Реконструкция электрической части подстанции 330/110/10 кВ Мозырь-330 Мозырских электрических сетей

06 Релейная диф.защита.dwg

● Двухступенчатая продольная дифференциальная токовая защита
● Дифференциальная защита по сумме фазных токов и току нулевой
последовательности (REF-дифференциал)
● Резервирование отказов выключателей (УРОВ)
● Автоматическая и ручная балансировка токов плеч
дифференциальной защиты
● Автоматическое осциллографирование аварийных процессов
● Временная диаграмма переходных процессов
● Включение в АСУ и информационные системы
ГГТУ им. П.О. Сухого
каф. Электроснабжение
Развитие электрических сетей
подстанции 11010 "Лучежевичи
Дифференциальная защита
двухобмоточного трансформатора.
Схема внешних подключений
микропроцессорного блока БМРЗ-ТД-01
Характеристика БМРЗ-ДТ
Количество аналоговых входов
Торможение выполняется от
Возможность использования
трансформаторов тока (ТТ) с
вторичными номинальными
Климатическое исполнение и
категория изделия (ГОСТ-15150)
Допустимая температура
Испытания прочности изоляции
Потребляемая мощность
Коммутационная способность
контактов выходного реле
Основная защита трех фаз трансформаторов
всех токовых сигналов
* - позволяет использовать ТТ с номинальным
большим чем номинальный ток силового
В цепи с индукционной нагрузкой при постоянной
при напряжении до 264 В
ток замыкания до 5 А
в нормальном режиме 8 Вт
в режиме срабатывания 10 Вт
Мозырского региона c сооружением

1 Титульный лист.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ «ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «Электроснабжение»
подпись инициалы и фамилия
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
«Реконструкция электрической части подстанции 33011010 кВ «Мозырь-330» Мозырских электрических сетей»
Специальность 1-43 01 03 01 «Электроснабжение промышленных предприятий»
по разделу Экономика
наименование раздела
по разделу Охрана труда
пояснительная записка - страницы;
графическая часть - 7 листов.

Раздел 8.doc

ОХРАНА ТРУДА ТЕХНИКА ББЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
1 Организация службы охраны труда на предприятии Мозырских электрических сетей
Охрана труда – система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности включающая правовые социально-экономические организационные технические психофизиологи-ческие санитарно-гигиенические лечебно-профилактические реабилитационные и иные мероприятия и средства. Правовой основой организации работы по охране труда в республике является Конституция РБ (ст. 41 45) которая обладает наивысшей юридической силой. Она гарантирует права граждан на здоровые и безопасные условия труда охрану их здоровья. Руководители предприятий в вопросах организации работы по охране труда должны исходить из признания и обеспечения приоритета жизни и здоровья работников по отношению к результатам трудовой деятельности.
Система охраны труда на предприятии Мозырских электрических сетей.
Общее руководство работой по обеспечению охраны труда осуществляет директор МЭС. Непосредственное руководство работой по обеспечению охраны труда осуществляет главный инженер МЭС. Внедрение системы управления охраной труда обеспечивают:
- в целом по МЭС – директор главный инженер и их заместители.
- в структурных подразделениях – руководители и их заместители (главные инженеры).
Организационно-методическую работу по управлению охраной труда подготовку управленческих решений и контроль выполнения решений осуществляет служба надзора за эксплуатацией техникой безопасности дозиметрией и дезактивацией (далее СН и ТБ).
Основные направления работы по охране труда включают следующие мероприятия:
)план работы по охране труда на текущий год с указанием конкретных сроков исполнения намеченных мероприятий;
)план работы СН и ТБ;
)план работы с персоналом;
)график проведения комплексных проверок структурных подразделений;
)график проверки знаний персонала по ОТ должностных инструкций ПТЭ ППБ;
)графики проверки знаний персонала: - по ТПМ и подъёмникам - по сосудам работающим под давлением;
)проверки состояния охраны труда в структурных подразделениях при проверки Дней и Недель охраны труда комплексных проверок;
)проверки укомплектованности структурных подразделений средствами защиты спецодеждой и спецобувью нормативными документами;
)проверки выполнения персоналом структурных подразделений требований ПТБ ПТЭ ППБ и инструкций на рабочих местах;
)рассмотрение на совещании при главном инженере результатов проведения Дней и Недель охраны труда;
)прохождение персоналом периодических медицинских осмотров;
)оздоровление работников в лечебно-оздоровительных учреждениях;
)своевременное доведение до персонала информационных сообщений и других нормативных документов;
)повышение квалификации персонала путём обучения в специализированных учебных заведениях и на рабочих местах;
)создание для персонала санитарно-бытовых условий отвечающих требованиям нормативных документов;
)осуществление мер по выявлению и ликвидации факторов приводящих к нарушениям правил охраны труда;
)обязательное страхование работников от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний.
В структурных подразделениях МЭС осуществляется 3-х ступенчатый контроль состояния охраны труда:
Первая ступень контроля – мастера инженеры служб общественные инспектора по охране труда и другие лица осуществляющие ежедневный контроль за выполнением на рабочих местах правил и инструкций по охране труда использованием спецодежды спецобуви и средств защиты.
Вторая ступень контроля – руководители структурных подразделений председатель цехкома профсоюза еженедельно во всех бригадах и участках.
Третья ступень контроля – руководство МЭС СН и ТБ ОДС при проведении Дней и Недель охраны труда а также при внезапных проверках.
Согласно постановлению от 08.11.1999 года № 144 министерства труда РБ на базе МЭС имеется кабинет охраны труда который оснащён:
- нормативными правовыми актами по охране труда в том числе стандартами правилами инструкциями;
- учебными программами методическими справочными и другими материалами необходимыми для проведения обучения инструктажа и консультаций работников по вопросам охраны труда противопожарной защиты законодательства о труде РБ;
- техническим средствам обучения; проекционной видеозвуко-записывающей и воспроизводящей аппаратурой контрольными и обучающими машинами тренажёрами;
- наглядными пособиями в том числе плакатами схемами макетами образцами инструмента защитных средств видеофильмами кинофильмами диафильмами.
Инженеры службы СН и ТБ проводят в кабинете охраны труда вводные инструктажи с работниками принимаемыми на работу с учащимися и студентами направленными к нанимателю для прохождения производственной практики с командированными работниками других организаций. Также в кабинете охраны труда проводятся очередные и внеочередные проверки знаний по вопросам охраны труда и ТБ и Правил технической эксплуатации электроустановок работников и специалистов Мозырских электрических сетей.
Согласно инструкции о системе охраны труда в Мозырских электрических сетях в которой расписаны все функции по охране труда начиная от руководителя предприятия до рабочего рассмотрим на примере производителя работ.
Функции производителя работ по охране труда включают в себя:
)лично проверять до начала работы правильность выполнения необходимых для производства работ мер безопасности исправность инструмента средств защиты лесов приспособлений ограждающих устройств плакатов по технике безопасности на рабочих местах.
)Проверяет подготовку рабочих мест. Производит расстановку рабочих по рабочим местам в соответствии с проектом производства работ и квалификацией объясняет характер работы и даёт задания рабочим. Проводи чёткий и полный инструктаж членов бригады непосредственно на рабочем месте.
)Не допускает проведения членами бригады любых работ с нарушением Правил и Инструкций или не указанных в наряде-допуске.
)Осуществляет постоянный надзор за членами бригады и отстраняет от работы членов бригады с признаками заболевания а также находящихся в состоянии алкогольного или наркотического опьянения. О случаях отстранения от работы немедленно докладывает непосредственному руководителю и руководителю работ.
)Докладывает непосредственному руководителю или руководителю работ о выявленных нарушениях и неисправностях которые могут повлечь за собой угрозу здоровью и жизни членов бригады и приостанавливает работу до полного устранения выявленных нарушений и неисправностей.
)Организует первую помощь пострадавшему и немедленный вызов членами бригады скорой помощи при получении рабочими травм.
Схема контроля за состоянием охраны труда в Мозырских электросетях представлена на рис. 8.1.
Рисунок 8.1 - Схема контроля за состоянием охраны труда в Мозырских электросетях
2 Электробезопасность при эксплуатации линий электропередач
Работы в электроустановках в отношении мер безопасности подразделяют на выполняемые: со снятием напряжения; без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них; без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением.
Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду форма которого и указания по его заполнению приведены в приложении 4 «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» второго издания от 11.06.1982 года. В случаях предусмотренных настоящими Правилами разрешается выполнение работ по распоряжению.
Весь персонал находящийся в помещениях с действующим энергооборудованием электростанций и подстанций (за исключением щитов управления релейных и им подобных) в ЗРУ и ОРУ в колодцах туннелях и траншеях а также участвующий в обслуживании и капитальных ремонтах ВЛ обязан пользоваться защитными касками.
Для безопасного проведения работ должны выполняться следующие организационные мероприятия:
) назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;
) выдача наряда или распоряжения;
) выдача разрешения на подготовку рабочих мест и на допуск;
) подготовка рабочего места и допуск;
) надзор при выполнении работы;
) перевод на другое рабочее место;
) оформление перерывов в работе и её окончания.
Организованные мероприятия при проведении работ на ВЛ.
Руководитель работ должен назначаться при работах на ВЛ выше 1000 В:
) с применением грузоподъёмных машин и механизмов в охраняемой зоне ВЛ;
) по установке и демонтажу опор всех типов;
) в местах пересечения с другими ВЛ и транспортными магистралями;
) по подключению вновь сооружённых ВЛ;
) по изменению схемы присоединения проводов и тросов;
) на отключённой цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой или числом цепей более двух когда одна или все остальные цепи остаются под напряжением;
по пофазному ремонту;
под напряжением на токоведущих частях с изоляцией человека от земли.
Выдающему наряд разрешается назначать руководителя работ и при других работах помимо перечисленных.
Для подготовки рабочего места при работе требующей снятия напряжения должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:
проведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;
вывешены запрещающие плакаты на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой;
проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
установлено заземление (включены заземляющие ножи установлены переносные заземления);
ограждены при необходимости рабочие места или оставшиеся под напряжением токоведущие части и вывешены на ограждениях плакаты безопасности.
В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после их заземления. В электроустановках выше 1000 В с каждой стороны откуда коммутационным аппаратом может быть подано напряжение на рабочее место должен быть видимый разрыв образованный отсоединением или снятием шин и проводов отключением разъединителей снятием предохранителей а также отключением отделителей и выключателей нагрузки за исключением тех у которых автоматическое включение осуществляется пружинами установленными на самих аппаратах.
При подготовке рабочего места после отключения разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедиться в их отключённом положении и отсутствии шунтирующих
перемычек. В электроустановках выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов которыми может быть подано напряжение к месту работы должны быть приняты следующие меры:
у разъединителей отделителей выключателей нагрузки ручные приводы в отключённом положении заперты на механический замок;
у разъединителей управляемых оперативной штангой стационарные ограждения заперты на механический замок;
у приводов коммутационных аппаратов имеющих дистанционное управление отключены цепи силовые и управления а у пневматических приводов кроме того на подводящем трубопроводе сжатого воздуха закрыта и заперта на механический замок задвижка и выпущен сжатый воздух при этом спускные клапаны оставлены в открытом положении;
у грузовых и пружинных приводов включающий груз или включающие пружины приведены в нерабочее положение.
В ОРУ и на ВЛ 330 кВ и выше при работах в зоне влияния электрического поля необходимо ограничивать время пребывания человека в этой зоне в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.002-84. При напряжённости электрического поля до 5 кВм время пребывания в нём не ограничивается. При напряжённости свыше 20 до 25 кВм время пребывания не должно превышать 10 минут. При напряжённости свыше 25 кВм необходимо применять средства защиты. Продолжительность работы при этом ограничивается одним рабочим днём.
При работа на ВЛ должен выдаваться наряд.
На каждую ВЛ а на многоцепной и на каждую цепь выдается отдельный наряд. Допускается выдача одного наряда на несколько ВЛ (цепей) при:
работах когда напряжение снято со всех цепей или при работах под напряжением когда напряжение не снимается ни с одной цепи многоцепной ВЛ (при окраске опор);
работах на ВЛ в местах их пересечения;
работах на ВЛ до 1000 В выполняемых поочередно;
однотипных работах на нетоковедущих частях нескольких ВЛ не требующих их отключения.
В наряде должно быть указано: находится ли ремонтируемая ВЛ под наведенным напряжением какие ВЛ пересекающие ремонтируемую линию требуется отключить и заземлить. Такое же указание должно быть в наряде относительно ВЛ проходящей вблизи ремонтируемой если их отключение требуется по условиям работы. При этом заземление ВЛ пересекающих ремонтируемую или проходящих вблизи должно быть выполнено до допуска к работам. Запрещается снимать заземления с них до полного окончания работ.
В случае принадлежности ВЛ разным организациям отключение и заземление линии должно быть подтверждено ответственным представителем организации - владельца ВЛ.
На отключенных ВЛ допускается рассредоточение членов бригады на участке протяженностью не более 2 км за исключением работ по монтажу и демонтажу проводов (тросов) в пределах анкерного пролета большей длины. В этом случае протяженность участка работ одной бригады определяет лицо выдающее наряд.
При работах по одному наряду на разных участках опорах ВЛ в наряде не оформляется перевод бригады с одного рабочего места на другое.
Также допускается производить по распоряжению на нетоковедущих частях ВЛ не требующих снятия напряжения следующие работы:
подъем на опоры ВЛ не выше 3 м считая от уровня земли до ног работающего без разборки конструктивных элементов опоры;
откапывание стоек опоры на глубину до 05 м;
расчистка просек ВЛ если не требуется принимать меры предотвращающие падение на провода вырубленных деревьев или обрезка веток деревьев не связана с опасным приближением работающих к проводам и возможностью падения веток на провода.
На ВЛ одному работнику имеющему группу по электробезопасности II допускается выполнять по распоряжению следующие работы:
осмотр ВЛ в светлое время суток при благоприятной погоде;
оценку состояния опор;
проверку загнивания деревянных оснований опор около земли;
восстановление постоянных надписей и знаков безопасности на опорах;
измерения угломерными приборами габаритов от проводов до земли и инженерных сооружений;
противопожарную очистку площадок вокруг опор;
окраску бандажей крепления приставок.
ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у секционирующих коммутационных аппаратов которыми отключена ВЛ. Допускается:
ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях подключенных к этим ответвлениям при условии что ВЛ заземлена с двух сторон а на этих подстанциях заземления установлены за отключенными линейными разъединителями;
ВЛ напряжением 6 - 10 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на опоре ближайшей к РУ или секционирующему аппарату. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов которыми ВЛ отключена допускается ее не заземлять при условии что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами. На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах имеющих заземляющие устройства;
на ВЛ напряжением 6 - 10 кВ проверять отсутствие напряжения и устанавливать переносное заземление как правило с земли;
на ВЛ напряжением до 1000 В устанавливать заземления только на рабочем месте.
При монтаже проводов в анкерном пролете а также после соединения петель (шлейфов) на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор.
На ВЛ с расщепленными проводами в каждой фазе допускается заземлять только один провод при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы.
На одноцепных ВЛ на рабочем месте необходимо устанавливать заземление на опоре на которой проводится работа или на соседней опоре. Допускается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ на котором работает бригада при расстоянии между заземлениями не более 2 км.
При работе на изолированном от опоры грозозащитном (молниезащитном) тросе или на конструкциях опоры когда требуется приближение к этому тросу на расстояние менее 1 м трос должен быть заземлен. Необходимо устанавливать заземление в сторону пролета в котором трос изолирован или в этом пролете на месте проведения работ.
На ВЛ напряжением до 1000 В при работах выполняемых с опор либо с телескопической вышки подъемника без электроизолирующего звена заземление должно быть установлено как на проводе ремонтируемой линии так и на всех подвешенных на этих опорах проводах в том числе на неизолированных проводах линий радиотрансляции или иных.
На ВЛ отключенных для сдачи в ремонт устанавливать а затем снимать переносные заземления и включать имеющиеся на опорах заземляющие ножи должны работники из числа оперативно-ремонтного персонала: один - имеющий группу по электробезопасности IV (на ВЛ напряжением выше 1000 В) или группу по электробезопасности III (на ВЛ напряжением до 1000 В) другой - группу по электробезопасности III. Допускается привлечение второго работника имеющего группу по электробезопасности III из числа ремонтного персонала.
Отключать заземляющие ножи разрешается одному работнику имеющему группу по электробезопасности III из оперативно-ремонтного персонала.
На ВЛ при проверке отсутствия напряжения установке и снятии переносных заземлений один из двух работников обязан находиться на земле и вести наблюдение за выполнением требований охраны труда другим работником.
Работы в пролетах пересечения с действующими ВЛ должны проводиться с отключением напряжения на всех пересекаемых линиях.
При выполнении работ на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ находящейся под напряжением необходимо устанавливать заземление на опоре где проводится работа.
Если в этом пролете подвешиваются или заменяются провода то с обеих сторон от места пересечения должны быть заземлены подвешиваемый и заменяемый провода.
В пролетах пересечения ВЛ при замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры расположенных ниже проводов находящихся под напряжением через заменяемые провода (тросы) для предотвращения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах - по обе стороны от места пересечения закрепляя их концы за якоря или конструкции. Подъем провода (троса) должен проводиться медленно и плавно.
Работы на проводах (тросах) и относящихся к ним изоляторах и арматуре расположенных выше проводов находящихся под напряжением необходимо выполнять по ППР утвержденному руководителем организации. В ППР должны быть предусмотрены меры по охране труда для предотвращения опускания проводов (тросов) и для защиты работающих от воздействия наведенного напряжения.
Замена проводов (тросов) при этих работах должна выполняться со снятием напряжения с проводов пересекаемой ВЛ.
Работы по регулировке монтажу и замене проводов на ВЛ напряжением до 1000 В и на линиях уличного освещения подвешенных на опорах ВЛ а также в пролетах пересечения с действующими ВЛ напряжением 6 - 10 кВ должны выполняться с отключением всех ВЛ напряжением до 10 кВ и заземлением их с двух сторон участка работы.
Работы должны выполняться по наряду производитель работ должен иметь группу по электробезопасности IV.
При проведении осмотров ВЛ работники должны иметь связь с оперативным персоналом или работником организующим указанные работы.
Запрещается приближаться на расстояние менее 8 м к лежащему на земле проводу ВЛ напряжением выше 1000 В и к находящимся под напряжением железобетонным опорам ВЛ напряжением 6 - 35 кВ при наличии признаков протекания тока замыкания на землю (повреждение изоляторов прикосновение провода к стойке опоры возникновение электрической дуги на стойках и в местах заделки опоры в грунт испарение влаги из почвы и другое). В этих случаях вблизи провода или опоры ВЛ необходимо организовать охрану для предотвращения приближения людей и животных к месту замыкания установить по возможности предупреждающие знаки и сообщить о происшедшем владельцу ВЛ.
При подвеске открытые кабели и кабельные муфты находящиеся под напряжением должны укрепляться на доске подвешенной с помощью проволоки или троса к перекинутым через траншею брусьям и закрываться коробами. Одна из стенок короба должна быть съемной и закрепляться без применения гвоздей.
На короба закрывающие откопанные кабели вывешиваются плакаты "СТОЙ! НАПРЯЖЕНИЕ".
Запрещается использовать для подвешивания кабелей рядом расположенные кабели трубопроводы и тому подобное.
Подвешивать кабели следует таким образом чтобы не происходило их смещение.
Перед разрезанием кабеля или вскрытием муфт необходимо убедиться в правильности выбора подлежащего ремонту кабеля. Кабель должен быть отключен заземлен с двух сторон.
7. На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определять:
при прокладке кабеля в туннеле коллекторе канале и других кабельных сооружениях или по стенам зданий - прослеживанием сверкой раскладки с чертежами и схемами проверкой по биркам на кабелях и муфтах;
при прокладке кабеля в земле - сверкой его расположения с чертежами прокладки. Для этой цели должна быть предварительно прорыта контрольная траншея (шурф) поперек пучка кабелей позволяющая видеть все кабели.
Во всех случаях при отсутствии видимого повреждения кабеля следует применять кабелеискательный аппарат (приборы для определения мест повреждения кабеля).
Перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты необходимо проверить отсутствие напряжения с помощью специального приспособления предназначенного для этой цели. В туннелях коллекторах колодцах и других кабельных сооружениях допускается применять приспособление для прокола кабеля при наличии дистанционного управления им. Устройство для прокола кабеля должно обеспечить прокол или разрезание брони и оболочки кабеля до жил с замыканием их между собой и заземлением.
Для заземления устройства для прокола кабеля могут быть использованы заземлитель погруженный в грунт на глубину не менее 05 м или броня кабеля. Присоединять заземляющий проводник к броне кабеля следует посредством хомутов под которыми броня должна быть зачищена.
В тех случаях когда броня подверглась коррозии допускается присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке кабеля.
Если в результате повреждения кабеля открыты все токоведущие жилы допускается проверять отсутствие напряжения непосредственно указателем напряжения без прокола кабеля.
При проколе кабеля работники обязаны пользоваться спецодеждой электроизолирующими перчатками и ботами и средствами защиты лица и глаз. При этом они должны стоять сверху траншеи на максимальном расстоянии от прокалываемого кабеля.
При использовании электроизолирующей штанги со стальной иглой или режущим наконечником необходимо применять специальный защитный экран.
Прокол кабеля должны выполнять два работника: допускающий и производитель работ один из них непосредственно прокалывает кабель а второй наблюдает.
На внутренних кабельных линиях электростанций котельных подстанций цехов производств и других объектов где длина и способ прокладки кабелей позволяют по чертежам биркам или кабелеискательным аппаратом точно определить подлежащий ремонту кабель допускается по решению лица выдающего наряд не прокалывать кабель перед его разрезанием или вскрытием муфты.
Вскрывать соединительные муфты и разрезать кабель в тех случаях когда предварительный прокол не делается следует заземленным инструментом (устройством) с использованием электроизолирующих перчаток и бот средств защиты лица и глаз или стоя на электроизолирующем основании.
После предварительного прокола такие же работы на кабеле допускается выполнять без перечисленных дополнительных мер безопасности.
3 Охрана окружающей среды в Мозырских электрических сетях
В соответствии с постановлением Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды РБ № 4 от 17 марта 2004 года со статьёй 94 закона РБ от 26 ноября 1992 года «Об охране окружающей среды» в Мозырских электрических сетях был создан приказ об назначении лиц ответственных за организацию производственного контроля в области охраны окружающей среды. Основными задачами ответственных лиц является контроль за выполнением и соблюдением требований законодательства РБ об охране окружающей среды.
Ответственным лицам необходимо постоянно проводить контроль:
- за обращением с опасными веществами отходами;
- работой природоохранного оборудования;
- состоянием окружающей среды в зоне воздействия на неё хозяйственной и иной деятельности предприятия;
- получением информации для ведения документации по охране окружающей среды;
- своевременным предоставлением сведений о состоянии и загрязнении окружающей среды соблюдением лимитов допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух и лимитов размещения отходов производства;
- обеспечением своевременной разработки нормативов в области охраны окружающей среды;
- проведением регулярных ремонтов и профилактического осмотра оборудования за госповеркой приборов и их техническим обслуживанием.
Также составить план-график проверок подразделений в области охраны окружающей среды и ежемесячно в программы проведения недель и дней охраны труда включать проверку подразделений в области охраны окружающей среды.
Ответственным за организацию природоохранной деятельности на МЭС является главный инженер МЭС. Руководитель МЭС назначает должностное лицо или создаёт подразделение осуществляющее производственный экологический контроль. Подразделение подчиняется непосредственно главному инженеру МЭС. Подразделение осуществляющее производственный экологический контроль взаимодействует с другими структурными подразделениями МЭС её комиссией по чрезвычайным ситуациям а также государственными органами и иными организациями осуществляющими контроль в области охраны окружающей среды. Производственный технический отдел (ПТО) координирует природоохранную деятельность между структурными подразделениями МЭС и оказывает методическую и практическую помощь подразделению осуществляющему производственный экологический контроль.
Подразделение осуществляющее производственный экологический контроль обязано предоставлять в распоряжение органов государственного (ведомственного) контроля любую документацию по производственному экологическому контролю присутствовать при проверках осуществляемых должностными лицами контролирующих организаций обеспечивать условия необходимые для проведения проверок отбора проб выполнения измерений анализов; по требованию контролирующих организаций выполнять параллельный отбор и анализ проб контролируемых сред или проводить параллельные измерения.
При выявлении нарушений составляются производственные акты должностным лицам в подразделениях МЭС выдаются предписания об устранении нарушений. Для принятия мер воздействия о результатах контроля информируется начальник ПТО и главный инженер МЭС.
При выявлении на МЭС нарушений законодательства об охране окружающей среды которые повлекли (могли повлечь) причинения вреда жизни и здоровью людей повреждение имущества а также при угрозе возникновения чрезвычайной ситуации информация передаётся в комиссию по чрезвычайным ситуациям и руководителю МЭС. Руководитель МЭС информирует инспекции природных ресурсов и охраны окружающей среды по месту осуществления его деятельности.
Объектами производственного экологического контроля на МЭС которые подлежат регулярному наблюдению и оценке являются:
В области охраны атмосферного воздуха:
- источники выделения загрязняющих веществ и источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух;
- системы очистки отходящих газов;
В области обращения с отходами:
- источники образования отходов;
- места хранения (складирования отходов);
Ежегодно ан МЭС составляется план мероприятий по охране окружающей среды. Подразделение под руководством главного инженера МЭС или начальника ПТО разрабатывает совместно:
- с отделом капительного строительства планы ввода природоохранных объектов и установок;
- с службой МиТ и другими службами мероприятия по сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;
- с соответствующими службами и отделами лимиты загрязнения отходов.
План мероприятий по охране окружающей среды утверждается руководством МЭС согласовывается в Мозырской горрайинспекции природных ресурсов и охраны окружающей среды.
Мероприятия по улучшению состояния окружающей среды в 2007 году включает в себя:
испытать на эффективность работы «Циклон CНЦ-40» в столярном цеху;
проводить контроль за токсичностью и дымностью отработанных газов автомобилей после прохождения ТО-2 ремонта СП СЗ РД;
следить за своевременностью проверки газоанализатора ГАИ-1;
своевременно сдавать в утиль отходы производства на переработку;
не допускать разлива горюче-смазочных материалов;
не допускать боя отработанных люминисцентных ламп;
отходы 1 и 2 класса опасности оберегать от толчков падения опрокидывания;
провести инвентаризацию отходов производства;
получить разрешение на выброс загрязняющих веществ в атмосферу стационарными источниками загрязнения.
Порядок привлечения к дисциплинарной и материальной ответственности работников МЭС виновных в нарушении законодательства РБ об охране
окружающей среды определяется нормативными актами а также кодексом об административных правонарушениях и уголовном кодексом. Поощрение (наказание) работников МЭС при осуществлении ими природоохранной деятельности осуществляется по тем же принципам что и основная производственная деятельность на основании «Положения об оплате труда» и «Положения о премировании» в установленном порядке.

Содержание.doc

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ И ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ 33011010 «МОЗЫРЬ-330» . .
1 Характеристика главной схемы электрических соединений «Мозырь-330» ..
2 Характеристика основного оборудования установленного
на подстанции «Мозырь - 330».
СОСТАВЛЕНИЕ И АНАЛИЗ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИИ 33011010 «МОЗЫРЬ-330» ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК.
РАЗАРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ПС 33011010 «МОЗЫРЬ-330»
РАСЧЁТ И ОЦЕНКА ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИ
ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИННИЙ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ 33011010 «МОЗЫРЬ-330» .. .
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Сметная стоимость реконструкции электрической части подстанции 33011010 «Мозырь-330кВ»
2 Оценка экономической эффективности замены масляных выключателей на вакуумные выключатели
3 Экономическое обоснование реконструкция системы
наружного электроосвещения в ОРУ ПС «Мозырь-330» .
4 Технико-экономические показатели проекта ..
ОХРАНА ТРУДА ТБ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ . ..
1 Организация службы охраны труда на предприятии Мозырских электрических сетей ..
2 Электробезопасность при эксплуатации линий электропередач . ..
3 Охрана окружающей среды в Мозырских электрических сетях ..
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ..

Раздел 6.doc

6 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПОДСТАНЦИИ: ОПИСАНИЕ РАБОТЫ ЗАЩИТ ШИН 110 кВ
Дифференциальная защита шин (ДЗШ)
Дифференциальная защита шин используется в распределительных устройствах напряжением 110 кВ и выше в качестве основной быстродействующей защиты при всех видах повреждений. В распределительных устройствах более низкого напряжения используются логическая защита шин и дуговая защита шин.
Принцип действия дифференциальной защиты шин основан на сравнении направления и величины тока присоединений подключенных к системе шин
Дополнительно ДЗШ выполняет следующие функции:
- контроль исправности токовых цепей и автоматический вывод ДЗШ при появлении небаланса в этих цепях;
- оперативный контроль небаланса токовых цепей;
- пуск УРОВ при работе ДЗШ и отключение присоединений соответствующей системы шин по команде УРОВ;
- запрет АПВ при работе УРОВ при неуспешном АПВ шин и при неполном отключении системы шин при работе ДЗШ;
- удержание команды отключения до отключения самого медленнодействующего выключателя.
ДЗШ может использоваться при схемах распредустройств с двумя системами шин с двумя секциями шин с одной несекционированной системой шин. Рассмотрим на примере РУ с двумя системами шин
Для защиты шин с такой схемой соединения чаще всего используется дифференциальная защита с фиксированным распределением присоединений.
Защита при нормальной первичной схеме подстанции (в работе обе системы шин шиносоединительный выключатель включен) определяет и отключает без выдержки времени только поврежденную систему шин с сохранением в работе неповрежденной системы шин.
При выводе из работы одной системы шин с переводом всех присоединений на остающуюся систему при выводе в ремонт ШСВ или при нарушении нормальной фиксации присоединений защита включается по расфиксированной схеме.
Вторичные цепи трансформаторов тока всех присоединений подключаются в схему ДЗШ как правило через индивидуальные испытательные блоки.
Реагирующими органами ДЗШ с фиксированным распределением присоединений являются:
- пусковые органы (ПО);
- избирательные органы 1 СШ (ИО1);
- избирательные органы 2 СШ (ИО2);
- чувствительный орган (ЧО);
- орган контроля напряжения на шинах (КНШ).
Упрощенная схема защиты приведена на следующих рисунках:
Рисунок 6.1 - Схема токовых цепей
Рисунок 6.2 - Схема оперативных цепей
Защита выполненная по этой схеме при нормальной первичной схеме подстанции (в работе обе системы шин шиносоединительный выключатель включен) определяет и отключает без выдержки времени только поврежденную систему шин с сохранением в работе неповрежденной системы шин.
Для обеспечения правильной работы ДЗШ устанавливается фиксированное распределение (фиксация) присоединений по системам шин подстанции.
При выводе из работы одной системы шин с переводом всех присоединений на остающуюся систему при выводе в ремонт ШСВ или при нарушении нормальной фиксации присоединений защита включается по расфиксированной схеме включением рубильника Р.
Вторичные цепи трансформаторов тока всех присоединений подключаются в схему ДЗШ через индивидуальные испытательные блоки.
В качестве пусковых и избирательных органов используются как правило группы из трех дифференциальных реле каждое из которых включено в свою фазу токовых цепей. В оперативных цепях контакты реле трех фаз включаются параллельно и рассматриваются как единое целое.
Дифференциальные реле избирательных органов 1 СШ включены на сумму токов трансформаторов тока присоединений 1 СШ и ШСВ а дифференциальные реле избирательных органов 2 СШ включены на сумму токов трансформаторов тока присоединений 2 СШ и ШСВ. Избирательные органы обеспечивают выбор поврежденной секции шин т.к. обтекаются током только при КЗ на собственной системе шин. При КЗ на другой системе шин или при внешнем КЗ ток в избирательных органах отсутствует.
Дифференциальные реле пусковых органов ДЗШ включены на сумму токов избирательных органов 1 и 2 системы шин и обтекаются током при КЗ как на 1 СШ так и на 2 СШ. При внешних КЗ ток в пусковых органах ДЗШ отсутствует. Пусковые органы обеспечивают предотвращение неправильной работы ДЗШ от внешних КЗ при нарушении фиксации присоединений по системам шин (расфиксированная схема).
Чувствительный орган выполняется на обычных или дифференциальных токовых реле и включается на «хвосте» основной схемы токовых цепей ДЗШ. Как следует из названия чувствительный орган имеет повышенную по сравнению с пусковым и избирательным органом чувствительность которая обеспечивает срабатывание от тока КЗ
получаемого от одного присоединения. Действует на доотключение выключателей в тех случаях когда после отключения первых присоединений ток КЗ снижается ниже тока возврата пускового органа и при опробовании шин от одной из питающих линий в том случае когда ток недостаточен для срабатывания пускового органа.
ДЗШ имеет орган контроля напряжения на шинах (КНШ). Орган контролирует наличие напряжения на шинах после работы ДЗШ и блокирует АПВ шин при неполном отключении.
Чувствительный орган и орган контроля напряжения действуют на реле Рвых3 Рвых4 которые выполняют запрет АПВ присоединений отключенных действием ДЗШ в том случае когда в течение некоторого времени превышающего время отключения выключателей с учетом УРОВ остается какой-то ток через выключатели и какое-то напряжение на шинах.
В схеме предусмотрен контроль исправности токовых цепей ДЗШ. Типовая схема приведена на первом рисунке.
Включает в себя реле контроля токовых цепей РКТ и измерительный прибор контроля токовых цепей (миллиамперметр) mA зашунтированный кнопкой Кн. Реле РКТ реагирует на появление тока в любой фазе и действует на автоматический вывод защиты при неисправности токовых цепей. Так как чувствительность реле РКТ может оказаться недостаточной дополнительный контроль исправности токовых цепей выполняется с помощью миллиамперметра.
Для оперативного контроля исправности токовых цепей ДЗШ на панели ДЗШ установлен миллиамперметр mA нормально зашунтированный кнопкой Кн.
Работа защиты при нормальной схеме подстанции.
При КЗ на 1 СШ срабатывают пусковой орган и избирательный орган 1 СШ при этом срабатывают группа выходных реле Рвых1 а также указательное реле РУ1 «Отключение 1 СШ от ДЗШ». Выходные реле действуют на отключение всех присоединений зафиксированных за 1 СШ и ШСВ и на пуск УРОВ. В том случае если введен запрет АПВ при работе ДЗШ срабатывание реле Рвых1 приводит к срабатыванию Рвых3 выполняющему запрет АПВ всех присоединений соответствующей системы шин.
Время отключения выключателей не является строго одновременным. В том случае когда при отключении первых выключателей ток КЗ на шинах становится ниже тока возврата пускового или избирательного органа основная схема ДЗШ может не обеспечить отключение оставшихся выключателей. В таком случае удержание выходных реле до полного отключения всех присоединений выполняется с помощью чувствительного органа (ЧО).
При неотключении в течение определенного времени (около 1 с) или неполнофазном отключении одного или нескольких присоединений происходит удержание выходных реле от чувствительного органа со срабатыванием РУ3 «Отключение 1 СШ от чувствительного орана» а также запрет АПВ всех присоединений воздействием ЧО на группу выходных реле Рвых3.
После отключения системы шин или распредустройства действием ДЗШ происходит автоматическое опробование системы шин от одного из питающих присоединений с последующей сборкой схемы. В этом случае также используется чувствительный орган. При неуспешном опробовании системы шин повторно работают выходные реле Рвых1 (Рвых2) действующие на отключение выключателей срабатывают указательные реле РУ3 (РУ4) и выходные реле выполняющие запрет АПВ остальных присоединений соответствующей системы шин Рвых3 (Рвых4). Указательные реле РУ3 РУ4 включены таким образом что при первом срабатывании защиты не связанном с опробованием и достаточно быстром отключении всех выключателей они не срабатывают.
Запрет АПВ включая запрет автоматического опробования шин выполняется также при срабатывании устройства контроля напряжения на шинах (КНШ) автоматическое опробование при этом не выполняется. Наличие напряжения на шинах или на одной из фаз после работы ДЗШ является признаком неполного отключения какого-либо выключателя при этом повторное включение недопустимо.
При КЗ на 2 СШ действие ДЗШ аналогично.
Схемы представленные на рисунках 6.1 и 6.2 вынесем на лист.
Для защиты шин 110 кВ выбираем микропроцессорное устройство «Сириус-3-ДЗШ-01».
Это устройство предназначено для реализации функций основной защиты автоматики и сигнализации систем сборных шин напряжением 35–220 кВ с фиксированным или изменяемым присоединением элементов с числом присоединений до 16.
Устройство может применяться для защиты различных схем выполнения сборных шин в том числе следующих типовых схем:
одиночная система шин;
одиночная система шин с обходным выключателем (ОВ);
одиночная секционированная система шин;
одиночная секционированная система шин с ОВ;
одиночная секционированная система шин с совмещенным секционным (СВ) и обходным выключателем;
одиночная система шин (с СВ с ОВ) с подключением ответственных присоединений по «полуторной» схеме или по схеме «с развилкой»;
двойная система шин с шиносоединительным выключателем (ШСВ);
двойная система шин с ШСВ и ОВ;
двойная секционированная система шин с ШСВ;
двойная секционированная система шин с ШСВ и ОВ;
двойная система шин (с ШСВ с ОВ) с двумя выключателями на присоединение (или подключением по «полуторной» схеме).
Устройство имеет 16 аналоговых входов тока для подключения к трансформаторам тока (ТТ) одной фазы 16 защищаемых присоединений.
Устройство имеет однофазное исполнение. Таким образом полный комплект дифференциальной защиты шин состоит из трех устройств «Сириус-3-ДЗШ-01». Три устройства могут осуществлять селективную защиту двух систем (секций) шин (СШ).
Устройство предусматривает работу с трансформаторами тока имеющими номинальный вторичный ток 1 А или 5 А.
Устройство выполняет основную защиту сборных шин с абсолютной селективностью и предназначено для защиты от всех видов замыканий в защищаемой зоне.
Функции защиты выполняемые устройством Сириус-3-ДЗШ-01:
селективная дифференциальная токовая защита шин с торможением (ДЗШТ);
селективная дифференциальная токовая отсечка (ДТО);
ввод чувствительных токовых органов (ЧТО) при опробовании СШ в цикле автоматического повторного включения (АПВ);
ввод ЧТО при оперативном опробовании СШ;
контроль исправности вторичных цепей тока ТТ;
выполнение команд внешнего устройства резервирования при отказах выключателя (УРОВ);
выполнение функции УРОВ секционного (шиносоединительного) выключателя (УРОВ СВ);
выдача команд запрета АПВ на внешние устройства;
блокировка действия АПВ при срабатывании УРОВ и неуспешном опробовании СШ в цикле АПВ;
оперативный ввод блокировки действия АПВ при срабатывании ДЗШ;
опробование СШ от любого из 16 присоединений;
опробование любого из 16 присоединений от СШ при «открытом» плече ДЗШ или с использованием индивидуальных реле тока.
Функции сигнализации выполняемые устройством Сириус-3-ДЗШ-01:
срабатывании ДЗШ первой СШ;
срабатывании ДЗШ второй СШ;
срабатывании ДЗШ при оперативном и автоматическом опробовании шин;
обнаружении обрыва вторичных цепей ТТ;
выдаче команд запрета выполнения АПВ;
выведенном состоянии ДЗШ;
оперативном запрете АПВ;
работе ДЗШ в режиме нарушенной фиксации присоединений;
неисправности устройства;
неисправности внешних устройств;
аварийном отключении шин;
выведенном состоянии КЦТ;
выведенном состоянии УРОВ СВ;
срабатывании УРОВ СШ1;
срабатывании УРОВ СШ2;
срабатывании УРОВ СВ;
Устройство обеспечивает также выдачу обобщенного сигнала предупредительной сигнализации.
Сервисные функции реализованные в устройстве Сириус-3-ДЗШ-01:
отображение текущих параметров сети;
осциллографирование аварийных событий с возможностью гибкой настройки условий пуска длины и количества осциллограмм;
регистрацию и хранение журнала событий аварий;
возможность подключения программируемых реле и светодиодов к определенной точке функциональной логической схемы устройства;
сигнализацию срабатывания защит и автоматики неисправности устройства с помощью программируемых реле и светодиодов;
возможность подключения ПЭВМ по каналу
возможность встраивания в АСУ ТП (обеспечивается наличием двух независимых интерфейсов связи RS-485);
блокировку всех алгоритмов при обнаружении системой самодиагностики неисправности устройства для исключения ложных срабатываний.
Рисунок 6.3 - Внешний вид устройства Сириус-3-ДЗШ-01
Таблица 6.1 - Основные технические характеристики устройства Сириус-3-ДЗШ-01:
Номинальное напряжение В
- пост. перем. выпрям.
Диапазон напряжения питания В:
Время готовности к работе после подачи оперативного питания с не более
Потребляемая мощность Вт не более
- в режиме срабатывания защит
Габаритные размеры не более мм
Защита силового трансформатора.
Силовые трансформаторы установленные на подстанциях 110кВ оборудуются следующими видами защит:
- дифференциальная токовая защита от повреждений на вводах и от внутренних повреждений;
- газовая защита трансформатора от повреждений внутри кожуха сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла;
- максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения от токов в обмотках обусловленным внешним многократным коротким замыканием устанавливаемая на стороне высокого напряжения (ВН) трансформатора;
- максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения на стороне 10кВ;
- максимальная токовая защита от токов обусловленных перегрузкой и действием на шинах;
- устройство обдувки трансформатора.
Дифференциальная защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора со стороны 110кВ и 10кВ. Для трансформаторов на проектируемой подстанции с целью повышения надежности электроснабжения выберем микропроцессорный блок дифференциальной защиты трансформатора БМРЗ-ТД фирмы «Механотроника».
Блок микропроцессорной релейной защиты трансформатора дифференциальный БМРЗ-ТД предназначен для дифференциальной защиты двухобмоточных и трёхобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением не более 220 кВ а также для защиты ошиновки трансформаторов блоков трансформатор-двигатель.
БМРЗ-ТД соединяет в себе принципы работы реле ДЗТ-21 и новейшую элементную базу и технологию. Применение цифровых технологий позволило получить совершенные алгоритмы автоматической балансировки плеч дифференциальной защиты высокую точность выравнивания токов в ручном режиме высокое быстродействие устойчивость и настраиваемость работы в переходных режимах удобство настройки и высокую повторяемость параметров.
Блок БМРЗ-ТД может использоваться в качестве основной защиты в панелях защиты трансформаторов и автотрансформаторов совместно с резервными защитами и устройствами автоматики выполненными на электромеханической аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.
В графической части (лист 6) представлена схема внешних подключений блока БМРЗ-ТД-01 – продольная дифференциальная защита двухобмоточного трансформатора.
Основные функции блока:
- двухступенчатая продольная дифференциальная токовая защита;
- дифференциальная защита по сумме фазных токов и току нулевой последовательности (REF-дифференциал);
- резервирование отказов выключателя (УРОВ);
- автоматическая и ручная балансировка токов плеч дифференциальной защиты;
- автоматическое осциллографирование аварийных процессов;
- временная диаграмма переходных процессов;
- включение в АСУ и информационные системы.
Чувствительная ступень – дифференциальная защита с торможением (ДЗТ). ДЗТ обеспечивает отключение защищаемого объекта при всех видах короткого замыкания а также при витковых замыканиях в обмотке высокого напряжения.
Грубая ступень дифференциальной защиты – дифференциальная токовая отсечка (ДТО). ДТО обеспечивает ускорение отключения коротких замыканий на стороне высшего напряжения.
Дифференциальная защита по сумме фазных токов и току нулевой последовательности (REF-дифференциал) является защитой с абсолютной селективностью от замыканий на землю на стороне трансформатора имеющей заземлённую нейтраль.
Балансировка плеч дифференциальной защиты выполняется блоком в цифровой форме на основе информации о силовом трансформаторе и высоковольтных трансформаторах тока вводимой пользователем. В блоке предусмотрены два режима балансировки – ручной и с автоматической подстройкой к положению РПН. Отстройка от токов нулевой последовательности на стороне заземлённой нейтрали при схеме соединения трансформаторов тока «звезда» производится автоматически в цифровой форме.
При срабатывании защиты блок производит осциллографирование аварийных процессов. Происходит запись мгновенных значений входных аналоговых и дискретных сигналов. В памяти устройства сохраняется одна осциллограмма до считывания её в АСУ или ПЭВМ.
При превышении уставки по току небаланса фиксируется временная диаграмма переходного режима. В диаграмме фиксируются действующие значения 6 вычисляемых аналоговых величин по выбору пользователя (например дифференциальные и тормозные токи в трёх фазах) и 16 дискретных признаков. В памяти устройства сохраняется одна диаграмма.
Дифференциальная защита работает при коротких замыканиях внутри зоны ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока и не имеет выдержки времени. Является основной быстродействующей защитой силовых трансформаторов от внутренних повреждений. Дифференциальная защита трансформаторов имеет некоторые особенности по сравнению с другими элементами электрической сети. Это обусловлено рядом причин: токи на сторонах высшего и низшего напряжения различны как по напряжению так и по фазе (сдвиг фазы зависит от схемы и группы соединения обмоток трансформатора); включения и отключения трансформаторов сопровождаются бросками намагничивающего тока с большой медленно затухающей апериодической составляющей.
Расчет дифференциальной защиты трансформаторов приведем ниже.
Газовая защита реагирует на внутренние повреждения в трансформаторе и на понижение уровня масла в трансформаторе. При таком газообразовании или понижении уровня масла в газовом реле срабатывает верхний поплавок и защита работает на сигнал без выдержки времени. При бурном газообразовании или при уходе масла из газового реле срабатывает нижний поплавок при этом защита работает на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.
МТЗ-110кВ защищает трансформатор от сверхтоков. Действует с выдержкой времени на отключение трансформатора со всех сторон.
Газовая защита РПН выполняется с помощью струйного реле. Защита РПН может работать на сигнал или на отключение.
Защита от перегрузки трансформатора при загрузке его сверх допустимого предела защита действует на сигнал с выдержкой времени.
Защита от перегрева верхних слоев масла выполнена с помощью термометрического сигнализатора ТС-100. Защита действует на сигнал без выдержки времени при достижении верхними слоями масла определенной температуры.
Защита уровня масла выполнена при помощи поплавка встроенного в расширитель бака трансформатора. При пониженном уровне масла защита действует на сигнал.
МТЗ-10кВ с выдержкой времени действует на отключение ввода 10кВ.
Автоматика управление и сигнализация трансформаторов Т-1.
Управление выключателями в цепях трансформаторов на стороне 110кВ и вводов 10кВ осуществляется дистанционно ключами управления которые расположены на панелях управления. Сигнализация положения выключателей осуществляется с помощью красной и зеленой ламп. Несоответствие положения выключателей и ключей управления сигнализируется с помощью устройств мигающего света который запускается при возникновении несоответствия.
Выключатель СВМ-110кВ оборудован устройством АПВ. Выключатели СМВ-10кВ оборудованы устройством АВР которое смонтировано в ОПУ.
На подстанции также смонтировано два комплекта АЧР и два комплекта ДАРН.
Расчет дифференциальной защиты силового трансформатора
Первичный расчётный ток небаланса рассчитывается по следующей формуле:
где kапер – коэффициент учитывающий наличие апериодической составляющей для микропроцессорных защит равен 1; kодн – коэффициент учитывающий однотипность трансформаторов тока при одном выключателе на всех сторонах трансформатора принимается равным 1; – относительное значение тока намагничивания при 10 % погрешности трансформаторов тока равно 01; Iк.макс – периодическая составляющая при расчётном внешнем трёхфазном металлическом коротком замыкании в максимальном режиме.
По условию отстройки от тока небаланса ток срабатывания защиты определяется из условия:
где kн – коэффициент надёжности для микропроцессорных защит равен 11.
Коэффициент чувствительности дифференциальной защиты:
где Iр.мин – ток в реле при двухфазном коротком замыкании; Iс.р – ток срабатывания реле (уставка).
В соответствии с ПУЭ [1] коэффициент чувствительности дифференциальных защит должен быть не менее 2.
Расчётный ток реле дифференциальной защиты определяется по табл.2-1 [15] для схем треугольника с тремя реле:
где Iк.мин – периодическая составляющая при расчётном внешнем трёхфазном металлическом коротком замыкании в минимальном режиме; nт – коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Ток срабатывания реле определяется по формуле:
где kсх – коэффициент схемы при симметричном режиме для схем соединения трансформаторов тока в треугольник равен .
Определим ток небаланса по выражению (6.1):
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса определяется по выражению (10.2):
Расчётный ток реле дифференциальной защиты определяется по формуле (10.4):
Ток срабатывания реле определяется по формуле (6.5):
Диапазон уставок по минимальному току срабатывания составляет (02 05)·Iн.т с дискретностью 01·Iн.т. Номинальный ток трансформатора равен:
Тогда уставки лежат в диапазоне 632 158 А с дискретностью 316 А. Выбираем ток срабатывания реле 158 А.
Коэффициент чувствительности равен:
-что удовлетворяет требованиям ПУЭ.
В данном разделе рассмотрены защиты шин 110 кВ и приняты к установке блоки микропроцессорных защит Сириус-3-ДЗШ-01 потому что данные виды защит удовлетворяют всем требованиям для защиты шин.
Для защит от повреждений трансформатора Т-1 63 МВА произвели расчёт дифференциальной защиты.

Раздел 4.doc

4 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов и проводников проектирования и настройки релейной защиты и автоматики выбора числа заземленных нейтралей в системе и для ряда других практических задач.
Точность а следовательно и принимаемые допущения зависят от назначения расчетов. Например точность расчета для выбора релейной защиты и автоматики должна быть выше чем для выбора оборудования. При всех видах расчетов токов коротких замыканий если они не производятся с помощью ЭВМ или расчетных столов переменного тока обычно принимаются следующие допущения: не учитывают электромеханические переходные процессы; приближенно учитывают нагрузки; учитывают только реактивные сопротивления элементов (сопротивления высоковольтных линий могут быть определены с учетом активных сопротивлений но суммарное сопротивление принимается реактивным); пренебрегают намагничивающими токами трансформаторов (при некоторых конструкциях трансформаторов учитывают в схемах нулевой последовательности); пренебрегают распределенной емкостью линий (допустимо для воздушных линий ниже 330 кВ и кабельных линий ниже 110 кВ).
На основании данных реконструкции и принятой структурной схемы выдачи электрической энергии расчетную схему для определения токов короткого замыкания представим в виде изображенном на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 — Расчетная схема для определения токов короткого
Расчет будем вести в относительных единицах для чего зададимся базисными условиями [1]:
а) базисная мощность:;
б) базисное напряжение для каждой точки короткого замыкания:
Определяем сопротивления элементов схемы [1]:
а) системы: данные плучены в службе релейной защиты и автоматики Мозырских электрических сетей.
где — значение напряжения короткого замыкания;
— номинальная мощность трансформатора.
Так как трансформаторы одинаковых марок расчет сопративлений ведем для одного трансформатора.
Для трансформатора АДЦТН-200000110 напряжения короткого замыкания на каждую пару обмоток равны:
Напряжение короткого замыкания на высшей стороне:
Напряжение короткого замыкания на средней стороне:
Напряжение короткого замыкания на низшей стороне:
Таким образом сопротивления трансформатора на высшей средней и низшей сторонах равны соответственно:
Для трансформатора ТМН-6300110
На основании полученных результатов представим расчетную схему в виде расчетной схемы замещения на рисунке 2.2.
Рисунок 4.2 — Расчетная схема замещения
Произведем расчет токов короткого замыкания.
Короткое замыкание в точке К1 — на шинах ОРУ-330кВ; схема замещения при коротком замыкании в этой точке приведена на рисунке 4.3.
Рисунок 4.3 — Схема замещения при коротком замыкании в точке К1
Ток короткого замыкания в относительных единицах будет равен:
Ток короткого замыкания в именованных единицах:
Ударный ток трехфазного короткого замыкания в именованных единицах [1]:
где kу — ударный коэффициент принимаем равный 178 [3];
I — ток трехфазного короткого замыкания.
Максимальное значение апериодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в момент времени t= [3]:
где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.
где — собственное время отключения выключателя;
— минимальное время действия релейной защиты.
Принимаем =001 секунд.
тогда по формуле (4.8):
Ток короткого замыкания в точке К2 и К3 — на шинах 10кВ будут равны т.к. шины подключены через одинаковые автотрансформаторы. Поэтому расчет ведем только для одной точки К2; схема замещения при КЗ в этой точке приведена на рисунке 2.5.
Рисунок 4.4 — Схема замещения при коротком замыкании в точке К3
Ток короткого замыкания в именованных единицах;
По формуле (4.6) рассчитываем ударный ток:
Максимальное значение апериодической составляющей тока трехфазного КЗ в момент времени t=:
Так как токи короткого замыканя на шинах велики установим между трансформаторами и шинами 10 кВ реакторы типа РБНГ 10 – 1000. Тогда схема примет следующий вид:
Рисунок 4.5 — Схема замещения при коротком замыкании в точке К3
Т.к. реакторы одинаковых марок расчет сопротивлений ведем для одного реактора.
где — средненоминальное напряжение;
— номинальное сопротивление реактора.
Короткое замыкание в точке К4 – на шинах ОРУ-110кВ; схема замещения при КЗ в этой точке приведена на рисунке 4.6.
Рисунок 4.6 — Схема замещения при коротком замыкании в точке К4
Ток короткого замыкания в точке К5 — на шинах 10кВ подключенных к трансформатору Т-1; схема замещения при КЗ в этой точке приведена на рисунке 4.7.
Рисунок 4.7 — Схема замещения при коротком замыкании в точке К4
Таблица 4.1- Результаты расчёта токов КЗ
Значение тока КЗ кА в точке
Значение апериодической составляющей тока КЗ
В настоящем разделе была рассмотрена методика расчета токов короткого замыкания. Для расчета токов короткого замыкания на подстанции «Наровля» были составлены расчетные схемы замещения для трансформаторов АТ-1 АТ-2 и Т-1. На основании этих схем был произведен расчет токов короткого замыкания в относительных единицах. Данные расчетов будут использованы при выборе аппаратуры подстанции поскольку выбранное оборудование будет необходимо проверить на электродинамическую и термическую стойкость токам КЗ.

ОТЗЫВ.docx

о работе над дипломным проектом студента группы ЗЭ-51с Звонковича Андрея Леонидовича проект выполнен на тему «Реконструкция электрической части подстанции 33011010 «Мозырь-330» Мозырских электрических сетей»
В дипломном проекте рассмотрен вариант реконструкции электрической части ПС 33011010 кВ «Мозырь-330» с обоснованием главной схемы электрических соединений подстанции и выборе основного оборудования. Также решены следующие задачи:
-на основании контрольных замеров потребления подстанции построены суточные графики нагрузки подстанции и выполнен анализ нагрузок;
-определены значения токов короткого замыкания рассмотрены вопросы релейной защиты и автоматики.
В процессе работы над проектом Звонкович А.Л. проявил самостоятельность инициативу и с поставленными задачами справился.
Работа над дипломным проектом заслуживает оценки 6 (шесть).
Руководитель дипломного проекта О. М. Головач
Старший преподаватель кафедры «электроснабжение»

Раздел 2.doc

СОСТАВЛЕНИЕ И АНАЛИЗ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК
ПОДСТАНЦИИ 33011010 «МОЗЫРЬ 330» ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Целью исследования является определение максимальной нагрузки электрической подстанции «Мозырь – 330». По показаниям замеров в оперативно-диспетчерской службы Мозырских электрических сетей построены графики нагрузки трансформаторов в характерные дни. Информация была получена за 2009 – 2012годы. Данные замеры касаются летнего и зимнего периодов выходного и рабочего дней работы подключенной нагрузки. Анализ полученных данных позволит сделать вывод о загрузки силовых трансформаторов.
Графики нагрузки электрических систем складываются из нагрузок отдельных потребителей с характерными для них режимами потребления.
При всех различиях суточных графиков они имеют общие параметры. К ним относят:
- наибольшую нагрузку – наибольшее значение из средних величин в течение рассматриваемого периода времени ;
- наименьшую нагрузку ;
- среднюю нагрузку – это постоянная неизменная величина за любой рассматриваемый промежуток времени которая вызывает такой же расход электроэнергии как и изменяющаяся за это время нагрузка [11]. Средняя нагрузка за любой интервал времени Т часа в общем виде определяется по выражению:
где – величина мощности на -й ступени графика нагрузки;
– длительность этой ступени.
- среднеквадратичную нагрузку – это постоянная неизменная нагрузка за любой рассматриваемый промежуток времени которая обуславливает такие же потери мощности в проводниках как и изменяющаяся за это время нагрузка.
Среднеквадратичная нагрузка для ступенчатого графика за любой интервал времени Т в общем виде определяется по выражению:
- коэффициент заполнения (плотность) графика нагрузки – отношение
средней нагрузки к наибольшей за исследуемый период времени:
- коэффициент формы графика нагрузки – отношение среднеквадратичной нагрузки за определенный промежуток времени к средней нагрузке за этот же период времени:
- коэффициент неравномерности нагрузки – отношение наименьшей нагрузки к максимальной за исследуемый период времени:
Полная мощность нагрузки определяется по формуле
где Pнагр Qнагр – активная и реактивная составляющие нагрузки.
Определим полную мощность для трансформатора АТ-1 за 2009 г. в зимний рабочий день по формуле 2.6:
Для остальных трансформаторов полная мощность рассчитывается аналогично.
Данные полученные в оперативной диспетчерской службе о нагрузках трансформаторов и рассчитанные полные мощности трансформаторов представлены в таблицах 2.1 – 2.12. Графики нагрузок представлены на рисунках 2.1 – 2.12.
Таблица 2.1-Данные о нагрузках трансформаторов за 2009 год зимой в рабочий день
Нагрузка трансформаторов
Рисунок. 2.1- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день зимой 2009 г.
Таблица 2.2 - Данные о нагрузках трансформаторов за 2009 год зимой в выходной день
Продолжение таблицы 2.2
Рис. 2.2- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день зимой 2009 г.
Таблица 2.3-Данные о нагрузках трансформаторов за 2010 год летом в рабочий день
Рис. 2.3-График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день летом 2010 г.
Таблица 2.4-Данные о нагрузках трансформаторов за 2010 год летом в выходной день
Продолжение таблицы 2.4
Рисунок 2.4- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день летом 2010 г.
Таблица 2.5-Данные о нагрузках трансформаторов за 2010 год зимой в рабочий день
Рисунок 2.5- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день зимой 2010 г.
Таблица 2.6-Данные о нагрузках трансформаторов за 2010 год зимой в выходной день
Продолжение таблицы 2.6
Рисунок 2.6-График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день зимой 2010 г.
Таблица 2.7- Данные о нагрузках трансформаторов за 2011 год летом в рабочий день
Рисунок 2.7- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в будний день летом 2011 г.
Таблица 2.8- Данные о нагрузках трансформаторов за 2011 год летом в выходной день
Продолжение таблицы 2.8
Рисунок 2.8 График мощностей АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день летом 2011 г.
Таблица 2.9- Данные о нагрузках трансформаторов за 2011 год зимой в рабочий день
Рисунок 2.9- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день зимой 2011 г.
Таблица 2.10- Данные о нагрузках трансформаторов за 2011 год зимой в выходной день
Продолжение таблицы 2.10
Рисунок 2.10- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день зимой 2011 г.
Таблица 2.11- Данные о нагрузках трансформаторов за 2012 год летом в рабочий день
Рисунок 2.11- График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день летом 2012 г.
Таблица 2.12 -Данные о нагрузках трансформаторов за 2012 год летом в выходной день
Продолжение таблицы 2.12
Рисунок 2.12-График нагрузок АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день летом 2012 г.
Для характерных дней в зимний период 2011 года и в летний период 2012 года определим параметры графиков нагрузок.
Определим параметры графиков нагрузок в зимний период в рабочий день для трансформатора АТ-1:
- наибольшая нагрузка составляет S нб =631 МВА;
- наименьшая нагрузка составляет Sнм = 44 МВА;
- среднюю нагрузку определяем по формуле (2.1):
- среднеквадратичную нагрузку определяем по формуле (2.2):
- коэффициент заполнения графика нагрузки определяем по формуле (2.3):
- коэффициент формы графика нагрузки определяем по формуле (2.4):
- коэффициент неравномерности нагрузки определяем по формуле (2.5):
Расчеты для АТ-2 и Т-1 аналогичны. Результаты расчета представлены в таблицах 2.13 – 2.16.
Таблица 2.13 – Результаты расчета параметров графиков нагрузок трансформаторов АТ-1 АТ-2 и Т-1 в зимний период в рабочий день.
Наибольшая нагрузка МВт
Наименьшая нагрузка МВт
Средняя нагрузка МВт
Среднеквадратичная нагрузка МВт
Коэффициент заполнения
Коэффициент неравномерности
Таблица 2.14 – Результаты расчета параметров графиков нагрузок трансформаторов АТ-1 АТ-2 и Т-1 в зимний период в выходной день.
Наибольшая нагрузка
Коэффициент заполнения
Таблица 2.15 – Результаты расчета параметров графиков нагрузок трансформаторов АТ-1 АТ-2 и Т-1 в летний период в рабочий день день.
Таблица 2.16 – Результаты расчета параметров графиков нагрузок трансформаторов АТ-1 АТ-2 и Т-1 в летний период в выходной день.
По полученным данным строим графики зависимости коэффициента загрузки трансформаторов от времени суток.
Определяем коэффициент загрузки трансформаторов АТ-1в зимний период в рабочий день по формуле:
Расчеты для остальных трансформаторов производиться аналогично.Все расчеты сводим в таблицы 2.17 – 2.18.
Таблица 2.17- Сводная таблица расчетов Кз в рабочий и выходной день зимой 2011 г.
Таблица 2.18- Сводная таблица расчетов Кз в рабочий и выходной день летом 2012 г.
Рисунок 2.15-Динамика изменения Кз АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день зимой 2011 г.
Рисунок 2.18- Динамика изменения Кз АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день зимой 2011 г.
Рисунок 2.21- Динамика изменения Кз АТ-1 АТ-2 Т-1 в рабочий день летом 2012 г.
Рисунок 2.24- Динамика изменения Кз АТ-1 АТ-2 Т-1 в выходной день летом 2012 г.
Таблица 2.19- Сводная таблица расчетов Кз в период с 2009 по 2012 гг.
Рисунок 2.25- Динамика изменения Кз АТ-1 АТ-2 Т-1 в период с 2009 по 2012 года
Графики нагрузок трансформаторов в будний зимний день 2011 года в будний летний день 2012 года а также динамика изменения коэффициента загрузки. представлены на листе 2 графической части.
Как видно из расчётов величина максимальной мощности протекающей через автотрансформатор АТ-1 не превышает 706 МВА через автотрансформатор АТ-2 не превышает 713 МВА а через трансформатор Т-1 не превышает 19 МВ·А. Максимальные коэффициенты загрузок составляют 0353 0357 и 0333 для трансформаторов АТ-1 АТ-2 и Т-1 соответственно что говорит о недоиспользовании мощностей трансформаторов что обусловлено тем что мощность трансформаторов была выбрана на перспективу а нагрузка ещё не достигла своего максимального значения. Поэтому замена силовых трансформаторов не требуется так как они работают в режиме недогрузки.

Раздел 1.doc

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ И ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
ПОДСТАНЦИИ 33011010 «МОЗЫРЬ 330»
1 Характеристика главной схемы электрических соединений подстанции «Мозырь-330»
Подстанция «Мозырь-330» на сегодняшний день является основной узловой подстанцией Мозырского энергоузла. Она является одной из крупных подстанций Гомельской области. Подстанция состоит из трех распределительных устройств напряжением 330 110 и 10 кВ Подстанция связана с тремя системообразующими подстанциями: «Калийная-330» «Гомсельмаш-330» и «ЧАЭС-750» посредством воздушных линий 330 кВ.
ОРУ 330 кВ выполнено по схеме: «трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя». Достоинством схемы является то что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Высокая надёжность т.к. все цепи остаются в работе даже при повреждениях на СШ.
Недостатки: отключение КЗ на линии двумя выключателями что увеличивает общее количество ревизий выключателей; удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений т.к. одна цепь должна присоединяться через два выключателя; снижение надёжности схемы если количество линий не
соответствует числу трансформаторов; усложнение цепей РЗ; увеличение количества выключателей в схеме.
В ОРУ-330 кВ установлено следующее оборудование:
- воздушные выключатели: ВВ-ЗЗОБ 1ном = 3150 А 1откл = 40 кА.
- трансформаторы напряжения: НКФ-330.
- трансформаторы тока: ТФРМН-330 п= 20001.
- разъединители: РНДЗ-1б 3303200
- сборные шины выполнены стале-алюминиевыми проводами 2хАС-400.
Распределительное устройство 11О кВ выполнено по схеме « две рабочие системы шин с обходной секционированные». Каждое присоединение имеет выключатель три шинных разъединителя и один обходной разъединитель. Достоинства двойной системы шин с обходной системой:
возможность поочередного ремонта сборных шин без перерыва работы присоединений;
возможность ограничения тока короткого замыкания в сети; в этом случае шиносоединительный выключатель следует держать отключенным.
Недостатки данного РУ заключаются в следующем:
при замыкании в шиносоединительном выключателе отключаются обе системы шин;
в случае внешнего замыкания и отказа выключателя соответствующего присоединения отключается система шин;
частые переключения с помощью разъеденителей;
В ОРУ-110 кВ установлено следующее оборудование:
- воздушные выключатели: ВВБМ-110Б 1ном - 3150 А 1откл = 40 кА;
- трансформаторы напряжения: НКФ-110.
- трансформаторы тока: ТФНД-110 n = 1106301000А.
- разъединители: РНДЗ-110. 31б-1106301000А
- силовой трансформатор Т-1 ТМН-6300110
- сборные шины выполнены стале-алюминиевыми проводами.
РУ 10 кВ выполнено комплектным распределительным устройством наружной установки. На напряжении 10 кВ применяется схема «одиночная секционированная система шин» с жёсткими алюминиевыми шинами. КРУ 10 кВ выполнено на основе шкафов серии К-37 Куйбышевского завода «Электрощит». В ячейках КРУ установлены выключатели ВМПП-10. КРУ-10 было введено в эксплуатацию в 1978 году.
Главная схема электрических соединений приведена на рисунке 1.1.
Рисунок. 1.1 - Существующая схема ПС 33011010 кВ «Мозырь 330»
2 Характеристика основного оборудования установленного на подстанции «Мозырь - 330».
Силовые трансформаторы.
На подстанции установлены два автотрансформатора мощностью 200 МВА типа АТДТЦТН-200000330110.
Таблица 1.1 – Технические характеристики автотрансформаторов АТ-1 АТ-2
АТДТЦТН-200000330110
Автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 были установлены в 1982 и 1984 годах соответственно.
На подстанции также установлен двухобмоточный трансформатор мощностью 63 МВА типа ТМН-6300110 для питания потребителей на напряжении 10 кВ.
Таблица 1.2 – Технические характеристики автотрансформатора Т-1
Тансформатор Т-1 был установлен в 1978 году.
Выключатели предназначены для включения и отключения электрических сетей в любых режимах в том числе и для автоматического отключения и включения цепей в аварийном режиме.
На стороне 330 кВ установлены воздушные выключатели ВВ-330Б-У1.
На стороне 110 кВ установлены воздушные выключатели ВВБМ-110Б ВВШ-110.
Таблица 1.3 – Технические характеристики воздушных выключателей 330 кВ 110 кВ
Оперативное наименование
Номиналь-ное напряжение кВ
ный ток отключения к А
В-1 ВЛ-330 №437 ЧАЭС
В-2 ВЛ-330 №437 ЧАЭС
В-1 ВЛ-330 №436 Калий
В-2 ВЛ-330 №436 Калий
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 1 Сользавод
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 2 Сользавод
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 1 Калинковичи
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 2 Калинковичи
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 1 ТЭЦ-24
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 2 ТЭЦ-24
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 3 ТЭЦ-24
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 1 ЗКД
ВВ-110 ВЛ-110кВ № 2 ЗКД
Продолжение таблицы 1.3
Номинальный ток отключения к А
ВВ-110 ВЛ-110кВ Аварийная
ВВ-110 ВЛ-110кВ Водозабор
Разъединителем называется коммутационный аппарат предназначенный для включения отключения и переключения под напряжением участков сети без тока или с незначительными токами и создания видимого разрыва цепи.
В ОРУ 330 кВ используются разъединители серии РНДЗ-13303200 и РНДЗ-2-3303200У1.
В ОРУ 110 кВ используются разъединители серии РНДЗ-1-110600 и РНДЗ-2-110600.
Таблица 1.4 – Технические характеристики разъединителей 330 кВ 110 кВ
Амплитуда периодической составляющей сквозного тока КЗ к А
Допустимый ток термической стойкостидопустимое время кАс
Шинами являются жесткие токоведущие элементы для передачи электроэнергии в электроустановках. Они обеспечивают электрическую связь между оборудованием и аппаратами.
На ОРУ-330 и 110 кВ применены гибкие круглого сечения из проводов марки АС-400.
Сборные шины на стороне 10 кВ выполнены алюминиевыми шинами прямоугольного сечения.
Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-10 кВ выполнены пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах - обоймах где два провода из пучка – сталеалюминиевые - несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололеда и ветра а остальные провода - алюминиевые - являются токоведущими.
В распредустройствах шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах типа ИОР-10-375IУЗ. Для РУ-330 и110 кВ используются изоляторы типа С4-950IУХЛ.
Трансформаторы тока и напряжения.
Трансформаторами тока называются электромагнитные устройства для преобразования измеряемого или контролируемого тока с целью снижения его до величины (как правило стандартной 5 или 1 А) допускающей подключение измерительных приборов или аппаратов защиты (реле). Кроме того в установках выше 1 кВ они выполняют также функции изоляции цепей высокого напряжения от вторичных цепей (измерительной и защитной аппаратуры) обеспечивая тем самым безопасность их обслуживания.
На ПС «Мозырь 330» установлены следующие трансформаторы тока:
ТФРМН-330 ТФНД-110 ТФЗМ-110М ТЛМ-10;
Трансформаторы напряжения: НКФ-330 НКФ 110 НОМ-10 НТМИ-10.
Таблица 1.5- Технические характеристики трансформаторов тока
Номинальное напряжение кВ
Номинальный коэффициент трансформации
Номинальный класс точности вторичной обмотки
Таблица 1.6 - Технические характеристики трансформаторов напряжения
Номиналь-ное напряжение обмоток В
дополнительной вторичной
Номинальная мощность В·А
Предельная мощность В·А
Для питания трансформатора собственных нужд ТСН-1 установлено распределительное устройство 10 кВ которое подключено к обмоткам низкого напряжения автотрансформатора АТ-1. Трансформаторы собственных нужд ТСН-2 и ТСН-3подключены к РУ- 10 кВ которое подключено к трансформатору Т-1. ТСН-3 служит для питания потребителей собственных нужд КРУН-10 подключенного к Т-1.
РУ-0.4 кВ состоит из двух секций шин 04 кВ. В нормальном режиме потребители собственных нужд получают питание от 2-х трансформаторов ТСН1 ТСН2 мощностью 630 кВА и ТСН-3 мощностью 63кВА.
К основным потребителям собственных нужд относятся: компрессорная насосная пожаротушения освещение ОРУ-330 кВ вентиляторная аккумуляторных батарей насосная станция освещение КРУН-10 питание приводов разъединителей обогрев приводов разъединителей и выключателей обогрев автотрансформаторов привод РПН и др.
В результате анализа выяснили что основное оборудование подстанции требует замены в связи с истечением амортизационных сроков эксплуатации и морального износа.
В данном разделе дипломного проекта приведено описание главной схемы подстанции «Мозырь-330» и оборудования установленного на подстанции дана их краткая характеристика.
Дана характеристика основного оборудование подстанции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.doc

В настоящем проекте рассмотрены вопросы реконструкции электрической части подстанции 33011010 «Мозырь-330».
Дана общая характеристика главной схемы электрических соединений подстанции.
Составлены суточные графики нагрузок подстанции дана характеристика электрических нагрузок.
Выполнено обоснование и сформулированы предложения по реконструкции подстанции 33011010 «Мозырь-330». В частности предложено
-заменить воздушные выключатели в ОРУ 330 кВ на элегазовые выключатели ЗАР2-362 производства «S
-в связи с расширением преобразовать схему ОРУ 110 кВ «две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин» выбраны элегазовые выключатели 3APIDT-145 производства «Siemens» вместо воздушных выключателей ВВШ-110 разъединители РНДЗ2-1102000 У1.
-РУ 10 кВ предлагается выполнить по типовой схеме «одна рабочая секционированная выключателем система шин» комплектным распределительным устройством наружной установки выполненного камерами К-59 с вакуумными выключателями BBTEL фирмы «Таврида электрик».
В проекте выполнены расчеты токов короткого замыкания по результатам которых выбрано основное электрооборудование. Также был произведён выбор трансформаторов собственных нужд от которых питаются потребители подстанции. В качестве трансформаторов собственных нужд применяем два трансформатора ТМ-63010 и один трансформатор ТМ-4010 для питания потребителей собственных нужд КРУН-10.
Сделан выбор типа релейной защиты и автоматики установленной на подстанции для защиты трансформаторов и линий.
Произведен расчет технико-экономических показателей. Рассмотрены вопросы техники безопасности при замене силового оборудования.

Раздел 3.doc

РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ 33011010 «МОЗЫРЬ 330»
В настоящее время на подстанции установлено два силовых трансформатора типа АТДЦТН-200000330110 мощностью 200 МВА номинальным напряжением 33011010кВ и один силовой трансформатор типа ТМН-630011010 мощностью 63 МВА номинальным напряжением 11010 кВ подключенный к шинам 110 кВ. Данная подстанция связана с тремя системообразующими подстанциями: Калийная-330 Гомсельмаш-330 и ЧАЭС-750 посредством воздушных линий 330 кВ.
Основное оборудование выработало свой ресурс поэтому необходимо провести реконструкцию. При реконструкции будет проведена замена всех воздушных выключателей на элегазовые. Также будет проведен демонтаж компрессорной установки.
Схема подстанции до реконструкции представляет собой:
– схема открытого распределительного устройства (ОРУ) 330кВ – трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя.В ОРУ 330 кВ установлены 6 воздушных выключателей и подключены три линии 330 кВ;
– схема ОРУ 110 кВ – двойная система шин с обходной. В ОРУ 110 кВ установлено девятнадцать воздушных выключателей 110кВ.
- схема РУ 10 кВ выполнена по схеме одиночная секционированная система шин. Для питания потребителей 10 кВ установлено комплектное
распределительной устройство наружной установки. В РУ 10 кВ установлены масляные выключатели типа ВМПП 10.
Трансформаторы собственных нужд: ТСН-1подключен к низкой обмотке 10 кВ автотрансформатора АТ-1 через масляный выключатель. ТСН-2 подключен к шинам 10 кВ КРУН 10 кВ через масляный выключатель. ТСН-3 поключен к вводу 10 кВ трансформатора Т-1 через предохранители. Так же есть резерв питания ТСН-1 от КЛ№573.
В ОРУ 330 кВ производится замена шести воздушных выключателей
на элегазовые с моторно-пружинным приводом производства Siemens типа ЗАP2-362 т.к. они очень хорошо себя зарекомендовали.
Рисунок 3.1 – Схема ОРУ 330 кВ после реконструкции
Согласно перспективному плану развития сетей 110кВ планируется установка еще трех ячеек для подключения воздушных линий 110 кВ
«Моисеевка» «Дрозды» «Защебье». Схема ОРУ 110 кВ изменяется на двойную секционированную систему шин с обходной т. к в ОРУ 110 более
присоединений. Схема ОРУ 110 кВ имеет резерв для установки пяти ячеек выключателей. Предлагается произвести замену воздушных выключателей на элегазовые фирмы Siemens типа 3APIDT-145.
Рисунок 3.2 – Схема ОРУ 110 кВ после реконструкции
Трансформаторы собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 предлагается присоединить на разные секции шин 10 кВ которые запитываются с выводов 10 кВ силовых автотрансформаторов. Секции шин соединяются между собой секционным выключателем с возможностью резерва от КРУН-10 кВ поключенного к трансформатору Т-1.
КРУН предлагается выполнить камерами К-59 с выкатными элементами и вакуумными выключателями серии ВВTEL производства «Таврида электрик».
В данном разделе были представлены мероприятия по реконструкции подстанции «Мозырь-330». Предлагается заменить воздушные выключатели 330 кВ и 110 кВ заменить на элегазовые масляные выключатели 10 кВ заменить на вакуумные выключатели. Так же предлагается в ОРУ 110 кВ схему «две рабочие системы шин с обходной» преобразовать в схему «две рабочие шины с обходной секционированные».

Список использованных источников.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
Правила устройства электроустановок
-е издание перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат 1986.
Межотраслевые правила по охране труда при работе в электроустановках.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С.
Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. М.: Энергия 1975.-704 с.: ил.
Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учебное пособие. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2006. – 480 с. – (Высшее образование)..
Евминов Л. И. Кострицкая Н. П. Курганов В. В.
Задания для курсового проектирования по курсу «Релейная защита автоматика и телемеханика» для студентов специальности 10. 04. Гомель 1988.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П.
Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.: ил.-
Элегазовые выключатели.
Ус А. Г. Евминов Л. И.
Электроснабжение промышленных предприятий и гражданских зданий: Учебное пособие. – Мн.: НПОО «ПИОН» 2002.-457 с. Справочная книга для проектирования электрического освещения Под ред. Г.М. Кнорринга. Л. “Энергия” 1976
Выбор защитных характеристик и расчёт уставок цифровых реле
Пособие для курсового и диплом. проектирования по курсу «Релейная защита и автоматика» для студентов специальности 43.01.03 «Электроснабжение»Авт. –сост. В. В. Курганов. – Гомель: ГГТУ им. П. О. Сухого 2005
Практическое пособие предназначено для курсового и дипломного проектирования для студентов дневной и заочной форм обучения специальностей 1-430103 "Электроснабжение" 1-43 01 07 "Техническая эксплуатация энергооборудования организаций". - Гомель 2004 с.
Сборник еденичных расценок на монтаж оборудования
Сборник № 8. Электротехнические установки. 1992 издательство – Мн.: Научно-технический центр АП «Белпроект».
Сборник еденичных расценок на строительные конструкции и работы для строительства в республике Беларусь
Сборник № 67. Сборник на ремонтно-строительные электромонтажные работы. 1992 издательство – Мн.: Научно-технический центр АП «Белпроект».
Ресурсно-сметные нормы на монтаж оборудования.
Сборник №8. Электротехнические установки. Книги 1-4.-Мн.:2001.
Индексы изменения стоимости строительно-монтажных работ по элементам затрат.
Национальная экономическая газета.

Введение.doc

Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Энергетика занимает ведущее место среди отраслей народного хозяйства. Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны.
Несмотря на спад производства и прочие неблагоприятные факторы энергетика по-прежнему развивается и в настоящее время необходимы правильно спроектированные подстанции для распределения и передачи электроэнергии.
Передача и распределение электрической энергии должны производиться с высокой надёжностью и экономичностью. А это означает что подстанции должны укомплектовываться современным надёжным оборудованием обеспечивающим их стабильную работу а значит и потребителей питающихся от них. Сбой в работе подстанции может повлечь за собой серьёзные последствия такие как недоотпуск продукции массовый брак а также может привести к гибели людей. Поэтому необходима постоянная и своевременная модернизация оборудования подстанций что позволит избежать нежелательных последствий которые могут возникнуть при нарушении электроснабжения.
Данный дипломный проект рассматривает реконструкцию подстанции «Мозырь 330» в связи с тем что подстанция находится в эксплуатации с 1972 г. Её оборудование полностью изношено и нуждается в замене.
Неудовлетворительное состояние оборудования ведёт к снижению надёжности электроснабжения а поскольку подстанция является системообразующей и на ней имеются межсистемные связи от не запитаны потребители I и II категории то нарушение электроснабжения может привести к очень серьёзным последствиям.
Таким образом целью данного дипломного проекта является замена оборудования подстанции в связи с истечением амортизационных сроков эксплуатации и его неудовлетворительным состоянием с учётом новых направле-
ний в области электрообеспечения и новейших технологий что приведёт к повышению надёжности электроснабжения а также повышению эксплутационной и аварийной безопасности в целом что в свою очередь является задачей данного проекта.
В данном дипломном проекте необходимо произвести замену аппаратуры открытых распределительных устройств 330 и 110 кВ.
Необходимо произвести компоновку распределительных устройств 10 кВ.

Раздел 7.docx

7 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Сметная стоимость реконструкции электрической части подстанции 33011010 «Мозырь-330кВ»
Капитальные вложения в реконструкцию ПС «Мозырь-330 кВ» определяются сметной стоимостью проведения электромонтажных работ и стоимостью устанавливаемого оборудования. Порядок определения стоимости электромонтажных работ осуществляется в разрезе следующих статей затрат: прямые затраты накладные расходы плановые накопления лимитированные и прочие затраты.
Сметная стоимость материалов изделия и конструкций определяется по Сборникам сметных цен на материалы изделия и конструкции для условий строительства в Республике Беларусь.
Сметные цены на материалы изделия и конструкции учитывают все расходы связанные с доставкой материалов изделий и конструкций от завода-изготовителя до приобъектного склада (оптовую цену транспортные затраты заготовительно-складские расходы). В состав транспортных затрат входят расценки снабженческо-сбытовых организаций расходы на тару упаковку и реквизит транспортные и погрузочно-разгрузочные расходы.
При определении накладных расходов и плановых накоплений для выполнения строительных монтажных и специальных работ использованы нормы накладных расходов и плановых накоплений утвержденные постановлением Министерства архитектуры и строительства.
Прямые затраты определяются с применением РСН в ценах 2006 года на все объекты строительства с использованием индексов изменения стоимости электромонтажных работ по элементам. Для определения сметной стоимости монтажа электрооборудования использованы: сборники ресурсно-сметных норм на монтаж оборудования РНС 8.03.208-2007; сборники сметных цен на материалы изделия и оборудование для условий строительства в РБ.
При определении стоимости монтажных работ выполняемых в стесненных условиях применяется повышающий коэффициент к ресурсно-сметным нормам -12 и при определении стоимости демонтажных работ применяется понижающий коэффициент - 03.
Накладные и плановые накопления приняты в соответствии с «Предельными нормами накладных расходов и плановых накоплений» утвержденными Постановлениями Минстройархитектуры РБ в размерах соответственно: на электромонтажные работы: накладные расходы – 1230%; плановые накопления – 963%. Общая сумма затрат по реконструкции системы электроснабжения определяем по формуле:
где- цена закупаемого оборудования (без НДС) руб.;
- транспортные расходы по доставке закупаемого оборудования (112% от цены приобретения без НДС) руб.;
- затраты на выполнение электромонтажных работы определяемые по РСН в ценах 2006 года и пересчитанные в текущие цены с учетом коэффициентов пересчета руб.
Стоимость электромонтажных работ определяется как сумма прямых затрат накладных расходов и плановых накоплений по формуле:
где ПЗ - прямые затраты руб.;
НР – накладные расходы руб.;
ПН – плановые накопления руб.
Прямые затраты включают расходы на оплату труда (ЗП) расходы на эксплуатацию машин (ЭМ) и материальные ресурсы (МР) определяется по формуле:
Сметная стоимость электромонтажных работ по реконструкции системы электроснабженияцеха представлена в таблицах 7.1 и 7.2.
Сметную стоимость мероприятия на выполнение монтажных работ определяем в ценах 2006 года с использованием РСН с пересчетом в текущие цены используя индексы изменения стоимости ЭМР ресурсно-базисным методом.
Используя представленные выше формулы произведем расчет сметной стоимости монтажных работ в ценах 2006 года по РСН следующим образом:
ПЗ = 11040865+14945978+6812567=32799410 руб.
НР = (11040865+3126619)12311 =19168605 руб.
ПН = (11040865+3126619)0963=13643287руб.
КСМР2006= 32799410+19168605+13643287=65611302 руб.
Таблица 7.1-Сметная стоимость оборудования в текущих ценах
ед. обор.без НДС руб.
Сумма затрат с учетом кол-ва оборудования руб.
Выключатели элегазовые и вакуумные:
Транспортные расходы (12%)
Таблица 7.2-Сметная стоимость монтажных работ по реконструкции в ценах 2006 года
Наименование видов работ и ресурсов
Стоимость ед.всего руб.
в т.ч. зарплата маш.
Демонтаж масляных выключателей ВМ-10 и ВМПП-10
Монтаж элегазовых выключателей 3АО2-362-330 и 3АPIDT-145-110
Монтаж вакуумных выключателей BBTEL-10-202000-У2
Демонтаж разъединителей
Монтаж разъединителей РНД31-3303200 У1 и РНД32-1102000 У1
Продолжение таблицы 7.1
Накладные расходы (1230%) К=11
Плановые накопления (963%)
Итого монтажных работ:
За стаж работы (20%)
Перевод на контракт (25%)
Премия за производственные результаты (30%)
Премия за производственные результаты (106%)
Соц. страхование (34%)
Обязат. страх.от несч. случаев (063%)
Прочие расходы всего:
Резерв непредвиденные затраты (3%)
Таблица 7.3-Определение стоимости монтажных работ в текущих ценах
Элементы стоимости работ
Индекс пересчета за декабрь
Эксплуатация машин и механизмов
Материальные ресурсы
Транспортные расходы
Итого монтажных работ
Резерв непредвиденных расходов
Сметная стоимость монтажных работ по реконструкции системы электроснабжения цехавключаястоимость оборудования в текущих ценах составит:
К2012 = 33532815680+362148956=33894964636 рублей.
2 Оценка экономической эффективности замены масляных
выключателей на вакуумные выключатели
В разделе 5 дипломного проекта предлагается в качестве мероприятия произвести замену масляных выключателей на вакуумные выключатели BBTEL-10-202000-У2 в количестве 2 штук.
Достоинством вакуумных выключателей как уже отмечалось ранее является отсутствие необходимости их обслуживания в процессе эксплуатации и отсутствие необходимости проведения их среднего и капитального ремонта в течение всего срока службы. Вакуумные выключатели - это коммутационные аппараты нового поколения не требующие ревизий и ремонта в течение всего срока службы (25 лет) обеспечивающей надежную работу в различных условиях эксплуатации в том числе при увлажнении и загрязнении а также при температуре окружающей среды до минус 60° С без подогрева и смазки.
Для оценки эффективности замены старого оборудования на новое рассмотрим затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание масляных выключателей.
Так в соответсвии с нормами времени на ремонт основного и вспомогательного энергетического оборудования УН 20 «Капитальный ремонт и техническое обслуживание оборудования подстанций напряжением 35-750 кВ»
для экономического обоснования мероприятия рассчитаем затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживания масляных выключателей.
Настоящие нормы времени предназначены для применения в объединениях и организациях концерна «Белэнерго» при проведении ремонтных работ основного и вспомогательного энергетического оборудования и определении их стоимости на основе калькуляции.
В соответсвии с Технологическим кодексом практики (ТКП) в зависимости от технического состояния и износа оборудования предусматривается производство ремонтных работ по I II III группам сложности. I группа сложности соответствует проведению капитального ремонта оборудования II группа сложности - среднего ремонта III группа сложности - текущего ремонта (технического обслуживания).
Так как эксплуатация предлагаемые к замене вакуумные выключатели не требуют обслуживания в процессе эксплуатации и необходимости проведения среднего и капитального ремонта в течение всего срока службы то расчет выполним для I группы сложности ремонтных работ которая соответствует проведению капитального ремонта оборудования включающего в себя все виды ремонтных работ.
I Группа сложности ремонта: Подготовка к ремонту. Расшиновка выключателя. Внешний осмотр выключателя выявление дефектов. Измерение переходного сопротивления контактов. Слив масла. Ремонт маслоуказателя маслоспускных пробок. Проверка состояния и устранение дефектов изолирующих штанг и междуфазных перегородок. Разборка выключателя и полюсов выключателя. Проверка состояния и устранение дефектов изолирующих цилиндров. Проверка состояния и устранение дефектов траверс. Ремонт дугогасительных камер. Ремонт подвижных и неподвижных контактов. Осмотр и очистка переходных изоляторов замена дефектных. Ремонт маслоотделителей и газоотвода. Проверка состояния и устранение дефектов рамы и заземления выключателя. Ремонт приводного механизма. Ремонт привода. Смазка. Сборка полюсов выключателя. Сборка выключателя. Регулировка выключателя. Заливка маслом. Контрольная проверка крепления выключателя привода к опорной конструкции. Измерение скоростных характеристик. Ошиновка. Опробование выключателя и привода на надёжное включение и отключение. Проверка напряжения срабатывания электромагнитов управления и правильности регулировки блокконтактов привода. Покраска выключателя. Сдача выключателя после ремонта.
В состав ремонтной бригады входят 3 слесаря:
слесарь 5 разряда тарифный коэффициент по ЕТС 173;
слесарь 4 разряда тарифный коэффициент по ЕТ С 157;
слесарь 3 разряда тарифный коэффициент по ЕТС 135.
Шифр норм времени и укрупненная норма времени выполняемой ремонтной работы энергооборудования представлены в таблице 7.4.
Таблица 7.4 - Шифр и укрупненная норма времени выполняемой ремонтной работы энергооборудования
Группа сложности ремонта
Укрупнённая норма времени чел.-час
Ремонт ВМП-10; ВМПП-10
Расчет затрат на материалы для выполнения ремонтных работ представим в таблице 7.5.
Таблица 7.5 -Затраты на материалы
Норма расхода материала по типовой номенклатуре работ
Цена ед. материала без НДС руб.
Лакокрасочные материалы
Резинотехнические изделия
Резина маслостойкая марки УМ
Спирт этиловый технический
Масло трансформаторное
Транспортные расходы (5%)
Далее выполним расчет стоимости 1 нормо-часа ремонтных работ по форме таблицы 7.6 и расчет стоимости единицы работы по форме таблицы 7.7.
Расчеты выполним с учетом количества выключателей подлежащих замене. Количество заменяемых выключателей - 2.
Таблица 7.6 -Расчет стоимости 1 нормо-часа ремонтных работ
Норма времени (трудоемкость)
Тар. ставка 1 разряда (по месту работы)
Разряд работ (средний)
Тарифный коэффициент
по ЕТС: 3р-135; 4р-157; 5-173;
= (1351+1571+1731)3=155
Коэфф. техн. видов работ
Контрактный коэффициент
Норм. тек. премирования
Норм. надбав. за выслугу лет
Заработная плата основная
ЗПосн. = 2055300 (1+03+0125) =
Расчетная норма времени
(производственный календарь на 2013 год)
Стоимость 1 н-час тыс. руб.
Сн.ч.= 29288031673= 17506
Таблица 7.7 Расчет стоимости ремонтных работ
Наименование статей затрат
Заработная плата основная
Заработная плата дополнительная по нормативу
Отчисления на соц. нужды всего:
(994340+119320) 34100 = 378644
-обяз. стр. несч. случаев
(994340+119320) 063100= 7016
Накладные расходы по нормативу 50%от ЗПосн.
Затраты на материалы
15965 (расчет табл. 9.5)
Отчисления в инновационные фонды
5 (994340+119320+385660+
+497170+7715965)100 =24281
Полная себестоимость
4340+119320+385660+497170+
+7715965+24281=9736736
Прибыль по нормативу
Цена ремонта без НДС
36736 +2434184= 12170920
Сумма налога на добавленную стоимость
170920 020 = 2434184
Цена ремонта с НДС тыс. руб.
170920+ 2434184 = 14605104
Таким образом стоимость ремонтных работ без НДС составляет 12170920 тыс. рублей сумма НДС составляет 2434184 стоимость ремонтных работ с НДС составляет 14605104 тыс. рублей.
Так как ремонт силового оборудования ПС «Мозырь-330кВ» выполняется собственными силами а не сторонней организацией то годовая экономия на РЭО будет определяться полной себестоимостью ремонтных работ и составит:
ИРЭО = 9736736 тыс. рублей в год (расчет табл. 7.7)
Для оценки эффективности предлагаемого к реализации мероприятия по замене масляных выключателей на вакуумные рассчитаем срок окупаемости единовременных капитальных вложений по формуле:
Ток = КОТМ (ИРЭО+Агод)
где КОТМ – единовременные капитальные вложения в ОТМ тыс. рублей;
ИРЭО – годовая экономия на РЭО тыс. рублей в год.
Агод – ежегодные амортизационные отчисления тыс. руб.
Капитальные вложения в ОТМ рассчитаем используя формулу 7.1.
Стоимость оборудования с учетом количества составляет 43694000 тыс. рублей (ООО "Комплект Энерго" (b2b-tele.com)) тогда величина единовременных капитальных вложений по укрупненным показателям составит:
КОТМ = 43694000 112 130 = 63618464 тыс. рублей
Тогда срок окупаемости мероприятия по замене масляных выключателей на вакуумные составит:
Ток = 63618464(9736736+63618464 125)= 518 года
Таким образом можно сделать вывод что предлагаемое мероприятие по замене масляных выключателей вакуумными является экономически обоснованным так окупается за 518 года.
Используя динамические методы оценки эффективности инвестиционных проектов рассчитаем показатели характеризующие эффективность предлагаемого мероприятия по энергосбережению. Расчет величины чистой дисконтированной стоимости проекта представим в таблице 7.7.
При ставке дисконта r = 12% (норматив рентабельности по отрасли энергетика) финансирование осуществляется за счет собственных средств финансирования для первого года жизни проекта получим следующие расчетные данные:
Коэффициент дисконтирования определяется по формуле:
где: - норма дисконта;
t – год реализации проекта.
Кdt = = 0893; далее расчет по годам реализации проекта выполняется аналогичным образом результаты представлены в таблице 7.7.
Накопленная величина дисконтированных доходов определяется по формуле:
где: Рк – ежегодный результат от реализации мероприятия по энергосбережению тыс. руб.
- срок жизни проекта (горизонт расчета) лет.
PV1 = 12281475 0893 = 10965602 тыс. руб.;
Чистая дисконтированная стоимость определяется по формуле:
где CI – капитальные вложения в мероприятие по энергосбережению тыс.руб.
PV – текущая стоимость денежных потоков на протяжении жизненного цикла инвестиционного проекта тыс. руб.;
NPV1 = -63618464 + 10965602 = -52652862 тыс. руб.
Далее расчет по годам реализации инвестиционного проекта выполняется аналогичным образом результаты расчетов представлены в таблице 7.8.
Таблица 7.8-Величина накопленного NPV при ставке дисконта r = 7%
Капиталовложения в ОТМ (CI) тыс. р.
Экономия (Pt) тыс.р.
Дисконтный множитель (Kdt)
Дисконтированный поток наличности (PVt) тыс. р.
Накопленная величина NPVt тыс. р.
В результате проведенных расчетов в таблице 7.8 видно что величина накопленной чистой дисконтированной стоимости составляет 5774606 тыс. рублей за весь срок жизни проекта что является положительной величиной и характеризует предлагаемое к реализации мероприятие как эффективное.
Далее выполним расчет динамического срока окупаемости проекта по формуле:
где: NPVt и NPVt+1 чистая дисконтированная стоимость в году t и t+1 реализации инвестиционного проекта тыс. руб.
Графически динамический срок окупаемости представлен на рис. 7.1.
Рисунок 7.1-Финансовый профиль проекта
Срок окупаемости предлагаемого к реализации мероприятия с учетом фактора времени составляет 858 года.
Определим индекс доходности проекта по формуле:
Индекс доходности больше единицы проект на заданных условиях финансирования является эффективным.
В результате проведенных расчетов по динамическим методам оценки эффективности инвестиционных проектов величина наколенной чистой дисконтированной стоимости составляет 5774606 тыс. рублей динамический срок окупаемости составляет 858 года индекс доходности составляет 109 проект является эффективным и может быть реализован.
3 Экономическое обоснование реконструкция системы
наружного электроосвещения в ОРУ ПС «Мозырь-330»
Сметную стоимость на выполнение работ по реконструкции системы наружного электроосвещения ОРУ подстанции определяем в ценах 2006 года с использованием РСН с пересчетом в текущие цены используя индексы изменения стоимости монтажных работ. Электрическое освещение помещения ОРУ подстанции как отмечалось ранее выполнено светильниками с лапами накаливания. Светильники имеют износ более 90%. Предлагается произвести замену устаревших светильников с лампами накаливания мощностью 1500Вт на современные прожектора типа ИО 04-1000-001 с современными энергосберегающими лампами мощностью 1000Вт и ЭПРУ количество ламп в светильнике – 1.
Расчет стоимости оборудования к монтажу и сметная стоимость монтажных работ по реконструкции системы наружного электроосвещения ОРУ подстанции представлены в таблицах 7.9 7.10 и 7.11.
Таблица 7.9 -Стоимость оборудования для реконструкции системы наружного электроосвещения ОРУ ПС (в текущих ценах)
Общая стоимость руб.
Примечание (обоснование)
Сметная стоимость монтажных работ в базисных ценах 2006 года составит:
ПЗ = 77689+59074+45111=181874 руб.
НР = (77689+21514)123 = 122019руб.
ПН = (77689+21514)0963=95532 руб.
КСМР2006= 181874+122019+95532=399425 руб.
Таблица 7.10- Сметная стоимость монтажных работ реконструкции системы наружного освещения ОРУ ПС в текущих ценах
Сметная стоимость реконструкции системы наружного электроосвещения ОРУ подстанции «Мозырь-330» включая стоимость оборудования в текущих ценах составит:
Косвещ.2012 = 5613300+3855118=9468418 рублей.
Таблица 7.11 Сметная стоимость монтажных работ реконструкции системы наружного освещения ОРУ в ценах 2006 года
Совершенствование системы электроосвещения
Демонтаж прожекторов с лампами накаливания
ИО 04-1000-001 с ПРА
Накладные расходы (1230%)
Плановые накопления (963%)
За стаж работы (20%)
Перевод на контракт (25%)
Премия за производственные результаты (30%)
Премия за производственные результаты (106%)
Соц. страхование (34%)
Обязат. страх.отнесч. случаев (063%)
Прочие расходы всего:
Резерв непредвиденные затраты (3%)
Годовая экономия электроэнергии в связи с реконструкцией системы общего освещения ОРУ подстанции «Славгород» определяется по формуле:
W = (Рл.1 псв1. – Рл.2 псв.2) То Кс
где: Рл.1 и Рл.2 – мощность ламп светильников до и после реконструкции Вт;
псв1и псв.2 – количество светильников до и после реконструкции штук
То – время использования осветительной нагрузки час в год;
Кс – коэффициент спроса
W = (11500 10 - 11000 10) 4380 095 = 20805 кВтчас в год
В топливном эквиваленте годовая экономия энергоресурсов составит:
где bw- коэффициент топливного эквивалента.
В = 20805 028 = 058 тут в год
Годовая экономия электроэнергии в стоимостном выражении составит:
где: Тw– средний тариф оплаты за электропотребление по освещению руб.кВтчас
Средний тариф оплаты за электропотребление по освещению определяется по формуле:
Тwср. = Тб (011+089 Ктек. Кбаз.)
где: Тб – базовый тариф оплаты электроэнергии руб.кВтчас;
Ктек.- текущий курс доллара на момент расчета руб.
Кбаз. – базовый курс доллара на момент установления тарифа руб.
Тwср. = 7706 (011+089 86705107)= 12491 руб.
Иw= 20805 12491 = 2598722 рублей в год
Срок окупаемости единовременных капитальных вложений в мероприятие по энергосбережению определяем по формуле:
Ток = КОТМ (Иw + Агод.)
где КОТМ – единовременные капитальные вложения руб.;
Агод. – сумма годовых амортизационных отчислений руб.
Ток = 9468418(2598722+ 9468418 15) = 21 года
В данном случае можно сказать что предлагаемое к реализации мероприятие по реконструкции системы уличного освещения ОРУ ПС «Мозырь-330» будет экономически выгодным так как окупится через 21 года.
По проведенным расчетам в разделе 7 дипломного проекта составляем таблицу технико-экономических показателей.
4 Технико-экономические показатели проекта
На основании проведенных расчетов составляем итоговую таблицу технико-экономических показателей табл. 7.12.
Таблица 7.12 Технико-экономические показатели проекта
Количество и марка трансформаторов
хАТДЦТН-20000033011010
Установленная мощность
Время работы трансформаторов в году
Коэффициент загрузки трансформаторов
Реконструкция ПС «Мозырь-330кВ»
Сметная стоимость монтажных работ реконструкции подстанции в базисных ценах 2006 года
-в текущих ценах 2012 года
Ожидаемый результат ОТМ
Капиталовложения в ОТМ
Чистая дисконтированная стоимость
Реконструкция внешнего электроосвещения ОРУ ПС «Мозырь-330кВ»
Сметная стоимость реконструкции системы электроосвещения в базисных ценах 2006 года в том числе:
-в текущих ценах 2012 в том числе:
Годовая экономия электроэнергии
В заключение данного раздела можно сказать что мероприятия по реконструкции подстанции являются обоснованными и экономически выгодными так как позволяют ежегодно экономить на ремонтно-эксплуатационном обслуживании: ИРЭО =9736736 тыс. рублей в год.
Срок окупаемости мероприятия по замене масляных выключателей на вакуумные составит 518 года в том числе динамический срок окупаемости составит 858 года величина накопленного чистого дисконтированного дохода составит 5774606 рублей индекс доходности 109.
Реконструкция системы внешнего освещения ОРУ ПС «Мозырь -330» позволяет ежегодно экономить:
W = 20805 кВт час в год что в топливном эквиваленте составляет:
Предлагаемое к реализации мероприятие окупается за 21 года.

Раздел 5.doc

5 ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ 33011010 кВ «МОЗЫРЬ-330»
Обоснование главной схемы электрических соединений
Схема открытого распределительного устройства (ОРУ) 330кВ остается без изменения - трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя. Согласно перспективному плану развития сетей 110кВ планируется подключение еще трех линий электропередач 110 кВ «Моисеевка» «Дрозды» «Защебье». Поэтому схема ОРУ 110 кВ изменяется на двойную секционированную систему шин с обходной т. к в ОРУ 110 более 15 присоединений. Трансформаторы собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 присоединяются на разные секции шин 10 кВ которые запитываются с выводов 10 кВ силовых автотрансформаторов. Секции шин соединяются между собой секционным выключателем с возможностью резерва от КРУН-10 кВ поключенного к трансформатору Т-1.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:
– надежное отключение любых токов;
– быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
– пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;
– возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше.
Высоковольтные выключатели выбираются по следующим параметрам [2]:
по напряжению установки:
по длительному току:
по отключающей способности.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:
где номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;
нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.
На электродинамическую стойкость выключатель выбирается по предельным сквозным токам короткого замыкания:
Iдин – действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:
где ток термической стойкости (среднеквадратичное значение тока за время его протекания) кА;
длительность протекания тока термической стойкости с;
тепловой импульс тока короткого замыкания определяется по формуле:
где время отключения выключателя с;
постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания с.
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.
Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки поэтому к ним предъявляют следующие требования [2]:
– создание видимого разрыва в воздухе электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;
– электрическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;
– исключение самопроизвольных отключений;
– четкое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение снег ветер).
Выбор разъединителей производится по напряжению установки длительному току термической и электродинамической стойкости по аналогии с выключателями.
Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц для соответствующих мест установки.
К установке примем современные элегазовые и вакуумные выключатели.
На стороне 330 кВ по[8] выбираем элегазовые выключатели ЗАP2-362 производства «Siemens» и разъединители РНДЗ1-3303200 У1.
Таблица 5.1- Результаты проверки выключателей на стороне 330 кВ
Проверка на отключающую способность
а) периодическая составляющая
б) апериодическая составляющая
Продолжение таблицы 5.1
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость
Таблица 5.2 - Результаты проверки разъединителей на стороне 330 кВ
На стороне 110 кВ по [8]выбираем элегазовые выключатели 3APIDT-145 производства «Siemens» и разъединители РНДЗ2-1102000 У1
Таблица 5.3- Результаты проверки выключателей на стороне 110 кВ
Таблица 5.4 Результаты проверки разъединителей на стороне 110 кВ в цепи силовых трансформаторов и отходящих линий
Продолжение таблицы 5.4
Распределительное устройство 10кВ
Так как нагрузка распределяется между двумя системами шин то в качестве номинальной мощности будем использовать половину нагрузки на 10 кВ.
На ввода ТСН №№12 10 кВ предполагается замена выкатных элементов КРУ выполненного шкафами К-37 на более новые и совершенные элементы выполненные шкафами К-59 с вакуумными выключателями серии BBTEL фирмы «Таврида электрик».
Таблица 5.5- Результаты проверки выключателей на стороне 10 кВ
Продолжение таблицы 5.5
Производить выбор выключателей для остальных ячеек не имеет смысла поскольку наименьший номинальный ток на который рассчитаны выключатели для ячеек равен 630 А а секционная и линейные ячейки будут иметь меньший расчётный ток чем вводная. Можно заранее определить что для всех отходящих линий необходимо применять выключатели ВВTEL-10-630-125 У2.
Защиту оборудования подстанции от перенапряжений осуществим ограничителями перенапряжений (ОПН). ОПН размещаются в РУ на сборных шинах и присоединяются к ним совместно с ТН через общий разъединитель.
Для защиты от атмосферных и коммутационных установим ограничители перенапряжений (по [1]):
ОПН-10 У3- для цепей 10 кВ.
Для защиты трансформаторов напряжения на КРУ применяются плавкие предохранители типа ПКТ-10.
На отходящих линиях электропередач устанавливаем аппараты высокочастотной обработки (конденсаторы связи фильтры присоединения и заградители) отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет последний от высокого напряжения промышленной частоты линии.
Фильтр присоединения согласовывает входное сопротивление высокочастотного кабеля с входным сопротивлением линии и соединяет конденсатор связи с землей образуя таким образом замкнутый контур для токов высокой частоты.
Заградитель преграждает выход токов высокой частоты за пределы линии.
Основное электрическое оборудование подстанции (трансформаторы) и аппараты в этих цепях (выключатели разъединители и др.) соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрических установок. В распределительных устройствах 35 кВ и выше применяются гибкие шины выполненные проводами АС. Гибкие токопроводы выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Сборные шины ОРУ 330 кВ и ОРУ 110 кВ не выбираем так как замена шин не производится.
Во избежание провисания проводов выбираем опорный стержневой изолятор С4-450 I УХЛ Т1 Fразр=4 кН высота изолятора Низ=1200 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила действующая на изгиб по [3].
где — пролет между изоляторами;
— расстояние между фазами.
Н что меньше чем Н значит С4-450 I УХЛ проходит по механической прочности.
Выберем плоские шины для КРУ-10 кВ .
Выбираем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке равной току наиболее мощного присоединения
По [2] выбираем прямоугольные однополосные шины алюминиевого сплава АД31Т1 с размерами 50×5 мм допустимым длительным током
Проверка шин на термическую стойкость:
где коэффициент зависящий от материала проводника принимается по табл. 3.14 [2].
что меньше выбранного сечения значит выбранные шины термически стойкие.
Проверка шин на электродинамическую стойкость:
J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы при расположении плашмя см4 .
где q – поперечное сечение шины см2 ;
Рассчитанная собственная частота колебания меньше 30Гц значит механического резонанса не возникнет.
Механический расчет шин.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании равно:
где =1 — коэффициент формы.
Момент сопротивления равен:
Напряжение в материале шины равно:
Так как для выбранных шин (796 ≤90) то они являются механически прочными.
Выбор изоляторов. Выбираем опорные изоляторы ИО-10-375 У3 Fразр=375 кН высота изолятора Низ=120 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила действующая на изгиб по формуле (5.8):
Н что меньше чем Н значит изолятор ИО-10-375 У3 проходит по механической прочности.
Выбираем проходной изолятор ИП-10630-750 У. кВ А что больше А Fразр=750 даН.
Проверяем изолятор на механическую прочность:
что меньше чем Н значит изолятор ИП-10630-750 У проходит по механической прочности.
Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ) блочном щите управления (БЩУ) и центральном щите управления (ЦЩУ).
Перечислим основные приборы рекомендуемые установки на подстанции.
Автотрансформатор связи с энергосистемой или РУ разных напряжений:
– сторона среднего напряжения – амперметр ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой счетчики активной и реактивной энергии;
– сторона низшего напряжения – то же;
– сторона высшего напряжения – амперметр.
Линии 10 кВ к потребителям – амперметр расчетные счетчики активной и реактивной энергии.
Линия 330 кВ – амперметр в каждой фазе ваттметр варметр с двусторонней шкалой осциллограф фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ датчики активной и реактивной энергии.
Линия 110 кВ – амперметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ счетчики активной и реактивной энергии.
Трансформатор собственных нужд. На одну секцию – со стороны питания: амперметр ваттметр счетчик активной энергии.
Сборные шины 110 кВ. На каждой секции или системе шин - вольтметр для измерения междуфазного напряжения; вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений; приборы синхронизации (два вольтметра два частотомера синхроноскоп).
Шиносоединительный и секционный выключатель – амперметр.
Обходной выключатель – амперметр ваттметр и варметр с двусторонней шкалой счетчики расчетные и фиксирующий прибор.
К установке на подстанции принимаем следующие типы приборов по [4]:
Таблица 5.6 – Приборы установленные на подстанции
Датчик активной мощности
Датчик реактивной мощности
Продолжение таблицы 5.6
Регистрирующий амперметр
Регистрирующий вольтметр
Регистрирующий ваттметр
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Выбор измерительных трансформаторов тока.
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.
Выбор измерительных трансформаторов тока для присоединения контрольно-измерительных приборов и реле производится по следующим условиям [1]:
)по напряжению установки:
)по номинальному току первичной цепи:
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности;
)по электродинамической стойкости:
где – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
– номинальный первичный ток трансформатора тока;
– ударный ток КЗ по расчету;
– ток электродинамической стойкости по каталогу.
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.
)по термической стойкости:
где – тепловой импульс по расчету;
– кратность термической стойкости по каталогу;
– время термической стойкости по каталогу;
– ток термической стойкости.
)по вторичной нагрузке:
где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Результаты выбора (по [7]) сведены в таблицу 2.4.
Таблица 5.7 – Результаты выбора трансформаторов тока
Расчетные данные цепи
Bт=682×3=13872 кА2с.
В нагрузочной цепи от КРУ 10 кВ
Продлжение таблицы 5.7
Вт=(25·07)2×3=913кА2×с
Вт=(25·2)2×3=7500кА2×с
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения для присоединения контрольно-измерительных приборов и реле производится по следующим условиям [1]:
) по напряжению установки:
) по вторичной нагрузке:
где - номинальная мощность в выбранном классе точности;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения В·А.
Для упрощения расчетов нагрузку приборов. можно не разделять по фазам тогда:
По [4] выбираем трансформатор напряжения: НАМИ-10-95.
Выясним нагрузку на трансформаторе напряжения.
Таблица 5.7 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
мощность одной катушки В·А
Полную мощность определим по формуле:
Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счетчиков
Следовательно трансформатор напряжения обеспечит необходимый класс точности 05.
Остальные трансформаторы напряжения (таблица 5.9) выбираются аналогично.
Таблица 5.9 – Трансформаторы напряжения
Тип трансформатора напряжения
Выбор трансформаторов собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они питаются от сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа оборудования. Состав потребителей собственных нужд проектируемой подстанции приведён в табл. 5.9 5.10.
Таблица 5.10 - Таблица собственных нужд подстанции подключенных к ТСН-1 ТСН-2
Подогрев выключателей 330 кВ
Подогрев выключателей 110 кВ
Подогрев шкафов КРУН-10
Освещение и вентиляция
Продолжение таблицы 5.10
Отопление освещение вентиляция щита управления
Охлаждение трансформаторов
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:
где КС - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновремен- ности и загрузки принимается равным 08 [3].
Мощность трансформаторов собственных нужд на подстанции определяется по выражению
где Кс – коэффициент допустимой аварийной перегрузки принимаем Кс=14 [3].
Определяем мощность трансформатора собственных нужд:
По [9] выбираем два трансформатора типа ТМ-63010. При отключении одного трансформатора второй будет перегружен на 297 % что допустимо.
Таблица 5.10- Таблица собственных нужд подстанции подключенных ТСН-3
Охлаждение трансформатора
По [9] выбираем три трансформатора типа ТМ-4010. При отключении одного трансформатора второй будет перегружен на 285 % что допустимо.
Выбор кабелей для питания ТСН
- по напряжению установки Uуст ≤Uном;
- по экономической плотности тока qэк = Iнормjэк;
-по допустимому току Imax ≤Iдоп
где Iдоп - длительно допустимый ток с учетом поправок на число рядом проложенных в земле кабелей (К1) и вид почвы (К2). Принимаем нормальные условия.
Iдоп=К1К2Iдоп.табл (5.40)
Выбранные кабели проверяются на термическую стойкость по условию:
где Вк - импульс квадратичного тока короткого замыкания находится по выражению (5.7) кА2·с;
С - функция значения которой приведены в таблице 3-13[3] А·с12мм2.
Выберем кабель питающих ТСН
Нагрузка ТСН: Sрасч= 6564кВА
По формуле (5.2) найдём ток нормального режима:
Определение экономического сечения кабеля производим по формуле (5.3) по таблице 7.1[1] определяем экономическую плотность тока jэ=12Амм2:
Выбираем стандартное сечение: Sст =16мм2 с Iдоп = 60А.
Проверяем выбранное сечение на термическую прочность по формуле (5.14):
Увеличиваем сечение выбираем стандартное : Sст = 25мм2 с Iдоп =120А.
Проверим с учетом прокладки в земле по формуле (5.40):
I’доп = 120×1×1 =120А
Ток аварийного режима: Imax = 2×Iнорм = 2×157 =314А
Imax =314А I’доп.=120А
Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит следовательно окончательно выбираем кабель марки: ААВВГ-325.
Выбор предохранителей
Для защиты ТСН-3 используем предохранители. Выбор предохранителей производится:
- по току Iнорм. ≤ Iном. Ima
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения Ino Iоткл.ном
где Iоткл.ном. - отключаемый ток.
Расчетная мощность потребителей собственных нужд:
Напряжение предохранителя: U = 10 кВ.
Выбираем предохранитель типа ПК10-30.
Ino =913кА Iоткл = 20кА.
Следовательно выбранный предохранитель соответствует условиям выбора.
В данном разделе был произведён выбор коммутационного измерительного и силового оборудования подстанции.