Модернизация подстанции 110/10 кВ Конгаз

Soderzhanie.doc

РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ
1 Электрические нагрузки потребителей ПС Конгаз
2 Характеристика схемы подстанции и прилегающей сети
3 Существующее состояние ПС необходимость модернизации и расширения .
4 Технические решения реконструкции ПС 11010 кВ «Конгаз»
4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ
4.2 Реконструкция КРУН 10 кВ
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1
2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2
3 Результаты расчетов токов короткого замыкания .
ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ .
1 Выбор выключателей и разъединителей высокого напряжения
2 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ
4 Выбор ячеек КРУ-10 кВ
5 Выбор сборных шин 10 кВ
6 Выбор опорных изоляторов .
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
1 Выбор измерительных ТТ 110 и 10 кВ
2 Проверка измерительных трансформаторов тока
3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 110 и 10 кВ
4 Выбор ограничителей перенапряжения .
5 Выбор трансформаторов собственных нужд .
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
1 Разработка релейной защиты силового трансформатора ТМН 630011010
2 Расчёт защиты от многофазных КЗ .
3 Расчёт защиты от внешних КЗ .
4 Расчёт защиты от перегрузок
5 Разработка газовой защиты . .
6 Проверка трансформатора тока на 10% погрешность ..
7 Автоматическая частотная разгрузка
8 Учёт электрической энергии .
АСПЕКТЫ ЭКОНОМИКИ И МЕНЕДЖМЕНТА
1 Технико-экономическое сравнение трансформаторов ..
2 Постановка вопроса ..
3 Методика расчетов
4 Расчеты вариантов
5 Цифровая подстанция - важный элемент интеллектуальной энергосистемы .
ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА
2 Проведение идентификации и анализа опасных и вредных производственных факторов .
3 Мероприятия по организации электробезопасности на подстанции «Конгаз» 11010
4 Электробезопасность при монтаже оборудования на подстанции «Конгаз» 11010
5 Пожарная безопасность на подстанции «Конгаз» 11010 кВ ..
6 Пожарная безопасность при эксплуатации трансформаторов ТМН 630011010
на подстанции «Конгаз» 11010 кВ . . .
7 Расчёт защитного заземления .
8 Расчёт защиты подстанции от прямых ударов молнии . .

Аннотация.doc

Основным содержанием данной дипломной работы является модернизация подстанции 11010кВ «Конгаз».В процессе модернизации были выполнены разделы посвященные анализу прилегающей сети и потребителей; необходимость модернизации; расчёт токов короткого замыкания и последующие выбор и проверка оборудования и токоведущих частей; релейной защите и автоматике; защите подстанции от прямых ударов молнии; охране здоровья и безопасности труда;
Были рассмотрены вопросы относящиеся к защите силового трансформатора; вопросы экономики и менеджмента включающие технико-экономическое сравнение трансформаторов; охраны здоровья и безопасности труда.
В дипломной работе были применены современные безопасные и надёжные коммутационные аппараты которые являются актуальными в сфере электроэнергетики.
Все решения принимались на основании технико-экономического сравнения различных вариантов и согласно ПУЭ.
В дипломной работе представлены : таблиц 11 чертежей 7.
Coninutul principal al acestei teze este modernizarea staiei 11010 kV «Congaz». n procesul de modernizare au fost elaborate capitole referitoare la analiza retelelor cone necesitatea modernizarii calculul curentilor de scurtcircuit si n continuare alegerea si verificarea echipamentului electrotehnic protectia prin relee si automatica protectia statiei mpotriva loviturilor directe de trasnet i securitatea activitii vitale.
Au fost anal aspectele de econom securitatea activitii vitale.
n lucrarea de diplom au fost utilizate aparatele de comutare noi performante fiabile cu grad de sigurant nalt care sunt relevante n energetic.
Toate deciziile au fost luate pe baza comparrilor tehnico-economice si conform NAIE.
n lucrarea de diplom sunt prezentate: 11 tabele 7 deseni grafice.
The basic maintenance of the given degree work is modernization of substation 11010 kV «Congaz». Following sections were solved in the planning of the graduate work: the analysis of the adjacent grid and consumers the need of modernization the calculation of short-circuit and subsequent selection and testing of equipment and current-carrying parts relay protection and automation protection of substations against direct lightning strikes and health and safety .
Next questions were solved: protection of the power transformer issues of economics and management including technical and economic comparison of transformers health and safety.
In the graduate work were used modern safe and reliable switching devices which are current in the electricity sector.
All decisions are made on the basis of technical and economic comparison of the various options and according to electric installation code.
The graduate work includes 11 tables and 7 drawings.

4 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ.doc

4 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ
1 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 05 – применяем для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 – для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 – для релейной защиты .
Контроль за режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра ваттметра варметра счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в таблицу 4.1
Таблица 4.1-Выбор и проверка трансформаторов тока
Условие выбора и проверки
2 Проверка трансформаторов тока
Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки пользуясь каталожными данными приборов определяем нагрузку по фазам .
Из таблицы 4.2 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФЗМ 110Б-1. Общее сопротивление приборов:
Таблица 4.2-Нагрузка трансформатора тока по фазам
Счётчик реактивной энергии
Счётчик активной энергии
Из таблицы 4.2 видно что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.
Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТШЛ-10.
Общее сопротивление приборов:
Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05 составляет 08 Ом. Сопротивление контактов принимаем 01 тогда сопротивление проводов
Проверка трансформаторов тока на 110 и 10 кВ сведена в таблицу 4.3
Таблица 4.3-Результаты проверки трансформаторов тока
3 Выбор трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения удобного для измерения. Трансформаторы предназначенные для присоединения счётчиков должны отвечать классу точности 05. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 10 и 30; для релейной защиты – 05 10 и 30.
Трансформаторы напряжения выбирают [11]:
-по конструкции и схеме соединения обмоток;
-по классу точности;
-по вторичной нагрузке
где это номинальная мощность в выбранном классе точности;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В·А
Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83. Подсчёт нагрузки производим в таблицу 4.4
Таблица 4.4 -Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Рассмотрим выбор трансформатора на U=110 кВ:
Рассмотрим выбор трансформатора на U=10 кВ:
Таблица 4.5- Выбранные трансформаторы напряжения
Таким образом трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.
4 Выбор ограничителей перенапряжения
До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.
В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью что позволяло подключать их к сети непосредственно без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.
ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.
Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков килоампер снижая уровень перенапряжения до заданных значений .
Выбираем ограничители перенапряжения:
-для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-1011-10(I)УХЛ1.
-для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-11073-10(I)УХЛ1.
5 Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам без постоянного дежурства персонала. К этим потребителям относятся электродвигатели обдува трансформаторов обогрев приводов и баков выключателей обогрев шкафов КРУН а также освещение подстанции. Мощность потребителей с.н. невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции но не более 630 кВА. Согласно [4] принимаем нагрузку с.н.:
Таблица 4.6 - Нагрузка собственных нужд
Установленная мощностькВт.
Количество приемников
Суммарная мощность кВт.
электродвигатели обдува
обогрев шкафов КРУ-10
Отопление и освещение помещения ОВБ
На подстанции «Конгаз» установлено два трансформатора собственных нужд ТМ-631004.
Таким образом трансформаторы собственных нужд на подстанции «Конгаз» в замене не нуждаются.

3 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ.doc

3 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ
Выключатель – это аппарат предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.
Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования [9]:
надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;
быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
пригодность для автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;
удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;
взрыво и пожаробезопасность;
удобство транспортировки и обслуживания.
Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .
Выбор выключателей производится[12]:
по длительному току:
по отключающей способности.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения:
где это действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент t начала расхождения дугогасительных контактов;
-номинальный ток отключения кА.
Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей:
где -апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов t;
-номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе короткого замыкания;
t-наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов
где это минимальное время действия релейной защиты= 0.01 с
- собственное время отключения выключателя.
На электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
где это начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;
-действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по справочнику);
- ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;
- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по каталогу).
На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу
где это тепловой импульс по расчёту;
- предельный ток термической устойчивости по каталогу;
- длительность протекания тока термической устойчивости с.
Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.
1 Выбор выключателя и разъединителя
Рабочий ток: . (3.9)
Рабочий максимальный ток: . (3.10)
По каталогу выбираю выключатель элегазовый типа: ВГБУ-110У1.Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ.
Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя осуществляя гашение дуги.
Этот принцип гашения и конструкция дугогасительных камер хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУЭ) и отдельно стоящих выключателях (ВЭК) с элегазовой изоляцией эксплуатирующихся с 1979 года.
- Заземленный резервуар (повышенная безопасность);
- Повышенная сейсмостойкость (низкий центр тяжести);
- Минимальная необходимость в обслуживании;
- Повышенная надежность безопасность и простота конструкции;
- Встроенные трансформаторы тока;
- Минимальное время монтажа;
- Пластиковые вводы с кремнийорганической резиной
По каталогу выбираю разъединитель типа: РГ-1101000. УХЛ1
Таблица 3.2- Выбор выключателя и разъединителя
Проверка по отключающей способности:
2 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ
Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин выполним гибким проводом. Согласно §1.3.28 ПУЭ сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ = 1 Амм2 для Тмах= 6841 ч неизолированного алюминиевого провода [3].
Экономическое сечение:
Принимаем гибкие шины выполненные проводом АС-7011 q = 70 мм2 d = 11 мм (r0 =122 см) Iдопном = 265 А [3] т.к. по уловим коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм2.
Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):
Iмах = 46298 А Iдопном = 265 А.
Проверка линий на схлестывание не производится т.к. Iп.о. = 909 кА 20 кА.
Проверка линий на термическое действие тока кз не производится т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности эл. поля
где m это коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m = 082 [3].
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
где U это напряжение поддерживаемое на шинах подстанцииU = 11·Uном = 11·110 = 121 кВ ;
Dср = 126·D = 126·300 = 378 см; где D это расстояние между фазами D = 300 см [1]
Провода не будут коронировать если:
7·141 = 151 кВсм 09·316 = 284 кВсм.
Таким образом провод АС-7011 по условию короны проходит.
Согласно §1.3.28 ПУЭ сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ = 1 Амм2 для Тмах= 6841 ч неизолированного алюминиевого провода [3]
Принимаем ЛЭП выполненные проводом АС-7011 q = 70 мм2 d = 11 мм (r0 =122 см) Iдопном = 265 А [3] т.к. по уловим коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм2.
Iмах = 46298 А Iдопном = 265 А
Проверка линий на схлестывание не производится т.к. Iп.о. = 132 кА 20 кА.
Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля:
где m это коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода m = 082.
где U это напряжение поддерживаемое на шинах подстанции U=11·Uном = 11·110 = 121 кВ ;
Dср = 126·D = 126·300 = 378 см; D = 300 см - расстояние между фазами [3].
7·141 = 151 кВсм > 09·316 = 284 кВсм.
4 Выбор ячеек КРУ – 10 кВ
На стороне 10кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2-10.
КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50Гц на номинальное напряжение 6-10кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10кВ подстанции.
КРУ не предназначено для работы в среде подвергающейся усиленному загрязнению действию газов испарений и химических отложений вредных для изоляции а также в среде опасной в отношении взрыва и пожара.
В КРУ в качестве шкафов применяются современные шкафы базовых серий К104-КФ КМ-1КФ которые адаптированы для установки в них высоконадежных высоковольтных вакуумных выключателей типа ЗАН «SIEMENS». По заказу могут быть установлены вакуумные выключатели типа BBTEL «Таврида-Электрик» или другие имеющие аналогичные или лучшие электрические и габаритные характеристики. Масляные выключатели не применяются.
Применяются вакуумные выключатели с дополнительными расцепителями работающими в режиме дешунтирования. Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений.Когда тележка находится вне корпуса шкафа обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта а при необходимости - быстрая замена выключателя другим аналогичным установленным на такой же тележке.В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу) разгрузочный клапан и фототиристор-датчик срабатывающий при возникновении дуги во время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.
Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУ защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУ (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд центральной сигнализации АЧР ЗМН стабилизатора напряжения для питания цепей управления сигнализации и приводов выключателей - количество и типы шкафов определяется заказом).
Шкафы КРУ комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение 10 кВ; трансформаторы напряжения разрядники силовые предохранители трансформаторы с.н. устанавливаются на напряжение 6 и 10 кВ.
5 Выбор сборных шин 10 кВ
Рисунок 3.1 – Расположение ошиновки на изоляторах
Согласно §1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току.
Расстояние между фазами 08 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.
Принимаем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения q=(80x10)=800 мм2 с Iдопном=1480 А [3]
Проверка сборных шин на термическую стойкость:
Минимальное сечение по условию термической стойкости по [3]:
где С это функция значения которой приведены в таблице 3.14 [3] для алюминиевых шин С = 91 А·с12мм2.
что меньше выбранного сечения 800 мм2 следовательно шины термически стойки.
Эскиз расположения жестких представлен на рисунке П.В.9.
Проверка сборных шин на механическую прочность:
Шины на опорных изоляторах расположены плашмя. Определяем пролет l между изоляторами при условии что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:
где J это момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной по направлению изгибающей силы см4 [3]
Момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия мм3 [3] :
Напряжение в материале шины возникающие при воздействии изгибающего момента:
Шины механически прочны.
На подстанции соединение СШ с повышающим трансформатором выполняется шинным мостом. Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах установленных на металлических или жб конструкциях. Расстояние между фазами 08 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.
6 Выбор опорных изоляторов
Выбираем опорные изоляторы ОФ-20-2000У3 [4] Fразр=20000 Н высота изолятора Низ = 134 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность.
Максимальная сила действующая на изгиб по [3]:
Поправка на высоту шин:
Fрасч = Кh×Fи = 11×3312 = 3643; Н 06×Fразр = 12000 Н. (3.24)
тогда изолятор ОФ-20-2000У3 механически прочен.

5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА.doc

5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
1 Разработка релейной защиты силового трансформатора ТМН 630011010
Силовые трансформаторы должны быть предусмотрены защитами против следующих видов повреждений и анормальных режимов:
многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора;
однофазные повреждения на землю (на стороне присоединенной к сетям с глухозаземленными нетралями) и между витками обмотки (витковые замыкания);
внешние короткие замыкания;
понижение уровня масла в баке.
2 Расчет защиты от многофазных к.з.
При к.з. на выводах трансформатора и в его соединениях с выключателями предусматривается на трансформаторов токовая защита. Трансформаторы мощностью 6300 кВА и больше предусматривается с дифференциальной токовой защитой в виде: дифференциальной токовой отсечки; дифференциальной токовой защиты с промежуточным насыщающимся трансформаторами тока (НТТ); дифференциальной токовой защиты с реле имеющее торможение.
Будем анализировать дифференциальную токовую отсечку.
Расчет параметров защиты начинается с предварительного определения тока срабатывания из двух условий:
a)Отстройка от броска тока намагничивания:
где это коэффициент отстройки30-45;
Int – номинальный ток трансформатора;
b)Отстройка от максимального первичного тока небаланса:
где это коэффициент отстройки13;
Idezmax – максимальный ток небаланса.
где % это допустимая погрешность ТТ % = 10%;
Kap – коэффициент учитывающий апериодическую составляющую тока к.з. ппри использовании токовых реле типа РТ-40 Kap=20;
Du% – диапазон изменения напряжения под нагрузкой Du% =5 %;
– максимальный ток внешнего к.з. на стороне 10 кВ силового трансформатора.
Ток трехфазного к.з. на стороне 10 кВ равен 3123 А (табл. 2.1.1 т.К2) и приведенный на стороне 110 кВ будет:
Из этих двух условии берется максимальное значение 9921A
Далее производим предварительную проверку чувствительности защиты при металлическом к.з. на выводах защищаемого трансформатора:
где Irmin это минимальный ток в реле при двухфазном к.з. в защищаемой зоне (на стороне 10 кВ). Этот ток определяется в зависимости от схемы соединения обмоток силового трансформатора и схемы соединения ТТ и реле. Таким образом для схемы соединения обмоток силового трансформатора YD и схемы соединения ТТ и реле в «треугольник» с двумя реле при к.з. на стороне 10 кВ расчетное выражение Irmin будет:
По Int = 3307 A выбираем ТТ типа ТФЗМ-110Б с параметрами: I1ном =50A I2ном=5A с коэффициентом трансформации KI=505.
Ток срабатывания реле Ipr определяется из выражении :
где - коэффициент схемы ТТ и обмоток реле на стороне высокого напряжения
Таким образом получаем:
Чувствительность токовой отсечки обеспечивается.
Выбираем реле тока типа АЛ-120 с уставкой A.
3 Расчет защиты от внешних к.з.
На трансформаторах наряду с защитами действующие при повреждении в трансформаторе и его соединениях предусматриваются резервные защиты для действия при вешних к.з. в случае отказа защит или выключателей смежных элементов. Одновременно они являются основными защитами шин.
В качестве защиты от внешних к.з. применяется токовая максимальная защита с выдержкой времени. Она реагирует и на внутренние к.з. поэтому является резервной защитой трансформатора. Защита устанавливается на стороне высокого напряжения и выполняется по схеме «неполной звезды» и будет срабатывать с двумя выдержками времени на отключение трансформатора. С меньшей выдержкой защита действует на отключение выключателя 10 кВ и с большой - на отключение выключателя 110 кВ.
Ток срабатывания защиты определяется выражением:
где это коэффициент отстройки12;
Krev – коэффициент возврата реле: для реле АЛ-1 Krev=09;
Kaut – коэффициент самозапуска равный 25÷35.
Проверяем чувствительность защиты при двухфазном к.з. за трансформатором по выражению представленной выше где 15. Таким образом для схемы соединения ТТ в неполную звезду с тремя реле тока (третье реле включено в обратный провод) имеем:
Ток срабатывания реле:
Чувствительность защиты обеспечивается.
Выбираем реле тока АЛ-110 с уставкой А .
Выдержка времени защиты:
где это максимальная выдержка времени защит нижестоящих элементов допускаем с.
– ступень селективности с.
Выбираем реле времени типа ВЛ-100А с уставкой 01-99с.
4 Расчет защиты от перегрузок
Перегрузка обычно является симметричной поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока включенным в цепь одного из трансформаторов тока. Защита устанавливается со стороны 220 кВ и действует с выдержкой времени на сигнал.
Ток срабатывания защиты определяется из отношения:
где это коэффициент чувствительности который учитывает только погрешность в токе срабатывания105.
Выбираем реле тока типа АЛ-14 с уставкой A.
Выдержка времени принимается на ступень селективности больше чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий:
где – время срабатывания ТМЗ трансформатора от внешних коротких замыканий.
Выбирается реле времени ВЛ-100А с уставкой 01-99с.
5 Разработка газовой защиты
Газовая защита предусмотрена против витковых замыканиях и понижении уровня масла в баке. Защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения.
Рисунок 5.1- Газовое реле защиты трансформатора
Это дает возможность выполнить газовую защиту способную различать степень повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис. 5.1 б) устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 5.1 а).
Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Существенные недостатки: нереагирование на повреждения расположенные вне бака в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора что может быть например при доливке масла после ремонта системы охлаждения и др.
6 Проверка трансформаторов тока на 10 % погрешность
Для проверки трансформаторов тока (ТТ) будем использовать способ по специальным кривым предельной кратности. Эти кривые представляют собой зависимость допустимого по условию =10 % значения сопротивления нагрузки Zн на трансформатор тока от значения предельной кратности K10 вычисляемого по выражению:
где K1 это коэффициент учитывающий возможность ухудшения кривой намагничивания ТТ K1=08;
K2 – коэффициент учитывающий неточность расчетов и воздействие апериодической слагающей тока к.з. при работе ТТ K2=12;
I1max – максимальное значение первичного тока для которого нужно обеспечить работу ТТ с погрешностью не более 10 % определяется в зависимости от типа и принципа работы защиты.
Будем проводить проверку ТТ типа ТФЗМ-110Б используемых в защите силового трансформатора. Параметры ТТ: I1n =50A I2n=5A KI = 505.
Таким образом для этой защиты имеем:
По кривой предельных кратностей соответствующей типу ТТ ТФЗМ-110Б и коэффициенту трансформации 505 при значении предельной кратности K10=327 находим допустимое значение сопротивления вторичной нагрузки Z2доп=64 .
Фактическая расчетная вторичная нагрузка Z2расч зависит от сопротивления реле и соединительных проводов от схемы соединения ТТ и от вида к.з. Из таблиц выбирают формулу для расчета вторичной нагрузки ТТ согласно схемы «полная звезда» и вида к.з. трехфазное:
где Rcond это сопротивление соединительных проводов;
Zrf – полное сопротивление реле подключенные в фазе;
Rcont – переходное сопротивление Rcont=01 .
S – сечение провода S =4 мм2;
ρ - удельное сопротивление материала провода для меди ρ= 00175 ×мм2м;
Sr – потребляемая мощность реле ВА ;
Iregminf – минимальная уставка реле тока при котором задана потребляемая мощность.
Для реле АЛ-120 Sr =02 ВА Iregminf =25 А.
7 Автоматическая частотная разгрузка
Автоматическая частотная разгрузка – устройство автоматики предназначенное для ограничения снижения частоты в энергосистеме при возникновении дефицита активной мощности и действующее на отключение потребителей. Согласно нормативным требованиям частота в энергосистеме должна находиться в пределах 50±005 Гц.
Длительность работы энергосистемы с пониженной частотой ограничена:
· ниже 490 Гц – не более 40 с;
· ниже 470 Гц – не более 10 с;
· ниже 460 Гц – не допускается.
При снижении частоты возможно возникновение процесса называемого «лавиной частоты» при котором электростанция полностью сбрасывает нагрузку. Еще один опасный процесс при снижении частоты – это «лавина напряжения» при котором увеличивается потребление реактивной мощности что еще более осложняет положение в энергосистеме. Помимо выше перечисленных процессов работа энергоблока с пониженной частотой опасна тем что может возникнуть механический резонанс турбины который может привести к поломке их лопаток.
Условно АЧР делят на несколько категорий:
АЧР I – категория с одной уставкой по времени и различными уставками по частоте. Предназначена для предотвращения дальнейшего снижения частоты после аварии.
уставка по времени – 05 с.
уставка по частоте – 485÷465 Гц.
АЧР I разбивается на несколько очередей (около 20) которые отличаются друг от друга по частоте на величину Δf = 01 Гц. Мощность подключаемая к АЧР I примерно равномерно распределяется между очередями. После того как отработает некоторое количество очередей АЧР I частота как говорят «зависает» в районе 47÷475 Гц.
АЧР II – категория с одной уставкой по частоте и различными уставками по времени. Предназначена для восстановления частоты до нормального значения если она длительно остается пониженной («зависает»).
уставка по частоте – 486 Гц.
уставка по времени –5÷60 с.
АЧР II разбивается на несколько очередей (так же около 20) которые отличаются друг от друга по времени на величину Δt = 3 c.
После работы АЧР II частота должна установится на уровне не ниже 49 Гц.
- Мощность нагрузки подводимая к АЧР должна быть достаточной для ликвидации возникшего дефицита;
- Устройство АЧР должно выполняться таким образом чтобы избежать возникновения «лавины частоты»;
- Отключаемая нагрузка должна соответствовать величине возникшего дефицита;
- После действия АЧР частота должна восстановится до уровня не ниже 49 Гц;
- Устройства АЧР не должны работать при кратковременном снижении частоты.
Кроме двух рассмотренных выше категорий АЧР (I и II) в эксплуатации применяется также так называемая дополнительная разгрузка. Дополнительная разгрузка предназначена для осуществления местной разгрузки при возникновении большого дефицита активной мощности когда суммарной мощности АЧР I и АЧР II оказывается недостаточно для ликвидации возникшего дефицита.
АПВ после АЧР (ЧАПВ) – специальный вид автоматики предназначенный для ускорения восстановления питания у потребителей после действия АЧР. Устройство ЧАПВ действует после восстановления частоты в энергосистеме и дает импульс на включение отключенных потребителей. Действие ЧАПВ должно осуществляться при частоте 495÷50 Гц. Начальная уставка по времени принимается равной 10÷20 с. Минимальный интервал между очередями ЧАПВ – 5 с. Очередность подключения потребителей к очередям ЧАПВ обратная относительно АЧР т.е. к последним очередям АЧР подключаются первые очереди ЧАПВ.
8 Учёт электрической энергии
Учёт электрической энергии производится для расчёта за потреблённую электрическую энергию с энергоснабжающей организацией учёта расхода активной энергии на предприятии в отдельных цехах составления энергобаланса по предприятию в целом.
На предприятии для учёта электрической энергии применяется cчётчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140 классов точности 05; 1 по активной энергии и 1; 2 по реактивной энергии. Счётчики предназначены для учета активной реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) при передаче измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю учету и распределению электрической энергии предназначенный для измерения электрических параметров в одно трёх фазных сетях. Счётчик имеет современный удобный и безопасный корпус позволяющий производить его установку практически в любой электротехнический шкаф используя стандартное расположение монтажных отверстий.
Результаты измерений получаются путем обработки и вычисления входных сигналов тока и напряжения микропроцессорной схемой основной платы счётчика. Измеренные данные параметры конфигурации статусная и иная информация хранятся в энергонезависимой памяти и могут отображаться на жидкокристаллическом индикаторе (ЖКИ) счётчика. Счётчики позволяют вести многотарифный учёт активной и реактивной энергии в двух направлениях.
Счётчики Альфа А1140 имеют возможность измерения и отображения параметров электрической сети: фазных токов и напряжений частоты сети коэффициентов мощности трехфазной системы и пофазное активной мощности трехфазной системы и пофазное углов фаз тока и напряжения.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НАГРУЗКИ.doc

1 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ
1Электрические нагрузки потребителей ПС Конгаз
Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин кабелей проводов) силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам расчёта потерь отклонений и колебаний напряжения выбора компенсирующих установок защитных устройств и т.д. . От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели .
Подстанция «Конгаз» 11010 кВ расположена на юге Молдовы и относится к филиалу «Южные высоковольтные электрические сети» государственного предприятия «Молдэлектрика».
Понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии между потребителями. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.
Подстанция представляет собой электроустановку служащую для приёма и распределения электроэнергии содержащую коммутационную аппаратуру сборные шины измерительные приборы устройство защиты и автоматики устройства заземления и молниеотводы. Устройства релейной защиты предотвращают развитие аварий. Применяемые на данной подстанции устройства АВР. Схема подстанции обычно выполняется так что каждый трансформатор подключается к соответствующей секции шин. В нормальном режиме секционный выключатель отключен. В такой схеме при аварийном отключении одного из трансформаторов электроснабжения потребителей сохраняется благодаря автоматическому выключению секционного выключателя устройством АВР. АПВ представляет собой устройство которое повторно автоматически включает кабельную линию отключившуюся от действия защиты. АПВ предотвращает длительный перерыв в подаче электроэнергии.
Распределительное устройство подстанции представляют собой электроустановку служащую для приёма и распределения электроэнергии содержащую коммутационную аппаратуру сборные шины измерительные приборы устройство защиты и автоматики.
Потребителями электроэнергии ПС Конгаз являются: Винзавод Котельная Микрорайон Буджак Холодильник Микрорайон БАМ Колбасный цех.
Электрические нагрузки потребителей ПС Конгаз:
Рисунок 1.1 - Суточный график нагрузок
2 Характеристика схемы подстанции и прилегающей сети
Подстанция 110 кВ Конгаз была введена в эксплуатацию в 1983 году с одним трансформатором Т1 и подключена к энергосистеме путём сооружения ВЛ 110 кВ Комрат а затем в 1985 добавили второй трансформатор Т2 путем сооружения ВЛ 110 кВ Вулканешты. Она предназначалась для питания потребителей огромного села Конгаз и близлежащих сел . Напряжение на ввода трансформаторов подается по двум взаиморезервируемым линиям: Комрат и Вулканешты. Такая схема позволяет производить поочередный ремонт выключателей без отключения потребителей.
Схема распределительного устройства (РУ) высшего напряжения (ВН) определяется положением подстанции в сети напряжением сети числом присоединений.
РУ ВН выполнено по схеме мостика с глухой перемычкой с присоединением трансформаторов к ней через разъединители и отделители с установкой короткозамыкателей.
Наличие глухой перемычки снижает надёжность работы схемы в аварийных ситуациях.
При повреждении трансформатора его защита действует на короткозамыкатель тем самым осуществляется искусственное короткое замыкание (КЗ) и срабатывает защита воздушной линии (ВЛ) 110 кВ. Затем в бестоковую паузу отключается отделитель после чего устройством автоматического повторного включения (АПВ) ВЛ включается в работу. Полное время отключения линии и трансформатора составляет 05-08 с. Оно слагается из времени срабатывания защиты трансформатора короткозамыкателя линейной защиты и линейных выключателей.
Учитывая вышеуказанные недостатки предлагается РУ 110 кВ выполнить по схеме мостика (рисунок 1.2) с применением элегазовых выключателей.
Рисунок 1.2 - Схема РУ 110 кВ
РУ низшего напряжения (НН) представляет собой одиночную секционированную с обходной системой сборных шин.
3 Существующее состояние подстанции и факторы определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции
Подстанция 110 кВ Конгаз состоит из основного оборудования выпуска 1970-1980г.г.
На подстанции установлены:
Два трансформатора с расщепленной обмоткой 1Т и 2Т – ТМН-6300110.
На стороне 110 кВ трансформатор 1Т запитан от ВЛ Комрат 2Т – от ВЛ Вулканешты.Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ допускается кратковременно ( не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.
Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов 1Т 2Т автоматически или дистанционно.
В цепи линий установлены аппараты необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.
Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20630.
Разъединители применяются для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе.
На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-2-1101000У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т – КРУН-10 кВ и 2Т – КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-102000.
В результате электромагнитных процессов связанных с резким изменением режима работы электрических сетей внутри электроустановки или внешних воздействий например молний возникают перенапряжения. Для защиты от них на стороне 110 кВ применяют разрядники РВС – 11073 – 10(I)УХЛ1 и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС – 11044 – 10(I)УХЛ1; на стороне 10 кВ: РВ0 – 1011 – 10(I)УХЛ1. Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высокого напряжения применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.
Таблица 1.1 Существующие измерительные трансформаторы на подстанции
Трансформатор напряжения
Схема КРУН-10 кВ одно-секционированная система шин. В целях ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа секций. В схеме предусмотрен секционный выключатель с устройством автоматического включения резерва (АВР). Надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ позволяющих производить быструю замену выкатной части ячейки для ремонта выключателя. Установлены ячейки K-47. Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТМ – 6310023 присоединенные к секциям 10 кВ.
Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется:10 кВ – кабельными и воздушными ЛЭП. За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс.
Кроме того с течением времени выявились недостатки расположения ПС Конгаз: большая длина кабельных линий и как следствие высокий уровень емкостных токов требующий применения соответствующего оборудования.
Поэтому необходима реконструкция действующей подстанции целью которого является замена устаревшего оборудования и автоматики.
4 Технические решения реконструкции ПС 110 кВ Конгаз
Технические решения реконструкции подстанции «Конгаз» направлены на повышение надежности схемы подстанции:
-установка выключателей на стороне 110 кВ на подходящих линиях;
-выключателя на перемычке между линиями 110 кВ;
-замена устаревшего оборудования на новое и более совершенное.
Кроме того рассматривается выбор дополнительного оборудования для компенсации емкостных токов.
4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ
В основу реконструкции ОРУ 110 кВ подстанции Конгаз заложены следующие принципы:
-обеспечение возможности подключения ВЛ 110 на любом из этапов реконструкции;
-сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ;
-минимальное количество переключений коммутационного оборудования;
-минимальное количество и протяжённость временных перемычек и участков линий.
4.2 Реконструкция КРУН 10 кВ
К существующему КРУН 10 кВ ПС Конгаз подключены линии электропередачи одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Указанные особенности присоединений КРУН 10 кВ определяют расчётные условия в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.
В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:
-максимальное сохранение в работе всех присоединений;
-обеспечение выдачи всей установленной мощности ;
-сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;
-минимальное количество временных перемычек;
-исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

Literatura.docx

«Правила устройства электроустановок» Минэнерго СССР. – 6-е изд. перераб. и доп. – М.: «Энергоатомиздат» 1985.-640 с.
«Электромагнитные переходные процессы» С.А.Ульянов. Москва. «Энергия» 1970.
«Электрооборудование станций и подстанций» Л. Д. Рожков В.С.Козулин. Москва. «Энергоатомиздат» 1987.
«Электрическая часть станций и подстанций» под. ред. А. А. Васильева. Москва. «Энергоатомиздат» 1990.
«Электрическая часть электростанций и подстанций» под. ред. Б.Н.Неклепаева. Москва. «Энергия» 1978.
Руководящие указания по релейной защите «Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Схемы» Москва. «Энергоатомиздат» 1985
Руководящие указания по релейной защите «Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчёты» Москва. «Энергоатомиздат» 1985.
«Bazele calculului tehnico-economic al sistemelor de transport si distributie a energiei electrice» Valentin Arion Ion Stratan. Chisinau UTM 1998.
«Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования» А.А.Фёдоров Л.Е.Старкова. Москва. «Энергоатомиздат» 1985.
«Охрана труда в электроустановках» под. ред. Б. А. Князевского.
«Cerintele STAS» indrumar metodic privind elaborarea proiectelor si lucrarilor de diploma si de an. Chisinau 2001.
Червяков Д.М. Лысова О.А. Панфилов Г.А. Дипломное
Проектирование: Учебное пособие.-Тюмень: ТюмГНГУ 1999. – 93 с.

ВВЕДЕНИЕ.doc

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий освещения автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники элегазового и вакуумного электрооборудования новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения промышленных предприятий занято огромное количество инженерно-технических работников накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и в частности в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.
Проектируемая подстанция расположена в Комратском районесело «Конгаз». Данный район является динамически развивающимся. В связи с активной застройкой микрорайона встаёт вопрос о дополнительной мощности для питания электроприемников.
Электроэнергией район обеспечивается от энергосистемы в данном проекте рассмотрен вопрос о питании потребителей села - напряжением 10 кВ.
Непрерывность технологического процесса тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания.
При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме а также принципиальное решение вопросов защиты степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на главной понизительной подстанции предприятия.
Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов в число которых входят силовые трансформаторы выключатели разъединители сборные шины а также линии электропередачи.
В целях обеспечения бесперебойности питания электроэнергией ответственных потребителей и повышения устойчивости аппаратуры по отношению к токам короткого замыкания предусматривается автоматизация в системах электроснабжения АВР АПВ что позволяет обходиться без дежурного персонала на подстанциях.
Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений предприятия определяется суммарными минимальными расчетными затратами.
Реконструкция ПС 110кВ «Конгаз» вызвана необходимостью модернизации и замены устаревшего электрооборудования и автоматики.
В настоящей работе рассматриваются следующие возможности усиления надежности схемы электроснабжения:
)Установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;
)Замена разрядников на более современные ограничители перенапряжения нелинейные;
)Установка современных счетчиков предназначенных для автоматического контроля учета электроэнергии;
)Установка более мощных устройств компенсации емкостного тока.

Заключение.doc

Темой данной дипломной работы является модернизация проходной подстанции «Конгаз» 11010 кВ. При модернизации были обработаны графики нагрузок и были предложены наиболее оптимальные ее варианты. Особое внимание уделялось перспективе развития наличию дополнительной мощности на подстанции в силу бурного развития сельского хозяйства в данном регионе.
Подстанция «Конгаз» 11010 кВ снабжается электроэнергией от энергосистемы по воздушным линиям электропередачи на напряжении 110 кВ. Данная подстанция в свою очередь снабжает электроэнергией село Конгаз и близлежащие села.
В дипломном проекте было применено новое оборудование такое как : элегазовые выключатели вакуумные выключатели электронные трёхфазные счетчики и др. Оборудование выбиралось на основании расчета токов короткого замыкания .
Как указывалось ранее одним из важнейших параметров при выборе оборудования для установки на данной подстанции являлась его надёжность. При разработке разделов посвященных защите подстанции от прямых ударов молний и заземления были подробно проанализированы условия окружающей среды состояние почвы в месте выбранном под строительство подстанции число грозовых часов в году.
Особое внимание при дипломном проектировании было уделено вопросам охраны здоровья и безопасности труда. Для служащего персонала на данной подстанции представлены меры по технике безопасности при монтаже и эксплуатации оборудования.
Все принятые решения и расчёты в данной дипломной работе осуществлялись только согласно действующим нормативам и стандартам.

5Н.dwg

Наименование присоединения
Марка монтажных единиц
ПРБМ "Исеть-110-5Н-2-УХЛ1
Подстанция комплектная распределительная
Т 110.003.5Н- УРФИ2006.1
на блочно-модульных конструкциях
Трансформатор тока ТБМО-110
Выключатель элегазовый
LTB 145 D1B (ВГТ-110II*-402500 УХЛ1)
с приводом BLK 222; (с приводом ППрК)
Ограничитель перенапряжений
Встроенные трансформаторы тока
Разъединитель РПД-2-1101600УХЛ1
с эл. дв. приводом ПМН-1000 УХЛ1для
(ВГТ-110II*-402500 УХЛ1)
Заземлитель однополюсный
ЗОН-110Б-I УХЛ1 с приводом
с пружинным приводом FSA-2
со встроенными тр-рами тока
Ктт=200-300-400-6005 А;
Выключатель элегазовый 145РМ40-20
со встроенными трансформаторами тока
SGF123nII*-100УХЛ1+2EНА31-801МТ50
главных ножей и ручными приводами
НА31-80 для заземляющих ножей
с эл. дв. приводом МТ50 для
SGF123nII*-100УХЛ1+1EНА31-801МТ50
главных ножей и ручным приводом
НА31-80 для заземляющего ножа
SGF123nII*-100УХЛ1+2EНА31-80
ПРН для заземляющих ножей
с эл. дв. приводом ПМН-1000 УХЛ1 для
ножей и ручными приводами
ПМН-1000 УХЛ1 для главных
Разъединитель РПД-1-1101600УХЛ1
ПРН для заземляющего ножа
Схема электрическая главная
Вариант с установкой выключателей
и разъединителя РПД-110
Вариант с установкой выключателя
и разъединителя SGF123nII
План с установкой выключателя
с эл. дв. приводом для главных ножей и
и разъединителей SGF123nII*
и ручными приводами для заземляющих ножей
Разрез с установкой выключателя
Т 110.003.5Н- УРФИ2006.2
Трансформатор силовой
Сетка фундаментов для выключателя
и разъединителя SGF123n
и разъединителей РПД-110
*Шкаф ШОВ-2 устанваливается для выключателей LTB 145 D1B.
**Шкаф ШОВ-4 устанваливается для выключателя ВГТ-110.
К трансформатору Т-2
К трансформатору Т-1
типа БМК "Исеть-110-5АН-2-УХЛ1
Блочно-модульная конструкция
Изолятор ОТК-30-110-Б11 УХЛ1
Изолятор ОСК-10-110-Б02 УХЛ1
Выключатель колонковый
Трансформатора напряжения СРA123
Разъединитель РПД-110***
ВЧ заградитель типа ВЗ-630
Конденсатор связи типа СМПВ
Выключатель баковый 145РМ40-20
Разъединитель SGF123
Огранич.перенап. PEXLIM Q144XН170
Трансформатор напряжения СРA 123
ВЕДОМОСТЬ РАБОЧИХ ЧЕРТЕЖЕЙ ОСНОВНОГО КОМПЛЕКТА
Сетка фундаментов для выключателей
разъединителей SGF123nII
Конденсатор связи СМПВ-110
Высокочастотный заградитель ВЗ-630
*** При заказе разъединителя РПД-110 нужно указать что привода для главных и
заземляющих ножей располагаются на среднем полюсе.
Т 110.003.5Н- УРФИ2006.1
Схема питания приводов выключателей LTB145 D1B
шкафов управления выключателей и шкафов наружной установки
Схема питания приводов выключателей ВГТ-110
Схема питания приводов выключателей 145РМ40-20
Схема питания приводов разъединителей SGF123II и обогрева
шкафов наружной установки
Схема питания и обогрева приводов ПМН-1000 УХЛ1
разъединителей РПД-1102000
Схема электрическая главная. Вариант с установкой выключателей
Схема электрическая главная. Вариант с установкой выключателя
5РМ40-20 и разъединителя SGF123nII
План с установкой выключателей LTB 145 D1B
и разъединителей РПД-110 с эл. дв. приводом для главных ножей
Разрез с установкой выключателей LTB 145 D1B
План с установкой выключателей 145РМ40-20
и разъединителей SGF123nII с эл. дв. приводом для главных ножей
Разрез с установкой выключателей 145РМ40-20
Журнал силовых кабелей. (вариант с установкой выключателей LTB 145 D1B)
(вариант с установкой выключателей ВГТ-110)
(вариант с установкой выключателей 145РМ40-20)
(вариант с установкой разъединителей SGF123nII)
(вариант с установкой разъединителей РПД-110)
Прилагаемые документы
Журнал силовых кабелей.
Электротехнические решения
(все приводы располагаются на среднем полюсе)
(все приводы располагаются на
(все приводы располагаются

7 ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА.doc

7 ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА
Справедливо организованный человеческий труд имеет свои позитивные стороны в экономических аспектах для предприятия а ошибки в организации труда могут иметь негативные последствия.
В процессе дипломного проектирования рассмотрены вопросы охраны здоровья и безопасности труда на проектируемой подстанции «Конгаз» 11010 кВ. Для этого проведен анализ профессиональных рисков и разработаны меры по предотвращению несчастных случаев.Данный раздел посвящен оценке и анализу опасных и вредных факторов воздействующих на персонал обслуживающий подстанцию «Конгаз» 11010 кВ и предложению мероприятий по уменьшению и полному предотвращению влияния этих факторов. Целью данного раздела является обеспечение безопасности обслуживающего персонала при эксплуатации подстанции.
Для осуществления поставленных целей необходимо решить задачи:
анализ опасных и вредных производственных факторов;
разработка мероприятий по обеспечению безопасности персонала.
На человека в процессе его трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы.
2 Проведение идентификации и анализа опасных и вредных производственных факторов
В данной работе разработана модернизация проходной подстанции «Конгаз» 11010 кВ на которой установлены два силовых трансформатора ТМН-630011010 с напряжениями: на высокой стороне 110 кВ; на низкой стороне 10 кВ. Для потребителей на стороне низкого напряжения от подстанции отходят 7 линий. На подстанции обслуживающий персонал согласно ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные производственные факторы» подвергается воздействию следующих опасных и вредных факторов:
влияние электромагнитных излучений на организм человека;
повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может пройти через тело человека;
поражение электрическим током:
а) при прикосновении к токоведущим частям находящимся под напряжением;
б) при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящимся под напряжением;
в) при работе с неисправными инструментами и средствами индивидуальной защиты;
г) при проведении коммутационных операций;
падение персонала с высоты;
повышенный шум при эксплуатации силового трансформатора ТМН-630011010 который обусловлен неплотным стягиванием пакетов стальных сердечников.
3 Мероприятия по организации электробезопасности на подстанции «Конгаз» 11010 кВ
Опасное и вредное воздействия на людей электрического тока электрической дуги и электромагнитных полей проявляются в виде электротравм и профессиональных заболеваний.
Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока электрической дуги и электромагнитных полей зависит от:
- рода и величины напряжения и тока;
- частоты электрического тока;
- пути тока через тело человека;
- продолжительности воздействия электрического тока или электромагнитного поля на организм человека;
- условий внешней среды.
Электробезопасность обеспечивается:
- конструкцией электроустановок;
- техническими способами и средствами защиты;
- организационными и техническими мероприятиями.
- электроустановки и их части должны быть выполнены таким образом чтобы работающие не подвергались опасным и вредным воздействиям электрического тока и электромагнитных полей и соответствовать требованиям электробезопасности.
Технические способы и средства защиты обеспечивающие электробезопасность должны устанавливаться с учетом:
- номинального напряжения рода и частоты тока электроустановки;
- способа электроснабжения (от стационарной сети от автономного источника питания электроэнергией);
- режима нейтрали (средней точки) источника питания электроэнергией (изолированная заземленная нейтраль);
- вида исполнения (стационарные передвижные переносные);
- условий внешней среды:
- особо опасные помещения;
- помещения повышенной опасности;
- помещения без повышенной опасности;
- на открытом воздухе;
- возможности снятия напряжения с токоведущих частей на которых или вблизи которых должна производиться работа.
- характера возможного прикосновения человека к элементам цепи тока:
-однофазное (однополюсное) прикосновение;
-двухфазное (двухполюсное) прикосновение;
-прикосновение к металлическим нетоковедущим частям оказавшимся под напряжением;
-возможности приближения к токоведущим частям находящимся под напряжением на расстояние меньше допустимого или попадания в зону растекания тока;
-видов работ: монтаж наладка испытание эксплуатация электроустановок осуществляемых в зоне расположения электроустановок в том числе в зоне воздушных линий электропередачи.
Электробезопасность на проектируемой подстанции обеспечивается проведением следующих организационных и технических мероприятий которые указаны ниже :
● При работе по наряду бригада на подстанции состоит не менее чем из двух человек — производителя работ и члена бригады. Производитель работ отвечает за правильность подготовки рабочего места выполнение необходимых для производства работ мер безопасности труда. Он же проводит обучение бригады об этих мерах обеспечивает их выполнение ее членами следит за исправностью инструмента такелажа ремонтной оснастки. Производитель работ выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В имеют группу по электробезопасности не ниже IV в установках до 1000 В и для работ выполняемых по распоряжению— не ниже III.
● Допуск к работе осуществляется допускающим — ответственным лицом из оперативного персонала. Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ вместе с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. После этого допускающий проверяет соответствие состава бригады и квалификации включенных в нее лиц прочитывает по наряду фамилии ответственного руководителя производителя работ членов бригады и содержание порученной работы; объясняет бригаде откуда снято напряжение где наложены заземления какие части ремонтируемого и соседних присоединений остались под напряжением и какие особые условия производства работ должны соблюдаться; указывает бригаде границы рабочего места и убеждается что все им сказанное понято бригадой. После разъяснений допускающий доказывает бригаде что напряжение отсутствует например в установках выше 35 кВ с помощью наложения заземлений а в установках 35 кВ и ниже где заземления не видны с места работы— с помощью указателя напряжения и прикосновением рукой к токоведущим частям
● В электроустановках напряжением выше 1000 В на подстанции «Конгаз» 11010 кВ со всех сторон откуда может быть подано напряжение на место работы при отключении должен быть видимый разрыв который осуществляется отключением разъединителей отделителей и выключателей нагрузки без автоматического включения их с помощью пружин установленных на самих аппаратах. Видимый разрыв можно создать сняв предохранители или отсоединив либо сняв шины и провода. Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы отключаются с обеих сторон чтобы исключить обратную трансформацию. Во избежание ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов выполняют следующие мероприятия:
ручные приводы в отключенном положении и стационарные ограждения запирают на механический замок; у приводов коммутационных аппаратов имеющих дистанционное управление отключают силовые цепи и цепи оперативного тока; у грузовых и пружинных приводов включающий груз или пружины приводят в нерабочее положение.
● В электроустановках напряжением до 1000 В на подстанции «Конгаз» 11010 кВ в зависимости от конструкции запирают рукоятки или дверцы шкафа укрывают кнопки устанавливают между контактами изолирующие накладки отсоединяют концы проводов от включающей катушки. Отключенное положение аппаратов с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения.
● На приводах ручного и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешивают запрещающие плакаты «Не включать. Работают люди» а на воздушных и кабельных линиях — «Не включать. Работа на линии». В зависимости от местных условий и характера работы неотключенные токоведущие части доступные для непреднамеренного прикосновения на время работы ограждают щитами экранами из изоляционных материалов изолирующими накладками или устанавливают специальные передвижные ограждения.
● В ОРУ на подстанции «Конгаз» 11010 кВ рабочее место ограждают канатом с вывешенными на них плакатами «Стой. Напряжение» обращенными внутрь ограждаемого пространства. На конструкциях по которым разрешено подниматься вывешивают плакат «Работать здесь» на соседних — «Не влезай. Убьет!». На всех подготовленных рабочих местах после наложения заземления и ограждения рабочего места вывешивают плакат «Работать здесь». Во время работы запрещается переставлять или убирать плакаты и установленные временные ограждения а также проникать на территорию огражденных участков.
● Отсутствие напряжения проверяют между всеми фазами каждой фазой и землей каждой фазой и нулевым проводом. Для проверки отсутствия напряжения на электроустановках до 1000 В используют двухполюсные и однополюсные указатели напряжения. Не допускается применять контрольные лампы так как при ошибочном включении на 380 В они могут взорваться и травмировать персонал электрической дугой и осколками стекла. Однополюсные указатели рекомендуется использовать при проверке схем вторичной коммутации определении фазного провода и его подсоединении к электросчетчикам и т. д.
● Для проверки отсутствия напряжения в электроустановках выше 1000 В служит указатель напряжения который состоит из рабочей и изолирующей частей а также рукоятки. В рабочую часть входят контакт-наконечник газоразрядная лампа и конденсаторы. Изолирующая часть представляет собой привинченные друг к другу изоляционные трубки. Перед использованием указатели напряжения предварительно проверяют на токоведущих частях заведомо находящихся под напряжением. Для проверки указателей напряжения на 10 кВ применяют мегаомметр на 2500 В или подносят их к свечам работающего автомобильного двигателя либо к специальному карманному транзисторному прибору ППИ-4. Допускается предварительная проверка указателей в другой электроустановке но применяют их если они не подвергались толчкам или ударам.
● На воздушных линиях электропередачи подстанции «Конгаз» 11010 кВ отсутствие напряжения рекомендуется проверять бесконтактным указателем напряжения УВНБ действие которого основано на электростатической индукции. Указатель выдает прерывистый световой сигнал частота которого увеличивается по мере приближения к находящимся под напряжением токоведущим частям. Он имеет встроенное устройство проверки его исправности источник питания и зарядное устройство.
● Отсутствие напряжения в электроустановках 10 кВ и выше проверяют с помощью изолирующей штанги. Если при нескольких ее прикосновениях к токоведущим частям не наблюдается искрения и потрескивания напряжение отсутствует. На ВЛ сначала проверяют обозначения на опорах а затем отсутствие напряжения. Если провода на ВЛ подвешены на разных уровнях проверяют отсутствие напряжения и сразу накладывают заземление снизу вверх начиная с нижнего провода.
В РУ применяются различные устройства сигнализирующие об отключенном состоянии аппаратов: блокирующие устройства постоянно включенные вольтметры стационарно подключенные индикаторы напряжения. Эти устройства являются вспомогательными средствами на основании показаний или действия которых не допускается делать заключение об отсутствии напряжения. При сигнализации таких устройств о наличии напряжения не следует приближаться к данному электрооборудованию и надо немедленно сообщить оперативному персоналу или диспетчеру. Наложение заземлений выполняют для защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения к месту работы. Для заземления служат специальные стационарные заземляющие ножи или переносные заземления. Переносные заземления сначала присоединяют к земле а затем накладывают на токоведующие части; снимают их в обратном порядке. В электроустановках напряжением выше 1000 В переносные заземления накладывают с использованием изолирующих штанг. После выполнения всех указанных технических мероприятий вывешивают предупреждающие и предписывающие плакаты ограждают при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части.
Для обеспечения электробезопасности при эксплуатации силового трансформатора марки ТМН-630011010 на подстанции «Конгаз» 11010 он комплектуется следующими средствами защиты :
Таблица 7.1- Комплектация силового трансформатора средствами защиты
Наименование средства защиты
Напряжение электроустановки кВ
Указатель напряжения
4 Электробезопасность при монтаже оборудования на подстанции «Конгаз» 11010 кВ
Электробезопасность электроустановок обеспечивается конструкцией электроустановок техническими способами и средствами защиты организационными и техническими мероприятиями.
Все меры обеспечения электробезопасности сводятся к трем путям:
● недопущение прикосновения и приближения на опасное расстояние к токоведущим частям находящимся под напряжением;
● снижение напряжения прикосновения;
● уменьшение продолжительности воздействия электрического тока на пострадавшего.
При прямом прикосновении:
● применение надлежащей изоляции токоведущих частей;
● размещение вне зоне недосигаемости токоведущих частей от персонала(обеспечение недоступности к токоведущих частей);
● установка барьера;
● применение сверх низких напряжений;
● использование УЗО (с номинальным диффиринциальнным защитным током не более 30 mA.
При косвеном прикосновении:
● автоматическое отключение злектроустановок в аварийных режимах - защитное отключение;
● защитное заземление или зануление корпусов электрооборудования;
● выравнивание потенциалов;
● уравнивание потенциалов;
● двойная или усиленная изоляция токоведущих частей;
● защитное электрическое разделение сетей.
На проектируемой подстанции для того чтобы предупредить возможность случайного проникновения и тем более прикосновения к токоведущим частям находящимся под напряжением используются защитные сетчатые и смешанные ограждения а также система предупредительных плакатов. Решетчатые деревянные ширмы хорошо укрепленные или прочно установленные применяются в виде временных ограждений Применяются следующие предупредительные плакаты для электроустановок:
● предостерегающие в том числе «Высокое напряжение— опасно для жизни!» «Под напряжением. Опасно для жизни!» «Стой! Высокое напряжение» «Не влезай убьет!» «Стой! Опасно для жизни»;
● запрещающие: «Не включать — работают люди» «Не открывать — работают люди» «Не включать — работа на линии»;
● разрешающие: «Работать здесь» «Влезать здесь»;
● напоминающие: «Заземлено».
Каждый плакат имеет свою форму соответствующее изображение. Их рисунки размер и исполнение место и условия применения определены соответствующими нормами.
5 Пожарная безопасность при эксплуатации на подстанции «Конгаз» 11010 кВ.
Электрические системы и устройства представляют собой повышенную пожарную опасность. Поэтому порядок проектировки монтажа и эксплуатации электрооборудования строго регламентирован нормативными документами по пожарной безопасности. Анализ противопожарного состояния промышленных предприятий объектов сельского хозяйства зданий общественного назначения и жилых домов показывает что их безопасная эксплуатация во многом зависит от технического состояния электрооборудования электроустановок и приборов.
Общая методика обеспечения пожарной безопасности в целом следовательно и электроустановок в отдельности сводится к исключению или ограничению вероятности возникновения источника зажигания образования горючей среды путей распространения пожара. Если рассматривать этот вопрос шире то к этому списку следует добавить безопасную эвакуацию людей материальных ценностей и обеспечение надлежащих условий для успешного тушения пожара.Рассмотрение вопроса пожарной безопасности электроустановок следует начать с общей классификации всех помещений и мест где может находиться электрооборудование.
Фактически рассматриваемые далее вопросы будут направлены на рассмотрение возможности образования горючей среды. Зная особенности окружающей среды помещениях различного рода уже можно прогнозировать опасность тех или иных частей электрооборудования в отдельности а также вероятность возникновения пожаров в целом.
Проектирование и монтаж электрооборудования следует производить с учетом конкретных условий его эксплуатации. Для обеспечения пожарной безопасности а также длительной и безопасной работы электрооборудования одним из важнейших факторов является его конструктивное соответствие окружающей среде.
Для предупреждения пожаров от электротехнических причин необходимо исключить один из вышеперечисленных факторов. Достигнуть этого можно за счет:
- правильного выбора электрооборудования т. е. его конструктивного соответствия характеру окружающей среды технологии производства;
- правильного монтажа и эксплуатации;
- применения аппаратов защиты;
- проведения инженерных расчетов;
- соблюдения режимных мероприятий.
Среда в помещении характеризуется: составом температурой влажностью воздуха а также
характером технологических процессов химико-физическими свойствами обращающихся в
производстве веществ и материалов и классифицируется по ПУЭ (правила устройства электроустановок).
Классификация помещений (зон) по ПУЭ:
- сухие — f 60% влажные — 60% f 75% сырые — f > 75% особо сырые — f ~ 100% (f относительная влажность воздуха);
- жаркие — помещения в которых температура длительное время превышает +35 °С;
- пыльные (с токопроводящей и токонепроводящей пылью) — помещения в которых по условиям
производства выделяется технологическая пыль в таком количестве что она может оседать на проводах проникать внутрь машин аппаратов и т. д.;
- помещениям с химически активной средой — помещения в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары газы жидкости и образуются отложения или плесень разрушающие изоляцию и токоведущие части (пары кислот щелочей солей агрессивные газы органические вещества);
- пожароопасные и взрывоопасные помещения — помещения в которых обращаются пожаро- и пожаро-взрывоопасные вещества и материалы.
В зависимости от классов зон по ПУЭ в соответствии с действующими нормативными
документами по пожарной безопасности необходимо предусматривать электрооборудование с тем или иным классом защиты.Если окружающая среда в помещении содержит два или более указанных выше фактора то при выборе электрооборудования следует учитывать каждый из них.Кроме соблюдения правил по выбору типа оборудования следует обезопасить его от аварийных режимов работы таких как К.З. перегрузок в сети появлению больших переходных сопротивлений.
Опасность коротких замыканий определяется возникновением больших по величине токов. Так при однофазных К.З. токи могут достигать сотен ампер при трехфазных в силовых
сетях напряжением 380 В — тысяч а при более высоких напряжениях — десятков тысяч ампер
- выделение в течение очень малых промежутков времени большого количества тепла что приводит к воспламенению изоляции расплавлению токоведущих жил проплавлению брони кабелей труб электрических проводок;
- резкие динамические удары за счет сил электромагнитного взаимодействия что приводит к разбрызгиванию расплавленного металла на большие расстояния механическому разрушению обмоток электрических машин аппаратов и приборов.
Профилактику К.З. проводят в двух направлениях: не допустить К.З. и ограничить время действия опасных токов. Мерами предупреждения коротких замыканий являются: правильный выбор монтаж и эксплуатация электроустановоксвоевременное проведение планово-предупредительных осмотров и ремонтовконтроль сопротивления используются плавкие предохранители или автоматические воздушные выключатели. Для уменьшения колебаний напряжения в сети применяют автоматические регуляторы напряжения а для ограничения токов — индуктивные реакторы.
Электрической перегрузкой называется такой режим работы когда по проводам и кабелям электрических сетей обмоткам машин аппаратов и приборов идет рабочий ток больше допустимого.
Величина рабочего тока зависит от мощности и вида включенных токоприемниковнапряжения в сети и режима работы.
Длительно допустимым током называют ток который длительное время может протекать по проводам обмоткам машин и аппаратов не вызывая их перегрева сверх допустимой температуры определенной классом нагревостойкости изоляции.
Опасность перегрузок объясняется тепловым действием тока. При прохождении по проводникам тока большего чем допустимый происходит нагрев изоляции сверх допустимой температуры. Двукратные и более высокие перегрузки приводят к воспламенению горючей
изоляции. При меньших перегрузках воспламенение изоляции как правило не наблюдается но происходит термическое старение изоляции что приводит к коротким замыканиям.
Основными причинами перегрузок являются:
- неправильный выбор электрооборудования по мощности
- параллельное включение в сеть потребителей без увеличения сечения проводников
- попадание на проводники токов утечки молнии
- повышение температуры окружающей среды
- механические перегрузки двигателей работа на двух фазах.
Профилактика перегрузок:
- правильный расчет электрических сетей
- создание условий для охлаждения электрических машин аппаратов и приборов
- своевременная чистка и смазка
- применение аппаратов защиты.
Переходным сопротивлением называется сопротивление возникающее в местах перехода тока с одного проводника на другой. Переходные сопротивления образуются в местах соединения проводников между собой или в местах присоединения проводников к машинам аппаратам приборам. Большие переходные сопротивления возникают в местах плохих контактов за счет слабого сжатия окисления контактных поверхностей малой поверхности контакта.В местах возникновения больших переходных сопротивлений возникает локальный нагрев что может приводить к воспламенению изоляции сгораемых элементов конструкций и т. д. Опасность больших переходных сопротивлений усугубляется тем что аппараты защиты не срабатывают а места возникновения Б.П.С. контролировать весьма сложно.
Для предупреждения возникновения пожаров на подстанции «Конгаз» 11010 кВ в обязательном порядке необходимо :
- правильно соединять проводники между собой
- на съемных контактах применять специальные наконечники
- при соединении на винтах и болтах предусматривать контрящие приспособления (особенно на оборудовании подверженном вибрации)
- применять антикоррозийные покрытия
- применять трущиеся контакты
- регулярно проводить осмотры контактных соединений.
6 Пожарная безопасность при эксплуатации силовых трансформаторов ТМН- 630011010 на подстанции «Конгаз» 11010
Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность обеспечиваются:
- Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы.
- Соблюдением температурных режимов.
- Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения регулирования и защиты оборудования.
На подстанции для обеспечения пожарной безопасности и надежной эксплуатации силовых трансформаторов ТМН-630011010 проводят следующие мероприятия в обязательном порядке :
● Маслоприемное устройство под силовым трансформатором маслоотвод содержится в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
● В пределах бортовых ограждений маслоприемника бетонное покрытие содержится в чистом состоянии и не реже 1 раза в год промывается.
● Бортовые ограждения маслоприемного устройства выполняются по всему периметру без разрывов высотой не менее 150мм над землей.
● Вводы кабельных линий в шкафы управления защиты и автоматики а также разветвительные коробки на трансформаторах уплотнены водостойким несгораемым материалом.
● Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов проверяются не реже 2 раз в год а также после обильных дождей таяния снега или тушения пожара.
● При осмотре трансформатора обеспечивается возможность контроля целостности мембраны.
● При обнаружении свежих капель масла на маслоприемнике немедленно принимаются меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев заварка трещин) при соблюдении мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.
● При возникновении пожара на трансформаторе он отключается от сети всех напряжений если не отключился от действия релейной защиты и заземлен. Персонал вызывает пожарную охрану и далее действует по карточкам пожаротушения.
● Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из корпуса т.к. это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
● В местах установки пожарной техники оборудованы и обозначены места заземления.
7 Расчёт защитного заземления
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью 110 кВ выполняется с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.
Расчёт по допустимому сопротивлению производит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ. и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения а не величины R3.
Сложный заземлитель заменяется расчётной квадратной моделью при условии равенства их площадей S общей длины горизонтальных проводников глубины их заложения t числа и длины
вертикальных заземлителей и глубины их заложения.
В расчётах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h1 с удельным сопротивлением p1 нижний с удельным сопротивлением p2. Глубина заложения заземляющего устройства t=05-07м длина вертикального заземлителя lв=3-5м принимаем lв=5м: расстояние между горизонтальными заземлителями а=5м.
В соответствии с графической частью лист 4:
принимаем S=32·695=2224м2.
Толщина верхнего слоя грунта h1=2м.
Глубина заложения заземляющего устройства 05-07м принимаю t=05м.
Длинна вертикального заземлителя 3-5м принимаю lв=5м.
Расстояние между вертикальными заземлителями с полосами 4-6м принимаю а=5м.
Длинна горизонтального заземлителя:
Коэффициент напряжения прикосновения:
где М это коэффициент зависящий от отношения удельного сопротивления грунтов М=062
b - коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растеканию тока от ступней человека Rс.
В расчетах принимаю Rч=1000Ом; Rс=15r;
Напряжение на заземлителе:
где Uпр.доп это допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп =400В при tотк=016с
Ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при трехфазном токе короткого замыкания:
Допустимое сопротивление заземляющего устройства:
Число вертикальных заземлителей:
Общая длина вертикальных заземлителей:
Lв= ×5=40×5=20 м. (7.8)
Относительная глубина заложения заземляющего устройства:
Относительная толщина верхнего слоя:
Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями:
Эквивалентное сопротивление грунта:
Общее сопротивление сложного заземлителя:
Напряжение прикосновения:
Uпр. Uпр.доп.1935 400 В.
8 Расчёт защиты подстанции от прямых ударов молнии
При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.
Молнии характеризуются большим разрушающим действием объясняемым большими амплитудой крутизной нарастания и интегралом тока.
В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн набегающих с линий электропередачи защите подлежат следующие объекты расположенные на их территории:
а) открытые распределительные устройства (ОРУ) в том числе шинные мосты и гибкие связи в том числе шинные мосты и гибкие связи;
б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);
в) здания маслохозяйства.
ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.
Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями.
Молниеотводы установленные на порталах подстанций дешевле отдельно стоящих молниеотводов так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции.
Порядок расчета стержневых молниеотводов:
h=hа + hх это полная высота молниеотвода
где hа это активная высота молниеотвода;
hх1=1135м hх2=55м – высота защищаемого объекта; р=1 при h ≤ 30 м;
Д=59м – большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах.
hа ≥ 598·1 = 7375 м. Принимаю 85 м.
h = 1135 + 85 = 1985м. Принимаю 20 м.
Высоту молниеотвода от земли выбирают такой чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 995% – зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии.
Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h150м представляет собой конус с высотой
и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования
rх = (11 – 0002h)(h – hх085);
rо = (11 – 0002·20)·20 = 212 м;
rх1 = (11 – 0002·20)·(20 – 1135085)= 704 м.
rх2 = (11 – 0002·20)·(20 – 55085)= 143 м.
Два молниеотвода одинаковой высоты находящихся друг от друга на расстоянии hL13h (20L1=533·20=60) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет высоту:
hс = hо – (017 + 3·10 -4h)(L1 – h)
rсх = rо (hс –hх)hс
hс = 17 – (017 + 3·10 –4 ·20)(53 – 20) = 1172 м
rсх1 = 212 (1172 – 1135) 1172 = 067 м
rсх2 = 212 (1172 – 6) 1172 = 103 м
hL13h (20L1=263·20=60)
hс = 17 – (017 + 3·10 –4 ·20)(26 – 20) = 159 м
rсх1 = 212 (159 – 1135) 159 = 6 м
rсх2 = 212 (159 – 6) 159 = 132 м
Рисунок 7.2- Схема молниезащиты ОРУ-110кВ
Молниеотводы состоят из молниеприемника несущей конструкции токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии. Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной стали любого профиля сечением не менее 100мм2 при длине не более 25м. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод объединяет все элементы молниеотвода в единую жесткую механически прочную конструкцию. В энергетике получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными железобетонными и металлическими опорами.
Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия связанные с прохождением по нему тока молнии. Токоотводы у молниеотводов с деревянными опорами изготовляются различного профиля с сечением рассчитанным для прохождения полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6мм2 угловую сталь сечением не менее 48мм2 и толщиной стенки 4мм.
Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из требований грозоупорности ЭУ сопротивления заземлителей не должны превосходить 10-15Ом.
Соединение отдельных частей токоотвода между собой с молниеприемником и с заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии токоотводы окрашиваются.

2 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.doc

РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции её пробой из-за перенапряжения и старения обрывы набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ) ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА) электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.
В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные) двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ) значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ) двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [1].
Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость для выбора при необходимости устройств по ограничению этих токов а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.
Расчётным является трёхфазное короткое замыкание т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения [12]:
-все источники участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ работают одновременно и с номинальной нагрузкой;
-расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;
-короткое замыкание наступает в момент времени при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
-сопротивление места КЗ считается равным нулю;
-не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчётную схему;
-не учитываются ёмкости а следовательно и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
-не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
-напряжение источников питания остаются неизменным.
В сетях 110 кВ и выше работающих с глухозаземленной нейтралью расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное) при котором ток в повреждённой фазе больше. В сетях менее 110 кВ расчёт токов КЗ производится для трёхфазного вида КЗ.
В связи с необходимостью проверки выбираемого силового и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.
В зависимости от назначения расчёта выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.
Например выбор и проверка коммутационной аппаратуры на термическую стойкость требует чтобы в ветви с КЗ протекал максимально возможный ток. Этот режим требует включения в расчетной схеме всех источников питания и ветвей связи. Такой режим называется максимальным.
Наоборот проверка чувствительности устройств релейной защиты должна производится с учётом ремонтных режимов сети при которых отключена часть источников питания и ветвей связи для того чтобы ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным. Однако хотя расчётные режимы и виды повреждения для проверки чувствительности устройств РЗиА должны устанавливаться исходя из наиболее неблагоприятных условий работы системы выбранный режим работы должен быть реально возможным [9].
Расчет сопротивлений всех элементов в относительных единицах производим в соответствии с [3] при базовой мощности Sб = 100 МВА. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение где числитель - номер сопротивления знаменатель - численное значение сопротивления. Для упрощения индекс * опускаем подразумевая что все полученные значения сопротивлений даются в о.е. и приведены к базисным условиям.
Сопротивление энергосистемы:
Сопротивление линий электропередачи:
Рисунок 2.1 - Расчетная схема
Сопротивление трансформаторов:
Схема замещения будет иметь вид показанный на рисунке 2.2
Приведём схему к более простому виду:
1 КЗ в точке К1 (110 кВ)
Приведем схему к наиболее простому виду. Схема замещения после преобразований приведена на рисунке 2.3:
Рисунок 2.3 - Преобразованная схема замещения
Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.
Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:
Начальное значение периодической составляющей тока кз:
где Хрез это результирующее сопротивление системы.
Суммарный ток энергосистемы в точке К1:
Значение ударного тока определяем из выражения:
где kу это ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Та. Для определения значения Та и kу воспользуемся таблицой [3]:
Значение ударных токов по ветвям энергосистемы:
Та = 002 с kу = 165. (2.11)
Суммарный ударный ток в точке К1:
2 КЗ в точке К2 (10 кВ)
Осуществляем преобразование схемы замещения:
Схема замещения после преобразований приведена на рисунке 2.4:
Рисунок 2.4 - Преобразованная схема замещения
где Хрез это результирующее сопротивление системы.
Значение токов по ветвям энергосистемы:
Значение ударного тока определяем из выражения :
где kу это ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Та. Для определения значения Та и kу воспользуемся таблицой [3].
Та = 002 с kу = 16 (2.17)
Таким образом ударный ток в точке К2:
3 Результаты расчетов токов КЗ
Таблица 2.5 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

6 АСПЕКТЫ ЭКОНОМИКИ И МЕНЕДЖМЕНТА.doc

6 АСПЕКТЫ ЭКОНОМИКИ И МЕНЕДЖМЕНТА
1 Технико–экономическое сравнение по выбору трансформаторов на подстанции
Задачи оптимизации рассматриваемые с точки зрения проектирования электрических сетей являются задачами эффективности использования капиталовложения в объекты электросетей. В общем случае экономическая эффективность вложений характеризуется системой показателей среди которых: приведенный чистый доход внутренний срок рентабельности приведенные общие затраты срок окупаемости и т. п. В случае электросетей к этим показателям добавляются другие например – уровень надежности обеспечения потребителей электроэнергией размер потерь мощности и энергии качество поставляемой энергии.
2 Постановка вопроса
Необходимо произвести технико–экономическое сравнение вариантов по выбору трансформаторов на подстанции «Конгаз». Рассматриваемые варианты:
I вариант: 2 трансформатора ТМН-630011010 с параметрами:
Рх = 65 кВт Рк = 35 кВт Uк = 105 % Iо = 05 % стоимость 65 тыс. .
IIвариант: 2 трансформатора ТДН-1000011010 с параметрами:
Рх = 10 кВт Рк = 58 кВт Uк = 105 % Iо = 04 % стоимость 125 тыс. .
Расчеты производятся по формуле (CTA):
где Iaкт это приведенная величина инвестиции за срок жизни проекта;
Сaкт - приведенная величина годовых эксплуатационных издержек;
D aкт - приведенная величина ущерба от недоотпуска электроэнергии. Так как рассматриваемые варианты подстанции обеспечивают одинаковую надежность электроснабжения потребителей величину ущерба от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать
-продолжительность нормативного периода функционирования = 20 лет
Т- продолжительность расчетного периода функционирования Т = 10 лет
Wакт – приведенная остаточная стоимость
где I это банковский процент на кредит i= 10 %
– продолжительность актуализированного периода при = 10 % = 614 лет
Суммарная величина инвестиции определяется как:
где Iтр это стоимость трансформаторов установленных на подстанции;
Iвыкл - стоимость ячеек с выключателями высшего напряжения.
Приведенная величина инвестиции:
Приведенная величина годовых эксплуатационных издержек:
где Ср.о это затраты на содержание и ремонт рассчитанные по формуле:
где Т = 614 лет рр.о = 33%.
Стоимость потерь мощности и энергии:
гдеСPW это стоимость переменных потерь;
СPW ² - стоимость постоянных потерь.
Стоимость переменных потерь в трансформаторах:
где – удельная расчетная стоимость переменных потерь мощности и энергии;
Cp – стоимость1кВт установленной мощности на электростанции;
C W – стоимость 1 кВт×ч энергии C W = 008 кВт×ч.
- переменные потери в трансформаторах определяются по формуле:
- для двух двухобмоточных трансформаторов работающих параллельно.
Удельная расчетная стоимость постоянных потерь:
где - постоянные потери в трансформаторах: .
Стоимость постоянных потерь:
гдеТf – годовое число работы установки ч.
Определяем капитальные приведенные инвестиции:
Затраты на содержание и ремонт за расчетный период:
Удельная расчетная стоимость переменных потерь:
Постоянные потери в трансформаторах:
Стоимость постоянных потерь в трансформаторах:
Стоимость полных потерь мощности:
Приведенная остаточная стоимость
Общие приведенные затраты
= 130 +280566 – 143 = 279266 тыс .
Приведенная остаточная стоимость:
Общие приведенные затраты :
= 250 +5340 – 275 = 5315 тыс .
Таблица 6.1 -Технико – экономическое сравнение вариантов
5 Цифровая подстанция - важный элемент интеллектуальной энергосистемы
В настоящее время в отрасли существует большое разнообразие точек зрения и подходов к тому что понимать под термином «цифровая подстанция». Для успешного развития автоматизации процессов передачи преобразования и распределения электроэнергии в масштабах ЕНЭС сейчас разрабатывается общая концепция программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; производятся микропроцессорные контроллеры оснащенные инструментальными средствами разработки на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса ПС; принят международный стандарт МЭК 61850 регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами (IED) ПС включая устройства контроля и управления релейной защиты и автоматики (РЗА) противоаварийной автоматики (ПА) телемеханики счетчики электроэнергии и т.д. Все это создает предпосылки для построения подстанции нового поколения – цифровой подстанции (ЦПС) в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга анализа и управления осуществляется в цифровой форме.
Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ в том числе:
Существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки приблизив источники цифровых сигналов к первичному оборудованию;
Повысить электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных устройств и вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи;
Упростить и в конечном итоге удешевить конструкцию микропроцессорных интеллектуальных электронных устройств за счет исключения трактов ввода аналоговых сигналов;
Унифицировать интерфейсы устройств IED существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе замену устройств одного производителя на устройства другого производителя) и др.
Уменьшение капитальных затрат:
- уменьшение затрат на кабельную продукцию и кабельные сооружения
- уменьшение стоимости терминалов (унификация аппаратной части замена
модулей ввода на цифровые интерфейсы)
- уменьшение площади земельных участков необходимых для
обустройства ПС (применение оптических цифровых ТТ и ТН современного
микропроцессорного вторичного оборудования даст возможность уменьшить);
- увеличение срока службы силового электрооборудования (расширенная диагностика);
- уменьшение затрат на проектирование монтаж и пусконаладку
(уменьшение кол-ва кабелей уменьшение кол-ва оборудования расширение
возможностей по типизации проектных решений в части шкафного оборудования и цифровых связей)
Уменьшение эксплуатационных затрат(на техобслуживание):
- упрощение эксплуатации и обслуживания (постоянная расширенная
диагностика в режиме реального времени в т.ч. – метрологических характеристик; сбор и отображение исчерпывающей информации о состоянии
и функционировании ПС );
- увеличение точности измерений (особенно при токах менее 10-15%Iн) и
увеличение благодаря этому точности учета электроэнергии и точности ОМП;
- сокращение возможности появления дефектов типа «земля в сети
постоянного тока» (сокращение размерности СОПТ ввиду использования
цифровых оптических связей);
- сокращение кол-ва внезапных отказов основного электрооборудования и
связанных с ними штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений
производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса
технических средств ЦПС);
- уменьшение количества сбоев неправильной работы отказов РЗА
(применение оптических кабелей вместо медных повысит электромагнитную
совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорных
устройств РЗ и автоматики);
- повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА
(отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической
составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и
усовершенствовать алгоритмы РЗА);
- уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения (в
результате применения оптических ТТ и ТН)
Основные принципы создания
Переход на цифровые (в основном – оптические) технологии съема информации и передачи команд управления:
- возможность «замены на ходу» источника сигнала и тем самым – повышение надежности функционирования релейных защит;
- увеличение быстродействия (не требуется защита «от дребезга» уменьшение
времени срабатывания исполнительной части – за счет оптических IGBT-модулей
уменьшения времени выявления аварийного режима*).
- улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной
совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ)
Увеличение интеллектуальной составляющей в оборудовании ЦПС:
- развитие средств и методов непрерывной диагностики (контроль деградации
характеристик контроль готовности к выполнению операций контроль
метрологических характеристик)
- расширение количества функций реализуемых в каждом терминале;
- перенос части расчетно-диагностических задач в интерфейсные модули (Smart-IED).
Двухэтапность реализации ЦПС:
- использование существующего основного оборудования к которому
добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как
правило размещаемый в помещении) на базе IEC 61850-8.1 и IEC 61850-9.2.
Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение
- разработка всей номенклатуры устройств РЗА ПА измерений с
интерфейсами IEC 61850-8.1 и IEC 61850-9.2.
- существенная модернизация основного электрооборудования с
интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых
датчиков полевых контроллеров твердотельных исполнительных модулей.
Расширение объема задач выполняемых интерфейсным модулем. Доработка
всех компонентов ЦПС с учетом опыта эксплуатации.
Компоненты цифровой подстанции
Цифровые измерительные трансформаторы:
Измерение гармонических составляющих
Расширенный динамический и частотный диапазон
Синхронность измерений
Снижение метрологических потерь
Устранено влияние электромагнитных эффектов (влияние помех остаточной намагниченности и т.д.)
Безопасность эксплуатации простота обслуживания
Отсутствие феррорезонансных явлений
Повышение точности измерений (особенно при малых токах) повышение точности ОМП.
Упрощение монтажа (меньше вес)
Ниже стоимость (для класса напряжения 500-750 кВ)
Подстанционный координационный центр – ПКЦ
ПКЦ - программно–аппаратное ядро ЦПС координирующее основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирующее процессы принятия и реализации решений по управлению оборудованием ПС.
С этой целью ПКЦ должен обеспечивать:
ведение актуализируемой модели технологических процессов подстанции как основы для построения алгоритмов контроля анализа достоверизации информации и управления функционированием ПС;
работу подсистем анализа технологических ситуаций в т.ч. поддержки процессов принятия решений по управлению в сложных аварийных ситуациях на основе актуальной модели;
организацию и ведение БД состояния оборудования ЦПС; отслеживание его предаварийных состояний и выдачу предупредительных или аварийных сигналов и сообщений;
взаимодействие с центрами управления в качестве «представителя» ЦПС в высших уровнях иерархии управления в ЭЭС;
телеуправление оборудованием ЦПС с обеспечением контроля его возможности допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС) а также успешности выполнения команд управления.
Метрологическое обеспечение
Традиционная подстанция:
Потери во вторичных цепях (для всех устройств разные);
Многократные АЦ преобразования (в каждом устройстве);
Не синхронность измерений;
Большое влияние ЭМ эффектов;
Цифровая подстанция:
Отсутствие потерь при передаче информации;
Неограниченное тиражирование информации;
Единожды выполняемое АЦ преобразование (первичное измерение)
Информационное обеспечение(инструментальные средства ЕСКК)
Инструментальные программные средства:
- поддержка полного жизненного цикла ПАК ЦПС (при проектировании пусконаладке в процессе эксплуатации)
- поддержка единого информационного пространства (единая система классификации и кодирования следование международным стандартам IEC при работе с данными)
- поддержка «самодокументирования» ПАК ЦПС (автоматизированное формирование документации в
электронном виде согласованные формы доступа к документам из ЦУС МЭС ПМЭС);
- поддержка конфигурирования и обслуживания Smart IED (технологическое ПО актуальные конфигурационные файлы эксплуатационная документация);
- постоянный контроль и диагностика сетей передачи данных.
Единая система классификации и кодирования:
-единая система обозначений для всех видов электросетевых объектов;
- единое обозначение объектов классификации и маркировки при проектировании внедрении (сооружении) эксплуатации и модернизации (реконструкции) энергообъектов;
- децентрализация процесса идентификации оборудования;
- уникальность кода идентификации;
- устойчивость кода идентификации к области применения;
- однозначность и корректность выполнения запросов для получения различных данных и документов примашинной обработке (на этапе проектирования и в процессе эксплуатации);
- возможность гармонизации с другими системами классификации (в частности – CIM);
- обеспечение возможности сохранения действующих локальных обозначений оборудования.
Обеспечение надежности (диагностика и тестирование)
Самодиагностика аппаратных средств:
- модули Smart IED основного электрооборудования
- микропроцессорные терминалы
Внешняя автоматическая диагностика специализированными программно –техническими средствами:
- без вывода из работы (сравнение мгновенных значений токов от разных ЦТТ одного присоединения сравнение напряжений электрически связанных ТН контроль суммы токовмощностей в узле).
- с кратковременным выводом из работы (эмуляция тестовых сигналов для терминалов и сравнение полученной реакции терминала с тестовой)
Информационная безопасность
Схема взаимодействия
Обеспечение безопасности канала
Гибкое управление правами пользователей
Диагностика кибер-атак
Защита от подмены сообщений
Защита от атак на отказ в доступе (DoS)
В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция» основанных на стандартах серии МЭК 61850 реализуются технологии управления Smart Grid вводятся в эксплуатацию приложения автоматизированных систем технологического управления. Применение технологии «Цифровой подстанции» должно позволить в будущем существенно сократить расходы на проектирование пуско-наладку эксплуатацию и обслуживание энергетических объектов.