Реферат: Проектирование систем электроснабжения подстанции Тагарская РЭС1

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РФ

АГЕНСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И ОБРАЗОВАНИЯ

ФГОУ ВПО

«КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

Курсовой проект

По дисциплине: Проектирование систем электроснабжения.

Выполнил: студент группы ЭТ-61

Полесовой И.П.

Проверил: преподаватель

Завей – Борода В.Р.

КРАСНОЯРСК 2006

Содержание cтр.

Введение 3

1 Характеристика предприятия электрических сетей и проектируемой подстанции 4

2 Обоснование реконструкции трансформаторной подстанции

"Тагарская" 5

3 Расчет электрических нагрузок 9

3.1 Определение электрических нагрузок 9

3.2 Суммарная нагрузка линий на шинах 10 кВ 22

3.3 Расчет нагрузок для реконструируемого участка сети 23

4 Выбор числа мощности и типа трансформатора 24

5 Определение потерь напряжения 25

5.1 Определение допустимых потерь напряжения 25

5.2 Расчет потерь напряжения 25

6 Выбор высоковольтного оборудования 29

6.1 Выбор выключателей 110 кВ 29

6.2 Выбор разъединителей 110 кВ наружной установки 30

6.3 Выбор выключателей 10 кВ 31

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 31

6.5 Выбор ограничителей перенапряжения 32

7 Мероприятия по технике безопасности 34

7.1 Нормы пожарной безопасности 34

7.2Разработка мер безопасности и охраны труда подстанции «Тагарская» 110/10 кВ 34

Заключение 37

Литература 38

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии - основа устойчивого функционирования и развития всех отраслей промышленности и сельского хозяйства страны и комфортного быта населения.

Развитие районных электростанций, объединение их в энергетические системы создают благоприятные условия для электрификации всех отраслей промышленности и сельского хозяйства. В настоящее время сельское хозяйство получает электроэнергию в основном от энергетических систем. Воздушными линиями охвачены почти все населенные пункты.

В увеличении производства продукции наряду со строительством новых предприятий важное место принадлежит совершенствованию действующих основных производственных фондов с учётом применения новой техники и технологии [ 4 ].

Реконструкция действующих трансформаторных подстанций обусловлена следующими причинами:

1 Физический износ основных фондов требует их периодической замены, проведения текущих и капитальных ремонтов. В большей степени изнашиваются активные фонды (оборудование за 5…7 лет), медленнее – пассивные (здания за 30…50 лет). Поэтому заменять изношенные средства механизации и оборудования и проводить другие реконструктивные мероприятия необходимо 5…8 раз в пределах срока службы предприятия.

2 Развитие научно технического прогресса вызывает необходимость замены оборудования вследствие морального износа на более совершенное.

3 Увеличение потребности в электроэнергии.

4 Рост требований к качеству электроэнергии.

Электрификация сельского хозяйства (его производства) является одним из факторов аграрного развития на современном этапе. Электрооборудование и автоматизация производственных процессов позволяет высвободить большое число работников, занятых в сельском хозяйстве, при одновременном повышении качества продукции, экономичности, надёжности и бесперебойности работы агрегатов и установок.

В курсовом проекте рассмотрен участок РЭС-1 Минусинских электрических сетей.

Электрические нагрузки - постоянно меняющаяся величина: в настоящее время подключаются новые потребители, постепенно растет нагрузка на вводе в дома, так как увеличивается насыщение бытовыми приборами, в то же время прекращают свое существование крупные животноводческие комплексы, уступая место мелким фермам, и так далее. При увеличении нагрузки пропускная способность электрических сетей становится недостаточной и появляется необходимость в их реконструкции. При изменении нагрузки изменяется режим напряжения в сети, загрузка силового оборудования, изменяются потери электроэнергии.

Целью курсового проекта является проведение реконструкции подстанции «Тагарская» РЭС1 Минусинских электрических сетей.

1 Характеристика предприятия Минусинских электрических сетей и проектируемой подстанции.

Подстанция «Тагарская» 110/10 кВ находится на балансе ОАО “Красноярскэнерго” филиал Минусинские электрические сети. Данное предприятие обслуживает электрические сети семи административных районов юга Красноярского края: Минусинского, Шушенского, Ермаковского, Каратузского, Курагинского, Краснотуранского и Идринского. На 1 января 2005 г. на балансе предприятия было 46 понизительных подстанций, с установленной мощностью 919600 кВ·А.

Трансформаторная подстанция «Тагарская» 110/10кВ. расположена на территории г.Минусинска Красноярского края и подключена двух цепной линией ВЛ 110 кВ. с проводом марки АС – 120 длиной 3 км. к шинам 110 кВ. ПС "Минусинская опорная" 220/110 кВ.

Рассматриваемая подстанция расположена в южной части г.Минусинска и предназначена для электроснабжения части г.Минусинска, а также сельскохозяйственных и промышленных потребителей Минусинского района.

От подстанции «Тагарская» отходит одиннадцать воздушных линий 10 кВ. От 1Т питается:

фидер 2-05 с нагрузкой на шинах 10 кВ равной 2851 кВ∙А,

фидер 2-08 с нагрузкой 10556 кВ∙А,

фидер 2-09 с нагрузкой 6748 кВ∙А,

фидер 2-12 с нагрузкой 5865 кВ∙А,

фидер 2-13 с нагрузкой 2893 кВ∙А,

от 2Т питается:

фидер 2-16 с нагрузкой 10527 кВ∙А,

фидер 2-17 с нагрузкой 12781 кВ∙А,

фидер 2-18 с нагрузкой 5755 кВ∙А,

фидер 2-19 с нагрузкой 1252 кВ∙А,

фидер 2-24 с нагрузкой 5162 кВ∙А,

фидер 2-25 с нагрузкой 2593 кВ∙А

2 Обоснование реконструкции ПС «Тагарская» 110/10 кВ.

В связи с внедрением электроэнергии в технологические процессы сельскохозяйственного и промышленного производства для надежности электроснабжения в сельском хозяйстве, промышленности, а так же бытового потребителя в настоящее время предъявляются достаточно высокие требования.

Необходимость реконструкции подстанции «Тагарская»

110/10 кВ возникла в связи с тем, что в существующем электроснабжении сельскохозяйственных объектов имеются недостатки:

1) В настоящее время данная трансформаторная подстанция работает с перегрузкой. В таблицах 2.1 , 2.2 , 2.3 приведены суточные ведомости нагрузок за характерные зимние сутки 2003 , 2004 , 2005г.

Таблица 2.1 - Суточная ведомость нагрузок ПС «Тагарская» на 27.12.2003г.

Таблица 2.2 - Суточная ведомость нагрузок ПС «Тагарская» на 26.12.2004г.

Таблица 2.3 - Суточная ведомость нагрузок ПС «Тагарская» на 25.12.2005г.

Как видим из таблиц максимальная нагрузка на вводе трансформатора

2Т достигает 895А, т.е. загрузка трансформатора составляет:

895/I_н = 895 / 924 = 0,96

где I_н . - номинальный ток трансформатора:

I_н = 16000/(√3∙10) = 924 А

Это значение максимальной нагрузки при нормальном режиме работы, когда включены оба трансформатора. В случае отключения одного из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен:

К_загр. = ( 810+895 ) / 924 = 1,93

что превышает допустимую перегрузку трансформатора;

2) в г.Минусинске ведется активная застройка новых районов, что приводит к увеличению нагрузки существующей подстанции;

3) линии 10 кВ, отходящие от подстанции как показывает опыт эксплуатации перегружены ( фидера 2-08, 2-09, 2-16, 2-17), имеют значительную длину ( фидера 2-05, 2-08, 2-12, 2-16, 2-17, 2-18, 2-24 ) и как следствие низкое качество напряжения у потребителей;

4) на предприятии МЭС отсутствует 2 % запаса трансформаторного масла от залитого в оборудование;

5) устаревший тип и выработка ресурса трансформаторов(1982 года выпуска) серьезно может сказаться на надежности электроснабжении;

6) из-за загруженности подстанции бытовым потребителям не дается разрешение на трехфазное подключение и подключение электроотопления;

Из всего вышеуказанного видно, что существует необходимость реконструкции подстанции «Тагарская» 110 / 10 кВ.

Для проведения реконструкции необходимо выполнить расчет электрических нагрузок с учетом перспектив развития г.Минусинска.

3 Расчет электрических нагрузок

3.1 Определение электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По величине электрических нагрузок выбирают электрооборудование системы электроснабжения (силовые трансформаторы, коммуникационную аппаратуру, провода, кабели, аппаратуру измерений и защиты и др.). Определяют потери мощности, электроэнергии, напряжения. Поэтому от правильной оценки нагрузок электрических сетей зависит надежность и бесперебойность работы системы электроснабжения. Выполняем расчеты нагрузок по линиям трансформаторной подстанции, начиная с конца каждой линии. К линии подключены разнородные потребители, мощность которых отличается по величине, поэтому проводим суммирование нагрузок по формуле :

Р = Рб + ∆ Р ( 3.1 )

где Р – расчетная активная нагрузка , кВт;

Рб – большая из слагаемых нагрузок, кВт

∆Р – добавка от меньшей слагаемой нагрузок , кВт [ 19 ] .

Проведем расчет электрических нагрузок линии 10 кВ фидера 2 – 05, схема которого приведена на рисунке 3.1

1554

160 1632

160

17 24е9 21

6 А-35 16 63 ААШВ 3*70 0,14

1555 0,48

100 5 А-35 А-50 1200

15 1176 400

160 23 0,07 12 0,35 22

АС-50 3,5

24

1201 14 АС-35 1641 25 А-50 А-50 1631

100 0,85 4 100 0,1 11 0,08 630

АС-50 1

А-95 А-95 7 А-95 А-95 А-95

23

0 0,46 3 2,62 А-35 0,5 0,7 9 0,8 10 0,7 0,09

ААШВ

8 А-50 0,3 3*120

А-35 20

1548 18 0,25 1649 1175 13

63 19 1177 400 630+560

160

Рисунок 3.1 - Схема фидера 2-05

Р10-13 = 504 + в 448 = 504 + 356 =60 кВт

Р11-12 = 320 + в 128 + D128 = 320 + 96,5 + 96,5 = 513 кВт

Р10-11 = 513 + в 504 + в 80 = 976 кВт

Р9-10 = 976 + D860 = 976 + 704 = 1680 кВт

Р7-9 = 1680 + ∆ 320 = 1931 кВт

Р7-8 = 128 + ∆ 50,4 = 164,8 кВт

Р3-7 =1931 + ∆ 164,8 = 2058 кВт

Р5-6 = 128 + ∆ 50,4 = 164,8 кВт

Р4-5 = 164,8 +∆ 80 = 224,3 кВ

Р3-4 = 224,3 + ∆ 80 = 283,8 кВт

Р1-3 = 2058 + ∆ 283,8 = 2281 кВт

Расчет активных нагрузок для остальных линий производится аналогично.

Результаты расчетов вносятся в таблицу 3.1.

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей по участкам

S = P / cosφ кВт ( 3.2 )

где значение cosφ принят как для трансформаторных подстанций со смешанной нагрузкой равным 0,8 [ 10 ] ;

S – полная мощность на участке сети, кВ ·А;

Р – активная мощность на данном участке сети ,кВт.

S10-13 = 860 / 0,8 = 1075 кВ ·А

S11-12 = 513 / 0,8 = 641,25 кВ ·А

S10-11 = 976 / 0,8 = 1220 кВ ·А

S9-10 = 1680 / 0,8 = 2100 кВ ·А

S7-9 = 1931 / 0,8 = 2413,75 кВ·А

S7-8 = 164,8 / 0,8 = 206 кВ ·А

S3-7 = 2058 / 0,8 = 2572,5 кВ ·А

S5-6 = 164,8 / 0,8 = 206 кВ ·А

S4-5 = 224,3 / 0,8 = 280,375 кВ ·А

S3-4 = 283,8 / 0,8 = 354,75 кВ ·А

S1-3 = 2281 / 0,8 = 2851,25 кВ ·А

Расчет полных мощностей для остальных линий производится аналогично.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1.

Зная значения активной и полной мощностей определим реактивную мощность по формуле :

_______

Q = √ S² - P² ( 3.3 )

где S – берем из формулы ( 3.2 ) ;

P – берем из формулы ( 3.1 ) .

____________

Q_10-13 = √ 1075² - 860² = 645 квар

____________

Q_11-12 = √ 641,25² - 513² = 384,75 квар

____________

Q_10-11 = √ 1220² - 976² = 732 квар

______________

Q_9-10 = √ 2100² - 1680² = 1280 квар

_______________

Q_7-9 = √2413,75² - 1931² = 1448,25 квар

____________

Q_7-8 = √ 206² - 164,8² = 123,6 квар

_______________

Q_3-7 = √ 2572,5² - 2058² = 1543,5 квар

____________

Q_5-6 = √206² - 164,8² = 123,6 квар

________________

Q_4-5 = √ 280,375² - 224,3² = 168,2 квар

_______________

Q_3-4 = √ 354,75² - 283,2² = 213,6 квар

_______________

Q_1-3 = √ 2851,25² - 2281² = 1710,75 квар

Расчет реактивных мощностей для остальных линий производится аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Ток , протекающий по линиям , А определяется по формуле :

I = S / (√3∙U_н ) (3.4)

где Uн – номинальное напряжение данной линии, кВ ;

S – полная мощность линии или ее участка, кВ ·А ( 3. 2 ) .

I10-13 =1075 / (√3·10) = 62 А

I11-12 = 641,25 / (√3·10) = 37 А
I10-11 = 1220 / (√3·10) = 70,4 А

I9-10 = 2100 / (√3· 10) = 121,2 А

I7-9 = 2413 / (√3·10) = 139,5 А

I7-8 = 206 / (√3·10) = 11,8 А
I3-7 = 2572,5 / (√3·10) = 148,5 А
I5-6 = 206 / (√3·10) = 11,8 А
I4-5 = 280,375 / (√3·10) = 16,1 А
I3-4 = 354,75 / (√3·10) = 20,4 А
I1-3 = 2851,25 / (√3·10) = 164,6 А

Расчет токов по участкам других линий производится аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Аналогично проведены расчеты остальных фидеров, результаты расчетов приведены в таблицах 3.2 – 3.10.

Таблица 3.1- Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 05

Таблица 3.2 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 08

Продолжение таблицы 3.2

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 09

Таблица 3.4 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 12

Таблица 3.5 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 13

Таблица 3.6 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 16

Таблица 3.7 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 17

Продолжение таблицы 3.7

Таблица 3.8 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 18

Таблица 3.9 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 19

Таблица 3.10 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 24

Таблица 3.11 - Расчетные нагрузки линии 10 кВ фидера 2 – 25

3.2 Суммарная нагрузка линий на шинах 10 кВ

В таблице 3.12 указаны нагрузки головных участков каждого фидера и определена суммарная нагрузка на вводе каждого трансформатора. Суммарная нагрузка на шинах определялась по коэффициенту одновременности для сетей

10 кВ [ 10 ] .

Таблица 3.12 - Расчетные данные по линиям ПС «Тагарская»

Из расчетов видно , что нагрузка на шинах 10 кВ трансформатора 1Т

составляет 23130 кВ·А ,мощность на шинах 10 кВ трансформатора 2Т

составляет 30456 кВ·А. На подстанции установлено два трансформатора

мощностью по 16 000 кВ·А. Коэффициенты загрузки в нормальном режиме составляют: К_з = 23130 / 16000 = 1,44

К_з = 30456 / 16000 = 1,9

т.е. без учета перспективы развития г.Минусинска существующую схему участка сети РЭС – 1 Минусинских электрических сетей необходимо реконструировать.

Для реконструкции участка сети нами предлагается:

1 Из – за большой протяженности и загруженности сетей 10 кВ (см.таблицы 3.1 – 3.12) необходимо строительство дополнительной подстанции 110 / 10 кВ;

2 Необходима реконструкция подстанции 110 / 10 кВ «Тагарская»

4 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

В настоящее время на подстанции работает два трансформатора типа

ТМ – 110/10 кВ. Суммарная расчетная максимальная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции составляет 28355 кВ·А.

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа

ТДН – 25000 / 110.

Таблица 4.1 Силовые трансформаторы 110 / 10 кВ [ 19 ]

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:

К_з = ( S_расч / S_нтр ) · 100 % ( 4.1 )

S_расч - расчетная мощность подстанции, кВ·А

S_нтр – номинальная мощность трансформатора, кВ·А

К_з1 = ( 12576 / 25000 ) · 100 = 50,3 %

К_з2 = ( 15779 / 25000 ) · 100 = 63 %

Определим необходимую мощность трансформатора с учетом допустимой перегрузки на 40 % одного из трансформаторов при отключении другого

( 4.2 )

Оставшийся в работе трансформатор сможет выдержать всю нагрузку подстанции, и поэтому при выводе одного трансформатора все линии и потребители будут работать в нормальном режиме.

Принимаем к установке два трансформатора мощностью по 25000кВ∙А.

Далее определим потери напряжения в сети 10 кВ с учетом длин фидеров и подключенных нагрузок.

5 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и выходе элемента (в начале и в конце участка линии).

Расчет потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретно - отклонения напряжения от его номинального значения.

5.1 Определение допустимых потерь напряжения

Для определения допустимой потери напряжения в сети составим таблицу допустимых потерь напряжения

Таблица 5.1 - Определение допустимых потерь напряжения

V_{доп.10+0,4} = 10 + 5 – 4 + ( -5) = 16 %

V_доп.10 = 0,6 ∙ 16 = 9,6 %

5.2Определение потерь напряжения

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяется:

( 5.1 )

где ∆U – падение напряжения в линии или ее участке, В ;

Р – расчетная активная мощность участка сети, кВт ;

R - активное сопротивление участка сети, Ом;

Q – расчетная реактивная мощность участка сети , квар;

X - индуктивное сопротивление линии, Ом;

Uл – номинальное напряжение линии, кВ.

R_л = r₀ ∙ l ( 5.2 )

где r₀ – удельное активное сопротивление провода, в зависимости от марки и сечения провода Ом/км, выбираем из справочника [ 9 ];

l – длина данного участка линии, км.

X_л = x₀ · l ( 5.3 )

где x₀ – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км. Выбирается из справочника в зависимости от среднегеометрического расстояния между проводами [ 9 ].

На примере фидера 2 – 25 приводится расчет потерь напряжения в сети 10 кВ

∆U_17-18 = ( 128 · 0,83 · 0,07 + 96 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,98 В

∆U_17-19 = ( 256 · 0,83 · 0,07 + 192 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 1,96 В

∆U_15-17 = ( 352,5 · 0,412 · 0,35 + 263 · 0,341 · 0,35) / 10 = 8,22 В

∆U_15-16 = ( 50,4 · 0,83 · 0,07 + 37,8 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,38 В

∆U_11-15 = ( 389,5 · 0,412 · 0,14 + 291 · 0,341· 0,14 ) / 10 = 3,6 В

∆U_12-13 = ( 881 · 0,83 · 0,05 + 660 · 0,366 · 0,05 ) / 10 = 4,86 В

∆U_12-14 = ( 252 · 0,83 · 0,001 + 189 · 0,366 · 0,001 ) / 10 = 0,02 В

∆U_11-12 = ( 1077 · 0,83 · 0,15 + 807 · 0,366 · 0,15 ) / 10 = 17,8 В

∆U_5-11 = ((1384·0,412·0,49+1384·0,308·1)+(1038·0,341·0,49+1038·0,332·1 )) / 10 = 122 В

∆U_8-10 = (225 · 0,576 · 1,2 + 168 · 0,355 · 1,2 ) / 10 = 22,7 В

∆U_8-9 = ( 128 · 0,83 · 0,9 + 96 · 0,4 · 0,9 ) / 10 = 13 В

∆U_6-8 = ( 322 · 0,576 · 1,1+ 214 · 0,355 · 1,1) / 10 = 28,7 В

∆U_5-6 = ( 477 · 0,576 · 0,07 + 357 · 0,355 · 0,07 ) / 10 = 2,1 В

∆U_3-5 = ( 1764 · 0,308 · 0,5 + 1323 · 0,332 · 0,5 ) / 10 = 48,4 В

∆U_3-4 = ( 320 · 0,576 · 0,5 + 240 · 0,355 · 0,5 ) / 10 = 13,4 В

∆U_1-3 = (2015 · 0,308 · 0,21+ 1509 · 0,332 · 0,21 ) / 10 = 23,5 В

∆U_1-2 = ( 80 · 0,576 · 0,02 + 60 · 0,355 · 0,02 ) / 10 = 0,13 В

∆U_0-1 = ( 2074,5 · 0,308 · 0,97 + 1556 · 0,332 · 0,97 ) / 10 = 112 В

Определяем сумму потерь напряжения на всей линии

∑∆U_{л 2-25} = 0,98+1,96+8,22+0,38+3,6+4,86+0,02+17,8+122+22,7+13+28,7+

2,1+48,4+13,4+23,5+0,13+112 = 423,75 В

По абсолютному значению потерь напряжения из-за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения выражают в процентах от номинального напряжения

DU % = DU / Uном × 100 %; ( 5.4 )

где U – номинальное напряжение сети, В.

∆U % = ( 423,75 / 10 000 ) · 100 % = 4,23 %

Относительные потери напряжения считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях 10 кВ не превышают ΔU_доп .

Определение потерь напряжения остальных линий производится аналогично, для наглядности результаты расчетов сводятся в таблицу 6.1.

6 Выбор высоковольтного оборудования

6.1 Выбор выключателя 110 кВ

Выключатель - основной коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока в сетях аварийных (при к.з.), нормальных (при нагрузке и без нее) и ненормальных (при перегрузке) режимах. Наиболее тяжелый режим работы для выключателя - отключение токов к.з.

К выключателям предъявляют следующие требования:

-надежное отключение токов при значениях от десятков ампер до номинального тока отключения;

-длительная выдержка номинальных режимов по току и напряжению;

-устойчивость к термическому и динамическому воздействиям токов к.з.

-эффективное и быстрое гашение электрической дуги, возникающей при размыкании контактов;

-малое время отключения;

-пригодность для автоматического повторного включения;

-удобство при эксплуатации и перевозках;

-взрыво - и пожаробезопасность.

Для трансформаторной подстанции напряжением 110/10 кВ выбираем маломасляный выключатель марки ВМТ – 110.

Выбор выключателя установленного на головном участке линии 110 кВ приведен в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Выбор маломасляного выключателя ВМТ – 110

где В_к – тепловой импульс по расчету, кА² ·с;

I_t – предельный ток термической стойкости, кА;

t_t = t_п.в. + t_р.з. ( 7.1 )

t_п.в. – полное время отключения выключателя по каталогу ( время с момента подачи импульса на отключение до полного погашения дуги );

t_р.з. - время действия релейной защиты;

6.2 Выбор разъединителей 110 кВ наружной установки

Разъединители. Эти коммуникационные аппараты предназначены для включения и отключения цепи без тока или с небольшими токами, значения которых установлены нормативными документами. Разъединитель создает видимый разрыв цепи, что важно для обеспечения электробезопасности при ревизиях и ремонтных работах на электроустановках.

Разъединители не могут отключать токи нагрузки и тем более коротких замыканий, так как у них не предусмотрено никаких дугогасительных устройств. В случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному короткому замыканию и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Разъединитель размещают в непосредственной близости от выключателя, и перед его отключением цепь должна быть разомкнута выключателем.

Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) кроме создания видимого разрыва цепи разрешено использовать разъединители для отключения и включения нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при условии отсутствия в сети замыкания на землю; незначительного намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока воздушных и кабельных линий (холостого хода) и т.д.

От работы разъединителей зависит надежность работы всей электроустановки.

К разъединителям предъявляют следующие требования: создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению; электродинамическая и термическая стойкость при возникновении токов к.з.; исключение самопроизвольных отключений; четкое включение и отключение при плохих климатических условиях (обледенение, снег, ветер); механическая прочность. Разъединители бывают для внутренней и наружной установки; по числу полюсов - одно- и трехполюсные; по конструкции - рубящего, поворотного, катящегося и подвесного типов. По способу установки разъединители делят на вертикальные и с горизонтальным расположением ножей. Они могут быть с заземляющими ножами и без них.

Выбор разъединителя установленного на главном участке линии 110 кВ

РЛНДЗ-2-110/600 приведен в таблице 6.2

Таблица 6.2 - Выбор разъединителя линии 110 кВ

где В_к – тепловой импульс по расчету, кА² ·с;

I_t – предельный ток термической стойкости, кА;

t_t - длительность протекания предельного тока термической стойкости, с;

6.3 Выбор выключателей 10 кВ

В таблице 6.3 приведен выбор вакуумного выключателя в цепи отходящей линии 10 кВ.

Таблица 6.3 - Выбор вакуумного выключателя для отходящих линии 10 кВ

где В_к – тепловой импульс по расчету, кА² ·с;

I_t – предельный ток термической стойкости, кА;

t_t = t_п.в. + t_р.з.

t_п.в. – полное время отключения выключателя по каталогу ( время с момента подачи импульса на отключения до полного погасания дуги );

t_р.з. - время действия релейной защиты;

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

В установках высокого напряжения проводить измерения практически невозможно из-за трудности выполнения приборов на высокие напряжения и опасности, которой подвергается обслуживающий персонал.

Последовательные обмотки измерительных приборов, включенных непосредственно в контролируемую сеть высокого напряжения, испытывают не только нормальные, но и аварийные режимы работы. Поэтому приборы следовало бы рассчитывать с учетом термических и динамических воздействий токов. Кроме того, вряд ли удалось бы их разместить в одном месте на щите управления. При ревизии или ремонте приборов снижается надежность электроснабжения. Эти трудности устраняют применением измерительных трансформаторов тока и напряжения, у которых для обеспечения безопасности вторичную обмотку всегда заземляют.

На станциях и подстанциях измерительные аппараты, аппараты релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации включают через измерительные трансформаторы тока и напряжения. При использовании трансформаторов можно разделить первичные и вторичные цепи измерения и защиты, обеспечить безопасность измерений, удобство обслуживания и регулировки приборов, реле, стандартизировать их по току и напряжению, исключить протекание токов к.з. через последовательно включаемые обмотки приборов, реле, стандартизировать из по току и напряжению, исключить протекание токов к.з. через последовательно включаемые обмотки проборов и реле, снизить стоимость контрольной проводки за счет уменьшения ее сечения.

Трансформаторы тока и напряжения вносят в измерения определенную погрешность. Первичные обмотки трансформаторов тока и напряжения включаются соответственно в контролируемую цепь последовательно и параллельно.

Трансформатор тока работает при постоянной нагрузке во вторичной цепи и переменной величине тока в первичной обмотке, т.е. при переменном магнитном потоке. Нормальный режим его работы близок к условиям короткого замыкания, так как его вторичная обмотка замкнута на последовательно соединенные обмотки приборов, реле и других аппаратов с незначительными сопротивлениями. Трансформатор же напряжения, вторичная обмотка которого замкнута на значительные сопротивления параллельно подключенных обмоток измерительных приборов и реле, работает в условиях, близких к режиму холостого хода.

Трансформаторы тока предназначены для преобразования первичного тока до наиболее удобных для измерительных приборов и реле значений и отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Эти трансформаторы изготовляют для внутренней и наружной установки и на всю шкалу токов и напряжений. Трансформатор тока представляет собой замкнутый магнитопровод и две обмотки. Первичную обмотку включают последовательно в контролируемую цепь (цепь измеряемого тока). Ко вторичной обмотке присоединяют последовательно токовые обмотки приборов и реле, обтекаемые током.

В таблице 6.4 приведен выбор измерительных трансформаторов тока, устанавливаемых на стороне 10 кВ.

Таблица 6.4 - Выбор измерительных трансформаторов тока на отходящей линии 10 кВ

Вторичная нагрузка трансформаторов тока осталась без изменения

Трансформаторы напряжения на стороне 10 кВ проектируемой подстанции оставляем прежние, так как нагрузка во вторичных цепях осталась прежней, т.е. количество приборов не было изменено.

6.5 Выбор ограничителей перенапряжения.

Внедрение защитных аппаратов нового поколения сталкивается со значительными трудностями их правильного применения. В первую очередь это связано с недостаточностью нормативных документов, регламентирующих правильное применение ОПН в сетях 6 – 35 кВ. Перед энергетиками возникает две противоречащие друг другу задачи. С одной стороны глубоко ограничить перенапряжения, а с другой – обеспечить надежную работу самого аппарата. Если приоритет выбора параметров ОПН отдавать первой задаче, то снизится надежность работы ОПН. В обратном случае повышаются воздействия на изоляцию электрооборудования.

При выборе ОПН необходимо решить следующие задачи:

· ОПН должен ограничить коммутационные и грозовые перенапряжения до значений, при которых обеспечивается надежная работа изоляции защищаемых установок.

· ОПН должен работать, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии наибольших рабочих напряжений сети.

· ОПН должен быть взрывобезопасен при протекании токов КЗ в результате внутренних повреждений

· ОПН должен соответствовать механическим и климатическим условиям эксплуатации.

В сетях 6 – 35 кВ работающих с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостного тока на землю, наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение ОПН выбирается большим или равным наибольшему напряжению электрооборудования для данного класса напряжения по ГОСТ 1516.3 или наибольшему рабочему напряжению сети.

Uн.р.>Uн.р.об

Выбор ОПН по номинальному разрядному току производится в случае установки его для защиты от грозовых перенапряжений. Практически во всех случаях номинальный разрядный ток принимают равным 5 кА.

Таблица 6.5 - Выбор ограничителей перенапряжения ОПН 10/11,5

7 Мероприятия по технике безопасности

В своей практической деятельности персонал обслуживающий п/с «Тагарская» руководствуется ПТЭ, ПТБ, ППБ, ПУ и БЭП, ПУЭ, правилами, инструкциями, указаниями, распоряжениями Министерства энергетики России, РАО " ЕЭС России", рекомендациями ДГИЭС, циркулярами, распоряжениями и приказами ОАО " Красноярскэнерго", Минусинских электрических сетей а также законодательствами и иными нормативными правовыми актами по охране труда РФ, коллективным договором и соглашением по охране труда предприятия, нормативной документацией предприятия.

7.1 Нормы пожарной безопасности

Нормы первичных средств пожаротушения для энергетических предприятий РАО " ЕЭС России" [ 1 ]

Подстанции без обслуживающего персонала первичными средствами пожаротушения не обеспечиваются, кроме ящиков с песком у трансформаторов и баков масляных выключателей.

На автомобилях оперативно-выездной бригады ( ОВБ ) должно быть не менее четырех углекислотных или порошковых огнетушителей массой не менее 5кг каждый.

В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных пожарных машин монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а так же передвижных лабораторий. Габарит проезда должен быть не менее 4 м ширины и высоте.

7.2Разработка мер безопасности и охраны труда проектируемой подстанции «Тагарская» 110/10 кВ для оперативно выездной бригады.

1) Оперативно выездная бригада ( ОВБ ) является структурным подразделением РЭС-1 и призвана под руководством оперативно-диспетчерской службы МЭС осуществлять оперативное управление подстанциями «Тагарская»

2) До назначения на самостоятельную работу персонал ОВБ должен пройти подготовку, сдать экзамены квалификационной комиссии, после чего допускается к ответственному дублированию на рабочем месте сроком не более 2-х недель.

3) Квалификационная группа по ТБ у дежурного ОВБ должна быть не ниже IV

4) Персонал ОВБ в оперативном отношении подчиняется диспетчеру РЭС, а административно-техническому – начальнику Минусинской группы подстанций и старшему мастеру, начальнику РЭС-1 и старшему мастеру

5) Персонал ОВБ перемещается с подстанции на подстанцию на дежурной машине, которая снабжена радиостанцией и должна находиться под постоянным контролем дежурного диспетчера РЭС.

6) В случае длительной отлучке персонала ОВБ со своего рабочего места по заданию ДОДС и при необходимости выполнения работ на ПС «Тагарская», мастер или начальник группы подстанций может произвести оперативные переключения и допуск к работам вместо дежурного ОВБ.

7) В этом случае лицо, заменяющее дежурного ОВБ, обязано зарегистрировать в установленном порядке произведенные оперативные переключения и наряд, расписаться в наряде о разрешение на допуск к работе и сделать за своей подписью соответствующую запись в оперативном журнале ОВБ. В течение смены подменять дежурного ОВБ имеет право только одно лицо.

8) Персонал ОВБ работает по графику круглосуточно. Нарушения графика дежурств запрещается. В исключительных случаях, с разрешения начальника

РЭС-1 допускается изменения графика.

9) Дежурство в течение 2-х смен запрещается, однако, если по окончании смены по какой-либо причине дежурный ОВБ не будет сменен, то уход с дежурства без сдачи смены запрещается. Персонал ОВБ в этом случае обязан поставить в известность начальника РЭС или мастера и продолжить дежурство.

7.2.1 Требования безопасности перед началом и после окончания работы

При приемке и сдачи смены дежурный ОВБ обязан по оперативному журналу, оперативной схеме сети, информации дежурного, сдающего смену, ознакомиться с режимом работы сети, выяснить, какие, где и кем производятся работы, проверить связь, включая радиостанцию на машине, доложить о приеме и сдаче смены диспетчеру ОДС, расписаться о приемке и сдаче смены в оперативном журнале.

7.2.2 Требования безопасности во время выполнения работы

1) При выполнении служебных обязанностей дежурный ОВБ должен иметь при себе удостоверение установленной формы.

2) Персонал ОВБ в своей работе руководствуется требованиями ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок, должностной инструкцией, действующими инструкциями ПС Тагарская;

3) Дежурный ОВБ во время своей смены обязан:

-обеспечить бесперебойное и качественное электроснабжение потребителей, экономичный режим подстанций;

-осуществлять систематический контроль за состоянием оборудования подстанций, нагрузкой ЛЭП, трансформаторов, за уровнями напряжений ПС Тагарская;

-быстро и точно выполнять указания диспетчера ОДС по ведения режима сети, производству оперативных переключений как в нормальном, так и в аварийных режимах, своевременно и точно информировать диспетчера ОДС, руководство группы подстанций о всех неисправностях и погашениях на подстанции;

-в соответствии с выданными нарядами на ремонтные и аварийно-восстановительные работы четко выполнять необходимые переключения на подстанциях и осуществлять допуск на производство работ;

-обеспечивать правильное ведение оперативно-технической документации, содержать в чистоте и порядке служебные помещения, бережно и правильно эксплуатировать транспорт, средства связи, защитные средства и другое имущество ОВБ.

4) Дежурный ОВБ имеет право отстранять от работы на обслуживаемой подстанции бригады или отдельных лиц, если они работают без наряда или распоряжения и допуска, если имеют место нарушения правил ТБ, а так при приближении грозы, сильного ветра и других угрожающих стихийных явлений.

7.2.3 Требования безопасности в аварийных ситуациях

1) В случае возникновения аварий или ненормального режима работы на оборудовании, находящемся в управление ОДС, персонал ОВБ немедленно сообщает диспетчеру о случившемся и выполняет его распоряжения по восстановлению нормального режима на подстанции, руководствуясь при этом инструкцией по ликвидации аварий, о принятых мерах докладывает диспетчеру ОДС.

2) При обстоятельствах, не терпящих отлагательства ( пожар, угроза целостности оборудования ) и отсутствии связи с диспетчером ОДС, персонал ОВБ действует самостоятельно, руководствуясь инструкцией по ликвидации аварий с последующим докладом диспетчеру.

3) Персонал ОВБ во время ликвидации аварии, независимо от присутствия на щите управления лиц высшей администрации, несет полную ответственность за правильность выполнения распоряжений диспетчера ОДС и принятых мерах по восстановлению нормального режима работы.

В случае неправильных действий персонала ОВБ лица высшей технической администрации обязаны вмешаться в ход ликвидации аварии, вплоть до отстранения персонала ОВБ, принимая на себя ответственность за дальнейший порядок ликвидации аварии.

4) Лицо, отстранившее персонал ОВБ от ликвидации аварии, обязано оформить это записью в оперативном журнале и поставить в известность оперативный персонал, при этом отстраненный персонал ОВБ остается на рабочем месте на правах помощника и выполняет распоряжения лица, принявшего на себя ликвидацию аварии.

5) Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии и при незаконченных переключениях запрещаются.

6) Персонал ОВБ обязан докладывать немедленно диспетчеру ОДС, начальнику МГП, мастеру о всех авариях, случаях травматизма, имевших место в обслуживаемых установках.

7) Дежурный ОВБ имеет право вызывать на рабочее место ОВБ мастера или начальника РЭС для решения вопросов, связанных с ликвидацией или предупреждением аварий, пресечением фактов нарушения правил ТБ и других вопросов, требующих быстрого разрешения.

Дежурный ОВБ имеет право давать предложения по охране труда, ТБ и другим мероприятиям, направленным на улучшение производственной деятельности ОВБ.

Заключение

В процессе работы проведен анализ существующей системы электроснабжения северной части г.Минусинска и Минусинского района

Предложено:

Для повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии предложено произвести реконструкцию трансформаторной подстанции «Тагарская» 110/10 кВ.

Проведен :

- расчет нагрузки по линиям 10 кВ;

- выбор силовых трансформаторов 110/10 кВ;

- произведен выбор высоковольтного оборудования;

Литература.

1 Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР 6-е изд. Переработанное и доп.- Красноярск 1998г-656с.;

2 И.А.Будзко, Н.М.Зуль " Электроснабжение сельского хозяйства" – М.: Агропромиздат, 1990.-446с.;

3 Крючков И.П. и др." Электрическая часть электростанций и подстанций";Справочные материалы ;Под ред.Б.Н.Неклепаева – 3-е изд.,перераб. и доп.–М: Энергия, 1978г.-456с.ил.;

4 Цигельман " Электроснабжение, электрические сети и освещение" –М., "Высшая школа" 1970, 488с., с ил.;

5 Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов, 2-е изд., перераб. и доп.-М.:Агропромиздат,1985.-320с.;

6 Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций-

2-е изд.,перераб.-М.:Энергия,1980. – 600с.,ил.;

7 Межотраслевые правила по охране труда ( правила безопасности ) при эксплуатации электроустановок, ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 – Москва 2001г.;

8 Алиев И.И. Электротехнический справочник.-4-е изд., испр.-М.:

ИП РадиоСофт, 2001. – 384с.: ил.;

9 Кисаримов Р.А. Справочник электрика.-М.: ИП РадиоСофт, 2000.-320с.: ил.;

10 Л.П.Костюченко "Проектирование систем сельского электроснабженния"-

Красноярск 1999,-144с.;

11 Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов: - М.: Энергоатомиздат, 1989 -176с.;

12 Единые нормы и правила ( ЕНиР ). Сборник Е-23 " Электромонтажные работы ".Вып.5. Распределительные устройства напряжением 35 кВ и выше./ Госстрой СССР.- М.: Стройиздат, 1988г.-80с.;

13 Выключатель маломасляный типа ВМТ – 110Б – 25/ 1250 УХЛ1. Паспорт ИБКЖ. 674143.001 ПС;

14 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. РД 153 – 34.0 – 03.301 – 00 ( ВППБ 01 – 02 - 95* ). 3-е издание с изменениями и дополнениями - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002. – 128с.;

15 Трудовой кодекс Российской Федерации.- М.: Дело, 2002. – 192с.;

16 Электротехнический справочник. В 3-х т. Т.1. Общие вопросы. Электротехнические материалы / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г.Герасимова, П.Г.Грудинского, Л.А.Жукова и др. 6-е изд., испр. и доп.- М.: Энергия, 1980.-520с., ил. ;

17 Годовые отчеты за 2000,2001,2002 годы МЭС АО " Красэнерго";

18 Блок В.М. и др. Пособие к руководству и дипломному проектированию для энергетических специальностей. – М. : Высшая школа, 1981 —304 с.

19 Каганов И.А. Курсовое и дипломное проектирование—М.: Агропромиздат, 1990.