Подстанция 110/35/10 кВ с микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики для защиты трансформатора (УГАТУ)

Аннотация.doc

Проведен обзор различных производителей микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики применяемых для защиты трансформатора и автотрансформатора.
Разработана подстанция 1103510 кВ. Проведены выбор и проверка основного силового и коммутационного оборудования.
Рассчитана релейная защита трансформатора с применением микропроцессорного устройства релейной защиты и автоматики.
Проведен анализ участка сети к которому подключается проектируемая подстанция. Объяснена целесообразность сооружения на участке III-ей цепи.
Проведен анализ опасных и вредных факторов воздействующих на персонал обслуживающий проектируемую подстанцию. Произведен расчет заземляющего устройства подстанции.
Определены стоимость реализации проекта срок окупаемости чистый дисконтированный доход и индекс доходности за расчетный период.

Список литературы.doc

Выбор схем электрических соединений подстанций С. Е. Кокин. - Екатеринбург: Издательство УГТУ-УПИ 2001.
Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35 - 750 кВ. - 3-е изд. перераб. и доп. № 13865. Т.1. - М.: ВГПИ и НИИ Энергосетьпроект 1991.
Указания по применению различных видов оперативного тока на подстанциях 110 кВ и выше. № 13906М - Т.1. Москва 1990.
Ананичева С. С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург: УГТУ-УПИ 1995. 55 с.
ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. - М.: Издательство стандартов 1988. - 40 с.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования Л. Д. Рожкова Л. К. Карнеева Т. В. Чиркова. - М.: Издательский центр «Академия» 2004. - 448с.
Правила устройства электроустановок. - 6-е изд. с изм. и доп. - М.: Госэнергонадзор 2001. - 944 с.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. «Электрооборудование станций и подстанций». М.: «Энергия» 1975.
Шкаф защиты трансформатора и автоматики управления выключателем типа ШЭ2607 041015 Руководство по эксплуатации. ЭКРА.656453.047 РЭ. Т.1. - 2005.
Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 - 500 кВ: Расчеты. - М.: Энергоатомиздат 1985 - 96 с.
Боровиков В. А. Косарев В. К. Ходот Г. А. «Электрические сети энергетических систем». Л.: «Энергия» 1977.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат 1989. 592 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем Под. ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1985. - 352 с.
Электрические станции подстанции и сети: Пособие по курсовому и дипломному проектированию С. Я. Свирен. - Киев: Государственное издание технической литературы УССР 1962.
Основы безопасной эксплуатации электроустановок А. И. Бухаров В. В. Петунин. - М.: Военное издательство - 1989.
Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов Под ред. Б. А. Князевского. - 3-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1983. - 336 с.
Методические указания к выполнению организационно-экономических расчетов в дипломных проектах для студентов спец. 0601 «Электрические машины и аппараты» - Уфа: УАИ 1987. 19 с.
Новые главы в экономике: Учебное пособие Н. К. Зайнашев С. В. Ильин Е. М. Сандомирский: УГАТУ 1994 г. - 91 с.
Беляева Е. Н. Как рассчитать ток короткого замыкания. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1983. - 136 с. ил. - (Б-ка электромонтера; Вып. 544).
Шабад М. А. Максимальная токовая защита. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние 1991 - 96 с.: ил. (Б-ка электромонтера; Вып. 640).
Голанцов Е. Б. Молчанов В. В. Дифференциальные защиты трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). - М.: Энергоатомиздат 1990. - 88 с.: ил. - (Б-ка электромонтера; Вып. 631).
Чернобровов Н. В. Семенов В. А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат 1998. - 800 с.: ил.

shema_raspolozheniya.frw

Устройство релейной защиты
трансформатора Т1 (Т2)
Схема электрическая принципиальная
Вновь запроектированные элементы сети выделены пунктиром.
Расчетная мощность 1000 МВА.
Исходные данные для расчета токов короткого замыкания приняты на основании письма
-175 от 17.02.2006 г.
В числителе показаны токи в максимальном режиме
в знаменателе в минимальном режиме.
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА
для защиты трансформатора
Пояснительная записка
2.1.06.260.2.000Э3.1
Рисунок 1 - Исходная схема участка сети
Рисунок 2 - Схема замещения участка сети для расчета токов короткого замыкания

spec.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ПС Электрозаводская 1103510кВ
Общестанционные электрические чертежи
Схема элетрическая главная
Трансформаторы напряжения типа
ВГТ-110 II*-252500У1
РГДЗ2-110 II1000УХЛ1
РГДЗ1-110-II1000УХЛ1
Продолжение приложения
Токоведущие части марки
Трансформаторы силовые типа
Трансформаторы тока типа
Ящики вторичного оборудования типа
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции
Подстанция 1103510кВ
Полная принципиальная

shema_raspolozheniya.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
Измерение Телеизмерение
Устройство релейной защиты трансформатора Т1 (Т2) Схема электрическая принципиальная
ШЭ 2607 1 комплект БЭ2704 V041
ШЭ 2607 2 комплект БЭ2704 V015
Вновь запроектированные элементы сети выделены пунктиром. 2. Расчетная мощность 1000 МВА. i-7
Исходные данные для расчета токов короткого замыкания приняты на основании письма №1420
-175 от 17.02.2006 г. i0
В числителе показаны токи в максимальном режиме
в знаменателе в минимальном режиме.
2.1.06.260.2.000Э3.1
Рисунок 1 - Исходная схема участка сети
Рисунок 2 - Схема замещения участка сети для расчета токов короткого замыкания
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА для защиты трансформатора Пояснительная записка
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции

razrezi_ORU.frw

Длины спусков уточняются по месту и принимаются на 5-6% длинее
расстояния между точкой соединения проводов и зажимом аппарата.
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА
для защиты трансформатора
Подстанция 1103510 кВ
ВГТ-110 II*-252500У1
Высокочастотные заградители типа
Конденсаторы связи типа
Ограничители перенапряжения типа
РГДЗ2-110 II1000УХЛ1
РГДЗ1-110-II1000УХЛ1
Токоведущие части марки
Трансформаторы напряжения типа
Трансформаторы силовые типа
Трансформаторы тока типа
Ящики вторичного оборудования типа
Продолжение приложения

principialnaya.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ПС Электрозаводская 1103510кВ
Общестанционные электрические чертежи
Схема элетрическая главная
Ограничители перенапряжения типа
Трансформаторы силовые типа
Трансформаторы тока типа
Трансформаторы напряжения типа
ВГТ-110 II*-252500У1
РГДЗ2-110 II1000УХЛ1
РГДЗ1-110-II1000УХЛ1
Подстанция 1103510 кВ Перечень элементов
Подстанция 1103510 кВ Схема электрическая принципиальная
Подстанция 1103510 кВ Схема электрическая принципиальная Перечень элементов
Продолжение приложения
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции
Подстанция 1103510кВ
Полная принципиальная

annot_forma.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ПС Электрозаводская 1103510кВ
Общестанционные электрические чертежи
Схема элетрическая главная
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА для защиты трансформатора Пояснительная записка
Выключатель элегазовый
Схема электрическая принципиальная
Подстанция 1103510 кВ
трансформатора Т1 (Т2)
Устройство релейной защиты
Цепи тока и напряжения шкафа
защиты трансформатора Т1 (Т2)
Схема электрическая расположения
Пояснительная записка
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА для защиты трансформатора Ведомость технического проекта
Цепи выходные и сигнализации шкафа
Ведомость технического проекта
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции
Подстанция 1103510кВ
Полная принципиальная

set.frw

Рисунок 3 - Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема" - проектируемая подстанция
и III-я цепь введены в работу
Рисунок 2 - Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема" - проектируемая
подстанция введена в работу
Рисунок 1 - Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема" - проектируемая подстанция
и III-я цепь не введены в работу
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА
для защиты трансформатора
Пояснительная записка
ПС "Электрозаводская

tok_i_napr_SHE.frw

Цепи тока и напряжения шкафа защиты
трансформатора Т1 (Т2)
Схема электрическая принципиальная
Дифференциальная защита
защита от перегрузки обмотки
контроль тока автоматики
охлаждения трансформатора
контроль тока автоматики РПН
Подстанция 1103510 кВ
Терминал защиты БЭ2704 V041
присоединение заднее
Измерительная клемма WTL61STB
Токовые цепи 1 комплекта
ШЭ 2607 041015 1 комплект
Токовые цепи 2 комплекта
Цепи напряжения 1 комплекта
Цепи напряжения 2 комплекта
ШЭ 2607 041015 2 комплект
Терминал защиты БЭ2704 V015
2.1.06.260.4.000Э3.3
2.1.06.260.4.000ПЭ3.3

tok_i_napr_SHE.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема
Терминал защиты БЭ2704 V041
присоединение заднее
Измерительная клемма WTL61STB
Цепи тока и напряжения шкафа защиты трансформатора Т1 (Т2) Схема электрическая принципиальная
Дифференциальная защита трансформатора
защита от перегрузки обмотки ВН
контроль тока автоматики охлаждения трансформатора
контроль тока автоматики РПН
защита от перегрузки обмотки СН
защита от перегрузки обмотки НН
Токовые цепи 1 комплекта
ШЭ 2607 041015 1 комплект
Схема цепей напряжения 35 кВ
Схема цепей напряжения 10 кВ
Пусковой орган напряжения МТЗ ВН
Токовые цепи 2 комплекта
Цепи напряжения 1 комплекта
Цепи напряжения 2 комплекта
ШЭ 2607 041015 2 комплект
защита от непереключения фаз
защита от неполнофазного режима
Терминал защиты БЭ2704 V015
2.1.06.260.4.000Э3.3
2.1.06.260.4.000ПЭ3.3
Цепи тока и напряжения шкафа защиты трансформатора Т1 (Т2) Перечень элементов
Подстанция 1103510 кВ Перечень элементов
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции

principialnaya.frw

Подстанция 1103510 кВ
Схема электрическая принципиальная
Ограничители перенапряжения типа
Трансформаторы силовые типа
Трансформаторы тока типа
Трансформаторы напряжения типа
ВГТ-110 II*-252500У1
РГДЗ2-110 II1000УХЛ1
РГДЗ1-110-II1000УХЛ1
Продолжение приложения

vihodnie_i_signal.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
Действие ТЗНП в защиту Т2 (Т1)
Отключение Q1 (НН1) без АПВ
Отключение Q4 (НН2) без АПВ" (Резерв)
Дуговая защита НН2" (Резерв)
Блокировка АВР СВ1 (НН1)
Блокировка АВР СВ2 (НН2)" (Резерв)
Входные цепи терминала
Блокировка цепи отключения Q1
Блокировка цепи отключения Q4 (Резерв)
Отключение СД (Резерв)
Отключение шин ДЗШ (Резерв)
Запрет АПВ шин от УРОВ (Резерв)
Запрет АПВ ВН1 (Резерв)
Пуск УРОВ ВН1 (Резерв)
Отключение ВН2 (ЭМО1) (Резерв)
Отключение ВН2 (ЭМО2) (Резерв)
Запрет АПВ ВН2 (Резерв)
Пуск УРОВ ВН2 (Резерв)
Цепи освещения шкафа
(В схему индив. сигн.)
Указательное реле "Неисправность
Указательное реле "Срабатывание
Сигнализация срабатывания защит на ДП
Звуковая предупре- дительная сигнализация с выдержкой времени
Цепи контроля исправности ламп (Резерв)
Сигнальные лампы шкафа
Световое табло на панели управления "Трансформатор
Звуковая предупре- дительная сигнализация без выдержки времени
Цепи выходные и сигнализации шкафа защиты трансформатора Т1 (Т2) Схема электрическая принципиальная
Терминал защиты БЭ2704 V015
Шинки опера- тивных цепей
срабатывания защит терминала
выхода УРОВ (Резерв)
дествия ЗНФ (Резерв)
положения выключателя "Включено
команды "Включить выключатель
Световая сигнализация положения выключателя
Аварийное отключение выключателя
Отключение шин от ДЗШ (Резерв)
В схему ДЗШ (Резерв)
В цепь ЭМВ и ЭМО1 (Резерв)
В цепь ЭМО2 (Резерв)
Переключатель APATOR 4G10-311 AMU
Диод КД243Е ААО.336800 ТУ
Светильник IP 44-360 ВтE27
Терминал защиты БЭ2704 V041
Лампа СКЛ-11-Ж-2-220 АДБК.432220.722 ТУ
Лампа СКЛ-11-К-2-220 АДБК.432220.722 ТУ
Реле R4-2014-23-1220 с контактной колодкой GZT4 и
Вт-1 кОм ОЖО.467.173 ТУ
Резистор С5-35В-50 Вт-3
Измерительная клемма WTL61STB
Проходная клемма WDU6
2.1.06.260.3.000Э3.2
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции

plan_podstancii_3.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
Подстанция 1103510 кВ Схема электрическая расположения
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции

razrezi_ORU.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
РГДЗ2-110 II1000УХЛ1
РГДЗ1-110-II1000УХЛ1
Токоведущие части марки
Трансформаторы напряжения типа
Трансформаторы силовые типа
Трансформаторы тока типа
Ящики вторичного оборудования типа
Длины спусков уточняются по месту и принимаются на 5-6% длинее расстояния между точкой соединения проводов и зажимом аппарата.
ВГТ-110 II*-252500У1
Высокочастотные заградители типа
Конденсаторы связи типа
Ограничители перенапряжения типа
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА для защиты трансформатора Перечень элементов
Подстанция 1103510 кВ Перечень элементов
Продолжение приложения
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции

VGT_110.dwg

Выключатель элегазовый типа ВГТ-110 Чертеж общего вида
Заимствованные изделия
Отключающее устройство
Устройство дугогасительное
Выключатель элегазовый

set.dwg

Вновь вводимое оборудование
Существующее оборудование
ТВТ-110 600-400- 300-2005
отпайка на ПС "Электрозаводская
отпайка на ПС "Жуково
отпайка на ПС "Авангард
Smax = 124 + j34 МВА
ПС "Электрозаводская
Рисунок 3 - Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема" - проектируемая подстанция и III-я цепь введены в работу
Рисунок 2 - Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема" - проектируемая подстанция введена в работу
Рисунок 1 - Анализ работы участка сети "Бекетово" - "Дема" - проектируемая подстанция и III-я цепь не введены в работу
Подстанция 1103510 кВ с МПУ РЗА для защиты трансформатора Пояснительная записка
от ПС "Западная" с установкой КРУ-6кВ
Западная с введением IV секции

Список сокращений.doc

Список принятых сокращений
РЗА - релейная защита и автоматика;
ЦДУ - центральное диспетчерское управление;
МПУ РЗА - микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики;
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
ИМС - интегральные микросхемы;
ДЗТ - дифференциальная защита трансформатора;
МТЗ - максимальная токовая защита;
УРОВ - устройство резервирования отказа выключателя;
ВН - высокое напряжение;
СН - среднее напряжение;
НН - низкое напряжение;
ПЛК программируемый логический контроллер;
ТЗНП - токовая защита нулевой последовательности;
ЗП - защита от перегрузки;
РПН - регулирование под нагрузкой;
ГЗ - газовая защита трансформатора;
ГЗ РПН - газовая защита РПН трансформатора;
АПВ - автоматика повторного включения;
ЛЗШ СШ - логическая защита секции шин;
ЗМН - защита минимального напряжения;
ЗОФ - защита от обрыва фазы;
ТО - токовая отсечка;
ТУ - технические условия;
РУ - распределительное устройство;
АВР - автоматика ввода резерва;
КРУ - комплектное распределительное устройство;
ЗРУ - закрытое распределительное устройство;
ОРУ - открытое распределительное устройство;
ПБВ - переключение без возбуждения;
ПТБ - «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок»;
ПУЭ - «Правила устройства электроустановок»;
ПТЭ - «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей»;
ПБ - «Правила пожарной безопасности»;
ФОТ - фонд оплаты труда;
ЕСН - единый социальный налог;
СПР - страхование профессионального риска;
ПР - прямые расходы;
НР - накладные расходы;
ПС - полная себестоимость;
D - выручка от реализации;
НП - налог на прибыль;
ЧП - чистая прибыль;
ЧДП - чистый денежный поток;
ЧДД - чистый дисконтированный доход;
ИД - индекс доходности.

Экономика.doc

6 Технико-экономические расчеты проектируемой подстанции
В данной части проекта рассматривается экономическое обоснование технических решений и организационных вопросов. Решения должны носить комплексный характер отражающий связь организационно-технических вопросов с результатами полученными на основании технико-экономических расчетов. Надежная работа систем электроснабжения невозможна без организации грамотной рациональной эксплуатации и четко поставленного своевременного обслуживания оборудования.
Строительство подстанции и III-ей цепи на участке производится в один этап то есть средства отпускаются однократно. При этом предполагается что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми издержками то есть передаваемая мощность а следовательно потери энергии затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.
При проведении технико-экономического анализа считаем что подстанция нагружена на максимальную мощность с момента ввода в работу.
1 Определение стоимости разработки проекта
Для определения затрат на проектирование подстанции необходимо определить затраты на оплату труда. Стоимость проекта определяется количеством и квалификацией специалистов принимающих участие в разработке временем на которое они привлечены. В таблице 6.1 приведены затраты на проектирование по соответствующим работам и в целом.
Калькуляция стоимости разработки проекта приведена в таблице 6.2.
Прямая заработная плата определяется по формуле:
где МТС - месячная тарифная ставка руб.;
ТР - трудоемкость работ ч.;
Ч - число рабочих часов в месяце (168 часов).
Таблица 6.1 - Заработная плата на разработку проекта
Должность исполнителя
Тарифная ставка руб.
Прямая тарифная зарплата руб.
Разработка технического задания
Разработка технических предложений
Разработка расчетной схемы
Расчет токов короткого замыкания
Выбор и проверка оборудования
Выполнение расчетов по релейной защите
Расчет III-ей цепи на участке сети
Расчеты по анализу участка сети
Расчеты по безопасности жизнедеятельности
Расчеты по экономике
Продолжение таблицы 6.1
Уральский коэффициент (15 %)
Основная заработная плата
Дополнительная заработная плата (85 % от основной)
Таблица 6.2 - Калькуляция стоимости разработки проекта
Оплата труда разработчиков (ФОТ)
Единый социальный налог (ЕСН)
Страхование профессионального риска (СПР)
Накладные расходы (НР)
Полная себестоимость (ПС)
2 Определение стоимости реализации проекта
В стоимость реализации проекта входят затраты на покупку оборудования его транспортировку монтаж и наладку а также постоянные затраты (затраты на уборку и благоустройство территории на покраску и так далее).
Капитальные затраты на реализацию проекта определяются по формуле:
где - капитальные затраты на оборудование тыс.руб.;
- транспортные расходы (20 % от ) тыс.руб.;
- расходы на монтаж оборудования (10 % от ) тыс.руб.;
- расходы на наладку и опробование оборудования (5 % от ) тыс.руб.;
- расходы на разработку проекта тыс.руб.;
- постоянные затраты (2 % от ) тыс.руб.
Капитальные затраты на сооружение подстанции приведены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 - Капитальные затраты на сооружение подстанции
Трансформатор силовой трехфазный трехобмоточный мощностью 40000 кВ×А
Трансформатор силовой трехфазный двухобмоточный мощностью 250 кВ×А
Выключатель элегазовый 110 кВ
Разъединитель наружной установки с одним комплектом заземляющих ножей
Разъединитель наружной установки с двумя комплектами заземляющих ножей
Трансформатор тока однофазный номинальное напряжение 110 кВ
Продолжение таблицы 6.3
Выключатель элегазовый 35 кВ
Трансформатор напряжения однофазный двухобмоточный
Сооружения и дополнительные устройства подстанции
Капитальные затраты на сооружение линии определяются по следующему выражению:
где - стоимость одного километра линии тыс.руб.км.;
Таким образом согласно (6.3) получаем:
Капитальные затраты на оборудование будут равны:
Капитальные затраты на реализацию проекта согласно (6.2):
3 Затраты на эксплуатацию подстанции
Затраты на эксплуатацию подстанции состоят из оплаты труда руководящего оперативного и ремонтного персонала обслуживающих данную подстанцию амортизационных отчислений стоимости расходных материалов налога на имущество и стоимости потерь электроэнергии.
3.1 Расчет списочной численности рабочих подстанции
Для начала определим баланс рабочего времени одного рабочего в год и сведем результаты в таблицу 6.4.
Таблица 6.4 - Баланс рабочего времени одного рабочего в год
-ти часовой рабочий день
-ми часовой рабочий день
Выходные и нерабочие дни
Номинальный фонд рабочего времени
Невыходы на работу по причинам:
Выполнение государственных обязанностей
Эффективный фонд рабочего времени
На подстанции значительная часть эксплуатационного персонала образует дежурный персонал (оперативные дежурные и диспетчеры). Дежурная смена длится в течение 12-ти часов. Дежурство в течение двух смен подряд запрещено ПТЭ. У всех остальных работников рабочий день длится в течение 8-ми часов.
Коэффициент списочной численности определяется:
для дежурного персонала:
для ремонтного персонала:
Согласно (6.5) и (6.6) получаем:
Расчет списочной численности рабочих приведен в таблице 6.5.
Число рабочих смен определяется умножением эффективного рабочего времени (согласно таблице 6.4) на расчетную списочную численность.
Количество рабочих часов определяется умножением количества смен на продолжительность смены (согласно таблице 6.4).
Число ночных часов (время работы с 22 до 6 часов) определяют как 13 от общего рабочего времени.
Число праздничных часов определяют умножением численности рабочих в сутки на количество праздничных дней в году (согласно таблице 6.4) и на продолжительность смены.
Таблица 6.5 - Расчет списочной численности рабочих
Наименование штатной единицы
Количество смен в сутки
Коэф. списочного состава
Положено отработать по списочному составу
Оперативный дежурный
Электромонтер по ремонту распредсетей
Электромонтер по ремонту кабельных линий
3.2 Расчет годового фонда заработной платы рабочих
Прямая заработная плата определяется умножением часовой тарифной ставки на количество часов определяемое из таблицы 6.5.
Премия выражается в процентах от прямой тарифной заработной платы.
Доплата за ночные часы работы определяется умножением числа ночных часов работы (согласно таблице 6.5) на доплату за каждый час. Доплата за каждый час ночной работы составляет 40 % от часовой тарифной ставки.
Доплата за работу в праздничные часы определяется умножением часовой тарифной ставки на количество праздничных часов (согласно таблице 6.5).
Районная надбавка на Урале составляет 15 % от прямой тарифной заработной платы.
Основная заработная плата определяется как сумма прямой тарифной заработной платы премии и доплат и уральской надбавки.
Дополнительная заработная плата выплачивается за неотработанное время предусмотренное трудовым законодательством и составляет 85 % от основной.
Расчет фонда оплаты труда рабочих приведен в таблице 6.6.
Таблица 6.6 - Сводная таблица расчета фонда оплаты труда рабочих
Часовая тарифная ставка руб.час.
Прямая тарифная заработная плата руб.
Премия из фонда заработной платы
Уральский коэффициент руб.
Основная заработная плата руб.
Продолжение таблицы 6.6
Электромонтер по ремонту распредсетей - 4 разряд
Электромонтер по ремонту распредсетей - 5 разряд
Электромонтер по ремонту кабельных линий - 5 разряд
Дополнительная заработная плата
3.3 Расчет годового фонда заработной платы руководителей по
Руководящим персоналом на подстанции являются мастер и начальник подстанции.
Расчет фонда оплаты труда руководящего персонала приведен в таблице 6.7.
Уральский коэффициент и дополнительная заработная плата составляют соответственно 15 % и 85 %.
Таблица 6.7 - Сводная таблица расчета фонда оплаты труда
Месячный оклад руб.мес.
Прямая заработная платы за год руб.
Уральский коэффициент руб.
Основная заработная плата руб.
Дополнительная заработная плата руб.
Фонд оплаты труда руб.
Начальник подстанции
3.4 Затраты на потери электроэнергии
Принимаем стоимость потерь энергии = 085 руб.кВт×ч.
Число часов максимальных потерь в году определяется по формуле:
где - число часов использования максимума нагрузок.
Согласно (6.7) получаем:
Потери электроэнергии определяются выражением:
где первое слагаемое отражает потери в III-ей цепи участка (определяется по таблице 5.7) а второе слагаемое - потери в трансформаторе ( и - по таблице 3.1)
Согласно (6.8) получаем:
Издержки на потерю электроэнергии определяются:
3.5 Определение затрат на эксплуатацию подстанции
Расчет затрат на эксплуатацию подстанции сведем в таблицу 6.8.
Таблица 6.8 - Затраты на эксплуатацию за год
ФОТ работников + ФОТ руководителей (таблицы 6.6 и 6.7)
Стоимость потерь электроэнергии
Затраты на расходные материалы
Амортизационные отчисления
4 Расчет себестоимости передачи электроэнергии
Себестоимость передачи электроэнергии отражает затраты электросетевого предприятия на передачу 1 кВт×ч энергии и определяется по формуле:
где - годовой полезный отпуск электроэнергии кВт×ч.
Годовой полезный отпуск электроэнергии определяется по формуле:
где - максимальная активная нагрузка проходящая через элемент сети за время .
Тогда согласно (6.10):
5 Определение срока окупаемости
Экономический эффект и срок окупаемости определяются путем расчета денежного потока по выручке. Определим сумму реализации электроэнергии в год.
Суммарный отпуск энергии согласно (6.11):
Определим процент потребления электроэнергии различными потребителями. Для начала определим сумму реализации электроэнергии в год:
где - средняя цена 1 кВт×ч для населения и промышленных потребителей соответственно коп.кВт×ч. = 100 руб.кВт×ч = 103 коп.кВт×ч;
- потребление электроэнергии соответствующими потребителями кВт×ч.
Потребление электроэнергии соответствующими потребителями составляет: = 30 % и = 70 % от суммарного отпуска энергии. Тогда выручка от реализации согласно (6.12) равна:
Прибыль от реализации продукции представляет собой разницу между выручкой от реализации продукции (выручка должна быть без НДС) годовыми эксплуатационными расходами и общими затратами на производство и реализацию.
Сведем расчет денежных потоков в таблицу 6.9.
Таблица 6.9 - Расчет денежного потока по выручке
Стоимость производства и реализации отпущенной электроэнергии
Затраты на эксплуатацию
Налог на прибыль (НП)
% от налогооблагаемой прибыли
Чистый денежный поток (ЧДП)
Покажем в таблице 6.10 расчет чистого денежного дисконтированного потока.
Таблица 6.10 - Расчет чистого денежного дисконтированного потока
Срок окупаемости определяется с помощью суммирования до того момента пока сумма не превысит капитальные вложения К. В итоге получаем что вложения окупаются в течение трех лет.
Чистый дисконтированный доход:
где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности в энергетике принимается равным 012.
Согласно (6.13) получаем:
Определяем индекс доходности:
6 Анализ результатов
Рассматриваемый проект реализации характеризуется следующими основными показателями.
Срок окупаемости вложений составляет три года. Это означает что приведенный по фактору времени суммарный экономический эффект (чистый денежный дисконтированный поток) становится положительным в течение третьего года с начала эксплуатации. Известно что эксплуатация энергетических объектов составляет гораздо более длительные сроки.
Чистый дисконтированный доход проекта характеризующий величину экономического эффекта за рассматриваемый период (3 года) составляет 21976229 тыс.руб.
Индекс доходности проекта составляет 1247. Это означает что за расчетный период экономический эффект от реализации проекта в 1247 раз превышает связанные с проектом затраты.
Таким образом можно говорить о том что реализация данного проекта является эффективным вложением средств.

Патент.doc

об анализе патентной литературы по теме
дипломного или курсового проектирования
Название разрабатываемого объекта
Микропроцессорная система защиты
Основные признаки разрабатываемого объекта
Аналогичные технические решения выявленные
при патентном поиске
Страна № патента или заявки МПК дата публикации название
Основные признаки прототипа
согласно формуле изобретения
Терминал содержит блоки
Система содержит блоки гальвани -
центрального процессора (32-х
ческой развязки и предварительного
разрядный микропроцессор
масштабирования входных сигна -
сигнальный процессор память
лов в виде тока и напряжения блок
осциллограмм ОЗУ энергоне -
частотных фильтров аналогово-
зависимая память уставок и
цифровой преобразователь микро -
конфигураций контроллер по -
процессорную систему управления
следовательного канала связи
выходными реле и сигнализацией
часы реального времени)
в соответствии с алгоритмами за -
аналогово-цифрового преобра -
щиты формирователь сигналов
зователя преобразовательный
контроля и диагностики.
блок питания блоки выходных
реле (16 выходных реле) блоки
входов блок входов-выходов (8
выходных реле) блок входов и
трансформаторов (до 12-ти
трансформаторов тока и до 6-ти
трансформаторов напряжения).
Отличительные признаки разрабатываемого объекта
Технико-экономические преимущества разрабатываемого объекта
Блок центрального процессора (32-х разрядный микропро -
Расширение функциональ-
цессор память осциллограмм ОЗУ энергонезависимая па -
ных возможностей системы
мять уставок и конфигураций контроллер последовательного
защиты за счет более мощ -
канала связи часы реального времени) блоки выходных реле
ной и адаптивной аппарат -
(16 выходных реле) блок входов-выходов (8 выходных реле).

Отзыв.doc

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Руководителя выпускной квалификационной работы
(звание степень фамилия имя отчество)
(фамилия имя отчество)
Тема выпускной квалификационной работы:
Выпускная квалификационная работа Ишмеева Т. А. посвящена применению современных защит подстанционного оборудования базирующихся на микропроцессорных терминалах. Рассматривается применение шкафов защиты производства НПП «ЭКРА» для защиты силовых трансформаторов на новом объекте - подстанции «Электрозаводская» сооружение которой необходимо чтобы обеспечить электроэнергией крупнейший объект энергомашиностроения - Уфимский трансформаторный завод. Применение защит на базе микропроцессорных устройств (МПУ) позволит сократить эксплуатационные расходы за счет самодиагностики автоматической регистрации режимов и событий; улучшить контроль за состоянием оборудования и работой устройств РЗА; снизить время на выяснение причин аварии за счет регистрации; упростить расчет уставок и повысить их точность. Кроме того применение микропроцессорных терминалов позволяет реализовать полноценную современную автоматизированную систему контроля и управления подстанцией.
Ишмеев Т. А. произвел необходимые расчеты по выбору и проверке основного силового и коммутационного оборудования подстанции. Произвел расчет релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА - шкафа ШЭ 2607 041015. Кроме того произвел анализ работы участка сети к которому подключается проектируемая подстанция.
За время выполнения дипломного проекта Ишмеев Т. А. проявил себя добросовестным грамотным студентом умеющим работать как с технической литературой так и умело применять современные прикладные компьютерные программы (диплом выполнен с применением Word Excel Math Type AutoCAD Visio).
Считаю что выпускная квалификационная работа Ишмеева Т. А. удовлетворяет требованиям предъявляемым к подобным проектам Ишмеев Т. А. заслуживает присвоения квалификации инженера - энергетика.
Руководитель выпускной квалификационной работы

Основная часть.doc

2 Характеристика исходных данных
Целью проекта является проектирование подстанции 1103510 кВ «Электорозаводская» проектирование релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) анализ и оценка участка сети к которому подключается проектируемая подстанция обоснование целесообразности сооружения III цепи на данном участке.
Исходными данными для проектирования подстанции 1103510 кВ «Электрозаводская» и проектирования релейной защиты служат:
техническое задание на выполнение работы - Рабочий проект строительства подстанции 1103510 кВ «Электрозаводская»;
Исходными данными для анализа сети являются:
нормальная схема БашРЭС - Уфа (данные по участкам опор);
данные телеизмерений по активной и реактивной мощностям от 21.12.2005 г.
Проектирование подстанции 1103510 кВ «Электрозаводская»
1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи
На подстанции согласно ТУ устанавливаются два параллельно работающих трансформатора марки ТДТН-40000110. Мощность трансформаторов выбрана с учетом их загрузки на перспективу. Рекомендуемые к установке трансформаторы необходимо проверить по условиям выбора трансформаторов.
где - номинальные ВН СН и НН трансформатора соответственно кВ;
- установившееся напряжение в сети кВ;
- номинальная мощность трансформатора МВ×А;
- фактическая мощность трансформатора МВ×А.
Выбранный трансформатор необходимо проверить на режим когда один из параллельно работающих трансформаторов аварийно отключен:
Проверяем соответствие предлагаемого трансформатора условиям (3.1):
Малая загруженность трансформатора объясняется тем что подстанция сооружается на перспективу и на пусковой период будет снабжать электроэнергией только часть потребителей.
Проверим трансформатор на режим аварийного отключения одного из трансформаторов согласно (3.2):
Таким образом предлагаемый трансформатор полностью удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.
Технические данные трансформатора приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Технические данные трансформатора
Напряжение обмоток кВ
2 Определение количества линий на всех напряжениях
2.1 Определение количества линий на высокой стороне
Согласно ТУ подключение подстанции будет произведено ответвлением от существующей линии поэтому на стороне ВН предусматривается две линии. Учитывая что мощность подстанции при максимально допустимой загрузке () составляет порядка 56 МВ×А а пропускная способность линии 110 кВ находится в пределах (30 ÷ 45) МВт сооружение двух линий оправдано.
2.2 Определение количества линий на средней стороне
На начальном этапе подстанция будет передавать мощность гораздо ниже номинальной основная доля которой будет приходиться на нагрузки НН в связи с этим на стороне СН сооружаются две ячейки с перспективой до четырёх.
2.3 Определение количества линий на низкой стороне
Согласно ТУ на стороне НН необходимо установить 24 линейные ячейки чтобы иметь возможность обеспечить электроэнергией всех потребителей.
3 Выбор схем распределительных устройств (РУ)
На стороне ВН руководствуясь требованиями ТУ а также [1] необходимо принять схему 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии». Данная схема применяется на ответвительных подстанциях до 220 кВ включительно.
На стороне СН необходимо принять схему 35-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин». Схема применяется на РУ на сторонах ВН СН НН трансформаторов а также при пяти и более присоединениях.
На стороне НН выбирается схема 10 (6)-1 «Одна одиночная секционированная выключателем система шин». Как правило число секций соответствует числу источников питания. Для облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий для снижения сечения кабелей за счет ограничения токов короткого замыкания и для обеспечения надежной работы релейной защиты на подстанции применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций.
4 Расчет собственных нужд проектируемой подстанции
Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования способа обслуживания и вида оперативного тока.
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента загрузки и одновременности при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции [2].
Согласно [3] пункт 2.8 выбираем на проектируемой подстанции постоянный оперативный ток. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея. Согласно пункту 2.4 [3] на проектируемой подстанции устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Батареи согласно пункту 2.6 [3] работают в режиме постоянного подзаряда от выпрямительных устройств.
На подстанции необходимо установить два трансформатора собственных нужд подключенных к разным источникам питания на стороне НН. Подключение трансформатора собственных нужд производится до вводного выключателя 10 кВ. Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.
4.1 Составление таблицы потребителей собственных нужд
При составлении таблицы собственных нужд учитываем что для осветительной нагрузки и подогрева а для двигательной нагрузки .
Таблица 3.2 - Потребители собственных нужд проектируемой подстанции
Наименование приемника
Установленная мощность
Охлаждение трансформаторов
Электроподогрев и сушка трансформаторов
Маслоочистительная установка
Подзарядно-зарядный агрегат
Постоянно включенные сигнальные лампы
Подогрев релейных шкафов
Подогрев выключателей 110 кВ
Подогрев выключателей 35 кВ
Подогрев приводов разъединителей
Продолжение таблицы 3.2
Освещение здания разъездного персонала
Отопление здания разъездного персонала
Насосы пожаротушения
Аварийная вентиляция
Формулы для расчета:
где kс - коэффициент спроса определяемый согласно [4].
Полные нагрузки в летний и зимний период:
Ремонтные и аварийные нагрузки (аварийная вентиляция и сварочный аппарат):
4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
Для выбора мощности трансформаторов собственных нужд принимаем за расчетную мощность наиболее энергопотребляемого периода то есть мощность нагрузки в зимний период:
Число трансформаторов собственных нужд принимаем два мощность определяем по условию:
Выбираем трансформатор собственных нужд мощностью 250 кВ×А марки ТМ-25010.
Проверим выбранные трансформаторы на загрузку в ремонтном режиме:
то есть никакой перегрузки не будет.
4.3 Схема собственных нужд подстанции
Схема собственных нужд подстанции приведена на рисунке 3.1. Согласно техническому заданию на выполнение работы «Рабочий проект строительства подстанции 1103510 кВ «Электрозаводская»» подключение трансформатора собственных нужд выполнить до вводного выключателя 10 кВ.
5 Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов короткого замыкания необходимы для:
выбора и проверки электрических аппаратов и проводников применяемых на подстанции;
выбора уставок и проверки чувствительности устройств РЗА.
Для упрощения расчетов делают допущения:
не учитывают насыщение сердечника трансформатора;
не учитывают ток намагничивания;
считают 3-х фазную систему идеально симметричной;
не учитывают активное сопротивление считая цепь чисто индуктивной.
Указанные допущения приводят к некоторому увеличению токов короткого замыкания (погрешность расчетов не превышает 5 10 % что допустимо в соответствии с требованиями [5]).
В расчетах токов короткого замыкания необходимо определить следующие величины:
- начальное действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания - для расчета оборудования на термическую устойчивость;
- ударный ток короткого замыкания - для расчета оборудования на электродинамическую устойчивость;
- апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент t = t (отключения цепи) - для проверки выключателя на отключающую способность;
- периодическую составляющую тока короткого замыкания в момент t = t (отключения цепи) - для проверки выключателя на отключающую способность.
5.1 Исходные данные для расчета токов короткого замыкания
Расчетная схема приведена на рисунке 3.2.
Для расчета токов короткого замыкания на проектируемом объекте имеются токи короткого замыкания на шинах подстанций «Дёма» и «Бекетово» (в максимальном и минимальном режимах) с которыми связана проектируемая подстанция.
максимальный режим: кВ кА;
минимальный режим: кВ кА.
Подстанция «Бекетово»:
Определим мощности короткого замыкания энергосистем:
5.2 Определение сопротивлений элементов схемы замещения
Эквивалентная схема замещения показана на рисунке 3.3. Согласно схеме замещения считаем что подстанция «Дёма» - система С1 а подстанция «Бекетово» - С2. Пунктиром на рисунках 3.2 и 3.3 показана III-я цепь участка «Бекетово-Дема». При расчете максимального режима считаем что III-я цепь введена и находится в работе. При расчете минимального режима - III-я цепь еще не введена в работу кроме этого выведена одна из двух действующих цепей участка.
Расчет ведём в относительных единицах. Принимаем за базовую мощность МВ×А.
Сопротивления систем определяются следующим образом:
где - мощность короткого замыкания соответствующей системы.
Согласно (3.3) получаем:
Сопротивления линий можно определить по следующей формуле:
где n - количество параллельных цепей ед.;
- удельное реактивное сопротивление линии (определяется по таблице П.1-3 [13]) Омкм;
- среднее напряжение в месте установки данного элемента кВ.
В результате согласно (3.4) получаем:
Сопротивления трансформатора:
где - относительное сопротивление трансформатора определяемое через напряжение короткого замыкания трансформатора %:
Сопротивления трансформатора согласно (3.5):
5.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К1
Покажем расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме в точке К1. Расчет токов короткого замыкания в точках К2 К3 и расчет минимального режима сведем в таблицу 3.3.
Эквивалентная схема замещения для расчета трехфазного тока короткого замыкания в точке К1 и пути её преобразования приведены на рисунке 3.4.
В расчетах не учитываются сопротивления по которым ток не проходит.
Для определения токов короткого замыкания необходимо преобразовать схему к лучевому виду (рисунок 3.4 в). Для начала преобразуем треугольник образованный сопротивлениями в звезду:
Сложим все последовательные сопротивления образованных ветвей:
Далее расчет ведём через коэффициенты распределения по ветвям так как токи от источников проходят через общее сопротивление .
Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока короткого замыкания:
где - базовый ток кА;
- среднее значение сверхпереходного ЭДС источника питания. В данном случае так как источником является система согласно таблице 3.2 [6] = 10.
Таким образом по формулам (3.6) и (3.7) получаем:
Определение ударного тока короткого замыкания:
где - ударный коэффициент. По таблице 3.6 [6] = 1608 (система связанная со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 110 кВ).
Определим ударный ток по (3.8):
Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени :
где t - время размыкания цепи короткого замыкания дугогасительными контактами выключателя.
с - минимальное время действия релейной защиты;
- собственное время отключения выключателя с;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. Согласно таблице 3.6 [6] = 002 с (система связанная со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание воздушными линиями напряжением 110 кВ).
Таким образом согласно (3.9):
Определение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени :
так как источниками являются две системы то есть источники бесконечной мощности.
5.4 Расчет токов короткого замыкания в точках К2 и К3
При расчете токов короткого замыкания в точках К2 и К3 необходимо рассмотреть два возможных случая: когда секционный выключатель QB включен и когда QB отключен.
Используемые в расчетах ударные коэффициенты и постоянные времени затухания апериодической составляющей согласно таблице 3.6 [6] имеют для обоих случаев следующие значения: = 182 и = 005 с (система связанная со сборными шинами где рассматривается короткое замыкание через трансформаторы единичной мощностью от 32 до 80 МВ×А).
Согласно [7] пункт 1.4.4 при выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например при переключениях). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся. Это необходимо учитывать в расчетах.
Полученные при вычислениях значения токов короткого замыкания в точках К2 и К3 (в максимальном и минимальном режиме) приводим в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Токи короткого замыкания
Наименование точки короткого замыкания
К2: РУСН 35 кВ QB1 - включен
К2: РУСН 35 кВ QB1 - выключен
К3: РУНН 10 кВ QB2 - включен
К3: РУНН 10 кВ QB2 - выключен
6 Выбор электрических аппаратов и проводников
В распределительных устройствах подстанции содержится большое количество электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор аппаратов и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников - важнейший этап проектирования подстанции от которого зависит надежность её работы.
6.1 Выбор выключателей
Выключатель - это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
быстрота действия то есть наименьшее время отключения;
пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
легкость ревизии и осмотра контактов;
взрывобезопасность и пожаробезопасность;
удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели выбираются по условиям:
где - номинальное напряжение выключателя кВ;
- номинальный выключателя А;
- наибольший ток нормального режима А;
- наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима А.
Проверка выключателей производится по следующим условиям:
на симметричный ток отключения:
где - номинальный ток отключения выключателя кА;
на возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:
где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t кА;
- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе %. Определяется по рисунку 4.33 [6] в зависимости от t или по каталожным данным выключателя;
по включающей способности:
где - наибольший пик тока включения кА;
- номинальный ток включения кА;
на электродинамическую стойкость:
где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) предельного сквозного тока кА;
- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания кА;
на термическую стойкость:
где - ток термической стойкости кА;
- длительность протекания тока термической стойкости с;
- тепловой импульс тока короткого замыкания по расчету кА2×с;
- расчетная продолжительность короткого замыкания с;
- время действия основной релейной защиты в данной цепи с;
- полное время отключения выключателя с.
6.1.1 Выбор выключателей на РУ 110 кВ
Элегазовые выключатели являются наиболее современными коммутационными аппаратами ВН. В элегазовых выключателях дугогасящей и изолирующей средой является специальный электрический газ (элегаз - SF6) обладающий свойствами необходимыми для дугогашения и для электрической изоляции. В новых проектах целесообразно применять элегазовые выключатели так как за время их эксплуатации они показали высокую надежность и эффективность своей работы.
Необходимо проверить соответствие выключателя условиям выбора (3.10) и проверки (3.11) - (3.15). Результаты проверки сведём в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 - Сравнение параметров выключателя ВГТ-110II*-252500У1
с расчетными данными
Условия выбора и проверки
Каталожные данные выключателя
Предлагаемый выключатель ВГТ-110II*-252500У1 проходит по всем условиям.
6.1.2 Выбор выключателей на РУ 35 кВ
На РУ 35 кВ предлагается установить элегазовый выключатель ВГБЭ - 35 - 1251000УХЛ1 с электромагнитным приводом ЭВ-220В или ЭО-220В.
Проверим соответствие выключателя условиям выбора (3.10) и проверки (3.11) - (3.15). Результаты проверки сведём в таблицу 3.5.
Таблица 3.5 - Сравнение параметров выключателя
ВГБЭ-35-1251000УХЛ1 с расчетными данными
Предлагаемый выключатель ВГБЭ-35-125630УХЛ1 проходит по всем условиям.
6.1.3 Выбор выключателей на РУ 10 кВ
Произведём проверку предлагаемых к установке выключателей условиям выбора (3.10) и проверки (3.11) - (3.15). Результаты сведём в таблицы 3.7 и 3.8.
Таблица 3.7 - Сравнение параметров выключателя ВВЭ-М-10-3153150У3
Продолжение таблицы 3.7
Таблица 3.8 - Сравнение параметров выключателя ВВТЭ-М-10-20630У3 с
Предлагаемые выключатели проходят по всем условиям выбора и проверки.
6.2 Выбор разъединителей
Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей.
При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратами выведенными в ремонт.
Разъединители выбираются по условиям:
Выбранный разъединитель необходимо проверить по условиям:
на электродинамическую стойкость в режиме короткого замыкания:
6.2.1 Выбор разъединителей на РУ 110 кВ
Необходимо проверить соответствие разъединителя условиям выбора (3.16) и проверки (3.17) и (3.18). Результаты проверки сведём в таблицу 3.9.
Таблица 3.9 - Сравнение параметров разъединителей
РГДЗ1-110-II1000УХЛ1 и РГДЗ2-110-II1000УХЛ1 с
Каталожные данные разъединителя
Разъединители РГДЗ1-110-II1000УХЛ1 и РГДЗ2-110-II1000УХЛ1 соответствуют всем необходимым параметрам.
6.2.2 Выбор разъединителей на РУ 35 кВ
На стороне СН также устанавливаются два типа разъединителей РГТЗ1-35-II1000УХЛ1 (с одним комплектом заземляющих ножей) и РГТЗ2-35-II1000УХЛ1 (с двумя комплектами заземляющих ножей). Разъединители данного типа предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ с созданием видимого разрыва а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей. Разъединитель допускает включение и отключение токов холостого хода трансформаторов зарядных токов воздушных линий.
Проверим соответствие предложенных разъединителей условиям выбора (3.16) и проверки (3.17) и (3.18). Результаты проверки сведём в таблицу 3.10.
Таблица 3.10 - Сравнение параметров разъединителей
РГТЗ1-35-II1000УХЛ1 и РГТЗ2-35-II1000УХЛ1 с
Разъединители РГТЗ1-35-II1000УХЛ1 и РГТЗ2-35-II1000УХЛ1 удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.
6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и трансформаторов
Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Измерительные трансформаторы тока выбирают:
по напряжению установки:
где - номинальное напряжение трансформатора тока кВ;
где - номинальный первичный ток трансформатора тока А.
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости:
где - кратность электродинамической стойкости по каталогу;
по термической стойкости:
где - кратность термической стойкости;
по вторичной нагрузке:
где - вторичная нагрузка трансформатора тока Ом;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности Ом.
Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
Сопротивление приборов определяется по выражению:
где - мощность потребляемая приборами В×А;
- вторичный номинальный ток прибора А.
Сопротивление контактов принимается 005 Ом при двух-трёх приборах и 01 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие:
Зная можно определить сечение соединительных проводов
где r - удельное сопротивление материала провода Ом×ммм2. В данном случае применяются провода с алюминиевыми жилами (r = 00283 Ом×ммм2);
- расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформаторов тока м. В данном случае трансформаторы тока соединены в полную звезду.
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформаторов напряжения выбираются:
где - номинальное напряжение трансформатора напряжения кВ;
по конструкции и схеме соединения обмоток;
где - номинальная мощность в выбранном классе точности В×А;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения В×А.
Нагрузка приборов определяется по формуле:
6.3.1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на
В соответствии с ТУ на стороне ВН устанавливаются трансформаторы тока марки TG-145-6005. Измерительные трансформаторы тока TG 145 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 110-220 кВ. Измерительные трансформаторы тока TG 145 изготавливаются в климатическом исполнении «У» или «ХЛ» категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Внутренняя изоляция измерительных трансформаторов TG 145 - смесь азота (60%) и элегаза (40%) для исполнения «ХЛ» или элегаз 100% для исполнения «У».
Произведём проверку предложенного трансформатора тока согласно условиям (3.19) - (3.24). Результаты проверки сведём в таблицу 3.12. Для начала составим таблицу 3.11 - приборов подключаемых к трансформатору тока (согласно таблице 4.8 [6]).
Таблица 3.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
Таблица 3.12 - Сравнение параметров трансформатора тока TG-145-6005
Каталожные данные трансформатора тока
Расчетное сечение получается равным 1478 мм2 что недопустимо по условиям прочности (пункт 3.4.4 [7]). Поэтому принимаем стандартное сечение 4 мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2:
Таким образом трансформатор тока TG-145 с коэффициентом трансформации 6005 и классом точности 0510Р10Р10Р проходит по всем параметрам.
Необходимости установки измерительных трансформаторов напряжения на стороне ВН нет так как учёт электроэнергии будет производиться по сторонам СН и НН.
6.3.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на
В состав выключателей ВГБЭ-35-1251000УХЛ1 входят встроенные трансформаторы тока ТВ-35-II-10005.
Произведём проверку данных трансформаторов тока согласно условиям (3.19) - (3.24). Результаты проверки сведём в таблицу 3.14. В таблице 3.13 приведен перечень приборов подключаемых к трансформатору тока.
Таблица 3.13 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Таблица 3.14 - Сравнение параметров трансформатора тока
ТВ-35-II-10005 с расчетными данными
Расчетное сечение получается равным 1633 мм2 что недопустимо по условиям прочности (пункт 3.4.4 [7]). Поэтому принимаем стандартное сечение 4 мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.
Таким образом трансформатор тока ТВ-35-II-10005 с коэффициентом трансформации 6005 и классом точности 0510Р10Р проходит по всем параметрам.
Измерительный трансформатор напряжения предлагается установить типа ЗНОМ-35-65 У1. Трансформаторы напряжения серии ЗНОМ предназначены для работы в комплекте с измерительными приборами и в цепях защиты и сигнализации в электрических системах с номинальным напряжением от 6 до 35 кВ включительно.
Составим таблицу 3.15 в которой покажем вторичные нагрузки трансформатора напряжения.
Таблица 3.15 - Вторичные нагрузки трансформатора напряжения
Потребляемая мощность 1 катушки В×А
Количество катушек шт.
Количество приборов шт
Регистрирующий вольтметр
Произведём проверку предложенного трансформатора напряжения согласно условиям (3.25) и (3.26). Результаты проверки сведём в таблицу 3.16.
Таблица 3.16 - Сравнение параметров трансформатора напряжения
ЗНОМ-35-65 У1 с расчетными данными
Каталожные данные трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65 У1 подходит по всем условиям.
6.3.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на
На стороне НН на вводе устанавливается трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с коэффициентом трансформации 30005 А (20005 А для секционного выключателя) класс точности вторичной обмотки 0510Р. Трансформаторы ТЛШ предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам устройствам защиты и управления а также для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока на класс напряжений до 10 кВ включительно. Трансформаторы предназначены для встраивания в распределительные устройства и токопроводы.
Произведём проверку рассматриваемого трансформатора тока согласно условиям (3.19) - (3.24). Результаты проверки сведём в таблицу 3.18. В таблице 3.17 показана вторичная нагрузка трансформатора тока.
На отходящих линиях устанавливаем трансформаторы тока ТЛК 10-3 У3 с коэффициентом трансформации 6005 А и трансформатор тока нулевой последовательности марки ТЛЗ-200. Их проверку не осуществляем.
Таблица 3.17 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
Таблица 3.18 - Сравнение параметров трансформатора тока
ТЛШ 10-30005УЗ с расчетными данными
Расчетное сечение получается равным 0177 мм2 что недопустимо по условиям прочности (пункт 3.4.4 [7]). Поэтому принимаем стандартное сечение 4 мм2.
Таким образом трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с коэффициентом трансформации 30005 А класс точности вторичной обмотки 0510Р проходит по всем параметрам.
На каждой секции устанавливаются трансформаторы напряжения двух типов: один для питания цепей РЗА второй - для цепей измерения. Для питания цепей РЗА устанавливается трансформатор напряжения НАМИТ 10-1-УХЛ2. Трансформатор напряжения антирезонансный масляный трехфазный типа НАМИТ 10-1 является масштабным преобразователем предназначен для работы вшкафах комплектных распределительных устройств (КРУ) ивзакрытых РУпромышленных предприятий. Трансформатор служит для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов защиты исигнализации всетях сизолированной или сзаземленной через дугогасящий реактор нейтралью атакже для контроля изоляции всети 6кВи10 кВслюбым режимом заземления нейтрали. Климатическое исполнение «УХЛ» категория размещения 2поГОСТ 15150. Для питания цепей измерения устанавливаются три однофазных трансформатора напряжения типа 3НОЛ.08-10 УТ2. Трансформатор данного типа предназначен для установки в КРУ или закрытые распределительные устройства (ЗРУ) и служит для питания электрических измерительных приборов цепей защиты и сигнализации в электроустановках переменного тока частоты 50 или 60 Гц. Трансформатор изготавливается в климатическом исполнении «УТ» категории размещения 2 по ГОСТ 15150.
Произведем выбор трансформаторов напряжения для цепей измерения - 3НОЛ.08-10 УТ2.
Составим таблицу 3.19 в которой покажем вторичные нагрузки трансформатора напряжения.
Таблица 3.19 - Вторичные нагрузки трансформатора напряжения
Произведём проверку предложенного трансформатора напряжения согласно условиям (3.25) и (3.26). Результаты проверки сведём в таблицу 3.20.
Таблица 3.20 - Сравнение параметров трансформатора напряжения
НОЛ.08-10 УТ2 с расчетными данными
Трансформатор напряжения типа 3НОЛ.08-10 УТ2 подходит по всем условиям.
6.4 Выбор токоведущих частей
Основное электрическое оборудование подстанции и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и другие) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
6.4.1 Выбор токоведущих частей на РУ 110 кВ
Согласно [6] в РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС.
Согласно пункту 1.3.28 [7] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.
Сечение гибких шин выбирается по длительному току при максимальной нагрузке:
где - допустимый длительный ток А.
По таблице 1.3.29 [7] учитывая что = 281144 А принимаем сталеалюминевые провода марки АС-15019 = 450 А q = 148 мм2 d = 168 мм. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D = 250 см.
Проверка выбранного сечения:
на схлёстывание не производится так как ≤ 20 кА (согласно пункту 4.2.56 [7]);
проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе;
проверка по условиям короны:
где E - напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода кВсм;
- начальная критическая напряженность электрического поля кВсм.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля кВсм:
где m - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 082);
- радиус провода см.
Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:
где U - линейное напряжение кВ;
- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см. При горизонтальном расположении фаз = 126×D.
Согласно (2.30) и (2.29) определяем Е и и делаем проверку по (2.28):
271 кВсм ≤ 29657 кВсм.
Таким образом провод АС-15019 по условиям короны проходит.
6.4.2 Выбор токоведущих частей на РУ 35 кВ
От трансформатора до открытого РУ выбираем гибкий токопровод. По таблице 1.3.29 [7] учитывая что А согласно (3.27) принимаем сталеалюминевые провода марки АС-15019 = 450 А q = 148 мм2 d = 168 мм. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D = 150 см.
Согласно (3.30) и (3.29) определяем Е и и делаем проверку по (3.28):
10 кВсм ≤ 32952 кВсм.
6.4.3 Выбор токоведущих частей на РУ 10 кВ
В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами.
При токах до 3000 А применяются однополосные и двухполосные шины. Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.
Согласно условию (3.27) по таблице 1.3.31 [7] учитывая что А принимаем алюминиевые двухполосные шины сечением 1008 мм А. Расположение шин горизонтальное на «ребро» расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции 2 м расстояние между фазами 08 м.
на термическую стойкость при короткого замыкания:
где = 91 А×с12мм2 - функция значение которой определяется по таблице 3.16 [6].
Согласно (3.31) получаем:
на электродинамическое действие токов короткого замыкания. Изменяя длину пролета добиваются того чтобы механический резонанс был исключён то есть 200 Гц. Определим минимальную длину пролета:
J - момент инерции поперечного сечения относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4;
q - поперечное сечение шины см2.
При расположении шин на ребро момент инерции согласно таблице 4.1 [6] будет равен:
где b - ширина полосы см;
h - высота полосы см.
Согласно (3.32) определим минимальную длину пролета между изоляторами при расположении шин на «ребро»:
Проведём механический расчёт двухполосных шин. Для уменьшения усилия между полосами которое может привести к их соприкосновению в пролете между полосами устанавливают прокладки. Пролет между прокладками выбирается таким образом чтобы электродинамические силы возникающие при коротком замыкании не вызывали соприкосновение полос:
где - расстояние между осями полос см;
- момент инерции полосы см4. Определяется согласно таблице 4.1 [6];
= 04 - коэффициент формы. Определяется по рисунку 4.4 [5];
- масса полосы на единицу длины кгм. Определяется по таблице П3-2 [8];
Е - модуль упругости материала шин Па. Принимается по таблице 4.2 [6].
В расчет принимается меньшая из двух величин определённых по формулам (3.33) и (3.34):
Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно определить по формуле:
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос (шины рассматриваются как балки с равномерно распределённой нагрузкой и защемлёнными концами):
где - момент сопротивления одной полосы см3. Определяется согласно таблице 4.1 [6].
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
где - момент сопротивления пакета шин см3. Определяется согласно таблице 4.1 [6].
Шины механически прочны если:
где - допустимое напряжение МПа. Определяется по таблице 4.2 [6].
Согласно выражениям (3.35) - (3.37):
Таким образом получаем что шины механически прочны.
Выбор изоляторов. В РУ шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим условиям:
где - сила действующая на изолятор кН;
- допустимая нагрузка на головку изолятора кН;
- разрушающая нагрузка на изгиб кН.
При горизонтальном расположении изоляторов всех фаз:
где - поправочный коэффициент на высоту шины если она расположена на «ребро»;
- высота изолятора мм.
Выбираем опорные изоляторы ИО-10-20У3: = 20 кН = 134 мм. Произведем проверку выбранного изолятора условиям (3.38) - (3.40). Результаты приведем в таблице 3.21.
Таблица 3.21 - Сравнение параметров изолятора ИО-10-20У3
с расчетными величинами
Каталожные данные изолятора
7 Выбор конструкции РУ
Согласно [7] при напряжении 10 кВ на подстанции сооружаются ЗРУ; при напряжении 35 кВ и выше сооружаются открытые РУ (ОРУ) при условии что подстанция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера.
В данном проекте РУ 110 кВ и РУ 35 кВ выполнены открытыми; РУ 10 кВ - закрытым.
Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения. Желательно максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ должны быть расположены на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматривают проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.
Под силовыми трансформаторами укладывается слой гравия толщиной 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты автоматики и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.
Открытое РУ должно быть ограждено.
7.1 Конструкция РУ 10 кВ
Здание РУ 10 кВ выполнено одноэтажным с двухрядным расположением ячеек КРУ и одним коридором между ними с двумя секциями. Каждая секция разделена на полусекции соединенные между собой шинным мостом. Кабельные линии непосредственно из ячеек КРУ выводят наружу.
КРУ представляет собой набор отдельных шкафов с коммутационными аппаратами и оборудованием приборами и аппаратами измерения автоматики и защиты а также управления сигнализации и другими вспомогательными устройствами соединенными между собой в соответствии с электрической схемой; с дуговой защитой предназначенной для защиты отсеков шкафов КРУ от разрушения открытой электрической дугой; с запасными частями инструментом и принадлежностями.
Шкаф КРУ представляет собой жесткую металлическую конструкцию в которую встроены аппараты и приборы совместно с несущими элементами и электрическими соединениями. Шкафы КРУ выполненные с выдвижным размещением аппаратов (выключателей трансформаторов напряжения разъемных контактов главной цепи) являются шкафами выдвижного типа. Шкаф КРУ с выдвижным элементом состоит из корпуса шкафа с релейным шкафом (стационарной части) и выдвижного элемента. Корпус шкафа представляет собой металлическую сборно-сварную конструкцию включающую: аппаратуру шторки заземляющие и блокировочные устройства токоведущие части неподвижные электрические контакты главной цепи. Релейный шкаф представляет собой металлоконструкцию для размещения приборов измерения аппаратуры автоматики защиты управления сигнализации и других устройств вспомогательных цепей. Релейный шкаф расположен в верхней части шкафа КРУ.
Расчет релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА
производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары)
В обмотках трансформаторов могут возникать короткие замыкания между фазами одной или двух фаз на землю между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов ошиновке и в кабелях могут также возникать короткие замыкания между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов перегрузка выделение из масла горючих газов понижение (повышение) уровня масла повышение его температуры. В зависимости от опасности нарушения нормального режима для трансформатора защита фиксирующая нарушение действует на сигнал разгрузку или отключение трансформатора.
Согласно [7] требуются следующие защиты для трансформатора:
защита от внутренних повреждений. Для трансформаторов мощностью менее 4 МВ×А - максимальная защита и токовая отсечка для трансформаторов большей мощности - дифференциальная защита;
защита от повреждения внутри бака трансформатора или РПН - газовая защита трансформатора и устройства РПН с действием на сигнал и отключение;
защита от внешних коротких замыканий - максимальная защита с блокировкой по напряжению или без нее. Она же используется как резервная защита трансформаторов от внутренних повреждений;
защита от однофазных коротких замыканий на сторонах трансформатора с глухозаземленной нейтралью;
защита от перегрузки с действием на сигнал. В ряде случаев на подстанциях без обслуживающего персонала защита от перегрузки выполняется с действием на разгрузку или отключение.
Кроме непосредственно защит требуются дополнительные токовые органы например для автоматики охлаждения блокировки РПН.
Для защиты трансформатора будем использовать шкаф ШЭ 2607 041015-27Е2УХЛ4 - шкаф защиты трансформатора и автоматики управления выключателем. Шкаф данного типа состоит из двух комплектов. Первый комплект реализует функции основных и резервных защит трансформатора. Релейная часть первого комплекта выполнена базе микропроцессорного терминала типа БЭ2704V041 и электромеханических реле. Второй комплект предназначен для дополнительных резервных защит трансформатора и для управления вводным выключателем ВН.
1 Конфигурирование терминала БЭ2704V041
Перед выставлением уставок защит необходимо произвести конфигурирование терминала БЭ2704V041. Согласно [9] задаются следующие параметры:
группа соединения защищаемого трансформатора;
базисные токи сторон ВН СН НН.
Включение главных трансформаторов тока на всех сторонах должно быть по схеме «звезда».
Входные трансформаторы тока терминала имеют число витков первичной обмотки W1 = 16 с отводами от 1 и 4 витков для грубого выравнивания токов. На первом отводе при W1 = 1 виток обеспечивается диапазон токов (4001 - 16000) А на втором отводе при W1 = 4 витка обеспечивается диапазон токов (1001 - 4000) А на W1 = 16 обеспечивается диапазон токов (0251 - 1000) А. таким образом для ДЗТ в терминале обеспечивается выравнивание токов в диапазоне от 025 до 16 А. Переключение отводов входных трансформаторов тока осуществляется на зажимах X1 X2 терминала.
Номинальные токи по сторонам находятся с помощью выражения:
где - номинальная мощность трансформатора МВ×А;
- номинальное напряжение стороны в среднем положении РПН кВ.
Далее необходимо произвести расчет базисных токов по сторонам с помощью выражения:
где - коэффициент схемы трансформаторов тока;
- коэффициент трансформации главного трансформатора тока соответствующей стороны.
По базисным токам главных трансформаторов тока производится выбор числа витков первичных обмоток входных трансформаторов тока по сторонам для грубого выравнивания токов в соответствии с таблицей 11 [9].
Определим необходимые для дальнейшего расчета величины согласно (4.1) и (4.2). Результаты отразим в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Значения номинальных и базисных токов в плечах защиты
Числовое значение для стороны
Коэффициент трансформации
ДЗТ применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов и автотрансформаторов. Ввиду ее сравнительной сложности ДЗТ согласно [7] устанавливается в следующих случаях:
на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВ×А и выше;
на параллельно работающих трансформаторах 4000 кВ×А и выше;
на трансформаторах 1000 кВ×А и выше если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при коротком замыкании на выводах высшего напряжения () а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 05 с.
2.1 Определение относительного начального тока срабатывания ДЗТ при
отсутствии торможения
Согласно таблице 11 [9] по базисным токам главных трансформаторов тока производим выбор числа витков первичных обмоток входных трансформаторов тока по сторонам для грубого выравнивания токов: W1 = 4 витка. Покажем это в таблице 4.2.
Таблица 4.2 - Выбор витков входных трансформаторов тока терминала
Зажимы X1 X2 терминалов БЭ2704V041
В качестве основного плеча защиты принимается сторона высшего номинального напряжения трансформатора - сторона 110 кВ. Все относительные величины в расчетах данного раздела приведены по отношению к номинальному току на стороне основного плеча защиты.
Относительный начальный ток срабатывания ДЗТ (чувствительного органа) при отсутствии торможения определяется:
где = 15 - коэффициент отстройки учитывающий погрешности реле ошибки расчета и необходимый запас;
- коэффициент однотипности высоковольтных трансформаторов тока = 20 - для трансформаторов тока с номинальным током 5 А;
- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в режиме соответствующем «началу торможения»;
- относительное значение половины суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне СН (НН). В данном случае так как на стороне СН напряжение регулируется при помощи переключение без возбуждения (ПБВ) с пределом переключений а так как на стороне НН регулирование отсутствует;
- коэффициент токораспределения для стороны СН (НН) в расчетном нагрузочном режиме. Применительно к данному проекту считаем что ток распределяется по сторонам равномерно и так как питание осуществляется только со стороны ВН.
- относительное значение тока небаланса вызванного неточностью выравнивания.
Типовое значение уставки .
В выражении (4.3) - составляющая обусловленная погрешностью трансформаторов тока а - составляющая обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора.
Согласно (4.3) получаем:
Полученное значение меньше типового значения уставки равного 03 поэтому согласно [10] за расчетное значение минимального тока срабатывания защиты принимаем типовое значение уставки:
2.2 Определение коэффициента торможения
Коэффициент торможения равный тангенсу угла наклона тормозной характеристики реле выбирается по условию обеспечения недействия защиты от тока небаланса переходного режима внешнего короткого замыкания.
Отстройка от переходного (а не установившегося) режима определяется тем что форма тока небаланса переходного режима при определенных условиях может оказаться такой что времяимпульсный принцип и торможение от второй гармоники будут недостаточными для обеспечения надежной отстройки защиты.
Коэффициент торможения определяется:
где = 15 20 - коэффициент учитывающий переходный режим. При этом меньшие значения коэффициента принимаются при одинаковой схеме соединения трансформаторов тока защиты на разных сторонах;
- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в режиме короткого замыкания.
Типовое значение уставки = 05.
Вычислим согласно формуле (4.4):
За расчетное значение уставки принимаем типовое значение = 05.
2.3 Определение тока начала торможения
Согласно пункту 5.1.5 [10] торможение как правило следует осуществлять от токов на всех (питающих и приемных) сторонах трансформатора. Однако если на подстанции не имеется синхронных двигателей в защите трехобмоточного трансформатора при наличии питания только со стороны высшего напряжения и отсутствия параллельной работы на стороне среднего напряжения целесообразно торможение осуществлять только от токов на приемных сторонах. В нашем случае питание осуществляется только с высокой стороны. Таким образом относительный ток начала торможения ДЗТ току принимается равным: так как торможение осуществляется от токов всех групп трансформаторов тока.
2.4 Определение тока торможения блокировки ДЗТ
Ток торможения блокировки ДЗТ согласно пункту 4.2.4 [9] определяется величиной сквозного тока выше которого защита использует дифференциально-фазный принцип действия то есть величиной максимального сквозного тока нагрузки при внутреннем коротком замыкании.
Типичное значение уставки .
2.5 Определение тока срабатывания дифференциальной отсечки
Ток срабатывания дифференциальной отсечки определяется следующими условиями:
отстройкой от броска тока намагничивания:
отстройкой от максимального тока небаланса внешнего короткого замыкания:
где - максимальное значение тока внешнего металлического короткого замыкания приведенное к базисному току стороны внешнего короткого замыкания.
где и - определяются из таблицы 3.3.
Таким образом максимальное значение тока внешнего металлического короткого замыкания приведенного к базисному току стороны внешнего короткого замыкания равно:
Согласно выражениям (4.5) и (4.6) определяем ток срабатывания дифференциальной отсечки:
На основании расчетов уставку тока срабатывания дифференциальной отсечки принимаем равной: .
2.6 Определение коэффициента чувствительности защиты
Коэффициент чувствительности защиты определяется:
где - минимальные двухфазный и трехфазный токи короткого замыкания приведенные к высшему напряжению.
На рисунке 4.1 приведена характеристика срабатывания ДЗТ построенная по вычисленным выше значениям.
Для определения коэффициента чувствительности рассмотрим самый минимальный режим согласно таблице 3.3. Согласно (4.7) (4.9) и (4.8) получаем:
Таким образом получаем что даже в самом минимальном режиме защита обладает чувствительностью в несколько раз превышающей нормативное минимальное значение которое согласно пункту 3.2.21 [7] равно 2.
3 Расчет МТЗ с блокировкой по напряжению
Максимальная токовая защита предназначена для отключения трансформаторов при коротком замыкании на шинах или на отходящих от них присоединениях если защита или выключатели этих элементов отказали в работе. Одновременно релейная защита от внешних коротких замыканий используется и для защиты от повреждения в трансформаторе. Однако по условиям селективности МТЗ должна выдержку времени и следовательно не может быть быстродействующей. По этой причине в качестве основной защиты от повреждений в трансформаторах она используется лишь на маломощных трансформаторах. На трансформаторах имеющих специальную защиту от внутренних повреждений защита от внешних коротких замыканий служит резервом к этой защите на случай ее отказа. На трехобмоточных трансформаторах МТЗ устанавливается со всех трех сторон.
3.1 Определение первичного тока срабатывания защиты
Первичный ток срабатывания защиты согласно пункту 10.2 [10] определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне где установлена рассматриваемая защита по выражению:
где - коэффициент отстройки учитывающий ошибку реле и необходимый запас принимаем равным 12;
- коэффициент возврата реле принимаем равным 095;
- коэффициент запуска принимаем равным 14.
При установке защиты на стороне где предусмотрено регулирование напряжения в выражении (4.10) следует учитывать возможность увеличения номинального тока который не должен превышать номинальный ток для среднего ответвления более чем на 5 %. В тех случаях когда максимальный рабочий ток стороны трансформатора на которой установлена защита меньше вместо последнего в (4.10) следует использовать .
3.2 Определение первичного напряжения срабатывания
Первичное напряжение срабатывания защиты определяется по следующим условиям:
для минимального реле напряжения исходя из:
а)обеспечения возврата реле после отключения внешнего короткого замыкания по выражению:
где - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания;
= 12 - коэффициент отстройки;
= 11 - коэффициент возврата реле.
б)отстройки от напряжения самозапуска при включении АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:
где - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР;
для фильтра-реле напряжения обратной последовательности комбинированного пуска напряжения:
3.3 Определение вторичных тока и напряжения срабатывания реле
Вторичные ток и напряжение определяются:
где - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
3.4 Определение чувствительности защиты
Чувствительность защиты определяется по выражениям:
где - первичное значение тока в месте установки защиты в минимальном режиме работы при двухфазном коротком замыкании в расчетной точке;
для минимального реле напряжения:
где - первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом коротком замыкании в расчетной точке в режиме обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;
для фильтр-реле напряжения обратной последовательности:
где - первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом коротком замыкании между двумя фазами в расчетной точке в минимальном режиме.
Согласно пункту 3.2.21 [7] как для реле тока так и для реле напряжения требуется обеспечить наименьший коэффициент чувствительности:
- при коротком замыкании на шинах защита выполняет функции основной защиты;
- при коротком замыкании в конце зоны резервирования.
3.5 Результаты расчета МТЗ с блокировкой по напряжению
Расчет производится согласно пунктам 4.3.1 - 4.3.4 и выражениям (4.10) - (4.19). Результаты расчета приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 - Расчет МТЗ с блокировкой по напряжению
Наименование величины
Обозначение и пояснение
Токовые пусковые органы
Номинальный ток стороны А
Коэффициент отстройки
Коэффициент возврата
Наличие регулирования напряжения
Ведет к увеличению на 5 %
Максимальный рабочий ток А
то в (4.10) используется
Первичный ток срабатывания А
Продолжение таблицы 4.3
Минимальный ток короткого замыкания приведенный к рассматриваемой стороне А
Расчетный коэффициент чувствительности
Нормативный коэффициент чувствительности
Коэффициент трансформации трансформаторов тока
Вторичный ток срабатывания реле А
Пусковые органы по напряжению
Номинальное напряжение стороны кВ
Первичное напряжение срабатывания для минимального реле напряжения кВ
Первичное напряжение срабатывания для фильтра-реле напряжения обратной последовательности В
Коэффициент трансформации трансформаторов напряжения
Вторичное напряжение срабатывания для минимального реле напряжения В
Вторичное напряжение срабатывания для фильтра-реле напряжения обратной последовательности В
3.6 Выбор выдержек времени
По условию селективности время срабатывания (уставка по времени) защиты последующего элемента выбирается в секундах по выражению:
где - время срабатывания МТЗ предыдущего элемента то есть более удаленного от источника питания с;
- ступень селективности с.
Согласно (4.20) выдержки времени защит имеют следующие значения:
4 Выбор уставок УРОВ
В соответствии с индивидуальным принципом построения УРОВ шкафа имеет выдержку времени необходимую для фиксации отказа выключателя. Это позволяет отказаться от запаса по выдержке времени который предусматривается в централизованных УРОВ с общей выдержкой времени. Выдержка времени УРОВ может быть принята равной (02 - 03) с что улучшает условия сохранения устойчивости энергосистемы и уменьшает выдержки времени резервных защит.
Реле тока УРОВ предназначено для возврата схемы УРОВ при отсутствии отказа выключателя и для определения отказавшего выключателя или короткого замыкания в зоне между выключателем и трансформатором тока с целью выбора направления действия устройства. Ток срабатывания реле тока УРОВ должен выбираться по возможности минимальным. Рекомендованное значение тока срабатывания от 005 до 01 номинального тока присоединения.
5 Расчет защиты от перегрузки
Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте контроль за перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение. Защита от перегрузки согласно пункту 3.2.69 [7] устанавливается на трансформаторах мощностью 04 МВ×А и более.
Для того чтобы охватить все возможные режимы и параметры трансформатора целесообразно установить сигнализацию перегрузки на всех трех сторонах трансформатора.
Ток срабатывания защиты от перегрузки с действием на сигнал определяется согласно выражению (3.10) в котором = 105 - коэффициент отстройки а = 095 - коэффициент возврата коэффициент запуска не учитывается. Вторичный ток срабатывания реле определяется по выражению (4.14).
Результаты расчета сведены в таблицу 4.4.
Таблица 4.4 - Расчет защиты от перегрузки
Первичный ток срабатывания защиты от перегрузки А
Время срабатывания защиты от перегрузки во избежание ложных сигналов должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики снижения пускового тока нагрузки до номинального. Принимаем выдержку времени 9 с.
6 Расчет блокировки РПН
Блокирование передачи управляющего импульса на исполнительный механизм устройства РПН осуществляется при:
снижении напряжения на сторонах СН и НН ниже ;
неисправности регулятора и (или) приводов РПН;
подачи внешнего сигнала блокировке.
Ток срабатывания блокировки РПН определяется:
где = 10 - коэффициент отстройки.
Согласно (4.21) получаем:
Вторичный ток срабатывания реле определяется по (4.14):
Защита действует на время перегрузки по току.
7 Расчет защиты от перегрева
При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией срок службы которой зависит от температуры нагрева.
Трансформатор марки ТДТН-40000110 оснащен масляным охлаждением с дутьем и естественной циркуляцией масла.
Ток срабатывания автоматики охлаждения определяется по выражению (4.10) при = 05 - коэффициент отстройки а = 095 - коэффициент возврата коэффициент запуска не учитывается. Расчетный вторичный ток срабатывания реле определяется по (4.14). Результаты расчета приведены в таблице 4.5.
Таблица 4.5 - Расчет защиты от перегрева
Первичный ток срабатывания защиты от перегрева А
Выдержка времени составляет 9 с.
Действие газовой защиты основано на том что всякие даже незначительные повреждения а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) вызывают разложение масла и органической изоляции что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал а при бурном газообразовании что имеет место при коротких замыканиях происходило отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора). Кроме того газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора. Газовое реле например типа BF-80 устанавливается в рассечку трубы соединяющей бак трансформатора с расширителем.
Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов (автотрансформаторов) от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.
Новый трансформатор должен включаться с введенным на отключение сигнальным поплавком газовой защиты который может сработать и при начинающемся повреждении трансформатора до короткого замыкания в нем.
При включении нового трансформатора по мере его нагрева происходит выделение воздуха растворенного в масле. Он заполняет газовое реле и его необходимо время от времени выпускать. Выводить действие отключающего элемента на отключение до прекращения выделения воздуха не разрешается. Для обеспечения свободного выхода газов при слабом газообразовании трансформатор устанавливается так чтобы крышка трансформатора и трубопровод имели подъем в сторону газового реле. Отключающий элемент газовой защиты имеет уставку срабатывания по скорости масла.
Величина уставки определяется по заводской инструкции (05-15 мс) и может корректироваться в зависимости от состояния трансформатора. Дело в том что бросок масла происходит не только при повреждении внутри трансформатора но и при внешних коротких замыканиях.
9 Газовая защита переключателя РПН
Контакторы переключателя РПН находятся в отдельном от бака трансформатора отсеке. Поскольку при переключении контакторов дуга горит в масле то масло постепенно разлагается с выделением газа и других компонентов. Это масло не смешивается с остальным маслом в баке и не ухудшает его качество. Бак РПН также соединяется с расширителем (отдельный отсек) и в соединительной трубе устанавливается специальное реле например URF-25. Это реле называется струйным и работает только при броске масла. В реле один отключающий элемент - заслонка вместо поплавка. Газ выделяющийся при переключении контакторов свободно выходит в расширитель и не вызывает срабатывания реле. Срабатывание реле вызывает бросок масла происходящий при перекрытии внутри отсека РПН. После срабатывания струйное реле остается в сработанном положении и должно возвращаться в исходное положение нажатием кнопки на реле.
В данном разделе проведены анализ и оценка участка сети к которой подключается проектируемая подстанция - участок «Бекетово - Дёма».
Участок сети «Бекетово - Дема» является ответственным участком для всей сети. По участку «Бекетово - Дема» проходит часть транзитной мощности энергосистемы кроме того к участку подсоединены ответвлениями от I и II цепи две подстанции: «Жуково» и «Авангард».
Согласно ТУ для устранения перегруза ВЛ-110 кВ «Бекетово - Дема» I II цепь с подключением подстанции «Электрозаводская» снятия ограничений в сечении «Бекетово - Дема» и ликвидации каскадных отключений необходимо предусмотреть сооружение ВЛ-110 кВ «Бекетово - Дема» III-я цепь в двухцепном исполнении с монтажом провода по одной цепи. Предполагаемое сечение провода III-ей цепи с учетом образования транзита 110 кВ АС-24032.
По данным телеизмерений от 21.12.2005 г. известна мощность передаваемая по участку на интервале «Бекетово - Жуково» направление в сторону «Жуково»: (124 + j34) МВ×А также известны мощности нагрузок подстанций «Авангард» и «Жуково» в наиболее тяжелом режиме - в зимний период и мощность нагрузки подстанции «Электрозаводская» на пусковой период. Данные по мощностям нагрузок приведены ниже.
Мощности нагрузок участка «Бекетово - Дема»:
Авангард (существует)(87 + j36) МВ×А;
Жуково (существует)(31 + j17) МВ×А;
Электрозавод (проектируется)(10 + j5934) МВ×А.
В таблице 5.1 приведены данные по линиям (согласно нормальной схеме БашРЭС - Уфа).
Таблица 5.1 - Данные по линиям на участке «Бекетово - Дема» I II цепь
До подключения подстанции «Электрозаводская»
После подключения подстанции «Электрозаводская»
Бекетово - Электрозаводская
Электрозаводская - Жуково
Схема участка приведена на рисунке 5.1 пунктиром показаны проектируемые объекты.
2 Определение параметров элементов схемы замещения
Схема замещения приведена на рисунке 5.2. На схеме замещения узлы обозначим в следующем порядке: 1 - «Бекетово» 2 - «Электрозаводская» 3 - «Жуково» 4 - «Авангард» 5 - «Дема». Согласно исходным данным и схеме замещения при рассмотрении участка возможны три варианта:
вариант 1 (исходный) - проектируемая подстанция и III-я цепь не введены в работу;
вариант 2 - проектируемая подстанция введена в работу III-я цепь - нет;
вариант 3 - проектируемая подстанция и III-я цепь введены в работу.
Основными параметрами линии являются активное и реактивное сопротивления активная и емкостная проводимости. Активное сопротивление проводов и кабелей при частоте 50 Гц обычно примерно равно омическому сопротивлению. При этом не учитывается явление поверхностного эффекта. Активное сопротивление определяется по формуле:
где - удельное сопротивление линии Омкм. Определяется по таблице П.1-2 [11];
n - количество параллельных цепей.
Реактивное сопротивление определяется следующим образом:
где - удельное реактивное сопротивление линии (определяется по таблице П.1-3 [11]) Омкм.
Активная проводимость линии соответствует двум видам потерь активной мощности: от тока утечки через изоляторы и на корону. При расчете установившихся режимов сетей до 220 кВ активная проводимость практически не учитывается.
Емкостная проводимость линии обусловлена емкостями между проводами разных фаз и емкостью провод-земля и определяется следующим образом:
где - удельная емкостная проводимость Смкм. Определяется по таблице П.1-4 [11].
Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ в схеме замещения линии электропередачи вместо емкостной проводимости учитывается реактивная мощность генерируемая емкостью линий. Половина емкостной мощности линии Мвар равна:
По формулам (5.1) - (5.4) определяем параметры линий на участке. Полученные значения сводим в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 - Параметры элементов схемы замещения
В исходном варианте отсутствуют III-я цепь и проектируемая подстанция. Схема замещения для расчета установившегося режима составлена на основании схемы замещения изображенной на рисунке 5.2 и приведена на рисунке 5.3. Наиболее нагруженной линией на участке является линия «Бекетово - Жуково» направление мощности в сторону «Жуково»: МВ×А. Определим ток в линии:
Таким образом на основании полученного результата можно сказать что даже при отсутствии проектируемой подстанции линия перегружается в момент передачи по ней максимальной мощности. Обрыв на линии одной цепи может привести к недопустимым перегрузкам второй цепи и полному отключению линии так как для провода марки АС-18529 А а в аварийном режиме по линии будет проходить ток А. Величина тока на одну цепь в нормальном режиме при передаче по линии максимальной мощности составляет А и согласно таблице 7.8 [13] превышает значение предельной экономической нагрузки на одну цепь которая при сечении проводов 185 мм2 составляет 215 А.
Рассчитаем рабочие режимы линий на всем участке сети. Для проведения расчета используем данные таблиц 5.1 и 5.2 данные телеизмерений. Расчет проводим в два этапа.
На первом этапе определяем потоки и потери мощности в линиях. Мощность в начале линии 1-3 равна:
Далее учитывая реактивную мощность генерируемую емкостью линии в начале и конце линии и потерю мощности в самой линии определяем мощность в конце линии:
Аналогично производится расчет линий 3-4 и 4-5 учитывая наличие потребителей в узлах 3 и 4. Результаты сведем в таблицу 5.3.
На втором этапе определяем напряжения в узлах участка сети. Для этого необходимо определить падения напряжения между узлами. Падение напряжения образуется двумя составляющими: поперечной и продольной. Согласно [12] в сетях напряжением 110 кВ и ниже поперечной составляющей падения напряжения можно пренебречь. Ее учет заметно не сказывается на точности расчета режима сети.
Определим напряжение в узле 2. При этом полагаем что в узле 1 напряжение поддерживается на уровне 115 кВ. Получаем:
Аналогично определяются напряжения в остальных узлах. Результаты расчета напряжений в узлах сведем в таблицу 5.4.
Таблица 5.3 - Результаты расчета потоков и потерь мощностей в линиях
Таблица 5.4 - Напряжения в узлах и падения напряжения в линиях
Во втором варианте проектируемая подстанция введена в работу с нагрузкой на пусковой период а III-я цепь - не введена.
Рассчитаем рабочие режимы линий на всем участке сети. Расчет проводим аналогично расчету приведенному в пункте 5.3 только в обратной последовательности то есть потери мощности определяем при помощи итераций так как в узле 2' задана нагрузка проектируемой подстанции без учета потерь мощности в линии 2-2'. Результаты расчета сведены в таблицы 5.5 5.6.
Таблица 5.5 - Результаты расчета потоков и потерь мощностей в линиях
Таблица 5.6 - Напряжения в узлах и падения напряжения в линиях
Исходя из результатов расчета приходим к выводу что введение в работу проектируемой подстанции приводит к возрастанию нагрузки на линию. И на данном этапе возникает необходимость сооружения на участке III-ей цепи для устранения перегруза.
Третий вариант предполагает что введены в работу проектируемая подстанция с нагрузкой на пусковой период и III-я цепь.
В данном случае при вводе III-ей цепи потоки мощности по цепям распределяются не в равном соотношении так как сопротивления линий различны. Определим потоки мощности по линиям при этом необходимо учитывать только мощность которая является транзитной. Транзитная мощность равна конечной мощности на линии 4-5 которая согласно таблице 5.5 равна:
Схема для определения потоков транзитной мощности по цепям приведена на рисунке 5.4.
В данной схеме сопротивления определяются по таблице 5.2.
Мощности в ветвях можно определить согласно правилу: токи в параллельных ветвях распределяются обратнопропорционально сопротивлениям этих ветвей. Получаем:
Далее расчет производится по аналогии с расчетом в пункте 5.4. Результаты расчета сведены в таблицы 5.7 5.8.
Таблица 5.7 - Результаты расчета потоков и потерь мощностей в линиях
Продолжение таблицы 5.7
Таблица 5.8 - Напряжения в узлах и падения напряжения в линиях
Анализируя все рассмотренные варианты можно сказать что ввод в работу проектируемой подстанции ведет к необходимости сооружения на участке III-ей цепи.
С введением в работу III-ей цепи можно отметить следующие положительные моменты:
повышается надежность схемы так как обрыв одной из цепей (I II) на линии не приведет перегрузу второй оставшейся в работе цепи;
устраняется перегруз I-ой и II-ой цепи что позволяет увеличить передачу мощности снимаемой ответвительными подстанциями на потребление. В этом возникает необходимость вследствие перспективного развития района в котором будет располагаться проектируемая подстанция;
снижаются суммарные потери мощности и потери напряжения на участке.

Заключение.doc

В дипломном проекте разработана подстанция 1103510 кВ с установкой двух трансформаторов ТДТН-40000110. Произведены все необходимые расчеты по выбору и проверке устанавливаемого оборудования определены необходимые параметры подстанции.
Произведен расчет релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары). Для защиты трансформатора принят к установке шкаф ШЭ 2607 041015-27Е2УХЛ4 - шкаф защиты трансформатора и автоматики управления выключателем.
Проведен анализ участка сети к которому подключается проектируемая подстанция. Результатом анализа является необходимость сооружения на участке III-ей цепи.
Кроме того рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта. Произведен расчет заземляющего устройства подстанции. Полученное сопротивление заземляющего устройства составляет 0466 Ом.
Проведен технико-экономический анализ проекта. Определен срок окупаемости проекта который составляет три года.

Рецензия.doc

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
(фамилия имя отчество)
Тема выпускной квалификационной работы
Рецензент выпускной квалификационной работы
(звание степень фамилия имя отчество)
Содержание дипломного проекта Ишмеева Т. А. полностью соответствует заданию на проектирование и содержит все необходимые составные части: обзорную конструкторскую экономическую раздел безопасности и экологичности проекта и графическую часть.
В связи с техническим перевооружением оборудования тема дипломного проекта достаточно актуальна.
Дипломный проект выполнен с использованием новейших технологий в области программного и технического обеспечения.
В проекте содержится выбор основного силового и коммутационного оборудования подстанции произведен расчет токов короткого замыкания. Произведен расчет релейной защиты трансформатора с применением микропроцессорных устройств РЗА - шкафа ШЭ 2607 041015. Также проведен анализ работы участка сети к которому подключается проектируемая подстанция. Все результаты расчетов сведены в таблицы.
В экономической части определены стоимость реализации проекта затраты на эксплуатацию срок окупаемости объекта.
В разделе безопасности и экологичности проведен анализ опасных и вредных факторов на проектируемой подстанции. Произведен расчет заземляющего устройства подстанции.
Графическая часть работы (на восьми листах формата А1) и пояснительная записка оформлены грамотно с учетом требований ГОСТов ЕСКД.
Считаю что в целом работа заслуживает отличной оценки а автор - присвоения ему квалификации инженера.

Спец часть.doc

1 Общая характеристика МПУ РЗА используемых для защиты
трансформаторов и автотрансформаторов
1 Понятие МПУ РЗА. Их особенности преимущества и недостатки
Конечно на некоторых энергообъектах возникают затруднения при постановке вопроса о переходе на цифровую технику. Обычно это связано с:
устоявшимися традициями;
морально устаревшими смежными системами;
устаревшими но еще действующими нормативными документами;
боязнью эксплуатационного персонала не имеющего знаний и навыков работы с современной техникой.
Но устройства РЗА выполненные на традиционной элементной базе уже не способны обеспечить решение ряда актуальных эксплуатационных и технических проблем:
реализация некоторых функций приводит к существенному увеличению аппаратной части;
многие функции на электромеханической релейной аппаратуре выполнить просто невозможно;
не обеспечивается стыковка с современными цифровыми автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУ ТП) затрудняется дистанционное управление электрической частью объектов и сигнализация;
полностью отсутствует диагностика и запись аварийных процессов;
усложнение схем РЗА требует большого количества наладочного и обслуживающего персонала высокой квалификации а также периодического проведения профилактических проверок работоспособности этих устройств.
Интенсивное развитие цифровой техники обусловило широкое проникновение ее во все уровни автоматизации энергообъектов как в энергетике так и во всех других отраслях промышленности. Уверенно доказаны следующие преимущества микропроцессорных устройств РЗА перед электромеханическими и электронными устройствами РЗА построенными на аналоговых принципах:
сокращение эксплуатационных расходов за счет самодиагностики автоматической регистрации режимов и событий;
реализация полноценной современной АСУ ТП на базе устройств РЗА с выполнением различных функций;
сокращение расходов на строительство монтаж уменьшение габаритов экономия кабелей уменьшение затрат на аппаратную часть;
ускорение отключения короткого замыкания за счет уменьшения ступеней селективности что снижает размеры повреждений электрооборудования и стоимость восстановительных работ;
улучшение контроля за состоянием оборудования и работой устройств РЗА;
унификация технических решений применение стандартных модулей уменьшение потребностей в запчастях полная заводская готовность;
снижение потребления по цепям оперативного постоянного тока и напряжения;
возможность диагностики не только устройств РЗА но и первичного оборудования;
уменьшение времени на выяснение причин аварий за счет регистрации и записи аварийных процессов;
возможность реализации новых функций (наличие свободных логических элементов);
легкая наладка с помощью специальных разработанных средств;
упрощение расчета уставок устройств РЗА и увеличение их точности.
В свою очередь МПУ РЗА имеют и некоторые недостатки:
дороговизна по сравнению с электромеханикой что российских условиях порой играет существенную роль;
переход на МПУ РЗА требует переучивания эксплуатационщиков. Специалистам привыкшим работать с электромеханикой переходить на новую технику достаточно трудно. Молодые специалисты хотя и слабее владеют знаниями по технологии РЗА чем бывшие советские релейщики но с МПУ РЗА а это по сути компьютер новое поколение гораздо быстрее находит общий язык;
существенное преимущество электромеханики: при включении питания (например после перерыва в энергоснабжении) она начинает функционировать сразу а системе на МПУ необходимо время на перезагрузку. Безусловно оно небольшое но в некоторых ситуациях это нежелательно. Вследствие этого в России на объектах атомной энергетики пока не используются микропроцессорные системы защиты. Применение источников бесперебойного питания тем не менее легко решает эту проблему при этом незначительно увеличивая стоимость системы РЗА;
эксплуатационщики чаще всего достаточно осторожно говорят о необходимости замены электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные. Например они считают что одним махом менять оборудование на новое нельзя. По нескольким причинам. Одна из них - это адаптация цифровой аппаратуры к смежным системам на предприятии. Для ТЭЦ - это в первую очередь электромагнитная совместимость. Пришлось решать проблему надежного функционирования МПУ РЗА под воздействием больших полей кабельных трасс. Нельзя моментально решить и другую задачу: определить степень надежности новых схемных решений. Ведь каждая новая система имеет период наработки на отказ. А у систем защиты есть определенная специфика: проверить степень ее надежности можно только при аварийной ситуации когда она как раз и должна срабатывать. Поэтому по мнению эксплуатационщиков менять РЗА надо но делать это постепенно нарабатывая опыт ее эксплуатации.
Необходимо также отметить что МПУ РЗА требуют по сравнению с защитами на электромеханических реле и интегральных микросхемах (ИМС) конфигурирования ранжирования и параметрирования.
В конфигурирование входит:
задание каждому терминалу используемому в РЗА элементов ПС о переключаемых наборах параметров срабатывания;
установка даты и времени;
указание об используемых защитных функциях в терминале.
В ранжирование входят задания:
Параметрирование осуществляется для каждой использованной функции терминала. Для установки функциональных параметров требуется ввод кодового слова. Без кодового слова возможно только считывание параметров (уставок) но не их изменение.
В параметрирование входят:
данные о защищаемом элементе (присоединении например трансформаторе);
уставки для защит трансформатора (автотрансформатора).
Многие специалисты считают что переход на МПУ РЗА неизбежен. Конечно первоначально нужно заменить физически изношенную аппаратуру которую уже нельзя эксплуатировать на традиционную аппаратуру выровнять состояние энергосистем и после этого можно приступить к планомерному переходу на релейную защиту на микропроцессорной базе.
Не стоит забывать и о том что каждый энергообъект имеет свои особенности и при решении задачи переоснащения РЗА не может быть выработан стандартный подход. Поэтому как показывает опыт необходимо подходить к этому процессу весьма осторожно и вдумчиво.
Применение МПУ РЗА дает большой экономический эффект в первую очередь за счет снижения эксплуатационных затрат и ущерба от недоотпуска электроэнергии. Интеграция или построение на их базе АСУ электростанций подстанций позволяет достичь наибольшего эффекта не только в экономическом плане но и с точки зрения организации труда персонала предприятия.
2 Обзор различных производителей МПУ РЗА применяемых для
защиты трансформаторов и автотрансформаторов
2.1 МПУ РЗА применяемые для защиты трансформаторов и
Продукция АББ для микропроцессорной защиты трансформаторов и автотрансформаторов представлена дифференциальным реле с торможением SPAD 346 C и блоком RET 316.
Характеристики и особенности SPAD 346 C:
реле выполняет функции дифференциальной токовой защиты (ДЗТ) максимальной токовой защиты (МТЗ) и защиты от замыканий на землю а также резервирования при отказе выключателя (УРОВ);
предназначено для защиты двухобмоточных трансформаторов;
трёхфазная дифференциальная защита с торможением для защиты трансформаторов от междувитковых замыканий в обмотках от коротких замыканий между обмотками и коротких замыканий в зоне действия защиты;
для защиты от замыканий на землю на сторонах высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН) трансформатора можно выбрать один из четырёх принципов: ДЗТ с торможением для сетей с большим током замыкания на землю чувствительная дифференциальная защита нулевой последовательности для сетей с ограниченным током замыкания на землю токовые защиты нулевой последовательности реагирующие на нулевые составляющие фазных токов или на ток в нейтрали трансформатора;
трёхступенчатая МТЗ для трансформаторов а также двухступенчатая резервная защита от замыканий на землю;
короткое время срабатывания также при частичном насыщении трансформаторов тока;
характеристику срабатывания блока дифференциального реле можно устанавливать индивидуально для объекта;
хорошее электрическое торможение обеспечивает несрабатывание при бросках тока намагничивания при включении трансформаторов и при коротких замыканиях вне защищаемой зоны;
несрабатывание дифференциальной защиты при включении трансформаторов обеспечивается блокировкой базирующейся на соотношении второй и основной гармоник дифференциального тока. Дополнительно имеется дифференциальная отсечка;
блокировка базирующаяся на соотношении пятой и основной гармоник обеспечивает несрабатывание при перевозбуждении трансформаторов. Блокировка снимается если это соотношение становится большим при опасно высоких перенапряжениях;
широкий диапазон подстройки коэффициентов трансформации трансформаторов тока с помощью точной цифровой регулировки;
для дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора со схемой соединения обмоток звезда-треугольник не требуется соединять одну группу трансформаторов тока в треугольник так же не требуются промежуточные трансформаторы тока так как подстройка защиты под группу соединения обмоток обеспечивается цифровым способом;
четыре отключающих реле и четыре сигнальных реле функции срабатывания и аварийной сигнализации которых можно свободно программировать;
пять программируемых входов для внешних сигналов поступающих в том числе от газового реле датчика пиковой температуры или других устройств контроля вспомогательных приборов трансформатора для индикации и передачи на дистанцию команд на аварийную сигнализацию и срабатывание;
защита от повреждения выключателя с устанавливаемым временем срабатывания;
с помощью регистратора помех встроенного в модуль дифференциального реле и реле замыкания на землю можно регистрировать токи и цифровые сигналы. Сигналы используемые для запуска регистратора можно выбирать;
удобство проверки соединения измерительных цепей и подстройки защиты под группу соединения с помощью чувствительных дисплеев показывающих амплитуды и фазные углы тока;
хорошая устойчивость к воздействию электрических и магнитных помех допускает применение реле также в сложных условиях окружающей среды;
система непрерывного самоконтроля электроники и программного обеспечения повышает надёжность реле в эксплуатации;
эффективная поддержка программного обеспечения для установки и измерения параметров реле считывания замеренной и записанной информации а также информации о событиях.
Цифровая защита трансформаторов RET 316 предназначена для быстродействующей селективной защиты двухобмоточных или трёхобмоточных трансформаторов. Кроме этого возможно использование для защиты автотрансформатора. Защита действует при следующих видах повреждений:
междуфазные замыкания;
замыкания на землю при металлическом или низкоомном сопротивлении заземлении нейтрали точки звезды силового трансформатора;
междувитковые замыкания.
RET 316 может поставляться со следующими функциями защиты:
функция дифференциальной защиты является одной из наиболее важных функций для быстродействующей и селективной защиты всех трансформаторов с мощностью больше нескольких МВ×А;
функцию защиты максимального тока которую рекомендуется использовать для резервной защиты;
в некоторых случаях желательно использовать защиту от превышения напряжения;
функция тепловой перегрузки используется для защиты изоляции от тепловых нагрузок. Эта функция защиты обычно имеет два независимых уровня установок и используется в тех случаях когда не установлены датчики превышения температуры масла;
другие функции по специальному заказу (например частотная функция).
2.2 МПУ РЗА применяемые для защиты трансформаторов и
автотрансформаторов производства «Шнайдер электрик»
Компания «Шнайдер электрик» в 2000-2004 гг. провела кардинальное обновление гаммы выпускаемой продукции наладив производство новых современных устройств микропроцессорной защиты Sepam серий 20 40 80.
Устройства микропроцессорной релейной защиты Sepam торговой марки Merlin Gerin используются для защиты электрооборудования 6-35 кВ и трансформаторов 6-220 кВ от коротких замыканий и ненормальных режимов работы.
Помимо функции защиты они выполняют ряд дополнительных функций:
измерение параметров сети;
управление электрооборудованием;
диагностика сети и коммутационного аппарата;
осциллографирование аварийных процессов;
технический учет электроэнергии;
отображение мнемосхем первичной сети (Sepam 80).
Унифицированные дополнительные модули могут использоваться с устройством любой серии что в дальнейшем обеспечивает простоту замены и добавления необходимых блоков. Русифицированный интерфейс позволяет существенно упростить ввод в эксплуатацию и обслуживание этих устройств. Для ввода в эксплуатацию достаточно выполнить простейшее параметрирование стандартных готовых к использованию функций автоматики. Для создания специализированной автоматики у старших моделей гаммы есть возможность создать специальную логику работы или новые функции защит (например МТЗ с комбинированным пуском по напряжению) с использованием редактора уравнений или программируемого логического контроллера (ПЛК).
Цифровое построение защит позволяет реализовать:
широкий диапазон регулирования уставок;
изменение логики работы или уставки только через пароль;
совместимость со всеми типами внешних датчиков;
отображение измеряемых величинвтом числе аварийных;
нечувствительность кэлектромагнитным помехам;
постоянный самоконтроль;
возможностьподключения к системе высшего уровня по открытым протоколам.
Устройства Sepam серии 20 применяются в тех случаях когда для защиты достаточно токовых защит или защит по напряжению и не требуется сложной автоматики. Основные типы применения устройств серии 20 для защиты трансформаторов - защита силовых трансформаторов 6 10 кВ малой мощности.
Sepam серии 40 используются для защиты электрооборудования требующего большого объема защит одновременно по току и напряжению или при необходимости построения сложной логики работы. Устройства серии 40 также позволяют осуществлять технический учет электроэнергии.
Sepam серии 80 - универсальные устройства которые могут быть использованы для защиты трансформаторов 35-220 кВ. Устройства этой серии имеют все необходимые защиты могут обладать большим числом дискретных входов и выходных реле (в максимальном варианте - до 42 входов и 23 выходов) расширенный редактор уравнений что позволяет создать автоматику любой сложности. Sepam 80 применяется также для защиты трансформаторных вводов 6 10 кВ.
Программное обеспечение определяющее для какого применения используется базовый блок серии 80 загружается в сменный картридж в котором также хранится специальная автоматика настройки и регулировки выполненные пользователем. Применение сменного картриджа позволяет простой его заменой изменить тип устройства а при неисправности базового блока быстро заменить его на любой другой. Для сохранения большого объема записанных осциллограмм аварийных процессов при исчезновении оперативного питания имеется стандартная литиевая батарея.
Устройства серии 80 могут иметь большой графический дисплей на который можно выводить векторные диаграммы или анимированные мнемосхемы первичной сети.
Sepam серии 80 имеет встроенный ПЛК который имитирует привычную контактно-релейную схему РЗА выполненную на электромеханике. Это позволяет релейному персоналу быстро адаптироваться к новой процессорной технике и сделать процесс конфигурирования Sepam более наглядным.
Уставки в Sepam выставляются в первичных величинах и измерения производимые устройствами Sepam также отображаются в первичных величинах что облегчает работу оперативному и эксплуатационному персоналу.
2.3 МПУ РЗА применяемые для защиты трансформаторов и
автотрансформаторов производства НПП «ЭКРА»
Продукция НПП «ЭКРА» используемая для защиты трансформаторов и автотрансформаторов представлена шкафами защиты ШЭ 2607.
ШкафШЭ2607 041 предназначен для защитытрансформаторов с высшим напряжением до 220 кВ.
Шкаф состоит из двух комплектов. Комплект 1 выполненный на базе микропроцессорного терминала БЭ2704V041 реализует функции основных и резервных защит трансформатора и содержит:
ДЗТ от всех видов коротких замыканий внутри бака трансформатора;
токовую защиту нулевой последовательности стороны ВН (ТЗНП);
МТЗ стороны ВН с пуском по напряжению;
МТЗ стороны СН с пуском по напряжению;
МТЗ стороны НН первой секции шин (НН1) с пуском по напряжению;
МТЗ стороны НН второй секции шин (НН2) с пуском по напряжению;
защиту от перегрузки (ЗП);
реле тока для блокировки регулирования под нагрузкой (РПН) при перегрузке;
токовые реле для пуска автоматики охлаждения;
реле минимального напряжения сторон СН НН1 и НН2 реагирующие на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ ВН МТЗ СН МТЗ НН1 МТЗ НН2;
реле минимального междуфазного напряжения сторон СН НН1 и НН2 для блокировки РПН;
реле максимального напряжения обратной последовательности сторон СН НН1 и НН2 для пуска по напряжению МТЗ ВН МТЗ СН МТЗ НН1 МТЗ НН2;
УРОВ стороны ВН трансформатора.
Кроме того комплект 1 обеспечивает прием сигналов от газовой защиты трансформатора (ГЗ) газовой защиты РПН трансформатора (ГЗ РПН) датчиков температуры уровня масла неисправности цепей охлаждения.
Функция УРОВ ВН комплекта 1 реализуют принцип индивидуального устройства причем возможно выполнение универсального УРОВ как по схеме с дублированным пуском так и по схеме с автоматической проверкой исправности выключателя.
Комплект 2 обеспечивает прием сигналов от отключающих ступеней газовых защит трансформатора РПН и действует на отключение через две группы отключающих реле.
Питание оперативным постоянным током комплектов шкафа осуществляется от отдельных автоматических выключателей. Это позволяет обеспечить полноценную защиту трансформатора при возникновении неисправности в любом из комплектов.
Комплект 2 выполнен с помощью электромеханических реле контактами которых осуществляется действие на выходную отключающую группу реле и отключение через терминал комплекта 1.
Шкаф ШЭ2607 042043 предназначен для защиты автотрансформатора с высшим напряжением 220 кВ.
Шкаф состоит из трех комплектов.
Комплект 1 реализует функции основных и резервных защит автотрансформатора и содержит дифференциальную токовую защиту от всех видов коротких замыканий внутри бака МТЗ НН с пуском по напряжению МТЗ НН ЗП реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке токовые реле для пуска автоматики охлаждения реле минимального междуфазного напряжения и реле максимального напряжения обратной последовательности стороны НН для пуска по напряжению МТЗ НН реле максимального напряжения нулевой последовательности стороны НН для контроля изоляции стороны НН УРОВ ВН и УРОВ СН.
Функции УРОВ ВН и УРОВ СН реализуют принцип индивидуального устройства как и в ШЭ2607 041 возможно выполнение универсального УРОВ как по схеме с дублированным пуском так и по схеме с автоматической проверкой исправности выключателя.
В части формирования отключающих импульсов каждый из комплектов УРОВ обеспечивает действие на отключение резервируемого выключателя без выдержки времени а затем с выдержкой времени:
действие в защиту шин;
действие на отключение автотрансформатора со всех сторон;
запрет автоматики повторного включения (АПВ).
Кроме того комплект 1 обеспечивает прием сигналов от ГЗ автотрансформатора ГЗ РПН автотрансформатора ГЗ линейного регулировочного трансформатора датчиков температуры и уровня масла.
Комплект 2 реализованный на базе микропроцессорного терминала БЭ2704V043 предназначен для защиты цепей стороны 6-10 кВ линейного регулировочного трансформатора и секций шин стороны НН и содержит:
дифференциальную токовую защиту цепей стороны 6-10 кВ автотрансформатора от всех видов коротких замыканий;
МТЗ НН1 (1(2) секции шин) с пуском по напряжению;
МТЗ НН2 (3(4) секции шин) с пуском по напряжению;
логическую защиту шин 1(2) секции шин НН (ЛЗШ 1 СШ);
логическую защиту шин 3(4) секции шин НН (ЛЗШ 3 СШ);
защиту от минимального напряжения 1(2) секции шин НН (ЗМН НН1);
защиту от минимального напряжения 3(4) секции шин НН (ЗМН НН2);
реле минимального междуфазного напряжения 1(2) и 3(4) секций шин НН для пуска по напряжению МТЗ НН1 и МТЗ НН2;
реле максимального напряжения обратной последовательности 1(2) и 3(4) секций шин НН для пуска по напряжению МТЗ НН1 и МТЗ НН2.
Комплект 3 обеспечивает прием сигналов от отключающих ступеней ГЗ автотрансформатора ГЗ РПН автотрансформатора ГЗ линейного регулировочного трансформатора и действует на отключение автотрансфориатора через две группы реле.
Комплект 3 выполнен с помощью электромеханических реле контактами которых осуществляется действие на выходную группу реле и отключение через терминал комплекта 1.
Питание оперативным постоянным током трех комплектов шкафа осуществляется от отдельных автоматических выключателей. Это позволяет обеспечить полноценную защиту автотрансформатора при возникновении неисправности в любом из комплектов.
Также выпускаются шкафы резервной защиты трансформаторов и автотрансформаторов ШЭ2607 071071 ШЭ2607 072071 ШЭ2607 072072.
2.4 МПУ РЗА применяемые для защиты трансформаторов производства
трехступенчатая МТЗ;
защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера с контролем тока обратной последовательности (ЗОФ);
автоматическое осциллографирование процессов аварий;
память аварийных событий;
подсчёт импульсов от счётчиков активной и реактивной электроэнергии (технический учёт);
Цифровой блок релейной защиты БМРЗ-ТР предназначен для выполнения функций релейной защиты автоматики управления измерения и сигнализации трансформатора 1103510(6) или 10(6)04 кВ. БМРЗ-ТР применяют в качестве резервных защит трансформаторов 110-220 кВ.
БМРЗ-ТР-ВН - резервные защиты стороны ВН.
трёхступенчатая токовая защита с пуском по напряжению;
двухступенчатая токовая защита нулевой последовательности;
защита от перегрузки;
контроль неисправности цепей напряжения;
выполнение команд ГЗ;
управление выключателем отделителем и короткозамыкателем;
управление системой охлаждения трансформатора.
Блок БМРЗ-ТР-ВН устанавливается со стороны ВН трансформатора и предназначен для использования в качестве резервной защиты и защиты от внешних коротких замыканий двухобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ. Блок БМРЗ-ТР-ВН может использоваться в панелях или шкафах защиты трансформаторов совместно с основными защитами и устройствами автоматики выполненными на электромеханической аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.
БМРЗ-ТД-2х - защита двухобмоточных трансформаторов.
дифференциальная токовая отсечка;
токовая отсечка по стороне ВН;
исполнение сигналов ГЗ;
управление одним или несколькими выключателями (до 6);
управление отключением через отделитель.
Блок БМРЗ-ТД-2х предназначен для использования в качестве основной быстродействующей защиты двухобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.
БМРЗ-ТД-2х объединяет хорошо зарекомендовавшие себя известные принципы выполнения дифференциальных защит с оригинальными решениями улучшающими отстройку от переходных процессов от внешних коротких замыканий и от бросков токов намагничивания.
Применение новейшей элементной базы и современных цифровых технологий позволило получить новое качество функционирования дифференциальной защиты: совершенные алгоритмы выравнивания токов плеч автоматический учет текущего положения РПН трансформатора высокое быстродействие устойчивость и адаптивность работы в переходных режимах коротких замыканий сопровождающихся глубоким насыщением измерительных трансформаторов тока и броском тока намагничивания удобство настройки и высокую стабильность параметров.
ШЗТ-МТ - защита двухобмоточных трансформаторов.
защита понижающих двухобмоточных трансформаторов (включая трансформаторы с расщепленной обмоткой НН) c напряжением стороны ВН до 220 кВ и мощностью до 80 МВ×А;
управление выключателями;
управление устройством РПН (ручное и автоматическое);
автоматика управления охлаждением;
исполнение сигналов газовой дуговой и других внешних защит;
сигнализация состояния выключателя пускасрабатывания защит текущего положения РПН;
измерение текущих значений электрических величин (токов сторон ВН и НН напряжений стороны ВН мощности и частоты);
регистрация событий и аварийных процессов в том числе «пусковых режимов».
Состав защит и автоматики:
МТЗ ВН и МТЗ НН с пусками по напряжению;
дистанционные защиты со стороны ВН и НН;
токовая отсечка (ТО);
2.5 МПУ РЗА применяемые для защиты трансформаторов производства
Указанные терминалы выполнены в виде независимых устройств предназначенных для работы совместно как с другими микропроцессорными защитами так и с традиционными защитами выполненными на электромеханической базе.
Для полноценной защиты силового трансформатора рекомендуется установка комплекса защит. Он состоит из двух терминалов: устройства управления высоковольтным выключателем и резервных защит трансформатора «Сириус-УВ» устройства основной дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора «Сириус-Т» (либо трехобмоточного «Сириус-Т3»).
Предлагаемая структура комплекса защит трансформаторов позволяет максимально реализовать принцип ближнего резервирования при учете экономического фактора. Это достигается за счет следующих основных принципов:
устройства «Сириус-Т» («Сириус-Т3») и «Сириус-УВ» являются полностью независимыми. При коротком замыкании в защищаемой зоне никакой отказ в одном из терминалов не приводит к отказу или недопустимому увеличению времени отключения от другого терминала;
основные и резервные защиты выполнены на разных принципах действия («Сириус-Т» – абсолютная селективность «Сириус-УВ» – относительная);
имеется возможность разделения устройств по цепям трансформаторов тока источникам питания цепям управления на постоянном оперативном токе по дискретным входам и выходам.
Часть функций защит и автоматики дублируется в обоих терминалах входящих в состав комплекса (например ступени МТЗ ВН входы отключения от УРОВ от внешних защит).
Так например в «Сириусе-Т» («Сириусе-Т3») имеются две ступени подменной МТЗ высшей стороны трансформатора с комбинированным пуском по напряжению которые можно ввести в действие для дублирования ступеней защит входящих в терминал «Сириус-УВ». Также имеется подменная МТЗНН которая применяется в случае сложных объектов например трансформатора с реактором. Тогда МТЗ НН выполняет роль резервной защиты реактора.
Техническое совершенство комплекса защит трансформаторов определяется не только его структурой но и качеством функционирования терминалов входящих в комплекс. Использование микропроцессорной базы позволило помимо стандартных и хорошо себя зарекомендовавших решений применить ряд новых алгоритмов и способов значительно повышающих эффективность функционирования защит. В первую очередь это касается ДЗТ к которой предъявляются достаточно жесткие требования по чувствительности и быстродействию.
Основные принципы реализованные в терминалах «Сириус-Т» и «Сириус-Т3»:
дифференциально-токовый принцип выполнения защиты;
цифровая сборка токовых цепей дифференциальной защиты;
отстройка чувствительной ступени от броска тока намагничивания путем блокировки по относительному значению тока второй гармоники в дифференциальной цепи;
компенсация влияния РПН по балансу токов нагрузки на различных сторонах силового трансформатора;
применение специального алгоритма для снятия блокировки по второй гармонике если она появилась из-за насыщения трансформаторов тока;
отстройка чувствительной ступени от токов небаланса при внешних коротких замыканиях с помощью процентного торможения от сквозного тока.
Устройство «Сириус-Т» («Сириус-Т3») содержит следующие защиты:
быстродействующая дифференциальная токовая отсечка с контролем как действующего так и мгновенного значений дифференциального тока;
дифференциальная токовая защита с уставкой (0310)× с торможением от сквозного тока и отстройкой от бросков тока намагничивания;
двухступенчатая МТЗ ВН с пуском по напряжению;
ступени МТЗ СН (только в «Сириусе-Т3») и МТЗ НН с пуском по напряжению. Возможность действия на отдельные реле отключения и на общие реле отключения с разными временами;
ЗП по каждой стороне напряжения с действием на сигнализацию.
Ряд мер примененных в терминалах «Сириус-УВ» и «Сириус-Т» позволяет упростить наладку и эксплуатацию устройств (особенно по сравнению с защитами трансформаторов выполненными на электромеханической и микроэлектронной базах):
стандартная схема подключения терминалов по цепям тока (звезда) независимо от группы соединения обмоток силового трансформатора (не требуются дополнительные трансформаторы тока) при любом режиме заземления нейтрали. Компенсация фазового сдвига в силовом трансформаторе для дифференциальной защиты а также устранение тока нулевой последовательности для ступеней МТЗ ВН производится внутри устройств цифровым способом;
режим «Контроль» позволяющий выводить на встроенный индикатор текущие значения аналоговых и дискретных сигналов расчетные значения дифференциальных и тормозных токов а также всю информацию необходимую для настройки и диагностики ступеней защит;
наличие двух независимых каналов связи которые позволяют терминалам выполнять функции нижнего уровня в современных SCADA системах.
Таким образом предлагаемые устройства «Сириус-УВ» «Сириус-Т» и «Сириус-Т3» являются современными терминалами использование которых позволяет значительно повысить надежность и эффективность функционирования системы РЗА силовых трансформаторов.

БЖД.doc

7 Анализ опасных и вредных факторов на проектируемой подстанции
В данном разделе мной производится оценка и анализ опасных и вредных факторов воздействующих на персонал обслуживающий проектируемую подстанцию 1103510 кВ и меры по предотвращению и уменьшению влияния этих факторов.
При эксплуатации подстанции 1103510 кВ возможны следующие опасные факторы:
поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;
влияние электромагнитного поля на организм;
поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
поражение обслуживающею персонала находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
возможность падения персонала с высоты;
возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций.
Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал данным проектом предусматриваю следующие мероприятия:
при работе в электроустановках действовать согласно «Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (ПТБ). Проводить ежегодную проверку знаний инструктаж по технике безопасности;
при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля предусматриваю экранирование рабочих мест: экраны над переходами экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления съёмные экраны при ремонтных работах;
установка заземляющего контура заземление и зануление оборудования;
соблюдение расстояний до токоведущих частей;
выполнение организационно-технических мероприятий для безопасного проведения работ.
2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание
которой может произойти через тело человека
Основная опасность при обслуживании РУ подстанции является опасность поражения электрическим током. Источником опасности являются открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией которая может оказаться по каким либо причинам нарушенной. Воздействие тока на организм человека можно разделить на биологическое термическое электрическое. Оно вызывает различные нарушения в организме вызывая как местное поражение тканей и органов так и общее поражение организма.
Существует два вида поражения электрическим током: электрический удар и местные электрические травмы. К травмам относятся ожоги электрические знаки электрометаллизация кожи и электроофтальмия. При электрическом ударе воздействию тока подвергается нервная система что может привести к остановке сердечной и дыхательных мышц. Интенсивность воздействия тока на организм определяется множеством факторов например длительностью прохождения тока путём прохождения тока через тело родом тока индивидуальными особенностями человека.
Критические значения тока:
пороговый ощущаемый ток: 5-7 мА50Гц;
пороговый не отпускающий ток: 10-15 мА50Гц;
пороговый фибриляционный ток: 70-100 мА50Гц;
Основное условие обеспечения безопасности обслуживающего персонала - это исключение возможного прикосновения к токоведущим частям.
Для защиты человека от напряжения электрическим током применяются следующие меры электробезопасности:
выравнивание потенциалов;
малые уровни напряжений;
электрическое разделение сетей;
изоляция токоведущих частей;
защитное отключение;
обеспечение недоступности токоведущих частей;
контроль и профилактика повреждений изоляции.
В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю возникают значительные потенциалы опасные для людей находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции моим проектом предусматривается заземляющие устройства назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.
На площадке РУ вдоль рядов оборудования подлежащего заземлению укладываются проводники в землю на глубине 07 м. Предусматриваю также проводники в поперечном направлении. Таким образом образуется сетка с квадратными или прямоугольными ячейками. Сетку дополняю некоторым числом вертикальных проводников. Произведем расчет параметров заземлителей.
2.1 Расчёт заземления подстанции 1103510 кВ
Сооружение заземлителя проектирую с внешней стороны ОРУ с расположением вертикальных электродов по периметру.
В качестве вертикальных заземлителей принимаю стальные стрежни диаметром 12 мм и длиной 5 м. Верхние концы электродов располагаются на глубине 07 м от поверхности земли. К ним привариваются горизонтальные электроды стрежневого типа из той же стали что и вертикальные электроды диаметром 10 мм и длиной 5 м.
В соответствии с [7] устанавливается допустимое сопротивление заземляющего устройства . Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение то за расчетное принимается наименьшее из допустимых. Для электроустановок свыше 1000 В с большим током замыкания на землю () согласно пункту 1.7.90 [7] .
Расчет заземляющего устройства:
–предварительно с учетом отведенной территории намечаю расположение заземлителей по периметру с расстоянием между вертикальными электродами 5 м. Периметр составляет 400 м поэтому количество электродов n = 80 шт.
–определяю согласно [14] сопротивление естественного заземлителя растеканию тока. В данном случае сопротивление системы трос-опора:
где - наибольшее сопротивление заземленной опоры Ом;
- активное сопротивление троса на протяжении одного пролета Ом.
Предполагаю что в качестве естественного заземлителя использована система заземления опор воздушной линии на подходах к подстанции защищаемых тросами:
где - импульсное сопротивление заземленной опоры Ом;
- импульсный коэффициент.
Активное сопротивление троса на протяжении одного пролета:
S – сечение троса мм2;
- удельное сопротивление троса Ом× мм2м.
Тогда согласно (7.1):
–определяю расчетное удельное сопротивление грунта с учетом коэффициента сезонности:
где - удельное сопротивление грунта определяемое по таблице 3.9 [15] или полученное измерительным путем. В данном случае грунтом служит суглинок мягкопластический Ом×м;
k - коэффициент сезонности (принимается согласно таблицам 3.10 3.11 [15]). По таблице 3.10 определяю что климатическая зона где будет располагаться проектируемый объект - II. Определяю используя таблицу 3.11 коэффициенты сезонности для вертикального и горизонтального электродов: ; .
Согласно (7.2) расчетные удельные сопротивления грунта для вертикального и горизонтального заземлителей будут равны:
–нахожу требуемое сопротивление искусственного заземлителя с учетом того что искусственные и естественные заземлители соединены параллельно и их общее сопротивление не должно превышать норму :
–по приведенным в таблице 3.12 [15] формулам определяю сопротивление одиночного вертикального заземлителя и горизонтального заземлителя с учетом расчетного удельного сопротивления грунта:
где - длина вертикального заземлителя м;
d - диаметры вертикального и горизонтального заземлителей м;
h - расстояние от поверхности почвы до середины вертикального заземлителя м;
- глубина укладки горизонтальных заземлителей м.
По (7.3) и (7.4) получаю:
–по таблицам 10.4 и 10.5 [16] определяю коэффициенты использования вертикальных заземлителей и горизонтального заземлителя с учетом количества вертикальных заземлителей и расстояния между ними:
–вычисляю сопротивление растеканию принятого группового заземлителя с учетом того что вертикальные и горизонтальный заземлители работают параллельно:
–сравниваю полученное сопротивление с требуемой величиной. Если необходимо увеличивать количество вертикальных электродов что может привести к увеличению горизонтального электрода. В данном случае и нет необходимости увеличивать количество вертикальных электродов.
–произведу проверку определив сопротивление заземляющего устройства величина которой должна быть менее 05 Ом:
Дополнительно к контуру на территории подстанции проектирую сетку из продольных полос расположенных на расстоянии 08 - 1 м от оборудования с поперечными связями через каждые 15 метров для выравнивания потенциалов у входов и въездов а также по краям контура прокладываем углублённые полосы. Эти неучтённые горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления проводимость их идет в запас надёжности.
Здоровье и безопасные условия труда электротехнического персонала эксплуатирующего электроустановки отсутствие отрицательного влияния на окружающую среду обеспечены выполнением научно-обоснованных правил и норм как при проектировании и монтаже так и при эксплуатации.
Для обслуживания электроустановки на работу принимается только подготовленный персонал годный по состоянию здоровья для работы в действующих электроустановках знающий «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ) «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ) «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (ПТБ) «Правила пожарной безопасности» (ПБ) для энергетических предприятий. При строительстве и монтаже подстанции необходимо руководствоваться строительными нормами и правилами (СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования» СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство»).
Общие требования к обслуживанию подстанций.
Электрооборудование токоведущие части изоляторы крепления ограждения несущие конструкции изоляционные расстояния и расстояния между элементами подстанции выбираем и устанавливаем таким образом чтобы:
–вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия нагрев электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрения выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания или замыканию на землю а также причинить вред обслуживающему персоналу;
–при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечивается необходимая локализация повреждений обусловленных действием токов короткого замыкания;
–при снятом напряжении с какой либо цепи относящиеся к ней аппараты токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру замене и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;
–была обеспечена возможность удобного и безопасного транспортирования оборудования по территории подстанции.
Обслуживание оборудования проектируемой подстанции осуществляется в соответствии с ПУЭ которые предусматривают соответствующие меры по электробезопасности обслуживающего персонала. Персонал обслуживающий подстанцию должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях. Согласно ПУЭ и ПТЭ проводятся периодические осмотры электрооборудования распределительных устройств. При этом обращают внимание на общее состояние территории подстанции помещений исправность дверей и окон отсутствие течи в кровле исправность основного и аварийного освещения заземляющих устройств наличие электрозащитных средств.
Перед допуском к ремонту напряжение снимается путем отключения выключателей и разъединителей. Приводы отключенных аппаратов запираются на замки а на рукоятки (ключи) вывешиваются плакаты «Не включать - работают люди».
На проектируемую подстанцию устанавливаю стационарные заземляющие ножи которые должны быть окрашены в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет а рукоятки других приводов - в цвета оборудования. В местах где стационарные заземляющие ножи не могут быть применены на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.
Меры безопасности при обслуживании ОРУ-110 кВ ОРУ-35 кВ и силовых трансформаторов.
Территорию ОРУ по проекту огораживается внешним забором высотой два метра чтобы предотвратить попадание на территорию случайных посторонних лиц во избежание несчастных случаев. Доступ на территорию ОРУ разрешается только обслуживающему персоналу. На проектируемой подстанции планирую установку двух трансформаторов ТДТН-40000110. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее трех метров и пожарный подъезд к каждому из них. Трансформаторы периодически осматривают обращая внимание на состояние кожухов показания манометров уровень масла в расширителях состояние изоляции вводов заземления.
При обнаружении сильного неравномерного потрескивания внутри трансформатора ненормально высокой температуры масла наличие выброса из расширителя или разрыва диафрагмы на выхлопной трубе недопустимого снижения уровня масла трансформатор должен немедленно выводится из работы путем отключения. До начала ремонтных работ на силовом оборудовании после его отключения и проверки отсутствия напряжения на всех выводах обмоток на них накладываются переносные заземления чем гарантируется невозможность появления напряжения на участке ремонтируемого трансформатора. Высоко расположенные части работающих трансформаторов должны осматриваться со стационарных лестниц с соблюдением требований ПТБ. Стационарные средства пожаротушения маслоотводы маслоприемники должны быть в исправном состоянии. На подстанции для тушения пожара проектом предусмотрен водопровод с питанием от существующей внешней сети.
Меры безопасности при обслуживании закрытых распределительных устройств.
На проектируемой подстанции РУ-10 кВ выполнено в виде ячеек КРУ которые выполнены с соблюдением максимальной безопасности для обслуживающего персонала. На время ремонтных работ тележка с выключателем выкатывается наружу при этом отключаются втьгчные контакты разъединителя в результате чего снимается напряжение с ремонтируемого выключателя и создается видимый разрыв цепи. При выкатывании тележки с выключателем специальные шторки автоматически преграждают доступ к токоведущим частям. Если такие шторки отсутствуют то после выкатывания тележки из камеры КРУ вход людей в отсеки ячеек допускается только после снятия напряжения со сборных шин и наложения переносного заземления.
Выкатывание тележки выключателя и обратная ее установка разрешается только лицу оперативного персонала с квалификационной группой 4.
Неизолированные токоведущие части должны быть защищены от случайных прикосновений путем помещения их в камеры ограждения сетками и т. п.
3 Пожаробезопасность и взрывобезопасность
Электроустановки высокого напряжения требуют к себе постоянного внимания с точки зрения повышенной пожаробезопасности. Необходимы неукоснительное соблюдение всеми работниками подстанции правил ПБ и проведение мероприятий направленных на повышение пожарной безопасности:
регулярное проведение занятий по умению пользоваться средствами пожаротушения и оказанию первой медицинской помощи;
проверка наличия и исправности средств индивидуальной защиты;
принятие строгих мер к нарушителям техники пожарной безопасности.
Во всех помещениях подстанции по моему проекту устанавливаются емкости с сухим песком наличие которого необходимо контролировать. На силовых трансформаторах предусмотрены тепловые датчики которые выдают сигнал на предупреждение или отключение трансформатора при повышении температуры масла выше допустимой. Обязательно предусматриваются средства сигнализации и оповещения персонала в случае возникновения пожара.
4 Соблюдение природоохранительных требований
При работе электроустановки должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и в водоемы звукового давления в близлежащих районах и минимального потребления воды из природных источников.
Количество загрязняющих атмосферу веществ не должно превышать нормы предельно допустимых или временно согласованных выбросов в атмосферу и водные объекты. Каждая электростанция и отопительная котельная должны иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий. На каждом энергопредприятии должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов вредных веществ в окружающую среду.
Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду каждое энергопредприятие должно быть оснащено постоянно действующими автоматическими приборами а при их отсутствии должны быть использованы периодические методы измерения загрязнения.
Энергопредприятия на которых образуются токсичные отходы должны обеспечивать их своевременную утилизацию обезвреживание и захоронение. Эксплуатация энергоустановок с установками не обеспечивающими соблюдение установленных санитарных норм и природоохранных требований запрещена.
При использовании основного и вспомогательного оборудования энергоустановок в целях охраны водных объектов от загрязнения необходимо руководствоваться государственными и отраслевыми стандартами по охране водных объектов от загрязнения: «Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на специальное водоиспользование» «Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами» «Руководящими указаниями по очистке производственного конденсата» инструкциями составленными энергопредприятиями на основании типовых применительно к местным условиям.
Установки для отчистки и обработки сточных вод должны быть приняты в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.
Электрические станции и подстанции обязаны контролировать и учитывать выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и количество воды забираемой из водоемов и сбрасываемой в них.
5 Повышенная напряженность электромагнитных полей
В ОРУ и вблизи линий электропередачи особенно 110 кВ и выше токоведущими частями создается переменное электромагнитное поле. Оно характеризуется в основном напряженностью электрической составляющей поля Е Вм которая в РУ напряжением 10 кВ на высоте роста человека может достигнуть достаточно больших значений. Напряженность магнитной составляющей ноля Н незначительна - 10-20 Ам поэтому ее влиянием пренебрегают.
Электрическое поле неблагоприятно влияет на центральную нервную систему человека вызывает учащенное сердцебиение повышенное кровяное давление и температуру тела. Работоспособность человека падает. Он быстро утомляется. Воздействие на человека электрического поля зависит от его напряженности и длительности пребывания в зоне влияния.
Нормы для электрической напряженности (без применения защитных средств) согласно ГОСТ 12.1.002-84 ССБТ «Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах» приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 - Допустимые времена пребывания в электромагнитном поле
Напряженность поля Е кВм
Допустимое время пребывания в электрическом поле
6 Повышенный уровень шума и вибрации
В результате гигиенических исследований установлено что шум и вибрация ухудшают условия труда оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха повышается кровяное давление снижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечно-сосудистой и нервной систем.
Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно сосудистой систем а также опорно-двигательного аппарата. Эти заболевания сопровождаются головными болями головокружением повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибрации приводит к развитию вибрационной болезни успешное лечение которой возможно только на ранней стадии ее развития.
Эффект воздействия вибраций на человека зависит от их характеристик (амплитуда частота период). Общие воздействия связаны с резонансными колебаниями отдельных частей тела и внутренних органов. Например резонансная частота отдельных частей тела и внутренних органов (желудок органы брюшной полости) равна 7-8 Гц резонансная частота глазного яблока - 80 Гц. Колебания с указанными частотами на рабочих местах весьма опасны так как могут вызвать разрывы и повреждения органов человека.
При вибрациях малой частоты и переменного периода которые ощущаются как тряска или толчки могут возникать опасные перемещения тела ушибы. Выполнение рабочих движений затруднено. Плавные низкочастотные колебания ощущаются как качка. Укачивание ("морская болезнь") возникает как правило при повышенной чувствительности рецепторов вестибулярного аппарата и внутренних органов.
Нормативным документом для нормирования шума является ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ «Шум. Общие требования безопасности». Допустимые уровни звукового давления и уровни звука для выполнения всех видов работ на постоянных рабочих местах в производственных помещениях и на территории предприятий указанны в таблице 7.2.
Таблица 7.2 - Допустимые уровни звукового давления и уровни звука
Уровень звукового давления дБ
Октавы со среднегеометрическими частотами Гц
Согласно ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ «Вибрационная безопасность. Общие требования» установлены предельно допустимые параметры вибрации указанные в таблице 7.3.
Таблица 7.3 - Допустимые параметры вибрации
Частота колебаний Гц
Амплитуда наибольших перемещений при колебаниях мм
Скорость колебательных движений ммс
Строительные нормы и правила СНиП II-12-77 предусматривают защиту от шума строительно-акустическими методами:
звукоизоляция ограждающих конструкций;
установка в помещениях звукопоглощающих конструкций;
применение глушителей аэродинамического шума;
правильная планировка и застройка территорий городов.
Также одним из основных методов уменьшения шума на производственных объектах является снижение шума в самих его источниках.
Методами снижения вибрации являются:
снижение вибрации в источнике ее возникновения;
конструктивные методы (виброгашение вибродемпфирование - подбор определенных видов материалов виброизоляция);
организационные меры;
организация режима труда и отдыха;
использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей).
На проектируемой подстанции источниками шума являются силовые трансформаторы линии 110 кВ. Для уменьшения влияния данного фактора на обслуживающий персонал по моему проектом предусматривается размещение здания пункта управления на максимально возможном расстоянии - не менее 12 м от источника шума. Причиной возникновения шума на линиях и шинах является эффект коронирования. Для его уменьшения шины и линии выполняется проводом сечением не менее АС-70.
7 Недостаточная освещенность рабочей зоны
Из общего объема информации человек получает через зрительный канал около 80%. Качество поступающей информации во многом зависит от освещения: неудовлетворительно количественно или качественно оно не только утомляет зрение но и вызывает утомление организма в целом. Нерациональное освещение может явиться причиной травматизма. Неправильная эксплуатация может привести к взрыву пожару и несчастным случаям. При неудовлетворительном освещении кроме того снижается производительность и увеличивается брак продукции. Используется три вида освещения - естественное искусственное и совмещенное.
Естественное освещение - солнечное излучение в оптической области спектра наряду с видимой частью дает невидимую - ультрафиолетовую и инфракрасную.
Защита от ультрафиолетовых излучений осуществляется просто: их не пропускает ткань обычной одежды и очки с простыми стеклами. Инфракрасное излучение имеет тепловое воздействие.
Искусственное освещение применяется при работах в тёмное время и днём. Источники света - лампы накаливания газоразрядные лампы покрытые люминофором. Также проектирую аварийное освещение питание которого осуществляется от двух источников - 2 секций шин собственных нужд подстанции между которыми устанавливаю устройство автоматического ввода резерва на случай отключения питания одной из шин.
При нормировании искусственного освещения на проектируемой подстанции учитываю следующие факторы:
характеристика зрительной работы;
минимальный размер объекта различения с фоном;
разряд зрительной работы;
контраст объекта с фоном;
светлость фона (характеристика фона);
тип источника света.
Кроме освещенности следует учитывать такие параметры света как:
нужное направление светового потока;
отсутствие резкой границы в яркости рабочих поверхностей и окружающего поля зрения;
отсутствие слепящего действия источника света;
равномерность и постоянство освещения в зоне обзора и в поле зрения;
благоприятный спектр света близкий к дневному.
Если по технико-экономическим причинам нельзя обеспечить оптимум то освещение должно быть не менее предельно-допустимого.
В таблице 7.4 представлены нормы из СНиП 23-05-95 «Естетественное и искуственное освещение» для работ при искусственном освещении в помещениях.
Таблица 7.4 - Нормы освещённости на рабочих поверхностях
Мастерские по обработке материалов
Кабинеты технологического проектирования
Лаборатории измерительные
Инвентарные кладовые
В данном разделе были рассмотрены опасные и вредные производственные факторы характерные для проектируемой подстанции 1103510 кВ. Проанализировано влияние производственных факторов на обслуживающий персонал. Указаны средства и способы защиты для предотвращения и уменьшения влияния опасных и вредных факторов.
Произведен расчет заземляющих устройств подстанции.

Содержание.doc

Общая характеристика МПУ РЗА используемых для защиты трансформаторов и автотрансформаторов10
1 Понятие МПУ РЗА. Их особенности преимущества и недостатки10
2 Обзор различных производителей МПУ РЗА применяемых для защиты трансформаторов и автотрансформаторов14
Характеристика исходных данных31
Проектирование подстанции 1103510 кВ «Электрозаводская»32
1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи32
2 Определение количества линий на всех напряжениях34
3 Выбор схем распределительных устройств (РУ)35
4 Расчет собственных нужд проектируемой подстанции35
5 Расчет токов короткого замыкания41
6 Выбор электрических аппаратов и проводников53
6.1 Выбор выключателей53
6.2 Выбор разъединителей60
6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения63
6.4 Выбор токоведущих частей75
7 Выбор конструкции РУ83
Расчет релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары)86
1 Конфигурирование терминала БЭ2704V04187
3 Расчет МТЗ с блокировкой по напряжению96
4 Выбор уставок УРОВ103
5 Расчет защиты от перегрузки103
6 Расчет блокировки РПН105
7 Расчет защиты от перегрева106
9 Газовая защита переключателя РПН108
Анализ участка сети109
1 Исходные данные109
2 Определение параметров элементов схемы замещения111
3 Анализ варианта 1113
4 Анализ варианта 2117
5 Анализ варианта 3118
Технико-экономические расчеты проектируемой подстанции121
1 Определение стоимости разработки проекта121
2 Определение стоимости реализации проекта123
3 Затраты на эксплуатацию подстанции126
4 Расчет себестоимости передачи электроэнергии133
5 Определение срока окупаемости134
6 Анализ результатов137
Анализ опасных и вредных факторов на проектируемой подстанции138
2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может произойти через тело человека139
2.1 Расчёт заземления подстанции 1103510 кВ141
3 Пожаробезопасность и взрывобезопасность148
4 Соблюдение природоохранительных требований149
5 Повышенная напряженность электромагнитных полей150
6 Повышенный уровень шума и вибрации151
7 Недостаточная освещенность рабочей зоны154
Список литературы158
Приложение А. Справка об анализе патентной литературы160
Приложение Б. Ведомость технического проекта161
Приложение В. Перечень элементов к чертежу схемы электрической принципиальной162
Приложение Г. Перечень элементов к чертежу схемы электрической принципиальной164
Приложение Д. Перечень элементов к чертежу схемы электрической расположения165
Приложение Е. Список принятых сокращений167

Доклад.doc

Здравствуйте уважаемая комиссия.
Вашему вниманию предлагается дипломная работа на тему: «Подстанция 1103510 кВ с микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики для защиты трансформатора».
В настоящее время ведутся активные споры внедрять микропроцессорную технику или нет. По данным ОРГРЭС из находящихся в эксплуатации около 1600 тысяч устройств РЗА в 2005 г. 97 % составили электромеханические устройства около 2 % - устройства на микроэлектронной элементной базе и около 1 % на микропроцессорной элементной базе. При этом свыше 40 % устройств РЗА находятся в эксплуатации свыше 25 лет.
Уменьшение масштабов капитального строительства и реконструкции электрических сетей серьезно сдерживает замену физически и морально устаревших устройств РЗА которые составляют 70 % от всех эксплуатируемых устройств.
Увеличивающаяся доля «старых» устройств РЗА срок службы которых уже исчерпан или приближается к предельному увеличивает нагрузку на персонал служб РЗА. Графики технического обслуживания устройств РЗА в большинстве энергосистем выполнены на 96 %.
Поэтому при вводе в работу новых объектов а также в рамках технического перевооружения и реконструкции предпочтение отдается внедрению микропроцессорных устройств позволяющих на современном уровне решать вопросы развития и эксплуатации РЗА.
Безусловно у микропроцессорных устройств есть как преимущества так и недостатки. Среди преимуществ можно выделить следующие:
их применение позволяет значительно снизить потребление по цепям оперативного постоянного тока и напряжения;
при реализации некоторых функций позволяет сократить аппаратную часть;
позволяет осуществить стыковку с современными АСУ ТП что является важной деталью;
позволяет осуществлять диагностику самодиагностику и записи аварийных процессов что позволяет в более короткие сроки разобраться в причинах аварии непосредственно контролировать состояние устройств РЗА.
В дипломной работе рассматривается новый объект - подстанция «Электрозаводская» сооружение которой необходимо для обеспечения электроэнергией нового объекта энергомашиностроения - Уфимского трансформаторного завода. Кроме того район в котором будут располагаться рассматриваемые объекты будет застраиваться поэтому подстанция сооружается на перспективу.
Основной раздел дипломной работы можно условно разделить на три части.
В первой части производится непосредственно расчет подстанции. В ходе которого рассчитываются токи короткого замыкания производится расчет собственных нужд подстанции выбор первичного оборудования. Расчетная схема токов короткого замыкания выглядит следующим образом (плакат). Её особенность заключается в том что в расчете учитывается проектируемая Ш-я линия так как при её отсутствии токи короткого замыкания несколько ниже.
На данном чертеже приведена принципиальная схема подстанции на следующих план расположения оборудования и разрезы ОРУ. На стороне ВН используются выключатели ВГТ приведенные на чертеже общего вида.
Вторая часть включает расчет релейной защиты трансформатора с использованием МПУ РЗА производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары). Здесь приведены расчеты дифференциальной токовой защиты (согласно руководству по эксплуатации) максимальных токовых защит с блокировкой по напряжению защиты от перегрузки блокировки РПН контроль тока автоматики охлаждения. Почему именно «ЭКРА»? Во-первых это отечественное предприятие а значит его продукция полностью адаптирована под используемое оборудование во-вторых - оборудование такого плана производимое в нашей стране всегда было качественнее зарубежных аналогов в-третьих - продукция этого предприятия неплохо зарекомендовала себя на ряде объектов.
К использованию рекомендован шкаф ШЭ 2607 041015. На чертеже приведены цепи тока и напряжения рассматриваемого шкафа. Шкаф данного типа состоит из двух комплектов. 1-й - реализует функции основных и резервных защит трансформатора. Релейная часть первого комплекта выполнена на базе микропроцессорного терминала типа БЭ 2704 041 и электромеханических реле и содержит 12 встроенных трансформаторов тока и 6 напряжения. 2-й - предназначен для дополнительных резервных защит и для управления вводным выключателем. Выполнен он на базе терминала БЭ 2704 015 и содержит соответственно 5 трансформатора тока и 5 напряжения. На данном чертеже приведено размещение защит на трансформаторе. Данные входы не используются так как одна группа предназначена для обходного выключателя а вторая для низкой стороны в случае трансформатора с расщепленной обмоткой. В нашем случае они выводятся программно. Блок центрального процессора используемых терминалов содержит: 32-х-разрядный микропроцессор сигнальный процессор карту памяти осциллограмм позволяющую сохранить до 512 Мбайт информации часы реального времени память уставок на 2048 байт память программ до 1 Мбайта оперативная память 1 Мбайт и приемники дискретных сигналов.
В третьей части произведен анализ работы участка сети к которому подключается проектируемый объект. Здесь рассмотрены различные варианты: без подстанции с введенной в работу подстанцией и с введенными в работу подстанцией и линией. Согласно результатам сооружение Ш-ей линии необходимо в любом случае так как линии I и II перегружены уже в настоящий момент (по данным телеизмерений 21.12.05 по участку проходила транзитная мощность порядка 110 МВА а в начале участка - 128 МВА). На данном плакате приведены все три случая. Здесь наиболее интересен третий случай в котором определены потоки мощности по линиям с учетом только транзитной мощности.
В разделе безопасности и экологичности проекта проанализированы опасные и вредные факторы на проектируемой подстанции. Также произведен расчет заземляющего устройства. Полученное значение сопротивления заземляющего устройства (0466 Ом) удовлетворяет нормативным требованиям.
Экономическая часть включает в себя определение стоимости разработки проекта (61812 руб.) стоимости реализации проекта (64929 тыс.руб.) затраты на эксплуатацию проекта (10100492 руб.) срок окупаемости проекта составил 3 года.
Спасибо за внимание. Доклад окончен.

Введение.doc

Масштабы и темпы развития электроэнергетики страны в рыночных условиях в период до 2020 г. будут определяться «Основными направлениями социально-экономического развития РФ на долгосрочную перспективу» и «Энергетической стратегий России на период до 2020 г.».
В соответствии с этими документами развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления порядка 3 % в год. В результате потребление электроэнергии достигнет в 2020 г. 1545 млрд. кВт×ч. Соответственно уровень максимального потребления электроэнергии 1990 г. будет превышен на 6 % уже на уровне 2010 г.
Намеченные уровни электропотребления учитывают проведение активного энергосбережения как за счет структурной перестройки экономики так и за счет проведения организационных и технических мероприятий в промышленности.
В 2000 г. достигли предельной наработки 34 млн. кВт или 16 % мощности электростанций России в том числе ГЭС - 22 млн. кВт ТЭС - 12 млн. кВт. В дальнейшем ситуация со старением основного энергетического оборудования будет ухудшаться так в 2005 г. 74 млн. кВт а к 2010 г. 104 млн. кВт или около 50 % действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает свой ресурс а к 2020 г. - 150 млн. кВт что составит около 70 %.
Обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно как за счет ввода новых мощностей так и за счет продления срока эксплуатации действующих ГЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей следующих основных мероприятий однако наиболее эффективным является ввод нового технически прогрессивного оборудования.
Общее состояние отрасли определяет также состояние её подсистем в которые входят релейная защита и автоматика (РЗА) центральное диспетчерское управление (ЦДУ) управление контроля и учёта электроэнергии и другие. Так релейная защита в России характеризуется значительным износом парка комплектных устройств РЗА состоящего в основном из электромеханических устройств. По данным ОРГРЭС из находящихся в эксплуатации около 1600 тысяч устройств РЗА в 2005 г. 97 % составили электромеханические устройства около 2 % - устройства на микроэлектронной элементной базе и около 1 % на микропроцессорной элементной базе. Свыше 40 % устройств РЗА находятся в эксплуатации свыше 25 лет.
Уменьшение масштабов капитального строительства и реконструкции электрических сетей серьезно сдерживает замену физически и морально устаревших устройств РЗА которые составляют 70 % от всех эксплуатируемых устройств.
Увеличивающаяся доля «старых» устройств РЗА срок службы которых уже исчерпан или приближается к предельному увеличивает нагрузку на персонал служб РЗА. Графики технического обслуживания устройств РЗА в большинстве энергосистем выполнены на 96 %.
При вводе в работу новых объектов а также в рамках технического перевооружения и реконструкции предпочтение отдается внедрению микропроцессорных устройств позволяющих на современном уровне решать вопросы развития и эксплуатации РЗА. Так в данном дипломном проекте рассматривается применение микропроцессорных устройств РЗА (МПУ РЗА) для защиты трансформаторов на новом проектируемом объекте - подстанции 1103510 кВ «Электрозаводская».