Дипломный проект реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС с применением микропроцессорных защит

Лист 1.dwg

ГГТУ им. П.О. Сухого
кафедра"Электроснабжение"
соединений ПС Ново-Белица
Главная схема электрических
Реконструкция ПС "Ново-Белица
03510 РУП ПОЭиЭ "Гомельэнерго
Примечание: амперметр
счетчики активной и реактивной энергии устанавливаются на всех отходящих фидерах
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение

Лист 7.dwg

кафедра"Электроснабжение"
ГГТУ им. П.О. Сухого
03510 РУП ПОЭиЭ Гомельэнерго
Реконструкция ПС "Ново-Белица
Главная схема электрических
соединений ПС "Ново-Белица
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение
Технико-экономические
Наименование показателей
Значение показателей
Технико - экономические показатели проекта
Мощность трансформаторов
Количество трансформаторов на подстанции
В том числе на устройства РЗиА
Сметная стоимость реконструкции ЗРУ 10 кВ:
Потребляемая мощность
отключенная в рзеультате отказа релейной защиты
Постоянная часть ущерба
Переменная часть ущерба
Средняя продолжительность отсутствия электроэнергии
Ущерб от прекращения электроснабжения
- простой(статический)
Динамический срок окупаемости
Статический срок окупаемости
Ущерб от прекращения электроснабжения рассчитывается по формуле:"

схема замещ.dwg

Лист 3.dwg

кафедра"Электроснабжение"
ГГТУ им. П.О. Сухого
03510 РУП ПОЭиЭ Гомельэнерго
Реконструкция ПС "Ново-Белица
Главная схема электрических
соединений ПС "Ново-Белица
Установленная мощность
Наименование присоединения
Основные параметры присоединений
Марка и сечение кабеля
Реактивное сопротивление
Активное сопротивление
Результаты расчета токов к.з.
Максимальный режим Хс = 5.864 Ом;
Минимальный режим Хс = 18.976 Ом;
Схема замещения и результаты
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение

Лист 6.dwg

В схеме линий 10 кВ 1секции
В схеме ввода 10 кВ 2 с.
Трансформатор тока ТЛК 10-5-0
Выключатель путевой ВП19М21Б421-67У2.17
отсек сборных шин и выключателя
Выключатель ваккумный
Блок испытания БИ-4.6А
Выкатной элемен И205.01.05.000
Гнездо на приборный блок
Выключатель А-14-100 ТУ 208642242-55-92
Выключатель путевой ВП19М
кафедра "Электроснабжение"
03510 РУП ПОЭ и Э Гомельэнерго
Реконструкция ПС "Ново-Белица
Схема электрическая
Микропроцессорный блок защит
Арматура светосигнальная
Указктель положения
Блок управления BUTEL-220-05
Выключатели автоматические
Счетчик активной энергии ЦЭ6805В 1Н
Амперметр Э8030-М1.кл.1
присоединение заднее
Реле промежуточное РП-18-64 УХЛ4.=220В
Кнопка управления поворотная Р22-
Счетчик реактивной энергии ЦЭ6811А. 100В. 5А
пр М. ТУ4228.010.04697185-97
Реле РУЭ-11-20 УХЛ4.~220В
Трансформатор ОСМ1-0
3 У3 2205-220 ТУ16-717
NEF30-Kz-2X220V AC.
Отсек. релейной защиты
Выходные цепи измерительных
преобразователей и приборы
Цепи защиты трансформатора
В схеме питания оперативным
устройства F1 (SPAD)
Защита и управление трансформатора
на базе терминала защит
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение

Лист 4.dwg

В схеме линий 10 кВ 1секции
В схеме ввода 10 кВ 2 с.
Трансформатор тока ТЛК 10-5-0
Выключатель путевой ВП19М21Б421-67У2.17
отсек сборных шин и выключателя
Выключатель ваккумный
Блок испытания БИ-4.6А
Выкатной элемен И205.01.05.000
Гнездо на приборный блок
Выключатель А-14-100 ТУ 208642242-55-92
Выключатель путевой ВП19М
кафедра "Электроснабжение"
03510 РУП ПОЭ и Э Гомельэнерго
Реконструкция ПС "Ново-Белица
Схема электрическая
Микропроцессорный блок защит
Арматура светосигнальная
Указктель положения
Блок управления BUTEL-220-05
Выключатели автоматические
Счетчик активной энергии ЦЭ6805В 1Н
Амперметр Э8030-М1.кл.1
присоединение заднее
Реле промежуточное РП-18-64 УХЛ4.=220В
Кнопка управления поворотная Р22-
Счетчик реактивной энергии ЦЭ6811А. 100В. 5А
пр М. ТУ4228.010.04697185-97
Реле РУЭ-11-20 УХЛ4.~220В
Трансформатор ОСМ1-0
3 У3 2205-220 ТУ16-717
NEF30-Kz-2X220V AC.
Отсек. релейной защиты
Время срабатывания защиты
Карта уставок присоединений
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение
Коэффициент трансформации ТТ
Ток к.з. в минимальном режиме
Ток к.з. в максимальном режиме
Максимальный ток присоединения
Наименование расчетной величины
Ток срабатывания предыдущей защиты
Коэффициент отстройки
Ток срабатывания защиты
Ток срабатывания реле
Ток срабатывания реле уточненный
Ток срабатывания защиты уточненный
Коэффициент чувствительности
Токовая отсечка I>>>
Коэффициент возврата
Защита от перегрузки I>
Защита от замыканий на землю
Коэффициент броска при 0 с.
Коэффициент броска при 0
Ток срабатывания защиты при 0 с.
Ток срабатывания защиты при 0
Ток срабатывания реле при 0 с.
Ток срабатывания реле при 0

Лист 5.dwg

Выключатель путевой ВП19М
Выключатель А-14-100 ТУ 208642242-55-92
отсек сборных шин и выключателя
Выключатель путевой ВП19М21Б421-67У2.17
Выключатель ваккумный
Трансформатор тока ТЛК 10-5-0
Ограничитель перенапряжения ОПН-КР
Трансформатор тока ТДЗЛ-0.66
Разетка РШ-с-2-с-00-6220
кафедра "Электроснабжение"
Реконструкция ПС Ново-Белица
03510 РУП ПОЭ и Э "Гомельэнерго
Схема электрическая
Камера отходящей линии
Арматура светосигнальная
Блок управления BUTEL-220-05
пр М. ТУ4228.010.04697185-97
Счетчик реактивной энергии ЦЭ6811А. 100В. 5А
Счетчик активной энергии ЦЭ6805В 1Н
Амперметр Э8030-М1.кл.1
Реле РУЭ-11-20 УХЛ4.~220В
присоединение заднее
Указктель положения
Микропроцессорный блок защит
Блок испытания БИ-4.6А
Кнопка управления поворотная Р22-
NEF30-Kz-2X220V AC.
Отсек. релейной защиты
защита пускового режима
трехфазная защита от тепловой перегрузки
защита от обрыва фазы
Измерительный преобразователь тока
Защита от замыканий на землю
токовая направленная
Цепи напряжения и измерения
присоединений секции
Цепи сигнализации выключателя Q
Цепи управления выключателя Q
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение
Защита и управление двигателем
на базе терминала защит

Лист 2.dwg

Проектирование электрической сети района
Карта уставок и карта селективности
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС
НОВОБЕЛИЦА" с применением
ГГТУ имени П.О.Сухого
кафедра "Электроснабжение
Коэффициент трансформации ТТ
Ток к.з. в минимальном режиме
Ток к.з. в максимальном режиме
Сумма рабочих токов предыдущих элементов
Ток срабатывания предыдущей защиты
Максимальный ток присоединения
Наименование расчетной величины
Коэффициент отстройки
Максимальная токовая защита
Коэффициент возврата
Коэффициент самозапуска
Ток срабатывания защиты
Отстройка от тока самозапуска приемников
Отстройка от тока срабаты- вания предыдущей защиты
Ток срабатывания реле
Ток срабатывания реле уточненный
Ток срабатывания защиты уточненный
Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты
Коэффициент чувствительности в резервной зоне защиты
Время срабатывания защиты
Iс.з Qт = 5244 А tс.з. = 1
Iс.з Qв = 4368 А tс.з. = 1
Iс.з Qс= 2896 А tс.з. = 1
Iс.з Q1344 = 1010 А tс.з. = 0

Карта селективности.dwg

Пункт2.doc

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПОДСТАНЦИИ
Как отмечалось ранее подстанция “НОВОБЕЛИЦА” была введена в эксплуатацию в 1958 г. и первоначально объединяла четыре класса напряжения 220 110 35 6 кВ. Ныне существующая главная схема электрических соединений возникла в ходе проведенных в течение всех последующих лет реконструкции и сейчас объединяет три класса напряжения - 110; 35 и 10 кВ. Питание на напряжении 110 кВ ПС “НОВОБЕЛИЦА” осуществляется по двум линиям ВЛ с Гомельской “ТЭЦ-26” по одной с ПС “Гомель – 330 кВ” транзит по одной ВЛ с ПС “Зябровка”. В нормальном режиме работы отключена линия ВЛ – 110 кВ ПС “Гомель – 330 кВ” и ВЛ – 35 кВ “Фестивальная”.
1 Основное оборудование на подстанции
На ПС 1103510 “НОВОБЕЛИЦА” установлено два силовых трансформатора типа ТДТН-40000110 и ТРДН-40000110 мощностью 40000 кВА каждый. Распределение электроэнергии осуществляется с помощью распределительных устройств: ОРУ – 110 кВ ОРУ – 35 кВ ЗРУ – 10 кВ и РУСН – 023 кВ.
ОРУ 110 кВ выполнено по схеме одна: “Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин с отделителями в цепях трансформаторов с совмещенными секционными и обходными выключателем”. Ошиновка открытого распределительного устройства выполнена проводом марки АСО – 300.
Территория ОРУ – 110 кВ отделена от хозяйственно-бытовых строений сетчатым ограждением. Оборудование в местах установки располагается либо на железобетонных стойках (пофазный разъединитель разрядники) либо на железобетонных фундаментах с металлическими конструкциями (разъединители трансформаторы напряжения). Маслонаполненное оборудование (силовые трансформаторы высоковольтные выключатели) установлено в огражденных железобетонными плитами маслоприемных ямах.
Для защиты от прямых ударов молнии на ОРУ – 110 кВ предусмотрены отдельностоящие молниеотводы и молниеотводы расположенные на порта-
лах. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики закрыты плитами одновременно служащими пешеходной дорожкой по территории открытого распределительного устройства.
На ОРУ – 110 кВ размещено следующее оборудование:
-силовые трансформаторы типа ТДТН-40000110 и ТРДН-40000110;
-коммутационная аппаратура: высоковольтные масляные выключатели типа МКП-110 М разъединители РЛНД-12; РЛНД-2 отделители в цепях силовых трансформаторов ОД-110;
-измерительные трансформаторы тока и напряжения типа ТВТ-110; НКФ-110;
-разрядники РВС-110;
-на питающих и отходящих линиях предусматривается установка аппаратов высокочастотной обработки отдельных фаз ВЗ-630;
-бумажно-масляные конденсаторы связи типа СМР-110 и 2СМР –55;
-подвесная изоляция собрана в изолирующие подвески УСТ-110.
На ОРУ – 35 кВ размещено следующее оборудование:
-выключатель типа ВМД-35;
-разъединители РЛНД1-35 РЛНД2-35;
-измерительные трансформаторы тока и напряжения типа ТВ-35 ЗНОМ-35;
Закрытое распределительное устройство ЗРУ – 10 кВ собрано по схеме “Одиночная секционированная система шин ” таких систем на ПС – 3. Ошиновка выполнена алюминиевыми полосовыми шинами – А (100х8). Электрические соединения силовых трансформаторов с РУ – 10 кВ осуществляется гибкими токопроводами 2хАС – 40051 собранные в шинные мосты. Прокладка контрольных кабелей кабелей связи кабелей потребителей собственных нужд осуществляется по ЗРУ – 10 кВ открыто в пластмассовых и металлических трубах.
Для предотвращения снижения температуры в зимний период в помещениях ЗРУ ниже минус 25 0С а также для просушки в переходные периоды предусматривается устройство электроотопления. В качестве нагревательных приборов приняты электропечи типа ПТЭ-4 мощностью 1 кВт каждая которые управляются как вручную так и автоматически от датчиков температур установленных в верхних зонах помещения. ЗРУ – 10 кВ набрано ячейками КРУ.
Таблица 2.1 - Характеристика установленных КРУ
Устанавливаемый аппарат
Основным оборудованием ЗРУ – 10 кВ на ПС является:
-выключатели типа ВМПЭ-10 МГГ-10;
-трансформаторы собственных нужд 2хТМ-18010;
-измерительные трансформаторы тока и напряжения ТПЛ-10 ТВЛМ-10 ТПШЛ-10 ТПОЛ-10 НТМИ-10;
-трансформаторы ДГК: ТМ-40010 ТМ-63010;
-ДГК типа ЗРОМ-30010 РЗДПОМ-40010РЗДПОМ-63010;
-разрядники РВО-10 ОПНС-10;
- предохранители типа ПК-10 ПКТ-10.
Распределительное устройство собственных нужд состоит из двух секций. Номинальным напряжением РУСН является 023 кВ. Связь между секциями может осуществляться по резервной перемычке. Имеется также развилка через которую питание второй секции может быть осуществлено от ТСН – 1 по кабелю жестко подключенному в выводам 023 кВ данного трансформатора. В нормальном режиме питание собственных нужд осуществляется от ТСН – 1 и ТСН – 2 с введенным АВР – 023 кВ от ТСН – 1.
Оперативным током на подстанции является постоянный ток 220 В от аккумуляторной батареи типа СК-12. Подзарядка аккумуляторной батареи осуществляется с помощью выпрямительных подзарядных устройств №1 №2 с твердыми выпрямителями типа ВАЗП-380260-4080 на напряжение 380-260 В и ток 40-80 А. В качестве зарядного устройства применен генератор постоянного тока параллельного возбуждения соединенного с электродвигателем переменного тока. Устройства ВАЗП питаются через переходной трансформатор 220380 В.
Информация по трансформаторам собственных нужд ПС “НОВОБЕЛИЦА” приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Характеристики трансформаторов собственных нужд
Номинальная мощность обмоток МВА
Номинальное напряжение обмоток кВ
Группа соединения обмоток
1.1 Силовые трансформаторы
Характеристики силовых трансформаторов установленных на подстанции представлены в виде таблицы 2.3.
Таблица 2.3 - Характеристики силовых трансформаторов
Группа соединения обмоток
В настоящее время в работе находятся два трансформатора Т – 1 и Т – 2 вся нагрузка трансформаторов проходит только по стороне 10 кВ обмотка стороны 35 кВ Т – 1 работает на холостом ходу.
1.2 Коммутационные аппараты
Характеристику установленных выключателей на подстанции представим в виде таблицы 2.4.
Таблица 2.4 - Характеристика установленных выключателей
Тип марка выключателя
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Время отключения выключателя с приводом с
На ОРУ – 110 кВ применены разъединители горизонтально-поворотного типа с ножами вращающимися в горизонтальной плоскости параллельной основанию. Двумя заземляющими ножами снабжены разъединители со стороны питающих линий измерительные трансформаторы напряжения. Все шинные разъединители и разъединители на силовых трансформаторах имеют один заземляющий нож.
На ЗРУ – 10 кВ применяются разъединители внутренней установки с ножами корытного профиля без заземляющих ножей. Технические характеристики разъединителе представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Технические характеристики разъединителей
Предельный сквозной ток кА
Ток термической стойкости допустимое время его действия кАс
1.3 Средства защиты от коммутационных перенапряжений
Средствами защиты от коммутационных перенапряжений являются разрядники. Установлены они как в нейтралях силовых трансформаторов так и на их вводах и на шинах 10 кВ. Также разрядники применены на вводах измерительных трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ и 10 кВ. технические характеристики разрядников представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Технические характеристики разрядников
Пробивное напряжение (не менеене более) кВ
1.4 Средства компенсации емкостных токов в сети 10 кВ
Для компенсации емкостных токов на землю на ПС “НОВОБЕЛИЦА” используются ДГК которые включены в нейтраль трансформаторов ДКГ.
На I – с.ш. установлен трансформатор ДГК типа ТМ-63010 в нейтраль которого включена катушка индуктивности РЗДПОМ-40010 с плавным регулированием тока (30 – 100 А).
На II – с.ш. установлен трансформатор ДГК типа ТМ-63010 в нейтраль которого включены две катушки индуктивности РЗДПОМ-63010 и ЗРОМ-30010 со ступенчатым регулированием тока (245; 30; 37; 42; 47 А ).
На III – с.ш. установлен трансформатор ДГК типа ТМ-40010 в нейтраль которого включена катушка РЗДПОМ-63010.
Основным режимом работы ДГК является автоматический. Режим дистанционного управления является резервным и используется как правило при наладочных работах ремонтах.
2 Организация контроля режимов работы ПС и технического учета электроэнергии
Для контроля за режимами работы подстанции используются следующие приборы:
- для визуального наблюдения стрелочные приборы;
-для суммирования показаний во времени используются интегрирующие приборы (счетчики);
-для записи параметров в аварийных условия применяют лучевые осциллограммы а также не стационарно установленный информационно-дигнозтический комплекс “РЕГИНА” ;
-для определения места короткого замыкания на линиях связи 110 кВ применяют амперметры и вольтметры а также ИДК “ РЕГИНА ” .
В соответствии с ПУЭ показывающие приборы должны иметь класс точности не ниже 25. Для фиксирующих приборов допускается класс точности 3 амперметры могу иметь класс точности 4 счетчики не менее 2.
Измерение напряжения предусмотрено на шинах 110 кВ 10 кВ а тока в одной из фаз присоединений.
На линиях 110 кВ и обходном выключатели 110 кВ производится измерение активной и реактивной мощности и двусторонний технический учет электроэнергии. На силовых трансформаторах со стороны 10 кВ предусмотрено измерение активной мощности. На отходящих линиях 10 кВ а также стороне Н.Н. трансформаторов предусмотрен учет активной и реактивной энергии.
3 Диспетчерское управление и телемеханизация
В соответствии с “Руководящими указаниями по выбору объемов информации проектированию сбора и передачи информации в энергосистемах” с подстанции “Н. Белица” на диспетчерский пункт Гомельских электросетей (ДП ЭС) и на диспетчерский пункт городского РЭС предусматривается передача следующего объема информации:
а) на ДП Гомельских электросетей:
)телесигнализация положения выключателей 110 10 кВ силовых трансформаторов и секционных выключателей 10 кВ;
)аварийно-предупредительная телесигнализация;
)телеуправление выключателями 110 10 кВ силовых трансформаторов и секционными выключателями 10 кВ;
)телеизмерение токов нагрузки силовых трансформаторов на стороне 10 кВ;
)телеизмерение напряжения на шинах 10 кВ.
б) на ДП городского РЭС:
)телесигнализация положения выключателей отходящих ВЛ 10 кВ;
)телесигнализация положения выключателей 10 кВ силовых трансформаторов и секционных выключателей 10 кВ;
)телеуправление выключателями 10 кВ отходящих линий;
4 Потребители подстанции “НОВОБЕЛИЦА”
Потребителями подстанции “НОВОБЕЛИЦА” как отмечалось ранее являются промышленные предприятия и коммунально-бытовое хозяйство. Представим в виде табл.2.7. потребителей I и II категории.
Таблица 2.7 - Потребители ПС “НОВОБЕЛИЦА” I и II категории
Потребители I категории
Котельная “Кристалл”
Кардиологический центр
Кореневский водозабор
Продолжение таблицы 2.7.
Потребители II категории
Н-Белицкий к-т Хлебопродуктов
Ликероводочный завод
Детские сады –12 шт.
Отделение связи –8 шт.
ПТУ-113 ПТУ-56 со столовой
Здание торговли с рестораном
Энергоучасток железной дороги
База Н-Белицкого райпродторга
Цех ПО “Гомельчанка”
Межколхозстрой (кооператив)
РОВД Гомельского района
РОВД Н-Белицкого района
Пульт вневедомственной охраны Н-Белицкого района
Сухарный цех Хлебозавода
Редакция газеты “Маяк”
Вч 14848 вч нефтебаза
Н-Белицкое отделение Госбанка
РУС Гомельского района
Как видно подстанция обеспечивает электроэнергией ответственных потребителей I и II категории. В соответствии с ПУЭ ПС должна отвечать всем требованиям надежного бесперебойного питания потребителей.
-Силовые трансформаторы находятся в эксплуатации довольно продолжительное время в особенности Т – 1 – 31 лет Т – 2 – 23 лет;
-В “Гомельэнерго” было принято решение о сооружении новых КРУ-10 кВ с применением микропроцессорных блоков;
-Схема ОРУ – 110 остается прежней производится замена высоковольтных выключателей МКП-110 в виду морального и физического износа по той же причине производится замена выключателей МГГ-10 и ВМПЭ-10 и на стороне 10 кВ;
-Разъединители установленные на ПС в виду продолжительного использования могут послужить причиной аварии из-за механических повреждений в месте крепления колонки изолятора к металлической арматуре разъединителя. По этой причине необходим замен;
-Для увеличения надежности электроснабжения предусматривается замена отделителей в цепях силовых трансформаторов на выключатели;
-Состояние измерительных трансформаторов тока и напряжения - удовлетворительное;
- Источник оперативного тока (АБ) находится в аварийном состоянии и требует замены;
-В виду не перспективности напряжения 023 кВ сети собственных нужд предусматривается переход на напряжение 04 кВ путем установки новых трансформаторов ТСН типа ТМ-25010 напряжением 1004 кВ что позволит питать устройства ВАЗП не прибегая к переходному трансформатору 220380 В;
-Приборное оборудование физически и морально устарело и требует постепенной замены путем внедрения новых технологий.

Пункт6.doc

6 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ЗАКРЫТОГО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ
В связи со старением оборудования на подстанции “НОВОБЕЛИЦА” необходимо произвести реконструкцию ЗРУ 10 кВ. Для этого произведем выбор комплектного распределительного устройства шкафов для установки вакуумных выключателей вакуумные выключатели. Также из-за перехода собственных нужд на 04 кВ необходимо выбрать трансформаторы собственных нужд трансформаторы тока и напряжения и источник постоянного оперативного тока.
1 Выбор комплектного распределительного устройства
Для установки на подстанции принимаем комплектное распределительное устройство фирмы “Иносат” К-Ин97. Комплектное распределительное устройство ( далее - КРУ) состоящее из шкафов бронированного типа ( с разделением на отсеки ) и шинных мостов к ним предназначенных для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц на номинальное напряжение до 10 кВ в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью и могут использоваться для комплектования закрытых распределительных устройств электростанций трансформаторных подстанций и распределительных пунктов. Комплектное распределительное устройство К-Ин97 соответствует требованиям ТУ РБ 100046015.003-2002. Для установки на ПС “ НОВОБЕЛИЦА ” принимаем КРУ К-Ин97 М-10.2500.У3.
2. Выбор коммутационной аппаратуры: выключателей
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
По напряжению электроустановки:
По максимальному рабочему току:
где Uном Iном – паспортные (каталожные) параметры выключателя;
Проверка на отключающую способность выключателя:
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
Iдин Imдин - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя) кА.
На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:
где ВК – значение импульса квадратичного тока гарантированное заводом изготовителем определяется по формуле:
где IT – ток термической стойкости кА;
tT – допустимое время действия термического тока предельной стойкости с; IT и tT – справочные данные;
В – расчетный импульс квадратичного тока к.з. определяется по формуле:
где tоткл – время отключения к.з.:
tоткл = tрз+tвык (6.8)
где tрз – время действия релейной защиты принимается 04 с. ;
tвык - собственное время отключения выключателя(каталожное данное) с.
В ЗРУ – 10 кВ предлагается установить вакуумные выключатели. Вакуумные выключатели предназначены для работы в распределительных устройствах (КРУ) и камерах стационарных одностороннего обслуживания (КСО). Это коммутационные аппараты нового поколения. Установке подлежат: на ввода выключатели фирмы “Иносат” типа 3АН5113 – 3 У3 которые изготавливаются по технологии фирмы SIEMENS на секционные выключатели 3АН5113 – 2 У3 в цепях отходящих линий вакуумные выключатели 3АН5113 – 1 У3. Отличительной особенностью выключателей 3АН5 является использование пофазных электромагнитных приводов с “магнитной защелкой” механически связанных общим валом. Такая конструкция дает рад преимуществ над традиционными выключателями:
- высокий механический ресурс;
- малое потребление по цепям включения и отключения;
- малые габариты и вес;
- низкая трудоемкость производства и как следствие умеренная цена.
Выберем вводные выключатели:
За максимальный рабочий ток принимаем номинальный ток трансформаторов на стороне 10 кВ но с учетом возможной 40% перегрузки:
Определим ударный ток :
Выбор вводных выключателей по условиям (6.1)-(6.5) сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1-Выбор вводных выключателей на стороне 10 кВ
Выбранный тип выключателя 3АН5 113-3 У3 проходит по всем условиям таблицы 6.1. Данный вакуумный выключатель устанавливаем в шкаф типа ШВВ-002.2500.20 У3.
Выберем секционные выключатели:
За максимальный рабочий ток принимаем 70 % номинального тока силового трансформатора:
Ударный ток принимаем таким же как и для вводного выключателя.
Выбор секционных выключателей по условиям (6.1)-(6.5) сведем в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 - Выбор секционных выключателей на стороне 10 кВ
Выбранный тип выключателя 3АН5 113-2 У3 проходит по всем условиям таблицы 6.2. Данный вакуумный выключатель устанавливаем в шкаф типа ШВВ-020.1250.20 У3.
Выберем линейные выключатели:
За максимальный рабочий ток принимаем исходя из мощностей проходящих по этим линиям. Данные мощностей представлены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 - Нагрузка по отходящим фидерам ПС “Ново-Белица”
Выбор линейных выключателей по условиям (6.1)-(6.5) на питающих фидерах представлен в таблице 6.4.
Таблица 6.4 - Выбор линейных выключателей на отходящих фидерах 10 кВ
Примечание. За максимальный рабочий ток взята максимальная величина тока из таблицы 6.3.
Выбранный тип выключателя 3АН5 113-1 У3 проходит по всем требованиям выбора выключателей. Данный вакуумный выключатель устанавливаем в шкаф типа ШВВ-002.800.20 У3.
2 Выбор ТСН и схемы их питания на подстанции
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они питаются от сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Состав потребителей собственных нужд представлен в таблице 6.5.
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению кВА
Sрасч = kс×Sуст (6.22)
где kс - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки принимается равным 085.
Таблица 6.5 - Собственные нужды подстанции
Собственные нужды подстанции
Подогрев выключателей на стороне 110 кВ
Подогрев выключателей 35 кВ
Подогрев приводов разъединителей на стороне 110 кВ 35 кВ
Подогрев шкафов КРУ-10
Подогрев релейных шкафов
Отопление освещение
Освещение ОРУ-110 кВ.
Охлаждение трансформаторов 9.Маслохозяйство
Подзарядное устройство ВАЗП
Итого полная установленная мощность СН кВА
Определим расчетную мощность:
Sрасч = 085×3791= 32224 кВА.
Мощность трансформатора определяется:
где Sрасч – суммарная расчетная мощность потребителей СН кВА;
kав - коэффициент аварийной перегрузки kав = 14;
n - количество трансформаторов.
Выбираем по [3] табл.3.4. трансформатор типа ТМЗ-25010.
Выбор схемы собственных нужд.
Каждый трансформатор собственных нужд присоединяется через кабель к шинам 10 кВ. Трансформаторы присоединяем к второй и третьей секции шин. Защитный аппарат устанавливаемый перед ТСН предохранитель типа ПКТ(ПК). Электрическая схема представлена на рис.6.1.
Рисунок 6.1 - Электрическая схема питания потребителей собственных нужд.
3 Выбор предохранителей
Для защиты ТСН используем предохранители. Выбор предохранителей производится:
- по напряжению установки Uуст Uном;
- по току Iнорм Iном Ima
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения Ino Iоткл.ном
где Iоткл.ном. - предельный отключаемый ток А.
Найдем номинальный ток трансформатора на высокой стороне:
Максимальный ток для предохранителя будет являться ток на 40-50% больше номинального из-за тока намогничивания:
Напряжение установки: U = 10 кВ.
Выбираем по [3] табл. 5.4. предохранитель типа ПК102-10-315-315У3.
Ino = 14246 кА Iоткл = 315 кА.
Выбранный предохранитель соответствует условиям выбора.
4 Выбор токоведущих частей 10 кВ.
Выберем шины на 10 кВ. Шины располагаем по вершинам прямоугольного треугольника. Расстояние между фазами 08 м и пролетом l = 2 м.
Проверка по допустимому току ( Imax Iдоп ):
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 8010 с Iдоп = 1480 А.
Данные шины необходимо проверить на термическую стойкость. Проверка производится по условию:
где Вк – термический импульс к.з. определяется по формуле (6.6).
С = 90 постоянная для алюминия.
Термический импульс для шин равен термическому импульсу для выключателей Вк = 10452 .
Определим минимально возможное сечение:
На термическую стойкость шины проходят.
Проверка шин на электродинамическую стойкость осуществляется по формуле [8 стр.231]:
J - момент инерции поперечного сечения шины.
где b – толщина шины см;
q - поперечное сечение шины см2.
Т.к. Гц то шины проходят по динамической стойкости.
Механический расчет шин.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
где sдоп – допустимое механическое напряжение в материале шин ( для алюминиевых шин 823 МПа по [8таблица 4-3] );
sрасч – расчетное напряжение в материале шин:
Wa – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию силы см;
при расположении шин плашмя:
sрасч=6849 sдоп=823.
Следовательно шина механически прочна.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины прямоугольного сечения 8010 с Iдоп = 1480 А.
Выберем гибкие токопроводы для соединения КРУ с силовыми трансформаторами. Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах обоймах.
Мощность протекающая по шинам равна:
Тогда рабочий ток равен:
Определяем расчетное (экономическое) сечение:
Сечение несущего провода принимаем:
Принимаем два несущих провода типа АСО-150 с Iдоп = 440 А.
Тогда общее сечение алюминиевых проводов:
Принимаем сечение алюминиевых проводов А-150 с Iдоп = 440 А.
Определим количество проводов:
Проверяем выбранный токопровод по допустимому току:
Iдоп = 3080 А > Iав=16166 А.
Условие выполняется следовательно окончательно выбираем токопровод марки 2хАСО-150 + 5хА-150.
Выберем кабели для соединения шин с трансформаторами собственных нужд.
- по экономической плотности ;
- по нагреву длительно допустимым током ;
Для питания шин СН от ТСН принимаем кабель с бумажной пропитанной изоляцией типа АСБ трехжильный. Определим сечение по экономической плотности: по расчету выбора предохранителей
- по [10 таблица 4.7.]
По [9 таблица 7.4.] выбираем кабель АСБ-3х16 с допустимым током с учетом что кабель прокладывается в земле при температуре 15 С0.
По условию нагрева максимальным током выбранный кабель проходит окончательно выбираем кабель АСБ-3х16.
5 Выбор трансформаторов тока и напряжения.
Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:
- по напряжению установки: Uуст Uном;
- по конструкции и классу точности;
- по динамической устойчивости:
- по термической стойкости:
где kT - кратность термической устойчивости(справочные данные);
tТ - время протекания тока термической устойчивости;
Вк - расчетный импульс квадратичного тока к.з..
- по вторичной нагрузке:
где Zном - номинально-допустимая нагрузка в выбранном классе точности;
Z2 - вторичная нагрузка ТА.
Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико поэтому Z2 ~ r2
r2 = rприб. + rпров. + rк.
где rприб. - сопротивление приборов;
rпров. - сопротивление измерительных проводов;
rк. - переходное сопротивление контактов;
где I2 ном - номинальный вторичный ток;
Sприб.- мощность приборов.
rк = 005 Ом - при малом количестве приборов;
rк = 01 Ом - при большом количестве приборов;
rпров. - зависит от длины и сечения соединительных проводов.
Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях сводим в таблицу 6.6.
Максимальный ток выбираем из таблицы 6.3. Imax = 48671 А.
Таблица 6.6 – Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях
Приборы подсоединенные к трансформатору тока указаны в таблице 6.7.
Таблица 6.7 – Приборы на отходящих фидерах
Наименование и тип прибора
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Проверку по допустимой нагрузке производим для наиболее загруженного трансформатора.
Сопротивление приборов:
Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 05 Z2= 04 Ом.
Принимаем ТЛК-10-3 У3.
Сопротивление контактов принимаем rк = 005 (т.к. подключается только три прибора).
Определяем допустимое сопротивление проводов:
rпр= z2ном-rприб-rк = 04 - 0204 - 005 = 0146 Ом.
По условию механической прочности минимальное сечение равно 25 мм2 поэтому принимаем сечение провода S = 25 мм . Контрольный кабель типа АКВРТ с тремя жилами сечением 25 мм2.
Выбор трансформаторов тока на секционном выключателе сводим в таблицу 6.8.
Максимальный ток Imax = 7698 А.
Таблица 6.8 – Выбор трансформаторов тока на секционном выключателе
Приборы подсоединенные к трансформатору тока указаны в таблице 6.8.
Таблица 6.9 – Приборы на секционном выключателе
Номинальная вторичеая нагрузка в классе точности 05 = 04 Ом.
rпр= z2ном-rприб-rк = 04 - 0004 - 005 = 0346 Ом.
Выбор трансформаторов тока на вводах сводим в таблицу 6.10.
Максимальный ток Imax = 15396 А.
Таблица 6.10 – Выбор трансформаторов тока вводах
Таблица 6.11 – Приборы на вводном выключателе
Принимаем ТШЛК-10-3 У3.
Трансформаторы напряжения (TV) выбираются по следующим условиям:
- по номинальному напряжению: Uуст U1ном;
- по вторичной нагрузке: S2 S 2ном;
- по классу точности;
где U1ном - номинальное первичное напряжение кВ;
S2 - мощность внешней вторичной цепи (вторичная нагрузка) ВА;
S2ном - номинальная вторичная нагрузка. Принимают равной мощности всех трех однофазных TV соединенных по схеме "звезда" и удвоенную мощность однофазного трансформатора включенного по схеме "треугольник".
Выбор трансформаторов напряжения сводим в таблицу 6.12. Берем наиболее нагруженную 3-ю секцию с подключенными 11 линиями трансформатором собственных нужд и ДГК.
Таблица 6.12 – Выбор трансформаторов напряжения
Мощность одной катушки
Тогда нагрузка вторичных цепей TV равна:
Выбираем трансформатор типа НАМИТ-10-У3. S2ном=200 ВА при классе точности 05.
ДГК выбирается исходя из емкостного тока проходящего по присоединениям.
где Кз – коэффициент запаса Кз = 11..125;
Uф – фазное напряжение кВ;
Iс.з – суммарный емкостной ток присоединений:
Определим емкостной ток линий присоединенных к третьей секции шин:
Суммарный ток для третьей секции:
Рассчитаем мощность:
Принимаем мощность катушки Sдр = 300 кВА а мощность ФЗМО Sфзмо = 310 кВА.
Определим емкостной ток линий присоединенных к второй секции шин:
Определим емкостной ток линий присоединенных к первой секции шин:
В каждой ячейке устанавливаем ОПН на напряжение 10 кВ.
7 Выбор источника оперативного тока
Источник оперативного тока - АБ предназначен для питания цепей управления сигнализации автоматики аварийного освещения а также электроснабжения наиболее ответственных механизмов СН в случае исчезновения напряжения из-за каких-нибудь аварийных ситуаций. Аккумуляторная батарея устанавливается на узловых районных подстанциях при наличии распределительного устройства 110 – 220 кВ со сборными шинами.
Из опыта эксплуатации было замечено что колебания напряжения на шинах постоянного тока подстанции незначительны нагрузка практически постоянна а длительность толчковых токов составляет доли секунд. Это дает возможность отказаться от элементного коммутатора в схеме постоянного тока.
На подстанции аккумуляторная батарея должна поддерживать на шинах постоянного тока напряжение в пределах 232 – 242 В и обладать емкостью не менее 288 А×ч выдерживать длительный разряд и в последствии дозаряда сохранять работоспособность.
Для замены предлагается аккумуляторная батарея VB – 34 емкостью 300 А×ч которая состоит из элементов типа “Powersafe” действующих на основе технологии рекомбинации газа с окисью свинца. Основные параметры данной аккумуляторной батареи представлены в таблице 6.13.
Цепи управления защиты и аварийное освещение т.е. основную нагрузку питают от 100- а основных элементов АБ. Дополнительные элементы присоединяются на шинки питания приводов. В нормальном режиме работы постоянная нагрузка питается от подзарядного устройства ВАЗП-380260-8040. Напряжение на шинах управления в этом режиме равно . При разряде до 18 В на элемент напряжение снижается до что составляет 85 % от . При заряде АБ напряжение на каждом элементе поднимается до значения 24 В. Для того чтобы в таком случае напряжение на шинах управления не превышало допустимых значений таблице 6.13 на 98-ом элементе предусмотрена дополнительная отпайка.
Дополнительные элементы АБ обеспечивают напряжение на шинах питания приводов более высокое. Параллельно дополнительным элементам включается балластное сопротивление его величина регулируется так чтобы ток подзаряда проходил через дополнительные элементы а ток постоянной нагрузки через это сопротивление.
Таблица 6.13 - Параметры аккумуляторной батареи типа VB – 34
Ток 3ех часового разряда с сохранением работоспособности А
Напряжение подзаряда В
Допустимый уровень снижения напряжения В
Значение мгновенно пониженного при к.з. напряжения отключенного автоматически В
Допустимое время для отключения АБ при к.з. на шинах с
Критический уровень снижения напряжения В
Напряжение заряда при снятии 80 А×ч на элемент В
В течение 36-40 часов
Температурный режим помещения
Тип выпрямительного подзарядного устройства
Количество основных элементов аккумуляторной батареи определяется по выражению:
где - напряжение на шинах В;
- напряжение на элементе в режиме подзаряда В.
Общее число элементов батареи:
- напряжение на элементе в аварийном режиме разряда В.
тогда число дополнительных элементов установки:
Определим типовой номер батареи N:
где - нагрузка установившегося аварийного получасового разряда по данным таблицы 6.14. А;
- допустимая нагрузка аварийного разряда приведенная к первому номеру аккумуляторов в зависимости от температуры электролита. Определяется по [8] рис.7-26.
Полученное значение округляется до ближайшего большего.
Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толчковому току:
где 46- коэффициент учитывающий допустимую перегрузку;
- ток потребляемый электромагнитными приводами выключателей включающихся в конце аварийного режима А.
Подзарядное устройство в нормальном режиме питает постоянно включенную нагрузку и подзаряжает батарею. Согласно ГОСТ 825-73 ток подзаряда должен быть 003 N А но учитывая возможные продолжительные разряды этот ток принимают 015 N тогда:
где - ток постоянно включенной нагрузки А.
Напряжение подзарядного устройства В
Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда А
Напряжение в конце заряда 275 В на элемент В
В качестве зарядного устройства применяют двигатель-генератор (с генератором постоянного тока параллельного возбуждения).
Произведенный подсчет нагрузки представим в виде таблицы 6.14.
Таблица 6.14 - Подсчет нагрузки аккумуляторной батареи
Расчетный ток длит. режима А
Расчетные нагрузки А
Аварийный реж. до 30мин
Толчок тока в начале аварийного реж.
Наиб. толчковый ток в конце разряда
Приводы выключателей 10 кВ
Привод выключателей 35 кВ
Преобразовательные агрегаты опер. связи
Привод выключателей 110 кВ
Принимаем аккумуляторную батарею с числом основных элементов n0=100 полным числом элементов n=104.
Определим типовой номер батареи N по (6.17):
По [8 рисунок 7-26] при температуре электролита 18 С0 AN.
По наибольшему толчковому току формула (6.18):
Аккумулятор не проходит следовательно необходимо выбрать аккумулятор с типовым номером: принимаем VB-34.
Ток подзарядного устройства учитывая возможные продолжительные разряды по (6.19):
Напряжение подзарядного устройства по (6.20):
Зарядное устройство:
В качестве подзарядных устройств остаются выпрямительные агрегаты с твердыми выпрямителями типа ВАЗП-380260-4080.
В качестве зарядного устройства принимаем генератор постоянного тока П-92 (Рном=60 кВт Uном= 270360 В Iном = 222 А).
В результате произведенных расчетов были выбраны:
-вакуумные выключатели на стороне 10 кВ которые установлены в шкафы ШВВ комплектно распределительного устройства КРУ К-Ин97. На отходящих линиях 3АН5113 – 1 У3 на секционном - 3АН5113 – 2 У3 на вводных – 3АН5113 – 3 У3;
-аккумуляторная батарея VB-34 с общим числом элементов 104 типа “Powersafe” емкостью 300 А×ч;
-трансформаторы собственных нужд типа 2 х ТМ-25010 напряжением 1004;
-для питания шин СН выбран тип кабеля АСБ 3х16;
-предохранители типа ПК102-10-315-315У3 для защиты ТСН;
-ДГК на каждую секцию шин;
-алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х10 для установки в КРУ также токопровод для соединения трансформаторов и шин КРУ марки 2хАСО-150 + 5хА-150;
-Трансформаторы тока типа ТЛК-10 и ТШЛК-10 и трансформатор напряжения НАМИТ-10.

Пункт5.doc

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
При эксплуатации электрических станций подстанций и сетей достаточно часто возникают короткие замыкания.
Можно выделить несколько последствий КЗ:
Системная авария вызванная нарушением устойчивости системы. Это наиболее опасное последствие коротких замыканий оно приводит к значительным технико-экономическим ущербам.
Термическое повреждение электрооборудования связанное с его недопустимым нагревом токами КЗ.
Механическое повреждение электрооборудования вызываемое воздействием больших электромагнитных сил между токоведущими частями.
Ухудшение условий работы потребителей. При понижении напряжения например до 60 70 % от номинального в течение 1 с и более возможен останов двигателей промышленных предприятий что в свою очередь может вызвать нарушение технологического процесса приводящее к экономическому ущербу.
Наведение при несимметричных КЗ в соседних линиях связи и сигнализации ЭДС опасных для обслуживающего персонала.
Наибольшая опасность при коротком замыкании угрожает элементам системы прилегающим к месту его возникновения. В зависимости от места и продолжительности КЗ его последствия могут иметь местный характер (удаленное от источников питания КЗ) или отражаться на функционировании всей системы.
Расчеты токов КЗ необходимы для достижения следующих целей:
) определения условий работы потребителей в аварийных режимах;
) выбора аппаратов и проводников и их проверки по условиям электродинамической и термической стойкости;
) проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
) сопоставления оценки и выбора схемы электрических соединений;
) проектирования и проверки защитных устройств;
) определения влияния линий электропередачи на линии связи;
) определения числа заземленных нейтралей и их размещения в ЭС;
) выбора разрядников;
Токи к.з. с учетом действия устройств релейной защиты обычно существуют не значительное время но их приходится тщательно рассчитывать и учитывать в виду того что из-за термического и электродинамического воздействия возможны серьезные повреждения электрооборудования и проводников ведущие к отказу основного оборудования электроустановок авариям на подстанциях а в худшем случае - и к системным авариям.
Расчет токов к.з. также необходим для выбора уставок релейной защиты и определения ее чувствительности.
1 Составление исходной расчетной схемы
Расчеты токов к.з. упрощается при использовании схем замещения. В схемах замещения все величины должны быть взяты при одних и тех же условиях. При расчетах токов к.з. исходные схемы замещения в которых представлены конкретные элементы исходных реальных схем путём последовательных эквивалентных преобразований приводиться к простейшим эквивалентным схемам замещения источник-сопротивление-точка к.з. При этом широко используется известные из курса теоретических основ электротехники способы эквивалентного преобразования схем. Расчетная схема строится на основании схемы главных электрических соединений и электрической сети. В расчетную схему вводятся все источники питания участвующие в подпитке места короткого замыкания и все элементы электрической сети (линии трансформаторы и т.д.). Расчетная схема замещения подстанции “НОВОБЕЛИЦА” представленная на рисунке 5.1. Она включает в себя: сопротивление Гомельской энергосистемы в максимальном и минимальном режиме ее работы сопротивление силовых трансформаторов. А также в целях изучения на вторую и третью секцию шин подстанции подключены два двигателя по 5000 кВт каждый которые тоже будут подпитывать точки к.з. Под максимальным режимом работы системы понимается питание подстанции по двум ВЛ – 110 кВ “ТЭЦ – 26 – подстанции НОВОБЕЛИЦА” при отключенной ВЛ – 110 кВ “Гомель – 330 кВ – подстанция НОВОБЕЛИЦА” и включенных двух двигателях и под минимальным режимом когда питание осуществляется только по линии ВЛ – 110 кВ “Гомель - 330 кВ – подстанции НОВОБЕЛИЦА” а двигатели отключены. Силовые трансформаторы на стороне 10 кВ работают раздельно. Полная схема замещения будет представлена на Листе 2 графической части.
2 Расчет токов короткого замыкания
Исходной расчетной точкой при определении токов к.з. являются шины низкого (НН) или среднего напряжения (СН) рассматриваемой подстанции от которой питается заданная распределительная сеть. Силовые трансформаторы с высшим напряжением (ВН) 35 110 кВ и более оборудованы устройствами РПН. При регулировании напряжения переключателем РПН изменяется не только коэффициент трансформации но и реактивное сопротивление трансформатора. Кроме этого энергосистема питающая трансформатор также изменяет свое реактивное сопротивление в зависимости от режима работы (максимальный или минимальный). В этой связи в расчетной точке необходимо определить значения как максимальных так и минимальных токов к.з. для корректного выбора уставок защит.
При определении сопротивления короткого замыкания (реактанса) в расчетной точке т.е. на шинах НН подстанции рекомендуется пользоваться следующими обобщенными выражениями справедливого для любого трансформатора:
где Uнн - номинальное напряжение трансформатора стороны НН кВ; в зависимости от типа трансформатора может иметь значение 66; 63; 105;11 кВ;
U- относительный диапазон регулирования напряжения переключателем РПН равный 016 или 01 соответственно при пределах регулирования ±16 % и ±10 %;
Xc.ma получают но запросу от службы РЗА энергосистемы;
Uк mm Uк ma определяются из паспорта на данный трансформатор.
Sн.тр - номинальная мощность трансформатора МВА; для 2-х обмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой принимается значение 0533Sн.тр.
Для трехобмоточного трансформатора в (5.1) и (5.2) подставляют следующие значения:
- если рассчитывается Хнн на шинах 6 (10) кВ то Uк=Uк.вн-нн т. е. принимается значение Uк.min(ma
- если рассчитывается реактанс Xcн на шинах среднего напряжения 35 кВ то вместо Uнн принимается номинальное напряжение трансформатора стороны СН равное 385 кВ а вместо Uк подставляется эквивалентное значение определяемое из следующего выражения:
Uk = 0.5(Uк.вн-нн + Uк.вн-сн - Uк.сн-нн). (5.3)
Токи трехфазного КЗ на шинах НН(СН) подстанции определяются по выражению:
Приведение указанных токов КЗ к стороне ВН трансформатора производится с учетом изменения коэффициента трансформации трансформатора переключателем РПН:
Для определения токов КЗ на фидерах отходящих от шин подстанции т. е. в заданной распределительной сети 6 10 35 кВ к найденным значениям Хнн прибавляют сопротивление линии фидера причем обязательно с учетом активного сопротивления кабельной или воздушной линии:
Zл = Rкаб + j(Хкаб+Хнн). (5.8)
Ток трехфазного короткого замыкания определяется по выражению кА
где - напряжение в максимальном или минимальном режиме по табл.5.1. кВ;
Z - полное сопротивление до точки к.з. в максимальном или минимальном режиме Ом.
Максимальное значение токов к.з. используется при выборе уставок релейных защит а минимальные токи причем двухфазные – для проверки чувствительности.
По данным РУП «Гомельэнерго» на 11.05.2004 сопротивление энергосистемы на линиях 110 кВ подстанции «Ново-Белица» в максимальном и минимальном режимах соответственно составляет:
Zmin = 3425+j18976 Ом.
Найдем сопротивления трансформатора ТРДН-40000110-80 У1 находящегося на подстанции. Напряжение короткого замыкания трансформатора при крайних положениях РПН мы не знаем следовательно будем пользоваться усредненными значениями [10 таблица 10.1]:
Uк.ma Uк.cp = 995% ; Uк.m U = 016 .
По формуле (5.1) определяем сопротивление к.з:
Для первой секции шин 10 кВ:
Для второй секции шин 10 кВ:
Найдем сопротивления трансформатора ТДТН-40000110 находящегося на подстанции. Напряжение короткого замыкания трансформатора при крайних положениях РПН мы не знаем следовательно будем пользоваться усредненными значениями [10 таблица 10.1]:
Uк.вн.m Uк.вн.ср = 175 % ; Uк.вн.ma
Uк.вс.m Uк.вc.ср = 105 % ; Uк.вc.maU = 016.
Для третье секции шин 10 кВ:
Определим напряжение короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме на стороне 35 кВ:
Uк.max = 05(Uк.вс.max + Uк.сн.max – Uк.сн.ср) = 05( 1156 + 1929 – 65) = 12175 % .
Предположив что от трансформаторов питаются два синхронных двигателя мощностью по 5000 кВт то при КЗ вблизи шин 10 кВ через выключатель фидера будет проходить сумма токов КЗ и токов подпитки от электродвигателей. Ток подпитки КЗ от двигателя в теории электрических машин рассматривается как прямое включение двигателя в сеть с бесконечно малым сопротивлением. Действующее значение периодической составляющей тока подпитки от двигателей к моменту отключения тока КЗ выключателем определяется по выражению:
где γ1 – коэффициенты учитывающие степень затухания периодического тока синхронного двигателя ; I”СД – пусковые токи синхронного двигателя. К моменту отключения выключателя токовой отсечкой с временем срабатывания 01 с. как показано в «Сборнике директивных материалов по эксплуатации энергосистем» 1981 г. коэффициенты γ будут иметь следующие значения:
Номинальный ток двигателя:
Тогда периодическая составляющая суммарного тока подпитки от данных двигателей составит:
Определяем токи на шинах 10 кВ:
Периодическая составляющая суммарного тока короткого замыкания от энергосистемы и тока подпитки от электродвигателя в максимальном режиме:
Определим ток к.з. на шине 35 кВ:
Найденные токи к.з. приводим к стороне ВН трансформатора по (5.6) и (5.7):
От первой и второй секции 10 кВ:
От третьей секции 10 кВ:
Для упрощения расчета токов к.з. в конце присоединений результаты расчета на шинах подстанции сведём в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Итоги расчета токов к.з. на шинах ПС “Ново-Белица”
Для расчета токов короткого замыкания в конце отходящих фидеров необходимо знать их основные параметры. Информация по фидерам представлена в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Расчетные сопротивления и ёмкостной ток кабельных линий
Марка и сечение кабеля
Продолжение таблицы 5.2
Ток трехфазного короткого замыкания в конце линии 1343 определяется по выражению (5.9):
Расчет токов к.з. на других фидерах аналогичен. Результаты расчета всех токов к.з. представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 - Результаты расчета токов трехфазного короткого замыкания
Отходящий фидер 10 кВ
Продолжение таблицы 5.3.
На базе проведенных расчетов и полученных результатов вопрос о внедрении средств ограничивающих токи короткого замыкания а именно токоограничивающих реакторов не рассматривается т.к. их максимальные значения не превышают допустимых.

Пункт4.doc

4 ИССЛЕДОВАНИЕ НАГРУЗКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ
Целью исследования режимов нагрузки силовых трансформаторов является определение степени использования установленного оборудования на подстанции. В таблице 4.1. представлена ведомость суточной нагрузи ПС “ НОВОБЕЛИЦА ” на период 21.12.2005 г.
Таблица 4.1 - Ведомость показаний нагрузок ПС “ НОВОБЕЛИЦА ” на период 21.12.2005 г.
Продолжение таблицы 4.1.
Полную мощность за характерный промежуток времени определим по выражению МВА
Qi - часовой максимум реактивной мощности i – ого интервала времени МВар.
Коэффициент загрузки трансформатора:
где - полная максимальная мощность за характерный временной интервал МВА;
- номинальная мощность трансформатора ( для подстанции в целом сумма номинальных мощностей трансформаторов 80 МВА) МВА.
Результаты расчета представим в виде таблицы 4.2.
Таблица 4.2 - Коэффициенты загрузки силовых трансформаторов и
Продолжение таблицы 4.2.
По полученным данным таблицы 4.2. изобразим графически зависимости изменения мощности протекающей через трансформаторы и коэффициента загрузки силовых трансформаторов и подстанции во времени в течение характерных суток.
Рисунок 4.1 - Зависимость изменения мощности на трансформаторах и под- станции в целом за характерные сутки.
Рисунок 4.2 - Зависимость изменения коэффициента загрузки за характерные сутки Кз=f(t)
Анализируя рисунки и данные таблицы 4.2. можно сделать вывод:
-величина максимальной нагрузки подстанции не превышает 17095 МВА а нагрузка трансформаторов Т – 1: 7159 МВА Т – 2: 1077 МВА;
-режимы работы силовых трансформаторов характеризуются малым коэффициентом загрузки максимальное значение которого за характерные сутки составляет для Т – 1: 0179 Т – 2: 0269 в целом же по подстанции максимальный коэффициент загрузки равен 0214.

Пункт3.doc

3 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПОДСТАНЦИИ
В процессе эксплуатации энергетических систем на электрооборудовании электростанций в электрических сетях и на установках потребителей электроэнергии могут возникать повреждения и ненормальные режимы нарушающие их работу. Большинство повреждений сопровождаются резким увеличением токов и понижением напряжения в элементах энергосистемы.
Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за состоянием всех элементов электрических сетей и реагирует на возникновение повреждений. Релейная защита должна выявлять повреждения и ненормальные режимы и при этом отключать поврежденный участок.
Релейная защита является основным видом электрической автоматики без которой невозможна нормальная работа энергосистемы. Она тесно связана с другими видами электрической автоматики предназначенной для предотвращения развития аварийных нарушений и быстрого восстановления нормального режима работы электрической сети и электроснабжения потребителей: автоматического повторного включения автоматического введения резервных источников питания автоматической частотной разгрузки и т.д.
1 Защита воздушных линий сборных шин и отходящих фидеров
Воздушная линия 110 кВ “НОВОБЕЛИЦА – Гомель 330 кВ” оборудована защитами:
-Трехступенчатая направленная дистанционная защита. Первая ступень защищает примерно 80% длины линии оставшуюся часть ВЛ и противоположную подстанцию защищает вторая ступень. Третья ступень является резервной диапазоном ее является две трети ВЛ;
-Ненаправленная токовая отсечка реагирует на междуфазные к.з. ;
-Направленная трехступенчатая защита нулевой последовательности. На второй и третьей ступени предусмотрено оперативное ускорение.
Дифференциальная токовая защита шин 110кВ ДЗШ-110 предназначена для защиты от повреждений на шинах 110 кВ. Зона действия защиты ограниче-
на трансформаторами тока установленными на присоединениях 110 кВ. ДЗШ-110 включает в себя избирательные и пусковые органы устройства контроля
исправности токовых цепей и контроля отсутствия оперативного тока ДЗШ. При к.з. на любой секции 110 кВ срабатывают пусковые органы пусковое реле подает сигнал на контакты избирателей реле которого отключает ОМВ-110 и присоединения поврежденной секции 110 кВ.
Воздушная линия 110 кВ “ НОВОБЕЛИЦА – Зябровка” оборудована защитами:
-Двухступенчатая ненаправленная дистанционная защита от междуфазных к.з.;
-Двухступенчая токовая защита нулевой последовательности;
-Направленная одноступенчатая дистанционная защита;
ВЛ – 35 кВ имеет защиты:
-МТЗ действующая на выключатель ВМ – 35 с выдержкой времени;
-Токовая отсечка с выдержкой времени;
-Земляная защита действующая с выдержкой времени.
На отходящих фидерах 10 кВ применяются:
-Максимальная токовая защита;
-Защита от замыканий на землю;
-Устройство автоматической частотной разгрузки с частотным автоматическим повторным включением. Предназначена для отключения потребителей при возникновении дефицита мощности сопровождающегося снижением частоты и автоматического повторного включения при восстановлении частоты;
-Устройство аварийной дополнительной разгрузки по напряжению. Предназначена для отключения потребителей при возникновении дефицита мощности сопровождающегося снижением напряжения и автоматического повторного включения при восстановлении напряжения.
Логическая защита шин (ЛЗШ) предназначенная для ускорения МТЗ вводов или секционных выключателей работает следующим образом: при к.з. на одной из отходящих КЛ-10 кВ МТЗ этой КЛ выводит из работы ЛЗШ при неисправностях в устройствах РЗА ЛЗШ автоматически вводится в работу с выдержкой времени 05 с. отключает ввод 10 кВ соответствующей секции шин. При работе защиты отходящих КЛ-10 ЛЗШ автоматически выводиться из работы при этом работает МТЗ.
2 РЗА силовых трансформаторов
Для защиты трансформаторов 1101010 кВ мощностью 40000 кВА предусматривается:
)Дифференциальная токовая защита от внутренних повреждений и повреждений на вводах;
)Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями установленная на стороне высокого напряжения трансформатора;
)Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения на 10 кВ;
)Максимальная токовая защита от токов обусловленных перегрузкой с действием на сигнал;
)Устройство обдувки трансформатора.
Защиты 1) 2) 3) действуют на отключение трансформатора со всех сторон. Защита 4) с меньшей выдержкой времени действуют на отключение своего выключателя а с большей выдержкой времени на отключение трансформатора со всех сторон.
Дифференциальная защита
Выполнена на 3-х (для Т – 2 на 2-х) реле с магнитным торможением типа ДЗТ-11 (ОЗГ-11). Защита без выдержки времени при повреждении в зоне действует на отключение трансформатора со всех сторон. При этом на стороне 110 кВ отключается ОД-110.
Реагирует на внутренние повреждения в трансформаторе и на понижение уровня масла в трансформаторе. При сильном газообразовании или понижении уровня масла в газовом реле срабатывает верхний поплавок и защита работает на сигнал. При бурном газообразовании или ухода масла из газового реле срабатывает нижний поплавок тогда защита работает на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.
МТЗ-110 кВ с пуском напряжения
Защищает трансформатор от сверхтоков. Действует с выдержкой времени на отключение трансформатора со всех сторон.
Выполняется с помощью струйного реле. Защита РПН может работать на сигнал или на отключение.
Защита от перегрузки
Выполняется на стороне 110 кВ и 10 кВ трансформатора. Перегрузка трансформатора сверх допустимого предела с выдержкой времени действующая на сигнал.
Защита от перегрева верхних слоев масла
Выполнена с помощью термометрического сигнализатора ТС-100. Защита действует на сигнал без выдержки времени при достижении верхними слоями масла определенной температуры.
Обдув трансформатора
Обдув трансформатора включается при достижении определенной нагрузки ( по инструкции завода изготовителя ) или при определенной температуре верхних слоев масла.
Выполняется при помощи поплавка встроенного в расширитель бака трансформатора. При пониженном уровне масла защита срабатывает на сигнал.
Эта защита с выдержкой времени действует на отключение ввода 10 кВ.
Автоматика силовых трансформаторов
В связи с тем что на стороне 110 кВ установлены отделители в нормальном режиме защиты должны действовать на отключение выключателей. ВМ-110 ЛЭП-110 “ НОВОБЕЛИЦА - ТЭЦ 26 №1” и ОСМВ-110 для Т - 1 и ВМ-110 ЛЭП-110 “ НОВОБЕЛИЦА - Гомель330 кВ” ОСМВ-110 ВМ-110 ЛЭП-110 “ НОВОБЕЛИЦА - ТЭЦ 26 №2” для Т – 2 . При этом после отключения 0Д-110 поврежденного трансформатора выключатели 110 кВ включаются автоматически .
Управление и сигнализация силовых трансформаторов
Управление выключателями питающих ЛЭП-110 кВ вводов 10 кВ и 35 кВ осуществляется дистанционно со щита управления. Сигнализация положения выключателя и отделителя выполнена световой с помощью сигнальных ламп красного и зеленого цветов. Несоответствие положений выключателей и ключей управления сигнализируется также с помощью световой мигающей сигнализации.
Выполнена звуковая сигнализация аварийного отключения выключателей и звуковая сигнализация обрыва цепей управления. Включение ОД-110 кВ производиться вручную с помощью рычага а отключение может быть произведено дистанционно со щита управления при условии что ВМ-10 и ВМ-35 отключены.
Выключатели вводов 10 кВ и 35 кВ оборудованы АПВ однократного действия типа РПВ-58. Пуск АПВ осуществляется при несоответствии положения кнопки управления выключателя.
При работе АПВ выпадает флажок блинкера соответствующего выключателя.
Представим в виде таблицы 3.1. действие защиты и сигнализации силовых трансформаторов.
Таблица 3.1 - Действие защиты и сигнализации ненормальных режимов трансформаторов Т – 1 и Т – 2
Кроме перечисленных устройств защиты на подстанции предусмотрены:
)АВР на секционном выключателе 10 кВ.
)АПВ отходящих линий 10 кВ и выключателей ввода трансформаторов.
В целом РЗА отвечает всем требованиям а именно надежности быстродействию селективности и чувствительности диктуемые ПУЭ. Следует отметить что в настоящее время из-за изменения общей нагрузки потребительских линий автоматика по частотной разгрузке и разгрузке по напряжению выведена в резерв.
Релейная защита на подстанции выполнена с помощью реле электромеханического действия. На сегодняшний день все более широкое распространение получают защиты на микропроцессорной технике которые имеют ряд преимуществ по сравнению с электромеханическими защитами:
-более простой монтаж (меньше затраты);
-меньший занимаемый объем;
-меньшая потребляемая мощность;
-стабильность уставок (не требуют затрат на подстройку);
-для изменения уставок не требует никакого оборудования и инструментов;
-при применении компьютерной техники полное переконфигурирование и изменение всех уставок можно выполнить в течение одной минуты;
- регистрация в устройстве времени аварии параметров срабатывания осциллограммы аварии значительно облегчает анализ аварийных ситуаций;
-возможность объединения всех защит комплекса РЗАИ в сеть с единым пультом управления и сигнализации;
-устройство выполняет измерения напряжения тока активной мощности частоты (технический учет);
-практически не требует техобслуживания.
Основываясь на вышесказанное предлагается переход на микропроцессорные защиты. В данном проекте производится их внедрение на:
-силовые трансформаторы;
-секционные выключатели;

Заключение.doc

По результатам проведенного исследования электрического хозяйства ПС “НОВОБЕЛИЦА” было выявлено что:
- силовые трансформаторы находятся в эксплуатации довольно продолжительное время в особенности Т – 1 – 32 лет Т – 2 – 24 лет;
- в «Гомельэнерго» разработана документация о сооружении на ПС новых ЗРУ 10 кВ с применением микропроцессорных блоков защит;
- для увеличения надежности электроснабжения предусматривается замена отделителей в цепях силовых трансформаторов на выключатели;
- состояние измерительных трансформаторов тока и напряжения - удовлетворительное;
- источник оперативного тока (АБ) по результатам контрольно-тренировочных тестов находится в аварийном состоянии и требует замены;
Приборное оборудование физически и морально устарело и требует постепенной замены путем внедрения новых технологий.
В ходе реконструкции были приняты к исполнению следующие виды защит:
- на отходящих фидерах секционном и вводных выключателях защита серии REF 541;
- на вводах 110 кВ силовых трансформаторов в качестве основной защиты устанавливается защита серии REF 541;
- на трансформаторе устанавливаем дифференциальную защиту
- рассчитаны уставки токовых отсечек максимальных токовых защит а также защиты от перегрузки и от замыканий на землю.
Величина максимальной нагрузки подстанции не превышает 17.095 МВА а нагрузка трансформаторов Т – 1: 7159 МВА Т–2: 10.77 МВА. Режимы работы силовых трансформаторов характеризуются малым коэффициентом загрузки максимальное значение которого за характерные сутки составляет для Т – 1: 0.179 Т – 2: 0.269 . В целом же по подстанции максимальный коэффициент загрузки равен 0.214
На базе проведенных расчетов и полученных результатов вопрос о внедрении средств ограничивающих токи короткого замыкания а именно токоо-
граничивающих реакторов не рассматривается т.к. их максимальные значения не превышают допустимых.
Основываясь на результаты исследования электрического хозяйства были выбраны:
- комплектное распределительное устройство КРУ К Ин-97
- вакуумные выключатели серии 3АН-5 на стороне 10 кВ в ячейках типа ШВВ;
- аккумуляторная батарея VB-34 с общим числом элементов 104 типа “Powersafe” емкостью 300 А×ч;
- трансформаторы собственных нужд типа 2хТМ-25010 напряжением 1004;
- для питания шин СН выбран тип кабеля АСБ 3х16;
- для компенсации емкостных токов дугогасящие катушки;
- для измерений трансформаторы тока и напряжения.
В организационно-экономической части проекта была составлена сводная смета капитальных затрат на реконструкцию ЗРУ 10 кВ ПС “НОВОБЕЛИЦА” и рассчитан ущерб от недоотпуска электроэнергии. В результате расчета срок окупаемости терминалов защит составил 777 года.

Пункт7.doc

7 ВЫБОР И РАСЧЕТ УСТАВОК МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ
1 Общая характеристика микропроцессорных терминалов защит REF 541
Цифровые устройства защиты обладают многими достоинствами: непрерывная самодиагностика связь с компьютером регистрация параметров защищаемого элемента простота наладки и обслуживания и др. Новое поколение релейной защиты обладает различной степенью гибкости. Это позволяет выполнять данные устройства универсальными без пропорционального наращивания аппаратных средств и номенклатуры защитных устройств. Терминал защиты фидеров REF 541 является частью системы автоматизации подстанций фирмы АВВ. Он предназначены для защиты управления измерений и контроля в электросетях среднего напряжения. Их можно использовать с различными видами распределительных устройств в том числе с одиночной системой шин с двойной системой шин и с дублированными системами. Функции защиты также предназначены для различных типов сетей таких как сети с изолированной нейтралью компенсированной нейтралью и частично заземленные сети.
Функциональные возможности терминала REF 541 зависят от выбранного уровня функциональности а также от аппаратной конфигурации. Требуемые функции можно выбрать из широкого спектра функций защиты управления измерения контроля качества электроэнергии контроля состояния а также общих функций и функций связи в пределах возможностей подключения соединений учитывая общую нагрузку на центральный процессор. По сравнению с традиционным использованием отдельных устройств комбинация требуемых функций обеспечивает экономически выгодные решения и вместе с конфигурированием реле позволяет легко адаптировать терминалы защиты фидеров REF 541 к различным условиям.
С помощью графического дисплея HMI функции управления в терминале защиты фидеров осуществляют отображение положения разъединителей.
Кроме того терминал защиты фидеров позволяет передавать информацию о положении выключателей и разъединителей в автоматизированную систему управления (АСУ). Управляемые объекты такие как выключатели можно отключать и включать с помощью АСУ. Информация о положении и сигналы управления передаются по каналу последовательной связи. Возможно также местное управление с помощью кнопок на передней панели терминала защиты фидеров.
Рисунок 7.1 – Общий вид терминала защиты REF 541
Терминал защиты фидеров предназначен для обеспечения селективной защиты от короткого замыкания и замыкания на землю. Терминал защиты фидеров типа REF 541 имеет функции максимальной токовой защиты (МТЗ) и защиты от замыкания на землю его применяют в качестве токовой отсечки фидера МТЗ и защиты от замыкания на землю в глухозаземленных частичнозаземленных сетях с компенсированной и изолированной нейтралью. При необходимости может выполняться автоматическое повторное включение (АПВ). Могут быть выполнены до пяти последовательных циклов АВП. Кроме того терминал REF 541 обеспечивает функции защиты для широкого спектра применений например защиту на основе контроля частоты и напряжения защиту электродвигателя тепловую защиту от перегрузки защиту батареи конденсаторов и функцию контроля синхронизма напряжения.
Терминал REF 541 измеряет фазные токи междуфазные или напряжения на землю ток нейтрали остаточное напряжение частоту и коэффициент мощности. Значения активной и реактивной мощности рассчитываются на основе измеренных токов и напряжений. На основе измеренной мощности может быть вычислена электроэнергия. Измеренные значения могут контролироваться на месте и дистанционно в первичных величинах.
При использовании функций контроля состояния терминал защиты фидеров REF 541 контролирует например давление газа и износ выключателя регистрирует время работы и указывает временные интервалы технического обслуживания.
2 Функции защиты терминала защиты REF 541
Функции терминала защиты фидеров REF 541 подразделяются следующим образом:
- функции измерения;
- функции контроля качества электроэнергии;
- функции управления;
- функции контроля состояния;
- стандартные функции.
К функциям защиты относятся:
- Функция АПВ ( 5 циклов);
- Трехфазная защита от небаланса токов для конденстатора;
- Защита от неполнофазного режима;
- Направленная защита от замыкания на землю;
- Трехфазная направленная МТЗ;
- Трехфазная направленная защита (ТО);
- Трехфазная направленная защита ( от перегрузки);
- Защита от повышения напряжения;
- Защита от понижения напряжения;
- Контроль синхронизма;
- Тепловая защита для кабелей и двигателей.
Терминал может измерять:
- Ток замыкания на землю;
- Линейные и фазные напряжения;
- Напряжение нулевой последовательности;
- Коэффициент мощности;
- Активная мощность;
- Реактивная мощность;
- Активная мощность нулевой последовательности;
- Потребление активной энергии;
- Потребление реактивной энергии.
Также к особенностям микропроцессорных защит относят функции самоконтроля. Терминал защиты REF 541 может контролировать электрический износ выключателя контролировать исправность цепи отключения цепи измерения тока и напряжения и при возникновении неисправностей подавать сигнал на панель.
3 Методика выбора и расчет уставок на отходящих линиях 10 кВ.
Релейная защита линий 10 кВ выполняется ступенчатыми токовыми защитами. Первая ступень - токовая отсечка без выдержки времени вторая ступень - токовая отсечка с небольшим замедлением и третья самая чувствительная ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с выдержкой времени. На коротких линиях выполнить трехступенчатую защиту часто бывает невозможно по условию недостаточной чувствительности первой или второй ступени. Тогда применяют либо две ступени - отсечку без выдержки времени и МТЗ либо одну ступень - только МТЗ. Таким образом МТЗ является обязательной защитой на всех линиях напряжением до 35 кВ.
На подстанции “Ново-Белица” принимаем к установке терминалы защиты REF 541. Для защиты отходящих линии будем выбирать уставки для токовой отсечки максимально токовой защиты защиты от перегрузки и защиты от замыкания на землю также на каждом выключателе будет предусмотрено УРОВ.
Кабельные линии как правило имеют малую длину по сравнению с воздушными линиями удельное сопротивление их ниже. По этой причине ток КЗ в начале и конце линии отличается незначительно. Это делает неэффективным применение защит с зависимой характеристикой за исключением случая согласования защит линии с предохранителями ПК если будет признано необходимым обеспечить это согласование во всем диапазоне токов КЗ. Чаще такое согласование производится только при токах КЗ в месте установки предохранителей допустив неселективную работу при маловероятных повреждениях внутри трансформатора. Токовая отсечка получается не всегда так как отстроив ее от тока КЗ в конце линии или в месте установки предохранителей не удается обеспечить ее чувствительность 1.5 в месте установки защиты.
Задачей МТЗ является не только защитить свою линию на которой установлена МТЗ но и обеспечить дальнее резервирование в случае отказа защиты или выключателя при повреждениях на нижестоящих (предыдущих) линиях.
Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах по трем условиям:
)несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок т.е. после отключения к.з. на предыдущем элементе;
)согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;
)обеспечение достаточной чувствительности при к.з. в конце защищаемого элемента (основная зона ) и в конце каждого из предыдущих элементов (зона дальнего резервирования).
По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ выбирается по выражению:
где Кн - коэффициент надежности несрабатывания защиты учитывающий погрешность и необходимый запас Кн = 11 12;
Кв - коэффициент возврата максимальных реле тока Кв = 095 098; Ксзп - коэффициент самозапуска нагрузки отражающий увеличение рабочего тока Iраб.мах за счет одновременного пуска электродвигателей которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. Для бытовой нагрузки Ксзап = 11 13; для обощенной нагрузки Ксзап = 13 25.
Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента Iраб.мах определяется с учетом его дополнительной перегрузки. Для этого необходимо знать максимальный ток нагрузки линии. Если отсутствуют официальные данные он определяется приближенно:
а) По номинальному току наиболее слабого элемента сети: например трансфрматора тока по длительно допустимому току кабеля провода линии.
б) По суммарной мощности подключенных трансформаторов в нормальном ремонтном и аварийном режиме. Если эта мощность чрезмерно велика иногда приходится учитывать загрузку трансформаторов сети.
По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущего элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:
где Кнс – коэффициент надежности согласования Кнс = 11;
- наибольшее значение тока срабатывания максимальных токовых защит предыдущих элементов с которыми производится согласование А;
- арифметическая сумма значений рабочих токов нагрузки всех предыдущих элементов за исключением того элемента с защитой которого производится согласование А.
За расчетный ток принимается значение наибольшего тока из условий (7.1) (7.2).
После этого необходимо определить ток срабатывания Iс.р:
где Iс.р – ток срабатывания защиты (первичный) А;
nТ – коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Ксх – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле при применении схемы полной или неполной звезды Ксх = 1 и при полном или неполном треугольнике Ксх = .
После этого необходимо принять окончательную уставку срабатывания реле и сделать обратный расчет тока срабатывания на первичной стороне.
Таким образом уставка по току МТЗ предыдущего элемента должна всегда быть больше уставки МТЗ последующего элемента что некоторым образом обеспечивает токовую селективность.
Для выполнения третьего условия необходимо знать значениетоков к.з. в конце защищаемого элемента Iк1min и в конце зоны резервирования Iк2min. Определение коэффициентов чувствительности защиты производится по выражениям:
где Кч.о Кч.р – коэффициенты чувствительности защиты соответственно в основной и резервной зонах.
Согласно ПУЭ должны выполняться условия:
Выдержка времени максимальных токовых защит вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения временной селективности действия защит последущего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов. Для этого время срабатывания защиты последующей линии выбирается большей времени срабатывания предыдущей линии:
где t – ступень селективности. t = 02 с;
Величина t состоит из следующих составляющих: времени отключения выключателя (005 01 с) времени возврата защиты (005 с) погрешности по времени последующей и предыдущей защит (3..5%) и необходимого запаса (005 01 с).
Токовая отсечка (ТО) без выдержки времени (первая ступень токовой защиты) предназначена для ускорения отключения близких коротких замыканий. Ее уставка (ток срабатывания) выбирается из условия отстройки (несрабатывания) от максимального трехфазного тока КЗ в конце защищаемой линии или трансформатора. Уставки токовой отсечки выбираются из условия:
где Котс - коэффициент отстройки принимаемый для цифровых реле 11 12.
Iк2.мах – ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого элемента кА.
Определение коэффициентов чувствительности защиты производится по выражениям:
Для обеспечения селективности по току:
На линейных выключателях токовая отсечка выполняется без выдержки времени.
Защита от перегрузки необходима для отключения линии при длительной перегрузки чтобы обезопасить оборудование от перегрева. Время срабатывание данной защиты выбирается в пределах 30 50 с.
Выбор тока срабатывания производится из условия:
После этого определяется ток срабатывания реле.
В соответствии с ПУЭ для селективного обнаружения однофазных замыканий на каждом присоединении должна быть установлена защита от замыканий на землю (защита нулевой последовательности) которая одних случаях действует на сигнал в других - на отключение. В частности на тех электродвигателях у которых емкостной ток замыкания на землю превышает 5 А (первичных) защита должна действовать на отключение без замедления. Вместе с тем практика показала что и при меньших 5 А токах ОЗ желательно двигатель отключать поскольку длительное воздействие токов ОЗ на изоляцию двигателя приводит к переходу однофазного замыкания к двухфазному КЗ.
При выборе уставок защиты от замыканий на землю где отсутствует компенсация необходимо определить расчетом суммарный ток замыкания на землю и токи замыкания на землю конкретного фидера.
где m – число кабелей на присоединении;
Iс.з.0 – удельный емкостной ток на 1 км длины кабеля выбирается [10 таблица 7.1].
Уставка срабатывания защиты выбирается для двух случаев: в начальный момент времени и через 04 секунды после замыкания. Она вычисляется по следующей формуле:
где Котс – коэффициент отстройки принимаемый равным 12;
Кбр - коэффициент учитывающий бросок емкостного тока в момент зажигания дуги для начального момента времени Кбр=4 после 04 с и Кбр = 15;
Iс – собственный емкостной ток защищаемого присоединения А.
Произведем расчет согласно вышеизложенной методике уставок ТОМТЗ защиты от перегрузок и ЗНЗ фидера № 1343 - РП16.
Для данного присоединения:
Из таблицы 6.3 максимальный ток Iраб.мах = 24595 А.
Из таблиц 5.3 и 5.4: Ik1max = 12214 A Ik2max = 7360 A
Ik1min = 8369 A Ik2min = 5886 A.
Выберем уставки для токовой отсечки:
Согласно (7.9) ток срабатывания:
Вычислим согласно (7.3) ток срабатывания реле:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 162 А с действием на отключение.
Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:
Коэффициент чувствительности:
Проверим коэффициент чувствительности по трехфазному току:
По чувствительности токову отсечку на данном присоединении выставлять не будем т.к она не проходит по коэффициенту чувствительности.
Выберем уставки для максимальной токовой защиты:
Согласно (7.1) ток срабатывания:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 102 А с действием на отключение.
Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты:
Коэффициент чувствительности в резервной зоне защиты:
Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 04 с.
Выберем уставки для защиты от перегрузки:
Согласно (7.10) ток срабатывания:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 57 А с действием на отключение.
Время срабатывания защиты принимаем tсз = 30 с.
Выберем уставки для защиты от замыкания на землю:
Длина кабельной линии l = 304 км.
Емкостной ток линии:
Ток срабатывания в начальный момент времени t = 0 c:
Ток срабатывания в момент времени t = 4 c:
При отказе выключателя должно действовать УРОВ на отключение более близкого к источнику питания выключателя. При отказе выключателя стороны НН СН (второй НН) этим выключателем является выключатель стороны ВН трансформатора. Воздействие УРОВ при отказе выключателя в первом случае осуществляется внутри устройства REF 541 подключением функции УРОВ к соответствующему выходному реле а во втором случае - сигнал УРОВ выдается во внешнюю схему.
Выдержка времени УРОВ должна обеспечивать возврат схемы после нормального отключения выключателя.
Таким образом время действия УРОВ можно принять 0.15 – 0.3 сек. с учетом качества применяемых выключателей.
Расчет уставки произведем по следующей формуле:
Ток срабатывания реле:
Расчет уставок остальных отходящих линий идентичен поэтому расчет сводим в таблицу 7.1. Наиболее полная карта уставок будет представлена на Листе 4 графической части проекта.
4 Расчет уставок защит для высоковольтных двигателей.
Основной защитой электродвигателей (ЭД) от междуфазных КЗ является токовая отсечка если мощность ЭД меньше 5 МВт или дифференциальная защита если Р > 5 МВт. Дифференциальная защита может применяться и при меньшей чем 5 МВт мощности двигателя при условии что обмотки этих двигателей имеют выводы со стороны нейтрали. Кроме защит от междуфазных КЗ на двигателе должна быть предусмотрена защита от однофазных замыканий на землю. Также для двигателей необходимо предусмотреть защиту от обрыва фаз защиту минимального напряжения защиту от затяжного пуска и заклинивания ротора и защиту от тепловой перегрузки.
Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по выражению:
где Кн - коэффициент надежности для цифровых реле принимается равным 13-14;
Iпуск - пусковой ток ЭД А.
Коэффициент чувствительности отсечки проверяется по выражению:
где Iк.min – трехфазный ток к.з. на линейных выводах ЭД.
Согласно ПУЭ должно выполняться условие Кч > 2.
На современных цифровых реле имеется возможность выполнить защиту двигателя от затяжного пуска и заклинивания ротора. Первая защита срабатывает и отключает двигатель если ток двигателя от начала процесса пуска превышает значение 07*Iпуск в течение заданного времени t = 2tпуск. Начало пуска обнаруживается в момент увеличения потребляемого тока от 0 до значения более 5 % номинального тока. Вторая защита срабатывает если пуск завершен двигатель работает нормально и в установившемся режиме неожиданно ток двигателя достигает значения более 3Iном и держится в течение заданного времени t2 = 3-4 с.
Защита минимального напряжения (ЗМН) применяется на всех без исключения двигателях. Если количество двигателей подключенных к одной секции шин больше одного то в общем случае применяется двухступенчатая ЗМН.
Первая ступень ЗМН выполняет функцию отключения неответственных двигателей для обеспечения самозапуска ответственных по технологии агрегатов. Вторая ступень ЗМН применяется для ответственных двигателей и уставка ее определяется значением напряжения на шинах при котором запуск двигателей не может быть обеспечен.
Таким образом для нашего случая будем применять одну ступень защиты ЗМН со следующими уставками:
Время срабатывания данной защиты принимается t c.з = 3 9 с.
Синхронный двигатель (СД) имеет защиту от асинхронного хода. Асинхронный ход опасен тем что в роторе возбужденного СД наводится ЭДС и соответствующие ей токи с частотой скольжения которые вызывают нагрев ротора а при большом скольжении еще и его вибрацию. Асинхронный ход цифровым реле выявляется по величине реактивной мощности потребляемой двигателем. Данная защита отключает двигатель с выдержкой времени около 16 20 с при достижении реактивной мощности значения более 50 % номинальной мощности двигателя. Уставка задается в кВА реактивных.
Уставки защиты от обрыва фаз вычисляются по следующему выражению:
При выборе уставок защиты от замыканий на землю где отсутствует компенсация необходимо определить расчетом суммарный ток замыкания на землю двигателя и токи замыкания на землю фидера связывающего двигатель с шиной:
Значение емкостного тока электродвигателя ориентировочно определяется по формуле:
где Sном.дв – номинальная мощность двигателя МВА.
Уставка срабатывания защиты выбирается в начальный момент времени:
Кбр - коэффициент учитывающий бросок емкостного тока в момент зажигания дуги для начального момента времени Кбр = 2;
Рассчитаем уставки для защиты двигателя подпитанного кабелем АСБ 3х240 длиной 06 км:
Pном = 5000 кВт cosφ = 0.9 = 0.975.
Определим номинальную мощность двигателя:
Определим номинальный ток двигателя:
Определим пусковой ток двигателя:
Ток короткого замыкания на линейных выводах двигателя из тблицы 5.3:
Ik.min = 7840 A Ik.max = 11086 A.
Рассчитаем уставку для токовой отсечки:
Ток срабатывания защиты по (7.13):
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 413 А с действием на отключение.
Время срабатывания защиты принимаем tс.з = 0 с.
Выберем уставку для защиты минимального напряжения по (7.14):
На первичной стороне:
Время срабатывания принимаем tс.з = 9 с.
Выберем уставку для защиты от обрыва фазы по (7.14):
Вторичный ток срабатывания:
Время срабатывания для данной защиты принимаем tс.з = 60 с.
Рассчитаем уставку для защиты от замыкания на землю:
Емкостной ток кабельной линии:
Емкостной ток двигателя по (7.15) :
Следует отметить что токовая отсечка защищает только часть длины обмотки ЭД расположенной ближе к линейным вводам. Для полного охвата всей обмотки двигателя применяют дифференциальную защиту. В цифровых реле ток срабатывания защиты принимается равным 50% номинального тока двигателя.
Торможение дифференциальной защиты от пусковых токов осуществляется:
где Кн – коэффициент надежности равен 12;
– погрешность трансформаторов тока принимается равной 10%;
Ка – коэффициент учитывающий рост погрешности при больших токах за счет апериодической составляющей принимается равным 15.
Принимается 20 % тормозная характеристика. Указанное значение выставляется в качестве уставки дифференциальной защиты.
Оценим чувствительность защиты:
Расчет уставок остальных двигателей идентичен поэтому расчет сводим в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Карта уставок двигателей
Наименование величины
Защита от тепловой перегрузки
Время пуска двигателя
Температура отключения
Температурный предел для успешного повторного пуска
Коэффициент отсройки
Ток срабатывания защиты
Ток срабатывания реле
Ток срабатывания реле уточн.
Ток срабатывания защиты уточн.
Коэффициент чувствительности
Защита минимального напряжения
Напряжение срабатывания защиты
Вторичное напряжение срабатывания
Время срабатывания защиты
Продолжение таблицы 7.2
Защита от обрыва фазы
Защита от замыкания на землю
Коэффициент отстройки
Коэффициент броска тока
Суммарный емкостной ток
Дифференциальная защита
Коэффициент чувствительности
5 Выбор уставок на секционных и вводных выключателях
Для секционных и вводных выключателей токовая отсечка не выбирается т.к. не обеспечивает необходимую чувствительность. Основной защитой на этих выключателях является максимальная токовая защита и защита от перегрузки. Для МТЗ секционных и вводных выключателей основной зоной защиты являются шины 10 кВ подстанции а резервной зоной – присоединения. Исходя из этого при выборе тока срабатывания МТЗ справедливы выражения (7.1) (7.2) и (7.3). Однако при определении коэффициента самозапуска и значения Iраб.мах возникает ряд трудностей особенно если к шинам подстанции подключены электродвигатели напряжением выше 1 кВ. В этом случае необходимо учитывать пусковые токи двигателей. Если подстанция не оборудована специальными устройствами обеспечивающими групповой или поочередной самозапуск двигателей при кратковременной потере питания то за максимальную нагрузку с учетом коэффициента Ксзп принимается режим пуска одного электродвигателя при максимальном (реально возможном) количестве включенных присоединений:
Хэк – эквивалентное сопротивление заторможенного двигателя Х”d и суммарной нагрузки присоединений Хнагр.сум:
где к – коэффициент увеличения тока нагрузки за счет провала напряжения вызванного пуском электродвигателя принимается равным 08 09.
Данное выражение справедливо как для МТЗ ввода так и для МТЗ секционного выключателя имея в виду что через вводной может проходить нагрузка обеих секций шин а через секционной - только одной.
Значение тока срабатывания МТЗ вводного выключателя должно быть больше чем уставка МТЗ секционного а секционного больше чем наибольшего линейного из условия (7.2).
Выбор времени срабатывания МТЗ для секционного и вводного выключателя производится по (7.8).
Также на выключателях предусматриваем АВР.
Выберем уставки для секционных выключателей:
Наибольший ток для секционного выключателя:
Определим суммарное сопротивление нагрузки:
Определим сопротивление двигателя:
Определим эквивалентное сопротивление:
Минимальное сопротивление источника питания на третьей секции шин из таблицы 5.1:
Определим коэффициент самозапуска из формулы (7.16) :
Из двух токов выбираем максимальный и дальнейший расчет ведем по нему.
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 181 А с действием на отключение.
Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 06 с.
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 56 А с действием на отключение.
Время срабатывания защиты принимаем tсз = 60 с.
Расчет уставок защит сведем в таблицу 7.3.
Выберем уставки для вводных выключателей:
Наибольший ток для вводного выключателя:
Из двух токов выбираем максимальный.
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 182 А с действием на отключение.
условие не выполняется
Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 08 с.
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 57 А с действием на симгнал.
Итоги выбора уставок вводных выключателей сводим в таблицу 7.3.
7 Дифференциальная защита шин 10 кВ
Ток короткого замыкания на первой секции шин из таблицы 5.3 равен
Iкmax = 12.214 кА. Iнагр = 15396 А
Определим ток небаланса:
Первичный ток срабатывания защиты:
из условия отстройки от тока нагрузки:
из условия отстройки от тока неболанса:
Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з = 146568 А.
Тогда ток срабатывания реле:
Время срабатывания защиты принимаем равным 0 с.
Расчет защит для трех секций шин сводим в таблицу 7.4.
Таблица 7.4 – Расчет защиты шин
Максимальный ток короткого замыкания
Максимальный ток небаланса
6 Расчет релейной защиты трансформаторов
На трансформаторе обязательно устанавливается газовая защита на базе терминала защит REF 541.
Для защиты трансформатора необходимо рассчитать максимальную токовую защиту и дифференциальную защиту трансформаторов.
По отстройки от самозапуска:
Данный ток срабатывания защиты но приведенный к стороне ВН при минимальном коэффициенте трансформации трансформатора за счет РПН:
По условию согласования с защитой ввода:
Принимаем уставку 95 А ток срабатывания будет 570 А.
Проверим по трехфазному току:
Рассчитаем дифференциальную защиту для трансформатора:
Глубокая отстройка от бросков тока намагничивания позволяет в цифровых реле минимальный дифференциальный ток срабатывания защиты (Idmin) принять равным 30% номинального тока трансформатора
Для установки принимаем защиту SPAD 346C которая имеет следующую характеристику защиты изображенную на рисунке 2.
Рисунок 7.2 – Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением
Для расчета необходимо определить ток неболанса обусловленный погрешностью трансформатора тока и регулированием напряжения силового трансформатора:
где – относительная погрешность по току трансформаторов тока;
Uрег – относительна погрешность по напряжению трансформатора;
fвыр – относительная погрешность выравнивания токов в плечах защиты.
Дифференциальный ток срабатывания защиты:
где Котс – коэффициент отстройки принимается равным 15.
Уставка определяющая тормозную характеристику:
где Iв = 2 – установка второго сгиба характеристики срабатывания о.е.
Ток срабатывания дифференциальной отсечки:
где Котс – коэффициент отстройки равный 12;
Iквmax – ток к.з. на стороне 10 кВ приведенный к высокой стороне.
Рассчитаем дифференциальную защиту трансформатора:
Принимаем ток срабатывания защиты Iд.ср.пр = 07 о.е.
Принимаем значение основной уставки Рпр = 04 о.е.
Принимаем уставку Sпр = 06 о.е.
Проверяем отстройку от тока небаланса в установившемся режиме:
по условию проходит.
Карта уставок защит трансформаторов будет представлена в таблице 7.5.
Карта селективности представлена на рисунке 7.3.
В данной главе приняли к установке на ячейки терминалы защиты REF 541 потому что данные виды защит удовлетворяют всем требованиям для защит отходящих фидеров а также для защиты двигателей.
В результате расчета на отходящих линия приняли уставки максимально токовой защиты защиты от перегрузки и от замыкания на землю. Токовая отсечка устанавливаться не будет т.к. по чувствительности большинство фидеров не проходит.
Для двигателей предусмотрели тепловую защиту от перегрузки защиту от затяжного пуска и заклинивания ротора токовую отсечку которая удовлетворяет чувствительности а также защиту минимального напряжения защиту от обрыва фазы и короткого замыкания на землю а также дифференциальную защиту. На секционных и вводных выключателях рассчитали максимальную токовую защиту которая в основной зоне защиты удовлетворяет чувствительности и защиту от перегрузки.
Для трансформаторов рассчитали дифференциальную защиту максимальную токовую защиту и защиту от перегрузки.

Пункт1 .doc

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ “НОВОБЕЛИЦА” ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ГОМЕЛЬЭНЕРГО
Широкое использование электроэнергии в промышленности сельском хозяйстве и быту объясняется удобством применения и простотой ее преобразования в другие виды энергии: механическую тепловую световую. Одновременность процесса производства и потребления электроэнергии вызывает необходимость передачи ее по специальным постоянным каналам – электрическим сетям.
В настоящее время существует множество электрических сетей разных классов напряжений.
По технико-экономическим соображениям электрические станции при помощи линий электропередачи стали работать параллельно образуя электроэнергетические системы. Освоение сверхвысокого напряжения: 330 500 750 1150 кВ позволило связать между собой различные электроэнергетические системы. В результате были образованы мощные внутригосударственные и межгосударственные объединенные энергосистемы. Энергообъединения позволяют обеспечивать более экономично производство и передачу электроэнергии надежность электроснабжения потребителей и качество электрической энергии.
Современные системы передачи электрической энергии представляют собой развитые электрические сети с многочисленными устройствами регулирования управления и резервирования.
По выполняемым функциям различают системообразующие питающие и распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330 – 1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем объединяя мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления.
Белорусская энергосистема входит в состав межгосударственных объединенных систем России Украины и Литвы. Неразрывным звеном Белорусской энергетической системы является Гомельская энергетическая система с
номинальными напряжениями 330 кВ и ниже. Подстанциями сверхвысокого напряжения являются:
Жлобин-Западная – 330;
Подстанции с номинальным напряжением 220 кВ:
Подстанции сверхвысокого напряжения связаны между собой линиями ВЛ-340 ВЛ-441 ВЛ-339 ВЛ-356357.
Линиями связи с другими энергосистемами перечисленных подстанций являются на напряжение 330 и 220 кВ:
на напряжение 220 кВ – Мирадино .
Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети и частично от шин 110 – 220 кВ электростанций к центам питания распределительных сетей – районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые.
Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляется глубокий ввод высокого напряжения т. е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110 – 500 кВ вблизи центров нагрузок. Сети внутреннего электроснабжения крупных городов – это сети 110 кВ а в отдельных случаях к ним относятся глубокие вводы 22010 кВ. Таким образом самое широкое распространение получило напряжение 110 кВ на котором осуществляется электроснабжение основной массы подстанций образующих Гомельскую энергосистему.
Собственными источниками питания Гомельской энергетической системы являются:
Гомельская ТЭЦ – 26 с тремя турбогенераторами по 200 МВт каждый типа 2хТГВ-200-2М ТГВ-200-2М У3. Генераторы связаны и работают на шины 110 кВ через повышающие трансформаторы с номинальной мощностью 250 МВА каждый. Как правило один турбогенератор на гомельской ТЭЦ - 26 находиться в резерве.
Светлогорская ТЭЦ - 7 с шестью турбогенераторами: 3х63 МВт 2х50 МВт 1х60 МВт типа 2хТВФ-50-3600 3хТВФ-63-2Е У3 ТВФ-60-2. Генераторы связаны и работают как на шины 110 кВ так и на шины 220 кВ через повышающие автотрансформаторы с номинальной мощностью 120 МВА и 125 МВА и двухобмоточные с номинальной мощностью 60 МВА 75 МВА 90 МВА.
Мозырьская ТЭЦ - 24 с двумя турбогенераторами мощность 60 МВт и 135 МВт типа ТВФ-60-2 ТВВ-135-2. Генераторы связаны и работают на шины 110 кВ через повышающие трансформаторы с номинальной мощностью 63 МВА 250 МВА .
Районная подстанция имеет обычно высшее напряжение 110 – 220 кВ и низшее напряжение 6 – 35 кВ. На этой подстанции устанавливают трансформаторы позволяющие регулировать под нагрузкой напряжение на шинах низкой стороны.
Подстанция “НОВОБЕЛИЦА” входит в состав Гомельской энергосистемы и находится на балансе Гомельских электрических сетей. Территориально подстанция расположена на юго-восточной окраине г. Гомеля в лесном массиве в 015 км. к востоку от пересечения улиц Парковой и Дорожной. Подстанция была введена в эксплуатацию в 1958г. и тогда объединяла четыре класса напряжения - 220;110;35 и 6кВ. В результате реконструкций проведенных в 1973 и 1982 годах подстанция была преобразована из однотрансформаторной 110356 кВ в двухтрансформаторную 1103510 кВ в это же время была произведена замена существующих ячеек КРУ-6 кВ на ячейки типа К - XII в количестве 45 штук 1972 - 1974 года изготовления. На напряжении 110 кВ ПС “ НОВОБЕЛИЦА ” связана по двум ВЛ –110 кВ с Гомельской “ТЭЦ – 26” и по одной ВЛ - 110 кВ с ПС “Гомель – 330 кВ” транзит осуществляется по ВЛ – 110 кВ Зябровка. На напряжении 35 кВ ПС “ НОВОБЕЛИЦА ” связана с ПС “Фестивальная – 110 кВ” по ВЛ – 35 кВ.
Н.Белицкий район г. Гомеля является изолированным и практически нерезервируемым участком сети 10 кВ потребители которого запитаны от ЗРУ-10 кВ ПС-110 «НОВОБЕЛИЦА». Среди них значительная часть потребителей I категории: КНС-20 23 25 железная дорога две котельные два комплекса больниц ДОК ФСК обойная фабрика жиро - и мясокомбинаты.
От шин низшего напряжения осуществляется питание распределительной сети от трех одиночных секционированных систем шин на номинальном напряжении 10 кВ.
Распределительная сеть предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния к промышленным городским и сельским потребителям. Такие распределительные сети обычно разомкнутые или работают в разомкнутом режиме.

Титульник.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра "Электроснабжение
РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ
Реконструкция ЗРУ 10 кВ ПС «НОВОБЕЛИЦА» с применением микропроцессорных блоков защит
Дипломный проект допущен к защите в
государственной экзаменационной комиссии
Заведующий кафедрой Сычев А.В.
Пояснительная записка __ _

Пункт8.doc

8 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
1 Организация охраны труда на подстанции
К работе по обслуживанию ПС допускаются лица не моложе 18 лет прошедшие медицинский осмотр и признанные годными к выполнению вышеуказанной работы имеющие профессиональное специальное образование и практический стаж работы в электрических установках высокого напряжения не менее 1 года. В виде исключения к оперативному обслуживанию ПС могут быть допущены лица из числа грамотных практиков имеющих стаж работы на электрических станциях подстанциях и в распределительных сетях не менее 3-х лет после проверки их общеобразовательной и технической подготовки квалификационной комиссией в состав которой должен входить ИТР СПС.
Каждый вновь принятый работник РДС ОВБ допускаемый к обслуживанию ПС перед допуском к самостоятельной работе обязан пройти в сроки установленные руководством предприятия:
- первичный инструктаж;
- необходимую теоретическую подготовку по утвержденной программе;
- производственное обучение на рабочем месте (стажировку);
- проверку знаний действующих правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ) и правил техники безопасности (ПТБ) при эксплуатации электрических установок инструкций по охране труда правил пожарной безопасности;
- исполнение обязанностей под наблюдением дежурного на рабочем месте (дублирование);
- противоаварийную и противопожарную тренировки.
После проверки знаний персонал РДС ОВБ готовящийся к обслуживанию ПС получает удостоверения в которых указывается присвоенная группа по электробезопасности и право на выполнение работ по обслуживанию ПС после чего персонал допускается к дублированию. Во время дублирова-
ния за все действия дублера отвечают в равной степени как работник ответ-
ственный за дублирование так и сам дублер.
Приступает к самостоятельной работе персонал на основании соответствующего приказа. Самостоятельно работающие диспетчер РДС электромонтеры ОВБ по обслуживанию ПС должны иметь группу по электробезопасности не ниже IY.
Персонал РДС ОВБ обслуживающий ПС должен проходить в процессе работы:
- противоаварийные и противопожарные тренировки не реже 1 раза в квартал и полугодие соответственно;
- повторные инструктажи (не реже 1 раза в месяц);
- проверку знаний ПТЭ и ППБ (не реже 1 раза в 3 года);
- проверку знаний ПТБ (не реже 1 раза в год);
- медицинский осмотр (1 раз в 2 года);
- обучение на курсах повышения квалификации (не реже 1 раза в 5 лет).
При изменении ПТБ ПТЭ ППБ и других руководящих документов устанавливающих порядок безопасной эксплуатации электрических установок при нарушениях работниками требований безопасности труда которые могут привести к травме аварии взрыву или пожару пpи перерывах в работе более чем на 30 календарных дней - проводится внеплановый инструктаж.
Для защиты от воздействия опасных и вредных факторов необходимо применять соответствующие средства защиты спецодежду и специальную обувь согласно действующим отраслевым нормам. Для защиты от прохождения тока через тело человека служат электрозащитные средства: диэлектрические перчатки боты галоши ковры подставки накладки колпаки переносные и стационарные заземляющие устройства изолирующие штанги и клещи указатели напряжения слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками оградительные устройства плакаты и знаки безопасности. При недостаточной освещенности рабочей зоны следует применять дополнительное местное освещение. При замене предохранителей под напряжением необходимо защищать глаза очками или лицо маской. При работе на высоте более 13м над уровнем земли пола площадки необходимо применять предохранительный пояс при необходимости со страхующим канатом. Для защиты органов дыхания при пожаре в закрытой электрической установке необходимо использовать противогаз. В помещениях с действующим электрическим оборудованием (за исключением щитов управления - релейных и подобных) в закрытых и открытых распределительных устройствах колодцах туннелях и траншеях необходимо пользоваться защитной каской.
Применяемые средства защиты и спецодежда должны соответствовать требованиям стандартов и техническим условиям на их изготовление.
При работе с легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) необходимо соблюдать правила пожарной безопасности: не курить не пользоваться открытым огнем не допускать во время работы вблизи (ЛВЖ) искрения в том числе от коммутации в цепях электрического тока.
2 Организация и порядок оперативных переключений
Оперативное обслуживание.
Непосредственное оперативное обслуживание электроустановок может осуществляться:
- оперативным персоналом - круглосуточно и том числе с дежурством на дому;
- персоналом дежурных оперативно-выездных бригад;
- оперативно-ремонтным персоналом.
Вид оперативного обслуживания численность персонала в смене и зоны обслуживания устанавливаются главным инженером предприятия. Сменный дежурный персонал работает по утвержденному месячному графику.
Основным рабочим местом дежурного персонала является помещение щита управления подстанции или специально отведенное для этой цели помещение оборудованное средствами связи и соответствующей сигнализацией. Уходя с основного рабочего места дежурный персонал обязан ставить об этом в известность диспетчера.
Во время дежурства на дому оперативный персонал обязан находиться в пределах слышимости вызывной сигнализации с обслуживаемой электроустановки. Для связи с диспетчером оперативно-выездные бригады должны быть оснащены радиосвязью.
Оперативно-ремонтному персоналу при обслуживании закрепленных за ним электроустановок может вменяться в обязанность выполнение как всех видов переключений так и части их необходимой и достаточной для производства определенных видов ремонтных работ на оборудовании.
Оперативный персонал обязан:
-обслуживать оборудование и устройства РЗА с вторичными цепями в строгом соответствии с ПТЭ местными инструкциями и распоряжениями по предприятию;
- вести надежный и экономичный режим работы оборудования;
- проводить обходы-осмотры электроустановок сооружений и вторичных устройств;
- опробовать резервное оборудование проверять исправность ВЧ каналов РЗА действие аварийной и предупредительной сигнализации а также работу устройств автоматики (АПВ АВР и т.д.) согласно утвержденному графику;
- выполнять оперативные переключения;
-обеспечивать в установленные (разрешенные) сроки проведение ремонтных профилактических и других видов работ в действующих электроустановках;
- предупреждать возможные повреждения оборудования устранять неисправности и нарушения нормальных режимов его работы ликвидировать аварии при их возникновении;
- строго соблюдать должностные инструкции.
Во время дежурства оперативный персонал несет ответственность за правильную эксплуатацию и безаварийную работу обслуживаемой им электроустановки. При переключениях в электроустановках лицо непосредственно выполняющее операции и лицо осуществляющее контроль за их выполнением несут ответственность за правильность и последовательность операций с коммутационными аппаратами и устройствами РЗА за своевременность и точность выполнения распоряжений диспетчера.
Распоряжение о переключении.
Распоряжение о переключении диспетчер отдает как правило непосредственно подчиненному оперативному персоналу. Распоряжение о переключении должно быть по возможности кратким и ясным по содержанию. Отдающий и принимающий распоряжение должны четко представлять последовательность выполнения намеченных операций и допустимость их выполнения по состоянию схемы и режиму работы оборудования. Запрещается оперативному персоналу исполнять непонятное для него распоряжение. Распоряжение должно отдаваться как правило на одно задание включающее операции направленные на достижение одной цели например на отключение или включение линии вывод в ремонт системы сборных шин и т.д. Распоряжение диспетчера о переключении считается выполненным если об этом будет сообщено диспетчеру лицом получившим распоряжение.
Бланки переключений.
Переключения в электроустановках напряжением выше 1000 В требующие соблюдения строгой последовательности действий оперативного персонала должны выполняться по бланкам переключений. Запрещается при производстве переключений замена бланков переключений какими-либо другими оперативными документами. Для каждой подстанции и электроустановки распределительных электросетей должны быть разработаны перечни видов переключений выполняемых по обычным бланкам переключений по типовым бланкам переключений а также перечень видов переключений выполнение которых допускается без бланков переключений. В каждом перечне должно быть указано число лиц оперативного персонала участвующих в тех или иных переключениях. Перечни переключений должны утверждаться главными инженерами энергопредприятий и регулярно (не реже одного раза в год) пересматриваться.
Обычный бланк переключений составляется дежурным получившим распоряжение о переключении как правило после записи распоряжения в оперативном журнале.
Для облегчения работы оперативного персонала экономии времени и повышения безошибочности его действий составление бланков переключений рекомендуется производить с помощъю ЭВМ.
Типовые бланки переключений должны заранее разрабатываться персоналом энергопредприятий на сложные переключения в главной схеме электрических соединений в цепях собственных нужд устройствах РЗА. При этом следует руководствоваться том что переключения содержащие операции с аппаратурой вторичной коммутации в схемах противоаварийной системной автоматики должны относиться к числу сложных.
В бланке переключений (обычном и типовом) должны быть записаны все операции с коммутационными аппаратами и цепями оперативного тока операции с устройствами релейной защиты и автоматики (а также с цепями питания этих устройств) операции по включению и отключению заземляющих ножей наложению и снятию переносных заземлений операции по фазировке оборудования операции с устройствами телемеханики и другие в очередности их выполнения.
В бланках переключений должны указываться наиболее важные проверочные действия персонала: проверка отсутствия напряжения перед наложением заземлений (включением заземляющих ножей) на токопроводящие части; проверка на месте включенного положения шиносоединительного выключателя до начала выполнения операций по переводу присоединений с одной системы шин на другую; проверка на месте отключенного положения выключателя если следующей является операция с разъединителями. Каждая операция (или действие) вносимая в бланк переключений должна иметь порядковый номер.
Непосредственно перед выполнением переключений по обычному бланку переключений правильность записанных в нём операций должна проверяться по оперативной схеме (или схеме-макету) точно отражающей действительное положение коммутационных аппаратов электроустановки на момент проверки.
Порядок выполнения переключений по бланкам переключений должен быть следующий:
- на месте переключений персонал обязан внимательно проверить по надписи наименование присоединения и название аппарата на котором предстоит проведение операции. Запрещается переключение по памяти без прочтения надписи на аппарате;
- убедившись в правильности выбранного присоединения и аппарата контролирующее лицо зачитывает по бланку переключений содержание операции подлежащей выполнению;
- лицо выполняющее операцию повторяет ее содержание и получив разрешение контролирующего лица выполняет операцию;
- по мере выполнения отдельных операций в бланке переключений необходимо делать соответствующие отметки чтобы исключить возможность пропуска какой-либо операции. Запрещается изменять установленную в бланке последовательность переключений.
При возникновении сомнений в правильности проводимых операций переключения должны быть прекращены последовательность операций проверено по оперативной схеме или схеме-макету и в случае необходимости - получено соответствующее разъяснение диспетчера отдавшего распоряжение о переключении.
Общие положения о переключениях
Переключение в электроустановке разрешаются оперативному персоналу знающему её схему и расположение оборудования обученному правилам выполнения операций с коммутационными аппаратами и ясно представляющему последовательность переключений прошедшему проверку знаний ПТЭ и производственных инструкций знаний и умений по технике безопастности. Запрещается выполнение переключений (даже выполнение отдельных операций) лицам не имеющим на это права.
Переключения в электроустановках за исключением сложных могут проводиться единолично - при одном дежурном в смене или двумя лицами - при двух дежурных в смене или в составе ОВБ. Ответственность за правильность переключений во всех случаях несут оба лица. Запрещается приступать к выполнению операций единолично если в переключениях должны учавствовать два человека.
В оперативную схему (схему-макет) должны вноситься изменения в схеме электроустановки которые произошли в результате переключений (отключения или включения коммутационных аппаратов устройств релейной защиты и автоматики наложения и снятия заземлений). Об окончании переключений необходимо сообщить диспетчеру отдавшему распоряжение о переключении. Плановые переключения рекомендуется проводить в часы наименьших нагрузок.
Переключения в схемах релейной защиты и автоматики
Оперативный персонал должен знать принципы работы устройств РЗА применяемых на данной электроустановке а также назначение и расположение на панелях предохранителей и автоматических выключателей испытательных блоков и рубильников переключающих и отключающих устройств с помощью которых выполняются переключения в схемах РЗА.
При переключениях в электроустановках оперативный персонал
обязан своевременно выполнять все необходимые операции с устройствами РЗА (в том числе с устройствами технологической и системной автоматики устройствами телеотключения и т.д.) в соответствии с требованиями "Инструкции для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и элетроавтоматики энергетических систем и местных инструкций.
Оборудование может находиться в работе или в резерве под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. Поэтому все исправные устройства релейной защиты должны бить включены в работу. Исключение составляют устройства релейной защиты включаемые при изменениях режимов работы оборудования а также при выводе из роботы или неисправности отдельных видов релейной защиты.
Не разрешается отключать дифференциальную защиту
шин при выполнении операций с шинными разъединителями и воздушными выключателями находящимися под напряжением.
Перед отключением по любой причине устройства релейной защиты пускающей УРОВ необходимо предварительно отключить пуск УРОВ от этой защиты.
При выводе в ремонт силовых трансформаторов персонал обязан следить за сохранением режима заземления нейтралей установленного для данной электроустановки или участка сети. В местных инструкциях должны быть указаны мероприятия выполнение которых необходимо при отключении трансформаторов работающих с заземленной нетралью.
Переключения при ликвидации авария
Переключения при ликвидации аварий должны выполняться в том же порядке и последовательности которые изложены в инструкциях. При этом не должны допускаться никакие отступления от ПТБ. Должна проводиться проверка положений коммутационных аппаратов. На переключения при ликвидации аварии не требуется составление бланка переключений. Последовательность операция (с указанием времени их выполнения) записывается в оперативном журнале после устранения аварийной ситуации.
При ликвидации аварий связанных с отказом в отключении выключателя для вывода из схемы неотключившегося выключателя оперативному персоналу электроустановки разрешается после проверки отключенного положения всех других выключателей данной системы или секции шин самостоятельно (без получения разрешения диспетчера) деблокировать устройства блокировки неотключившегося выключателя с разъединителями.
При ликвидации аварий в условиях отсутствия связи с диспетчером оперативный персонал электроустановки имеет право выполнять все операции с устройствами РЗА которые предписаны инструкциями по их обслуживанию для данного случая. О выполненных операциях он обязан сообщить диспетчеру в оперативном управлении или оперативном ведении которого находятся эти устройства как только восстановится связь.
Проведение операций с выключателями разъеденителями отделителями и выключателями нагрузки.
Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения имеющего в своей цепи выключатель следует производить выключателем и как правило дистанционно. При этом ключ управления (кнопку) выключателя необходимо держать в положении "Отключить" или "Включить" до момента срабатывания сигнализации указывающей окончание операции (загорание соответствующей сигнальной лампы окончанию мигания сигнальной лампы в ключе управления и пр.).
Ручное отключение масляного выключателя имеющего дистанционный привод выполняется воздействием на защелку привода или сердечник отключающего электромагнита.
Включение масляного выключателя ручным приводом следует производить быстро поворачивая рычаг управления (штурвал) до упора но без значительных усилий в конце хода рычага управления.
Включение и отключение воздушных выключателей всех классов напряжений выполняется как правило дистанционно со щита управления. Допускается отключение воздушного выключателя кнопкой местного пневматического управления только в случае предотвращения опасности для жизни людей.
Отключение и включение воздушных выключателей в процессе Ремонтных работ следует выполнять дистанционно со щита управления или с пульта передвижной ремонтной мастерской. Запрещается находиться ближе 100 м от выключателя.
В момент включения выключателя необходимо следить за показаниями амперметра включаемого присоединения. При броске тока указывающем на наличие короткого замыкания или несинхронное включение необходимо немедленно отключить выключатель не дожидаясь отключения его действием релейной защиты.
При выполнении операции с разъединителями на ключе управления выключателя должен вывешиваться плакат “Не включать работают люди”.
Операции с разъединителями разрешается производить при отсутствии у них дефектов и повреждений. При обнаружении визуально или измерениями дефектных изоляторов операции с разъединителями и отделителями под напряжением могут выполняться только с разрешения главного инженера предприятия. Не рекомендуется выполнять операции с шинными разъединителями присоединений под напряжением если в процессе переключений эти операции могут быть выполнены когда напряжение с шинных разъединителей будет снято отключением соответствующего выключателя.
Включение разъединителей следует выполнять быстро и решительно но без удара в конце хода. Начатая операции включения должна быть продолжена до конца в любом случае даже при появлении дуги между контактами.
Отключение разъединителей следует выполнять медленно и осторожно. Вначале необходимо сделать небольшое движение рычагом привода чтобы убедиться в отсутствии качаний и поломок изоляторов. Если при расхождении контактов между ними возникнет дуга разъединители следует включить и до выяснения причины возникновения дуги операции с ними не выполнять.
Для исключения отказов в работе оборудования (повреждений фарфоровой изоляции разъединителей отделителей воздушных выключателей и пр.) не рекомендуется производить плановые переключения в электроустановках при низких температурах окружающего воздуха.
На время проведения операций с шинными разъединителями и воздушными выключателями необходимо отключать автоматические устройства (АПВ шин АВР секционных и шиносоединительных выключателей) действием которых повторно подается напряжение на шины.
Выключателями нагрузки обычной конструкции серий ВН и ВНП разрешается выполнять операции включения и отключения токов нагрузки и уравнительна токов значение которых не должно превышать номинальный ток аппарата.
Включение выключателя нагрузки ручным приводом производится быстрым перемещением рукоятки привода снизу вверх до упора. При этом рабочие кожи выключателя нагрузи должны войти в неподвижные контакты.
Перед отключением выключателя нагрузки необходимо проверить значение тока в отключаемой цепи которое не должно превышать номинальный ток аппарата.
Запрещается с помощью выключателя нагрузки серии ВН подавать напряжение на линии трансформаторы и шины отключившиеся действием устройств релейной защиты без осмотра оборудования и устранения повреждения.
Проверка положения коммутационных аппаратов.
Отключение и включение разъединителей присоединения имеющего в своей цепи выключатель следует выполнять после проверки отключенного положения выключателя на месте его установки.
На подстанциях с упрощенными схемами перед выполнением операций с разъединителями или отделителями на стороне высшего напряжения трансформатора следует проверять отключенное положение выключателей трансформатора со стороны среднего и низшего напряжения на месте установки выключателей.
В КРУ выкатного исполнения перемещение тележки выключателя из рабочего в контрольное положение и наоборот следует выполнять после проверки отключенного положения выключателя.
Проверка положения выключателя на месте установки должна осуществляться пофазно:
- по механическому указателю имеющемуся на выключателе;
- по положению рабочих контактов у выключателей с видимым разрывом цепи тока;
-по показаниям манометров у воздушныx выключателей
Проверка положения выключателей по сигнальным лампам ключей управления и показаниям измерительных приборов (амперметров вольтметров) допускается в следующих случаях:
- при отключении присоединения только выключателем (без последующего проведения операций с разъединителями);
- при отключении присоединения выключателем и проведения операций с разъединителями с помощью дистанционного привода;
- при включении присоединения под нагрузку;
3 Экология на подстанции
Основное влияние электросетевых объектов на окружающую среду связано с изъятием участков земли под опоры ВЛ и площадки подстанций (ПС). Полоса земли под ВЛ в пределах установленной охранной зоны не изымается у землепользователей и может быть использована для сельскохозяйственных и других нужд соответствии с "Правилами охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт" .
Для персонала ПС внутри ее территории напряженность электрического поля по нормам должна быть не более 15 кВм на маршрутах обхода для осмотра оборудования и не более 5 кВм на рабочих местах у оборудования где возможно длительное присутствие персонала для профилактических и ремонтных работ. Для исключения влияния на окружающую среду от возможных сбросов трансформаторного масла при авариях с маслонаполненным оборудованием (трансформаторы реакторы и т.п) на подстанции предусматриваются маслоприемники аварийные маслостоки и закрытые маслосборники в которые также могут поступать ливневые воды из маслоприемников содержащие следы масла. Вместе с тем необходимо отметить что по своему устройству режимам работы ВЛ и ПС напряжением 500 кВ и выше не могут привести к катастрофическим авариям связанным с массовым поражением населения или обслуживающего персонала. Повреждения и аварии на ПС напряжением 500 кВ и выше как правило также не распространяются за пределы их внешней ограды. Некоторую опасность могут представлять только пожары на ПС связанные с авариями трансформаторов большой мощности. Однако такие пожары в подавляющем числе случаев ликвидируются автоматическими средствами пожаротушения на ПС и не распространяются на расположенные вблизи жилые здания или промышленные сооружения.

Пункт9.doc

9 Организационно-экономическая часть проекта
1 Определение сметной стоимости реконструкции ЗРУ 10 кВ подстанции “ НОВОБЕЛИЦА ”
Смета представляет собой совокупность нормативных затрат определяющих стоимость произведенных работ. Размер нормативных затрат рассчитывается в натуральном и денежном выражении.
Сметы выполняют роль цен и являются важнейшим документом для определения показателей экономической эффективности принятого проектного решения. Сметная стоимость на реконструкцию включает стоимость на установленное оборудование а также на монтажные и демонтажные работы.
Стоимость оборудования определяем по стоимости указанной в прайс-листах на данное оборудование
В сметную стоимость оборудования помимо его оптовой цены включаются затраты на запасные части тару упаковку реквизит транспортные расходы расходы на комплектацию. Транспортно-заготовительные расходы рассчитываются в размере 112% от оптовой цены.
Сметная стоимость электромонтажных работ слагается из прямых затрат накладных расходов и плановых накоплений. Она рассчитывается на основании прейскурантов на оборудование ценников на монтаж оборудования норм накладных расходов и плановых накоплений в соответствии с требованиями четвертой части СН и П.
Прямые затраты определяются на основании действующих сметных норм. К ним относятся: стоимость строительных материалов конструкций деталей; основная заработная плата рабочих; расходы на эксплуатацию строительных машин механизмов и оборудования.
При реконструкции вводится поправочный коэффициент равный 12. К накладным расходам относятся затраты связанные с обеспечением условий и обслуживанием строительного производства которые начисляются в размере 931% от суммы основной заработной платы и эксплуатации машин.
Плановые накопления - это норма прибыли организации производящей реконструкцию или строительство. Размер накоплений исчисляется в пределах 907% от суммы основной зарплаты и эксплуатации машин.
Согласно принятому в республике механизму ценообразования стоимость строительно-монтажных работ определяется в двух уровнях цен:
- в базисном уровне цен 1991 года;
- в текущем уровне определяемом на основе цен сложившихся к момен-ту составления документации или на основе индексов изменения отдельных статей затрат сметной стоимости.
где ОЦ1991 – оптовая цена оборудования в 1991 году руб.;
ОЦ2006 – оптовая цена оборудования в 2006 году руб.;
К - курс доллара НБРБ на момент расчета: К = 2149 руб.;
a – переводной коэффициент a = 1692.
Определим оптовую цену терминала защит REF 541 в ценах 1991 года (ОЦ2006 = 8810900 руб.):
Транспортные расходы составят:
ТР = 112% × ОЦ = 0112 × 69372 = 776.97 руб.
Общая стоимость оборудования включая транспортные расходы:
Расчет сметных цен на другое применяемое оборудование аналогичен.
Смета на реконструкцию подстанции будет представлена в таблице 9.1.
2 Расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе или неселективном срабатывании средств автоматики
Отказ защиты и не отключение выключателя на отходящих линиях приводит к срабатыванию резервной защиты о отключению вводного Qв. Следом за этим произойдет АВР секционного выключателя Qс но поскольку замыкание не устранено АВР будет неуспешным и выключательQc отключится от своей защиты. Таким образом произойдет погашение всей секции шин и потребителей. Длительность перерыва электроснабжения зависит от ряда обстоятельств: наличия или отсутствия постоянного дежурного персонала время на оперативные переговоры осмотр ЗРУ 10 кВ и поиск отказавшей защиты (обычно все начинается с пробного включения выключателя ввода затем отключают все присоединения снова включают ввод и по очереди включают потребители вплоть до поврежденного фидера).
Ущерб от прекращения электроснабжения рассчитывается по формуле:
где а – постоянная (фиксированная) часть ущерба не зависящая от продолжительности или отсутствия электроснабжения USDкВт:
b – переменная часть ущерба зависящая от вида потребительского сектора USDкВт;
t – продолжительность отсутствия электроснабжения ч;
Р – потребляемая мощность отключенная в результате отказа релейной зашиты кВт.
По данным западных исследований для промышленного сектора: а = 12 USDкВт; b = 122 USDкВт.
Определим стоимость ущерба от внезапного прекращения электроснабжения на время 30 минут потребителей питающихся от ПС “Ново-Белица” с мощностью трансформаторов 40000 кВА.
Значение Р определим по формуле:
где Кс – коэффициент спроса (одновременности) принимаем равным 06.
Стоимость ущерба для потребителей:
Число отказов релейной защиты в год на одной подстанции при устаревших электромеханических элементах можно принять в среднем равным 03. Тогда среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии промышленным потребителям составит:
или п ри курсе доллара 2160 руб.:
3 Определение основных технико-экономичнских показателей
Оценку эффективности производим на основе сопоставления ожидаемых финансовых результатов и затрат от внедрения терминалов защит по системе показателей:
Статический срок окупаемости:
где КREF – единовременные капитальные вложения в терминалы защит руб.;
ПСР.ГОД– стоимость ущерба сэкономленного в результате применения МП блоков защит руб.
Чистая дисконтированная стоимость (экономический эффект от вне-дрения терминала за весь срок его жизни Т):
где PV – текущая стоимость проекта на протяжении жизненного цикла руб.;
CI – капитальные вложения руб.
где Т – срок жизни лет;
Pt - финансовый результат использования ОТМ в текущем году t руб.;
dt – коэффициент дисконтирования текущего года:
где r – норма дисконтирования величина которой определяется источником финансирования ОТМ принимаем r = 13 %;
t – число лет на которое результаты отстоят от момента вложения капи-тала.
При r1 = 013 для первого года получаем:
Аналогично ведется расчет для остальных лет. Результаты расчетов сводим в таблицу 9.3.
Таблица 9.3 - Определение интеральной ЧДС
Проект считается эффективным если накопленная ЧДС в результате расчета является положительной величиной. В данном случае при r = 13% на-копленная ЧДС NPV = 2664081147 руб. является положительной величиной. Значит проект является эффективным.
Динамический срок окупаемости:
где t – год реализации проекта при котором величина NPVt еще отрицатель-ная.
Среднегодовой экономический эффект:
где а – переводной коэффициент совокупных затрат в однородные годовые величины в течение всего срока реализации проекта:
Согласно приведенным расчетам выполнение замены электромагнитных терминалов защит на микропроцессорные является эффективным.
Графическое изображение представлено на рисунке 9.1.
Рисунок 9.1 – Накопленная дисконтированная стоимость

Содержание.doc

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ «НОВОБЕЛИЦА» ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ГОМЕЛЬЭНЕРГО
ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПОДСТАНЦИИ .
Основное оборудование на подстанции .
Силовые трансформаторы .. . ..
Коммутационные аппараты .. .
Средства защиты от коммутационных перенапряжений
Средства компенсации емкостных токов в сети 10 кВ ..
Организация контроля режимов работы подстанции и технического учета электроэнергии .
Диспетчерское управление и телемеханизация .. ..
Потребители подстанции «НОВОБЕЛИЦА»
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПОДСТАНЦИИ .. .
Защита воздушных линий сборных шин и отходящих фидеров ..
Релейная защита и автоматика силовых трансформаторов
ИССЛЕДОВАНИЕ НАГРУЗКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ ..
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Составление исходной расчетной схемы .. ..
Расчет токов короткого замыкания
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ЗАКРЫТОГО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ ..
1 Выбор комплектного распределительного устройства
Выбор коммутационной аппаратуры: выключателей .
Выбор ТСН и схемы их питания на подстанции ..
Выбор токоведущих частей 10 кВ
Выбор трансформаторов тока и напряжения
Выбор дугогасящей катушки ..
Выбор источника оперативного тока . .. ..
Выводы по выбору оборудования ..
ВЫБОР И РАСЧЕТ УСТАВОК МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ..
Общая характеристика микропроцессорных терминалов защит REF 541 ..
Функции защиты терминала REF 541 ..
Методика выбора и расчет уставок на отходящих линиях ..
Расчет уставок защит для высоковольтных двигателей
Выбор уставок на секционнных и вводных выключателях ..
Дифференциальная защита шин 10 кВ . .
Расчет релейной защиты трансформатора
ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ ..
Организация охраны труда на подстанции
Организация и порядок оперативных переключений
Экология на подстанции ..
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА .
Определение сметной стоимости реконструкции ЗРУ 10кВ подстанции “НОВОБЕЛИЦА”
Расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе или неселективном срабатывании средств автоматики. ..
Определение основных технико-экономических показателей

Литература.doc

Гельфанд Я.Ф. Голубев М.Л. Царев М.И. Релейная защита и электроавтоматика на переменном оперативном токе. –М.: Энергия 1966 – 288 с.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. –М.: Энергоатомиздат 1989 – 592 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4 – е изд. перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат 1989.- 608 с.
Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР. - 6-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1985. - 640 с.
Электротехнические комплектные устройства. Каталог 1998. – Мн.: НВФ ИНОСАТ.
Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов. – Л.: Энергоатомиздат 1985 – 312 с.
Учебно-методическое пособие по оформлению курсовых проектов по курсу “Основы ЕСКД в энергетике” для студентов специальностей Т.01.01. Т.01.02. Т.11.02. Т.В. Алферова О.М. Попова Н.В. Токочакова.- Гомель; ГПИ 1999. - 48 с.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 2-е изд. перераб.- М.: Энергия 1980.- 600 с.
Учебно-методическое пособие для курсового и дипломного проектирования по специальности 10.04. “Технические сведения об оборудовании” А.Г. Ус О.Г. Широков.- Гомель; ГПИ 1997. - 92 с.
Выбор защитных характеристик и расчет уставок цифровых реле: пособие для курсового и дипломного проектирования по курсу «Релейная защита и автоматика» для студентов специальности «Электроснабжение». Курганов В.В. - Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого 2005. – 72 с.
Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей под ред. К.М. Антипова И.Е. Бандуипова- М.: Энергоатомиздат 1987.– 558 с.
Околович М.Н. Проектирование электрических станций –М.: Энергоатомиздат 1982
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 640 с.
Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1986.- 424 с.
Практическое руководство к курсовой работе по курсу “Организация и планирование производства. Управление предприятием” для студентов спец. Т.01.01.00. – Гомель: ГГТУ 1999. – 66 с.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – 3-е изд. перераб. и доп. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение 1985. – 296 с.
Справочник по проектированию электроснабжения линий электропередачи и сетей. Под ред. Я.М. Большама В.И. Круповича М.Л. Самовера. Изд.2-е Перераб. и доп. М. “Энергия” 1974.
Информационные материалы по цифровым реле серии REF541.

Введение.doc

Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Одним из объектов электроэнергетической системы является ПС “НОВОБЕЛИЦА ”. Она осуществляет питание потребителей всех категорий и поэтому должна соответствовать всем требованиям надежности.
В силу того что на ПС “ НОВОБЕЛИЦА ” используется устаревшее физически и морально оборудование которое может привести к отказу и потере питания ответственных потребителей оно требует замены на более совершенное и новое.
Задачей реконструкции подстанции является разработка с учётом новейших достижений науки и техники средств эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической энергией в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.
Основными задачами дипломного проекта являются:
Произвести анализ подстанции и ЗРУ 10 кВ с целью обнаружения оборудования требующего замены;
Изучить схему оперативных переключений и выявить максимальный и минимальный режимы работы подстанции;
Произвести расчет токов короткого замыкания для максимального и минимального режимов работы;
Произвести выбор нового оборудования и релейной защиты;
Рассчитать смету на реконструкцию подстанции.