (фамилия имя отчество)
работы (проекта) в Государственной аттестационной комиссии.
(должность место работы фамилия имя отчество)
Заведующий кафедрой Мошкин В.И.
(подпись) (фамилия и. о.)
Декан факультета Курдюков В.И.

ВВЕДЕНИЕ.doc

В настоящее время на проектировании подстанции занято огромное количество инженерно-технических работников накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и в частности в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.
Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом который определяет все свойства особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме а также принципиальное решение вопросов защиты степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного или ремонтного персонала на подстанции.
Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью и ее составляющих элементов в число которых входят силовые трансформаторы выключатели разъединители сборные шины изоляция.
Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарными минимальными расчетными затратами.
Под электроснабжением согласно ГОСТу 13109-97 понимается обеспечение потребителей электрической энергии.
Системы электроснабжения (СЭС) как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований обеспечивать требуемую надежность быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании обладать гибкостью обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близких к ним в послеаварийных ситуациях.
При построении СЭС нужно учитывать большое число факторов оказывающих влияние на структуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.
- потребляемая мощность;
- категории надежности питания;
- характер графиков нагрузок потребителей;
- условия окружающей среды;
- месторасположение и параметры источников питания;
- наземные и подземные коммуникации.
Подстанция 11010 кВ «Глядянская» является одним из энергоузлов входящих в системообразующую сеть Курганской энергосистемы.
В виду низкой надежности электроснабжения подстанции по высокой стороне и того что ее электрооборудование физически устарело предполагается ее частичная реконструкция и модернизация.
При этом ставятся следующие задачи:
Проектирование дополнительной ВЛ-110 кВ;
Изменение главной схемы на стороне ВН;
Замена элементов ОРУ 110 кВ;
Проверка силовых трансформаторов напряжением 11010 кВ;
Замена выключателей 10 кВ;
Выполнение схем защиты силовых трансформаторов;
Выполнение защитного заземления;
Выполнение молниезащиты.
При модернизации подстанции решены следующие вопросы являющие исходными для проекта:
Назначение и роль подстанции;
Схема присоединения к системе;
Уровни напряжения на шинах подстанции придел регулирования напряжения;
Объем системной противоаварийной автоматики;
Мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН;
Требования к схеме подстанции вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости.
Из выше изложенного следует что основными требованиями которым должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются: надежность электроснабжения экономичность сохранение устойчивости электропередачи.
При модернизации подстанции мы руководствуемся директивными и другими нормативными документами в частности Правилами устройства электроустановок ПУЭ. 6-е изд. – М.: Энергоатомиздат 1986. -648 с.

Рис.4.5 стр.111.frw

Зона защиты на уровне земли
Зона защиты на уровне защищаемого объекта
Рисунок 4.5 - Зона защиты молниеотводов

Рис.1.1 стр.9.frw

Рисунок 1.1 - Схема электрической сети
питающей ПС "Глядянская"

1 Разрез ПС и зап. РУ НН.frw

Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
Ячейка силового трансформатора
Схема заполнения РУ НН

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.doc

В данной работе разработан проект модернизации подстанции 11010 кВ «Глядянская» Курганских электрических сетей в соответствии с заданием. Произведен выбор главной схемы электрических соединений ПС 11010 кВ электрических аппаратов и токоведущих частей.
Выбрано современное электротехническое оборудование для всех ступеней напряжения и проверено на воздействие токов короткого замыкания.
Выполнен краткий расчет параметров проектируемой ВЛ-110 кВ «Курганская ТЭЦ – Глядянская».
Проверены силовые трансформаторы на аварийную и систематическую перегрузки по зимнему суточному графику нагрузок подстанции.
В качестве устройств релейной защиты и автоматики применены микропроцессорные защиты электрооборудования фирмы «Бреслер». Произведены расчеты основных параметров релейной защиты.
Произведен расчет нагрузки собственных нужд подстанции и выбор соответствующих трансформаторов.
Разработаны мероприятия обеспечивающие безопасность работающих на подстанции экологичность проекта с точки зрения возможного воздействия на окружающую среду прогнозирование возникновения возможных чрезвычайных ситуаций и способы их предотвращения.
В организационно-экономической части данного дипломного проекта произведен функционально-стоимостной анализ объектов проектирования подстанции расчет окупаемости и экономическая оценка проекта. Срок окупаемости проекта составил 53 года.

Титульный лист1.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «Энергетики и технологии металлов»
Проект модернизации подстанции 11010 кВ «Глядянская»
Курганских электрических сетей
Д И П Л О М Н Ы Й П Р О Е К Т
Расчётно – пояснительная записка
Студент группы: ТЗ - 618.3-с Тимошенко Р.В.
Специальность – "Электроснабжение" (140211)
Руководитель: доцент Данилов А.А.
Ученое звание ученая степень Фамилия И.О.
Консультанты: Экология и безопасность жизнедеятельности
доц. к.т.н. Микуров А.И.
Организационно-экономическая часть
доц. к.т.н. Таранов А.С.
Заведующий кафедрой:
доц. к.т.н. Мошкин В.И.

Р-1 Обоснование проекта.doc

1 ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИИ
Основанием для выбора данной темы послужила низкая надежность электроснабжения потребителей районного центра «Глядянское» а именно подстанции 11010 кВ «Глядянская». Это вызвано недостаточной надежностью ее питания по высокой стороне. Электроснабжение подстанции осуществляется по двум линиям: ВЛ-110 кВ Курганская ТЭЦ – Глядянская (для обеспечения основного питания) и ВЛ-110 кВ Глядянская – Н.Березово (для обеспечения резервного питания). Существующая ВЛ-110 кВ Курганская ТЭЦ-Глядянская не обеспечивает надежного электроснабжения из-за большого числа присоединений а именно: ПС «Утятская» ПС «Черемухово» ПС «Садовое» ПС «Нагорная» и ПС «Раскатиха» (рисунок 1.1). Кроме того в настоящее время через ПС «Глядянская» осуществляется транзит по 110 кВ на ПС «Н.Березово».
На подстанции «Глядянская» отсутствуют выключатели на стороне 110 кВ а ОРУ 110 кВ выполнено по схеме «две рабочие секции шин с рабочей перемычкой с отделителями в цепях трансформаторов». Это также снижает показатели надежности электроснабжения так как среди потребителей районного центра имеется много потребителей второй категории по надежности электроснабжения а именно: центральная районная больница роддом детсад РОВД несколько мелких заводов и предприятий. Кроме того существует еще один весомый недостаток – это проблема вывода в ремонт воздушных линий 110 кВ. При такой схеме ОРУ вывод в ремонт любой ВЛ-110 кВ влечет за собой полное погашение подстанции на какое-то время требуемое для производства переключений что негативно сказывается на потребителях питающихся от этой подстанции. Время нахождения подстанции без питающего напряжения связанное с производством переключений влечет к увеличению недоотпуска электроэнергии потребителям что так же отрицательно сказывается на реализации электроэнергии.
В связи с этим возник вопрос о модернизации подстанции и проектировании дополнительной ВЛ-110 кВ от Курганской ТЭЦ с целью улучшения надёжности электроснабжения и безпроблемного вывода в ремонт воздушных линий электропередачи и оборудования подстанции при сохранении транзита.
Предстоит преодолеть ряд трудностей на пути решения поставленной задачи. Прежде всего это экономическое обоснование проекта: стоит ли модернизировать старую подстанцию или же проще поставить новую?
С точки зрения монтажных организаций которым проще и интереснее работать с новым оборудованием и которые не будут касаться оборудования износившегося временем и эксплуатацией конечно легче поставить новую подстанцию.
Но есть и другая точка зрения: чтобы построить новую подстанцию нужно: во-первых найти место для подстанции питающих и отходящих линий; во вторых необходимы согласования со всеми коммуникациями районного центра поэтому легче модернизировать уже имеющуюся подстанцию чем строить новую.
Далее необходимо изменить схему ОРУ 110 кВ выбрать оборудование и проверить его стойкость на действие токов короткого замыкания проверить силовые трансформаторы по нагрузке подстанции выполнить релейную защиту силовых трансформаторов заменить масляные выключатели 10 кВ на вакуумные рассчитать защитное заземление и молниезащиту подстанции.
На подстанции имеется забетонированный маслоприемник на случай выброса масла из баков трансформаторов.
В нашем проекте все эти условия необходимо по возможности улучшить.

Экономика.cdw

Функционально-стоимостная диаграмма
Диаграмма качества исполнения функций
Проект модернизации подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
Диаграмма качества исполнения функций
График окупаемости проекта

Эл.схема ПС. Новая.frw

Сторона высшего напряжения:
Число отходящих ВЛ - 3
Транзитная мощность - 18
Схема подстанции - "Две рабочие и обходная системы шин
Сторона низшего напряжения:
Мощность нагрузки - 6
Число отходящих ВЛ - 6
Схема подстанции - "Одна секционированная
Проект модернизация подстанции 11010 кВ "Глядянская
Курганских электрических сетей
соединений подстанции
0211-07-СХ.01.00. Э4
Разъединитель РНДЗ-1-1101000 У1
Выключатель ВГТ-110-201000 У1
Ограничитель перенапряжения ОПН-11084-10(I) УХЛ1
Трансформатор тока ТФЗМ-110 Б1
Трансформатор напряжения НКФ-110-58
Ограничитель перенапряжения ОПН-3540
Трансформатор ТМН-6300110
Ограничитель перенапряжения ОПН-1011
Выключатель ВВTEL-1063020
Трансформатор тока ТЛМ-10
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66
Предохранитель ПКТН-10 У3
Трансформатор ТМ-63100

Р-4. БЖД.doc

4 ЭКОЛОГИЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Деятельность техногенного общества сопровождается негативными явлениями связанными с травмоопасностью и аварийностью производства его экологической опасностью увеличением риска гибели людей. С каждым годом растет число крупных промышленных аварий с тяжелейшими производственными и социальными последствиями происходит рост производственного травматизма во многих районах экологическая обстановка становится похожа на чрезвычайную. Чрезвычайные ситуации наносят большой ущерб в социальном экономическом и экологическом плане.
Электроэнергеника является одним из основных загрязнителей окружающей среды а также и объектом повышенной опасности. При эксплуатации и ремонте предприятий энергетики выделяются в атмосферу вредные вещества в газо- и парообразном виде а также твердые и пылеобразные продукты.
1 Оценка экологичности проекта
Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно. Вредное действие магнитного поля на живые организмы и в первую очередь на человека проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 Ам возникающих на расстояниях до 1-15 м от проводов фаз ВЛ и представляет опасность при работе под напряжением.
Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (18 м над уровнем земли): 5 кВм – время пребывания неограниченно; 10 кВм – 180 мин; 15 кВм – 90 мин; 20 кВм – 10 мин; 25 кВм – 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.
На подстанции «Глядянская» применяется оборудование с масляной изоляцией: трансформаторы. При эксплуатации данного оборудования возможны частичные разливы масла. Разлив происходит в пределах маслосборников и поэтому на окружающую среду не оказывает большого влияния.
2 Безопасность труда
Электроэнергетика характеризуется также величиной индивидуального риска гибели людей. Основной причиной (256%) несчастных случаев со смертельными исходами становится неудовлетворительная организация производства.
Основные причины несчастных случаев по обзорам травматизма РАО «ЕЭС России»:
-недостаточная подготовленность персонала к выполнению мероприятий влияющих на безопасность работ;
-низкая надежность технических устройств энергоустановок влияющих на безопасность проводимых работ;
-неэффективность мероприятий подготовки персонала по вопросам безопасности;
-неэффективность мероприятий поддержания энергоустановки в безопасном состоянии;
-неэффективность мероприятий обеспечивающих безопасность предстоящих работ на энергоустановке;
-недостаточный контроль за эффективностью мероприятий безопасности при эксплуатации энергоустановок.
Комплексное решение актуальных вопросов охраны труда эргономики технической эстетики охраны окружающей среды позволяет не только повысить качество труда но и улучшить природную среду наших городов и снизить величину индивидуального риска гибели людей.
Оценим опасные и вредные факторы воздействующие на персонал обслуживающий подстанцию 11010 «Глядянская».
При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:
-поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
-влияние электромагнитного поля на организм;
-поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
-поражение обслуживающего персонала находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
-возможность падения персонала с высоты;
-возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;
Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал в проекте необходимо предусматривать следующие мероприятия:
-при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест экранирующими козырьками и навесами над шкафами управления;
-установка заземляющего контура и заземление оборудования;
-соблюдение расстояний до токоведущих частей и экранирующих устройств.
Планировка и конструктивная часть подстанции
Местоположение подстанции выбрано с учётом требований ПУЭ и розы ветров района.
Оборудование ОРУ-110 кВ располагается таким образом чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов транспортировки трансформаторов проезда пожарных машин и передвижных лабораторий.
Территория подстанции ограждается бетонным забором высотой 24 м.
Таблица 4.1-Расстояния элементов ОРУ до токоведущих частей
Нормативное расстояние расстоянием!
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземлённых конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2м.
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 16м до габаритов транспортируемого оборудования.
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключённой верхней.
От неограждённых токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов.
Между токоведущими частями в разных плоскостях а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или неотключённой другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями.
от контакта и ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки присоединённой ко второму контакту.
Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ. От неверных операций коммутационными аппаратами предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземлённый участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков. Так же предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя которые не позволяют включить заземляющие ножи при включённых главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применение переносных заземлителей что повышает безопасность и снижает аварийность.
В ЗРУ - 10 кВ ячейки КРУ установлены в два ряда с центральным проходом 2м ширина прохода между ячейкой и стеной 1м. Все ячейки КРУ имеют механические блокировки которые исключают выкат тележки при включённом выключателе. ЗРУ располагается в отдельном здании имеет два выхода расположенные с противоположенных торцов здания. Двери ЗРУ имеют самозакрывающиеся замки открываемые без ключа со стороны РУ [1].
Арматура изоляторов ОРУ и шин ГПП окрашивается в жёлтый зелёный и красный цвета (соответственно фазам A B и С). Все кабели подстанции в местах присоединения имеют таблички с адресом маркой и сечением.
Персонал подстанции снабжается защитными средствами согласно нормам все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания. Защитные средства представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2-Данные о защитных средствах
Штанга изолирующая 11010 кВ
Указатель напряжения 11010 кВ
Диэлектрические боты
Диэлектрические перчатки
Временные ограждения
Переносные заземления 110 кВ
Предупредительные плакаты
Контроль изоляции производится по показаниям приборов присоединённых к трансформатору напряжения типа 3НОЛ.06-10 установленных в каждую секцию шин ЗРУ-10кВ. Так же для контроля изоляции служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЛК установленные в ячейках КРУ. В сети напряжением 10 кВ также используется защита от ОЗЗ с действием на сигнал. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ которая состоит из реле максимального напряжения подключённого ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения соединённой по схеме «разомкнутого треугольника»
Реле имеет уставку по напряжению равную 03Uф. В нормальном режиме работы напряжение нейтрали не превышает 15% Uф что составляет не более 15В на зажимах указанной вторичной обмотки. При возникновении ОЗЗ напряжение в нейтрали возрастает до фазного значения а на зажимах вторичной обмотки – до 100 В. При этом реле срабатывает и включает сигнализацию (световую или звуковую) о появлении ОЗЗ в электрической цепи. Такой комплект является типовым для каждой секции сборных шин.
Расчёт контура защитного заземления
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью выполнено с соблюдением требований к их сопротивлению и к напряжению прикосновения а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве. Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 08 м от поверхности земли и на расстоянии 08-10 м от фундаментов или оснований оборудования. Поперечные заземлители проложены в удобных местах между оборудованием на глубине 08 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлители проложены по краю территории занимаемой заземляющим устройством так что в совокупности они образовали замкнутый контур.
Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ в противном случае возникает опасность пробоя изоляции кабелей низкого напряжения.
Расчет заземления производим в соответствии с ГОСТ 12.1.030-81 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.
Исходные данные для расчёта заземлителя:
- удельное сопротивление верхнего слоя r=140 Ом·м (суглинистый слой глубиной 1 метр);
- удельное сопротивление нижнего слоя r=70 Ом·м (глина);
- величина тока трехфазного короткого замыкания IК.З.=2397 А;
- площадь подстанции (7080) 5600 м2;
- время действия релейной защиты t=12 с;
- время отключения выключателя t=08 с.
Подстанция понижающая имеет два трансформатора ТМН-6300110 кВ.
Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 440мм и вертикальных стержневых электродов длиной LВ=5 м и диаметром d=12мм. Глубина заложения электродов в землю t=08 м.
Рисунок 4.2 - Компоновка подстанции
Для заземления электроустановок на подстанции применяется одно общее заземляющее устройство представленное на рисунке 4.3.
Рисунок 4.3 – Расположение заземляющего устройства
На рисунке 4.3. обозначено:
– площадь занятая оборудованием;
– заземляющий контур;
– ограждение подстанции;
ρ1 – удельное сопротивление грунта верхнего слоя Омм;
ρ2 – удельное сопротивление грунта нижнего слоя Омм;
h1 – толщина верхнего слоя грунта м;
t – глубина заложения заземлителей м;
l – длина вертикальных заземлителей м.
Расчетная длительность воздействия электрического тока определяется по выражению
Cогласно требований ПУЭ наибольшее допустимое напряжение прикосновения . Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения определяем напряжение на заземлителе
где – коэффициент напряжения прикосновения; для сложных заземлителей он определяется по формуле
где – длина горизонтальных заземлителей м;
– расстояние между вертикальными заземлителями м;
– параметр зависящий от соотношения ;
– коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней
В расчетах принимают
Определим недостающие параметры
Для значения берем из таблицы значение .
Общая длина горизонтальных полос составляет .
Расстояние между вертикальными заземлителями .
Таким образом коэффициент прикосновения
Потенциал на заземлителе
что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).
Сопротивление заземляющего устройства
где – ток протекающий через заземляющее устройство при расчетном однофазном КЗ (с некоторым запасом может быть принят равным току трехфазного КЗ. ).
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную модель квадратной формы площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же как в реальной модели (рис.4.4) со стороной
Рисунок 4.4 - Расчетная модель
Число ячеек на стороне квадрата
Длина полос в расчетной модели
Число вертикальных заземлителей по периметру контура
Общая длина вертикальных заземлителей
Определяем относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчетной модели
По расчетной модели определяем сопротивление реального заземляющего устройства для чего рассчитывается относительная глубина заложения заземлителя
Найдем значение параметра А необходимого для уточненного значения сопротивления заземляющего устройства
Находим общее сопротивление сложного заземлителя
Что меньше допустимого
Напряжение прикосновения
Что меньше допустимого значения 400 В.
По результатам расчетов напряжение прикосновения получилось меньше чем предельно допустимое напряжение. Согласно ПУЭ заземляющие устройства в электроустановках должны проектироваться так чтобы в любое время года на всей территории подстанции напряжение прикосновения под которое может попасть человек не превышало допустимого напряжения Uпр.доп а заземляющее устройство должно иметь в любое время года сопротивление не более 05 Ом.
Проверим термическую стойкость полосы 40x4 мм2. Минимальное сечение полосы по условиям термической стойкости при замыкании на землю при приведенном времени прохождения тока замыкания tп = 2 с
где С=74 – коэффициент шин постоянный для стали.
Таким образом полоса 40х4 мм² удовлетворяет условию термической стойкости.
Окончательно принимаем число вертикальных заземлителей – 60Расстояние между вертикальными заземлителями – 5 м. В качестве вертикальных заземлителей применяем круглые стальные стержни диаметром 12 мм в качестве горизонтальных заземлителей – стальные полосы 40×4 мм.
Напряжение на заземляющем устройстве менее 5 кВ поэтому дополнительные меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики не предусматриваются.
Расчет вентиляции помещения аккумуляторных батарей производим в соответствии со СНиП 2.04.05-91(2000) «Отопление вентиляция и кондиционирование».
Помещение аккумуляторных батарей в котором производится заряд при напряжении более 23В на элемент оборудуется стационарной принудительно приточно–вытяжной вентиляцией.
Выброс газов производится через шахту возвышающуюся над крышей здания на 15м. Отсос газов производится из верхней и из нижней частей помещения со стороны противоположной притоку свежего воздуха. Требуемый объем свежего воздуха V м3ч определяется по формуле [10]
где:Iзар – номинальный зарядный ток А;
n – количество элементов аккумуляторной батареи.
Выбираем аккумуляторную батарею СН-1 на номинальную емкость 40А*ч напряжение 230В n=100 Iзар=10А.
V=007*10*100=70 м3ч.
Кратность обмена воздуха:
где:Vпом – объем помещения аккумуляторных батарей (Vпом=20м3)
Для обеспечения требуемой кратности выбираю подходящие вентиляционные системы.
На территории ОРУ подстанции предусмотрено охранное освещение. Территория подстанции освещается прожекторами питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. Рабочее освещение осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В.
Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ-110 кВ производится в соответствии с нормами установленными в ПУЭ.
Световой поток определяется по выражению [5]
где Ен=5 лк – минимальная освещенность принятая по шкалам освещенности [5];
Кзап=15 – коэффициент запаса учитывающий потери света от загрязнения стекол прожекторов;
е=1 – суммарная условная освещенность от близлежащих источников;
=1 – коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока.
где Z=12 – отношение средней освещенности к минимальной;
S=5600 м2 – площадь подстанции;
=065 – КПД светового поток.
Принимаем число прожекторов равным N=11.
Мощность одной лампы
где W = 1 Втм2 – удельная мощность.
Принимаем к установке 11 прожекторов типа РКУО3–750–001–УХЛ1 с лампами ДРЛ мощностью по 750 Вт. Прожекторы устанавливаются по периметру подстанции на высоте h=12м.
3 Безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуаций
Произведём оценку чрезвычайных ситуаций – их последствие меры предотвращения и меры по ликвидации.
Короткие замыкания на сборных шинах ОРУ. Данная ситуация может привести к снижению напряжения у потребителей соответственно к снижению качества выпускаемой продукции. Для предотвращения такой ситуации необходимо выполнять секционирование а также использовать системную автоматику - АВР. При АВР нагрузка с повреждённой секции шин переводится на рабочую путем включения секционного выключателя.
Атмосферное электричество (молния). Воздействие зарядов молнии могут быть двух видов: молния – поражает здание и установки (непосредственно удар молнии) молния оказывает вторичное воздействие объясняемые электростатической и электромагнитной индукцией.
Электростатическая индукция проявляется тем что на изолированных металлических предметах наводятся опасные электрические потенциалы вследствие чего возможно искрение между отдельными металлическими элементами конструкций и оборудования.
В результате электромагнитной индукции обусловленной быстрым изменением значения тока молнии в металлических незамкнутых контурах наводятся электродвижущие силы что приводит к опасности искрообразования между ними в местах сближения этих контуров.
Пожарная безопасность
Для предотвращения растекания масла и предотвращения пожара при повреждениях трансформаторов выполнены маслоприемники маслоотводы и маслосборники. Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла содержащегося в корпусе трансформаторов. Габариты маслоприемника выступают за габариты единичного электрооборудования не менее чем на 06 м при массе масла до 2 т не менее 1м при массе от 2..10 т.
Пожар трансформатора приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения пожара применяется автоматическая система пожаротушения вызывается пожарная команда.
Пожар окружающего природного массива может привести к пожару на территории подстанции при переносе огня.
Для предотвращения возникновения пожара предусмотрена противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м. Для ликвидации последствий может привлекаться персонал ПС и пожарная служба.
При проектировании учитывают что по условиям пожарной безопасности подстанция располагается на расстоянии: не менее 3 м от зданий - с первого по третей степени огнестойкости; и 5 м - от зданий четвертой и пятой степени огнестойкости.
Для предотвращения прямых ударов молнии и возникновения вследствие этого чрезвычайных ситуаций проектируется молниезащита подстанции.
Расчет молниезащиты подстанции
Согласно требованиям таблицы 1 РД 34.21.122-87 для ряда объектов ожидаемое количество поражений молнией является показателем определяющим необходимость выполнения молниезащиты и ее надежность. Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год для зданий и сооружений прямоугольной формы производится по формуле
где — наибольшая высота здания или сооружения м;
— соответственно ширина и длина здания или сооружения м;
— среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве и рассматриваются ширина и длина наименьшего прямоугольника в который может быть вписано здание или сооружение в плане.
Для произвольного пункта на территории России удельная плотность ударов молнии в землю n определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах следующим образом [3]
продолжительность гроз ч
Удельная плотность ударов
молнии в землю n 1(км2×год)
— 60 (Курганская область)
Трансформаторная подстанция согласно ПУЭ создает зону класса В-I. В соответствии с таблицей 1 п.3 [3]: тип защиты – зона Б; категория молниезащиты - 2.
Для защиты подстанции используем одиночно стоящие стержневые молниеотводы. Устанавливаем 4 молниеотвода на металлические мачты.
Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является
где D – диагональ четырехугольника в вершинах которого расположены молниеотводы (4.22)
где а=71 м и b=64 м соответственно длина и ширина площади занимаемой подстанцией.
Активная высота молниеотвода
Высота молниеотводов
где hх=144 м – высота защиты молниеотводов.
Зона защиты молниеотвода
Ширина защищаемой зоны при а=71 м
Ширина защищаемой зоны при b=64 м:
На рисунке 4.5 показана зона защиты четырех одиночно стоящих молниеотводов.
Техническая характеристика молниеотводов.
Категория молниезащиты - 2.
Высота молниеотводов-26400 мм.
Радиус зоны защиты на уровне земли-19200 мм.
Радиус зоны защиты на уровне защищаемого объекта-12420 мм.
Молниеприемник - стальной прут диаметром 20 мм длиной 2000 мм.
Токоотвод-стальная полоса 40х4 мм.
В качестве искусственного заземлителя принят стальной трех-стержневой заземлитель. Размеры и форма заземлителя приняты согласно таблицам 2 и 3 [3].
Искусственный заземлитель состоит из трех вертикальных электродов длиной 5000 мм d=50 мм объединенных горизонтальным электродом 40х4 мм с расстоянием между вертикальными электродами-6000мм.
Определим сопротивление заземлителя.
Площадь заземлителя S=156 м².
Длина вертикальных заземлителей LВ=15 м.
Длина горизонтальных заземлителей LГ=18 м.
Значение параметра А=0378 по формуле 4.11.
Эквивалентное удельное сопротивление грунта .
Сопротивление заземлителя по формуле 4.12
Что меньше допустимого сопротивления для молниеотводов согласно ПУЭ т.е. меньше 10 Ом.
В этом разделе дипломного проекта мы проанализировали вредные и опасные факторы воздействия на персонал и окружающую среду а так же чрезвычайные ситуации возможные на нашей модернизируемой подстанции. Выполнив расчет молниезащиты и заземляющего контура мы тем самым предупредили возможные чрезвычайные ситуации. Приняли решение о необходимости установки автоматических средств пожаротушения и средств автоматического отключения неисправного электрооборудования. Убедились в крайней важности знания и соблюдения персоналом требований ПТБ при работе в электроустановках. Соблюдая правила поведения на подстанции персоналом а так же имея необходимое оборудование и средства мы можем с большой вероятностью говорить об исключении аварий последствия которых могли бы негативно повлиять на людей или экологию.

АННОТАЦИЯ.doc

Пояснительная записка 117 листов 19 рисунков 19 таблиц 9 листов чертежей формата А1 33 источника использованной литературы 1 приложение.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОДСТАНЦИЯ ТРАНСФОРМАТОР ГРАФИКИ НАГРУЗКИ РАСПРЕДЕЛЕИТЕЛЬНОЕ УСТОРОЙСТВО ПОТРЕБИТЕЛИ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ МОЛНИЕЗАЩИТА.
Объектом проектирования является понизительная подстанция 11010 кВ « Глядянская » Курганских электрических сетей.
Целью проектирования является: изменение главной схемы подстанции на стороне высокого напряжения и увеличение числа присоединений по высокой стороне а именно строительство дополнительной ВЛ-110 кВ; а так же - выбор высоковольтных аппаратов токоведущих частей и другого оборудования подстанции; расчет заземления и молниезащиты подстанции; разработка мероприятий по безопасности жизнедеятельности и организационно-экономических вопросов.
В экономической части дипломного проекта произведено экономическое обоснование проектного решения и выбор оборудования с помощью поиска новых решений с использованием функционально-стоимостного анализа объекта проектирования.
Проектирование производится на основе последних разработок и расчетов что делает проект модернизации подстанции современным и своевременным.
Данный проект можно принять к строительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам и расходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим и рекомендуется к установке на вновь проектируемых подстанциях.

Список использованных ист..doc

Список использованных источников
Справочник по электрическим установкам высокого напряжения под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. – 2-е изд. переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат 1981. – 656 с. ил.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.122-87.
Справочник по проектированию электроснабжения под редакцией Ю.Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576с.
СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: - 3-е изд. - М.: Высшая школа. 1991. – 496 с.
Основы техники безопасности в электроустановках. – 2-е изд. переработанное и дополненное. – М.: энергоатомиздат. 1994. – 448с.
ГОСТ 12.2.007.0 – 75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности».
Нейфельд М.С. Заземление и защитные меры безопасности.– М.: Энергия 1971. - 351 с.
СНиП 2.04.05-91(2000) «Отопление вентиляция и кондиционирование».
Тиходеев. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. - 2-е изд. С-Петербург: ПэиПК Минтопэнерго РФ 1999.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций- М.:Энергоатомиздат 1986. – 640 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Cправочные материалы для курсового и дипломного проектирования: - 4-е изд. - М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учеб. пособие. Саратов: Сарат. гос. техн. ун – т. 1998. – 94 с.
ГОСТ 12.1.030-81(2001) «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление».
Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов А.А.Васильев и др - 2-е изд. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
Справочник по электроустановкам промышленных предприятий. Под общей ред. Боричева И.Е. Даниленко А.И. Храмушина А.М. Якубовского Ф.Б. т.1 Госэнергоиздат 1963. – 720 с. с черт.
Белецкий О.В. и др. Обслуживание электрических подстанций – М.:Энергоатомиздат 1985. – 416 с.
ГОСТ 14209-85 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций - Л.: Энергоатомиздат 1985. – 312 с.
Электротехнический справочник: В 3 т.Под ред. В.Г. Герасимова и др. – М. Энергия 1980. – 520 с.
Жуков В.В. и др. Современные КРУ на 6 – 10 кВ с вакуумными и электромагнитными выключателями. – М.: Высш. шк. 1988. – 103 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов Под ред. В.Н. Блок. – М.: Высш. шк. 1990. – 383 с.
Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. – 3-е изд. М.: Энергоатомиздат 1985. – 220 с.
Румянцев Д.Е. Современное вакуумное коммутационное электрическое оборудование сетей и подстанций: Учебно – методическое пособие. 2-е изд.- М.: Изд – во ИПК госслужбы. 2002. – 72 с.
Балаков Ю.Н. Неклепаев Б.Н. Шунтов А.В. О достигнутых параметрах выключателей. Электрические станции 1996 N0 10. С. 56 – 60.
Справочник по электрическим аппаратам высокого напряжения под ред. В.В. Афанасьева. – Л.: Энергоатомиздат1987. – 544 с.
Воронина А.А. Шибенко Н.Ф. Охрана труда в энергосистемах. – М.: Энергия - 1973. – 211 с.
Расчет токов короткого замыкания. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Переходные процессы в системах электроснабжения» для студентов специальности «Электроснабжение» Сост. В.И. Мошкин. – Курган: Изд – во КГУ 2005. – 31 с.
Проектирование электрической части подстанций систем электроснабжения. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» Сост. В.И. Мошкин– Курган: Изд – во КГУ 2005. – 43с.
Релейная защита систем электроснабжения. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» Сост. А.А. Данилов.– Курган: Изд – во КГУ 2005. – 112с.
Экономика энергетики. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 140 «Электроснабжение» Сост. А.С. Таранов.- Курган: Изд – во КГУ 2005. – 34с.