Аннотация
Данный дипломный проект посвящен реконструкции подстанции «Гежская» 110/6 кВ, находящейся в Соликамском районе ОАО «Березниковских электрических сетей» – филиала ОАО «Пермэнерго».
В работе рассмотрена модернизация релейной защиты и автоматики, которая выполнена на базе современного микропроцессорного оборудования.
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Общая характеристика объекта
Анализ существующей системы электроснабжения
1.3 Анализ вариантов модернизации или реконструкции
1.4 Разработка технического задания (определение состава и этапов проектирования)
Выводы по главе 1
Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида тока короткого замыкания
Составление расчётной схемы и схемы замещения
Расчёт токов короткого замыкания в рассматриваемых точках системы электроснабжения
Выводы по главе 2
Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (по условию длительного режима электропотребления)
Выбор и расчёт питающей линии
Выбор оборудования на стороне 110 кВ
Комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6
Выбор и проверка высоковольтных выключателей
Выбор и проверка разъединителей
Выбор и проверка трансформаторов тока
Выбор оборудования на стороне 6 кВ
Комплектные распределительные устройства серии КУ-10ц
Выбор и проверка выключателей
Выбор и проверка трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор и проверка предохранителей
Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕВРО-Альфа
Выводы по главе 3
Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения
Выбор вида и типа защит элементов системы электроснабжения ПС «Гежская»
Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки
Расчёт токовой отсечки
Расчёт максимальной токовой защиты
Расчёт дифференциальной защиты трансформатора
Противоаварийная автоматика
Составление карты селективного действия РЗиА
Выводы по главе 4
Глава 5. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Одноуровневая и многоуровневые системы
Система управления MicroSCADA
Автоматизация ПС 110/6 кВ «Гежская»
Выводы по главе 7
Глава 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Расчёт параметров и выбор технических средств заземлителей
Охрана и условия труда работников
Перечень опасных и вредных производственных факторов
Мероприятия по охране труда работников
Повышение квалификации рабочих кадров и разработка мероприятий от воздействия опасных и вредных факторов
Выводы по главе 6
Глава 7. РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧСЕКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
Расчёт капитальных затрат на электрооборудование
Расчёт эксплуатационных затрат
Расчёт численности обслуживающего и ремонтного персонала
Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии
Расчёт эффективности инвестиций
Выводы по главе 7
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Список используемой литературы
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Новые рубежи развития энергетики нашей страны повышают роль электрической энергии во всех сферах народного хозяйства. Рост производительности труда и снижения себестоимости продукции являются необходимым условиями энергетического прогресса общества, развития единого народно-хозяйственного комплекса страны. Одно из главных средств выполнения этого условия- это механизация и автоматизация технологических процессов, осуществляемых на основе энерговооруженности производства, которая возрастает за счёт совершенствования и внедрения электрооборудования.
Реконструкция подстанции представляет собой сложный процесс принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанных с производством расчётов, пространственной компоновкой, оптимизацией фрагментов и объекта в целом. Этот процесс требует системного подхода при изучении объекта реконструкции, а также использование результатов новейших достижений науки техники, и передового опыта проектных работ, строительно- монтажных и эксплуатационных организаций.
Процесс реконструкции электрических подстанций, электрических сетей и систем заключается в составлении описаний объектов, предназначенных для производства, передачи и распределении электроэнергии. Эти описания составляют совокупность документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования установок.
Электрические станции и подстанции реконструируются как составляющие единой энергетической системы (ЕЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) или районной энергетической системы (ЭЭС).
Основные цели реконструкции электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем:
– производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии;
– надёжная работа установок и энергосистем в целом;
– заданное качество электроэнергии;
– снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
ОАО «Пермэнерго» является региональной электросетевой компанией осуществляющей передачу электрической энергии по распределительным сетям напряжение 0,4- 110 кВ. Предприятие обслуживает территорию Пермского края общей площадью 160,6 тыс. кв. км с населённым пунктом почти 3 млн. человек.
Основными задачи ОАО «Пермэнерго» являются надёжная и бесперебойная поставка электроэнергии потребителям, удовлетворение возрастающего спроса на электроэнергию, поддержание качества отпускаемой электроэнергии в соответствии с требованиями ГОСТа.
ПС «Гежская» 110/6 кВ принадлежит к Березниковским электрическим сетям ОАО «Пермэнерго» и находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. В 2005 году от ООО «УралОйл» поступил запрос в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемой мощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощности установленных трансформаторов.
В дипломном проекте приведено обоснование увеличение мощности за счет замены силовых трансформаторов, обоснование необходимых схем их подключения. А также выбор пуско - регулирующих устройств, выключателей, устройств компенсации реактивной мощности, рассмотрены вопросы защит и автоматизации электрооборудования подстанции «Гежская».
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Выводы по главе 1
В данной главе были рассмотрена общая характеристика ПС 110/6 кВ «Гежская». Реконструируемая ПС 110/6 кВ «Гежская» находится в зоне Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электроэнергии.
Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца.
В главе проведён анализ существующей системы электроснабжения до реконструкции, описано установленное на подстанции оборудование.
Также проведён анализ вариантов реконструкции, отмечены основные требования, предъявляемые к электрическим сетям и возможные ситуации при отказе от реконструкции.
Была поставлена задача на реконструкцию на основании технических условий и технического задания, выданных заказчиком на проект.
Выводы по главе 2
Так как первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок, в нашем случае в данной главе рассчитаны электрические нагрузки потребителей по суммарной мощности трансформаторов КТП.
Также в главе проведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки. К установке приняли силовой трансформатор ТМН-6300/110 кВ.
В данной главе были выбраны и просчитаны точки короткого замыкания, т.е. такие точки, в которых электрооборудование, проводники находятся в наиболее неблагоприятных условиях. Произведены расчеты коротких замыканий с целью определения токов, протекающих по участкам сети в максимальном режиме и в минимальном режиме.
Токи короткого замыкания в дальнейшем необходимы для выбора электрооборудования, выбора средств ограничения токов короткого замыкания и для расчета уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Выводы по главе 3
Данная глава была посвящена выбору и проверке оборудования: силовых трансформаторов, питающих линии, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока, предохранителей, КРУ.
На стороне 110 кВ приняли комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА укомплектованную элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».
ЗРУ-6 кВ выполнили в виде металлического сооружения КРПЗ-10, блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ установили вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК.
Всё установленной на ПС оборудование выбрано по условиям длительного режима работы и проверено по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производилось:
1. выбор по напряжению;
2. выбор по нагреву при длительных токах;
3. проверка на электродинамискую стойкость;
4. проверка на термическую стойкость.
Расчёт токовой отсечки
Токовую отсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t=0 с.
Расчёт тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия- трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания 
большим, чем значение тока КЗ 
при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора:
≥ 
Коэффициент надёжности 
для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линии электропередачи и понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе Micom , может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ- 40 электромагнитного элемента (отстройки) принимаются в приделах = 1,3 – 1,4.
Еще одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. При расчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗ обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. При включении линии под
напряжение при выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки должен быть равен пяти суммарным номинальным токам:
≥ 
Если это последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использовать загрубление на время включения.
Проверка чувствительности защиты:
ПУЭ требуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при коротких замыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициент чувствительности определяется по выражению:
Для расчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме.
Расчёт токовой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5.
Противоаварийная автоматика
Микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM » содержит программную логическую часть, выполняющую функцию АПВ и АВР.
АПВ двукратного действия предусматриваем на отходящих фидерах напряжением не более 10 кВ согласно ПУЭ. АПВ однократного действия предусматриваем на вводах напряжением 10 кВ при раздельной работе трансформаторов [1], необходимой для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, несвязанных с внутренними повреждениями трансформатора.
Устройства АПВ выполнены так, что исключена возможность многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства.
Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившейся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5-1,5 с) снова включается под напряжение, если нет запрета на включение или причина отключения элемента исчезла.
При срабатывании релейной защиты на любом отходящем фидере ПС «Гежская», выключается выключатель и происходит пуск устройства АПВ, вызывая кратковременное срабатывание. После включения выключателя, АПВ отключается. Если АПВ оказывается неуспешным, то повторного включения выключателя определяется временем заряда конденсатора, который входит в состав АПВ, а при АПВ однократного действия повторного включения не происходит.
Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержку времени устройства АПВ принимаем минимальной.
Согласно ПУЭ устройства АВР предусматриваем для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, которое приводит к обесточиванию электроустановок потребителя. Устройства АВР предусматриваем для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.
Устройства АВР устанавливаем на секционном выключателе. Секционный выключатель нормально отключен и включается под действием средств АВР при отключении любого трансформатора на 6,3 МВА. АВР также срабатывает при обесточивании одной из шин.
Выводы по главе 4
Данная глава посвящена выбору и расчету релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Для трансформаторов и линии согласно техническому заданию установили устройства релейной защиты на микропроцессорной основе. Одним из главных достоинств микропроцессорных реле защиты является осуществимость реализации целого ряда функций и характеристик. Для выборы необходимых нам микропроцессорных блоков в главе проведено сравнение нескольких видов микропроцессорных устройств. Для установки на подстанции «Гежская» предусмотрены терминалы Micom Р123 и Р632.
Micom Р123 устанавливаем по низкой стороне трансформатора и секционного выключателя. Дифференциальная защита осуществляем на терминале Micom Р632.
Особенность дифференциальной защиты трансформатора в том, что используется 2 комплекта трансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, при этом возникает возможность собрать трансформаторы тока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей.
Чувствительность защит удовлетворяет условиям ПУЭ.
Для повышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применили противоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Функцию АПВ и АВР выполняют микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM», содержащуюся в программной логической части.
Выводы по главе 7
В данной главе рассмотрена перспектива внедрения на подстанции автоматизированного диспетчерского управления.
Основным преимуществом системы диспетчерского управления является оперативность в обнаружении и устранении перебоев в электроснабжении промышленных предприятий города и населения.
Предлагается внедрение на подстанции системы MicroSCADA для осуществления сбора, хранения, обработки и представления информации в удобном для диспетчера виде.
Экономическая эффективность от применения данной системы достигается за счет уменьшения штрафных санкций от уменьшения времени перебоев в электроснабжении и увеличения собираемости в оплате за отпущенную электроэнергии за счет использования системы технического учета электроэнергии.
Требования к эксплуатации заземляющих устройств
1. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением в следствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.
2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кроме документации, должны быть представлены протоколы приёмо-сдаточных испытаний этих устройств.
3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединён к заземлителю или к заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника. Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.
4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи – сваркой или болтовым соединением.
5. Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь чёрную окраску.
6. Для контроля заземляющего устройства должны проводиться:
а) измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже одного раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для – осмотра элементов заземлителя, находящихся в земле;
б) проверка наличия и состояния цепей между заземлителями и заземляемыми элементами;
в) в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза – нуль;
г) измерение напряжения прикосновения у заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжение прикосновения.
7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться:
а) после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;
б) при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;
в) на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже - не реже одного раза в 12 лет.
8. Измерения напряжений прикосновения должны проводиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерения должны выполняться при присоединённых естественных заземлителях и тросах ВЛ.
Вывод по главе 6
В данном разделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охраны труда работников, приведён перечень опасных и вредных производственных факторов, таких как:
1) действие шума на организм работающих;
2) воздействие низких температур;
3) действие вибрации;
4) влияние электромагнитных полей на организм работающих.
Также в разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов, подробно рассмотрен вопрос аттестации рабочих мест.
В качестве основной темы выбран расчёт сопротивления контурного заземлителя на ПС «Гежская», так как большую опасность и поражение электрическим током представляет прикосновение к металлическим нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением при повреждении изоляции. Защитное заземление является основной мерой защиты при прикосновении к металлическим частям, случайно оказавшимся под напряжением.
Произведя небольшой расчёт получаем что сопротивление контурного заземлителя составило 0,4 Ом. В случае получения при замерах величины сопротивления заземляющего устройства более 0,5 Ом, следует принять дополнительные меры к его понижению (забивка дополнительных электродов и т.д.).
ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
В данной главе рассмотрим вопросы капиталовложений при реконструкции подстанции, расчет эксплуатационных затрат при проведении текущих ремонтов и технических обслуживаний, определение затрат на потреблённую электроэнергию, расчет экономических показателей при внедрении микропроцессорных блоков защит и расчет эффективности установки вакуумных выключателей.
Вывод по главе 7
В разделе экономика произведён расчёт экономической эффективности внедрения данного проекта. Затраты на реализацию проекта составляют 33 057 340 рублей.
На протяжении всего срока службы проект будет приносить следующие эффекты:
1) Экономия электроэнергии.
2) Минимизация затрат на обслуживание.
3) Продлевается срок службы оборудования.
4) Снижается вероятность аварийных ситуаций.
5) Имеется возможность точной настройки режима работы технологической системы.
6) Повышается производственная безопасность.
За срок жизни проекта ЧДД = 53 892 893 рублей, что является вполне нормальным для энергетической промышленности. ИД на срок жизни проекта составляет 2,55. Срок окупаемости составляет 2 года.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе были рассмотрены вопросы реконструкции ПС 110/6 кВ «Гежская», которая необходима для Гежского месторождения нефти Соликамского района.
Данная работа посвящена повышению надёжности системы электроснабжения Березниковских электрических сетей. Актуальность реконструкции ПС 110/6 кВ «Гежская» заключается в замене силовых трансформаторов на более мощные, в связи с увеличением потребления и замене устаревшего оборудования. Для проведения реконструкции мною изучены материалы, выданные заказчиком на разработку проекта.
На подстанции производим выбор нового электрооборудования для надежной работы системы и для экономий электроэнергии. Все электрические устанавливаемые аппараты проверены по условиям термической и электродинамической стойкости. При этом электрические аппараты в системе электроснабжения надежно работают как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима, простоты и компактны в конструкции, удобны и безопасны в эксплуатации.
Проектом принята комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3МВА, климатического исполнения ХЛ1.
Сторона 110 кВ укомплектовываем элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».
ЗРУ-6 кВ выполняем в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук). Аппаратуру телемеханики приняли к установке в ОПУ.
Так как надёжная работа электроустановок немыслима без развитой энергетической системы, то имеет место правильное выполнение и настройка релейной защиты и противоаварийной автоматики. Поэтому в работе произведён выбор релейной защиты и автоматики на микропроцессорных устройствах Micom, что дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении. В проекте производим расчёт дифференциальной защиты силового трансформатора на терминале Micom Р632 от междуфазных коротких замыканиях и расчёт максимальной токовой защиты от внешних коротких замыканий на терминале Micom Р123.
Для повышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применемаем противоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Их функции в проекте выполняют микропроцессорные устройства защиты Micom, содержащуюся в программной логической части.
Также в работе рассмотрели возможность внедрения на ПС автоматизированного диспетчерского управления. Внедрение систем автоматизации и диспетчерского управления на современной цифровой технике коренным образом повышает качество и надежность процессов производства, передачи и распределения электроэнергии.
В разделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охраны труда работников, разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов. Произведён расчёт сопротивления контурного заземлителя на ПС «Гежская».
Отметим что реконструкция ПС 110/6 кВ «Гежская» позволила решить такие проблемы как:
1) необходимая мощность для потребителей ПС;
2) надежность и бесперебойность работы уставок и системы в целом;
3) перспектива внедрения новых технологических комплексов и средств автоматизации.
Таким образом, ПС 110/6 кВ «Гежская» отвечает всем требованиям, предъявляемым техническим задание на реконструкцию.
Список используемой литературы
1. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общ. ред. А.А. Фёдорова и Г.В. Сербиновского.– М., “Энергия”, 1980.
3. Блок В.М., Обушев Г. К., Паперно Л.Б. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. – М.: Высш. шк., 1990. – 383 с.
4. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Уч. пособие для вузов., М., Энергоатомиздат., 1987., 368 с.
5. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича .– М. : НЦ ЭНАС, 2005 .– 314 с.
6. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г.Барыбина и др., –М., Энергоатомиздат, 1990., 576 с.
7. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов. Под ред. Б.Н. Неклопова. 3-е изд., перераб. и доп., М., Энергия., 1978., 456 с.
8. Шеховцов, Вячеслав Петрович. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Метод. пособие для курс. проектирования : Учеб. пособие для сред. проф. образования / В.П. Шеховцов .– М. : ФОРУМ-ИНФРА-М, 2003 .– 213 с.
9. Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов. –М.: Энергия, 1978.
10. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования : учеб. пособие / И.П. Крючков [и др.] ; Под ред. И.П. Крючкова .– М. : Академия, 2005 .– 411 с .
11. Басс Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем. Учеб. пособие для вузов. – М.: Изд-во МЭИ, 2002–295 с.
12. Чернобровов Н.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем. –М.: Энергоатомиздат, 1998. – 800 с.
13. ГОСТ 27514—87. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением 1 кВ.
14. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей –Л.:Энергоатомиздат, 1985.
15. Рекомендации по выбору уставок защит электротехнического оборудования с использованием микропроцессорных устройств концерна ALSTOM, 2000
16. Электротехнический справочник: В 4т. Т.1. Электротехнические изделия и устройства../Под ред. Профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др.- М.:МЭИ, 2003.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А.1 Паспортные данные установленного на подстанции оборудования
Трансформаторы
ТМН- 6300/110
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальная мощность, кВА | 6300 |
| Номинальное напряжение, кВ: - ВН - НН | 115±9*1,78% 6,6 |
| Потери, кВт: - холостого хода - короткого замыкания | 10 44 |
| Напряжение короткого замыкания, % | 10,5 |
| Ток холостого хода, % | 1 |
| Схема и группа соединения обмоток | ∆/Y-11 |
ТМН- 2500/110
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальная мощность, кВА | 2500 |
| Номинальное напряжение, кВ: - ВН - НН | 110±9*1,5% 6,6 |
| Потери, кВт: - холостого хода - короткого замыкания | 5 22 |
| Напряжение короткого замыкания, % | 10,5 |
| Ток холостого хода, % | 1,5 |
| Схема и группа соединения обмоток | ∆/Y-11 |
Разъединители
РНДЗ-2-110/630 с пр. ПРН-220М (2шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 110 |
| Номинальный ток, А | 630 |
| Придельный сквозной ток главных ножей, кА Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек | 80 31,5/4 |
| Придельный сквозной ток заземляющих ножей, кА Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек | 80 31,5/1 |
Выключатели
ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 (2шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 110 |
| Наибольшее рабочее напряжение, кВ | 126 |
| Номинальный ток, А | 1250 |
| Номинальный ток отключения, кА | 25 |
| Придельный сквозной ток, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей | 65 25 |
| Номинальный ток включения, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей | 65 25 |
| Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек | 25/3 |
| Время отключения (с приводом), сек | 0,6 |
ВМП-10К-1500 с пр. ПЭ-11 (2шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 10 |
| Наибольшее рабочее напряжение, кВ | 12 |
| Номинальный ток, А | 1500 |
| Номинальный ток отключения, кА | 20 |
| Придельный сквозной ток, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей | 52 20 |
| Номинальный ток включения, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей | 50 20 |
| Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек | 20/8 |
| Полное время отключения, сек | 0,1 |
Трансформаторы тока
ТВТ-110-1-100/5 (2 шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ | 110 |
| Номинальный первичный ток, А | 100 |
| Первичный ток наибольший рабочий, А | 160 |
| Коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе | 100/5 |
| Количество ТТ на одном вводе | 2 |
| Термическая стойкость: - кратность тока / допустимое время, сек - номинальная придельная кратность | 25/3 12 |
ТПЛ-10-1000/5 (2шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 10 |
| Наибольшее рабочее напряжение, кВ | 12 |
| Номинальный первичный ток, А | 100 |
| Номинальный вторичный, А | 5 |
| Коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе | 1000/5 |
| Электродинамическая стойкость: - кратность тока | 250 |
| Термическая стойкость: - кратность тока / допустимое время, А/сек - номинальная придельная кратность второй Обмотки для защиты | 45/3 13 |
Трансформаторы напряжения
НТМИ-6 (2шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 6 |
| Номинальное напряжение обмоток, В - первичной - основной вторичной - дополнительной | 6000 100 100/3 |
| Номинальная мощность, ВА: - в классе точности 0,5 - в классе точности 1 - в классе точности 3 | 75 150 300 |
| Придельная мощность, ВА | 640 |
| Схема и группа соединения обмоток | Y/Y/∆-0 |
Разрядники
РВМГ-110МТ1 (2шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 110 |
| Наибольшее допустимое действующее значение напряжения, кВ | 100 |
| Пробивное напряжение при f=50 Гц, кВ: - не менее - не более | 170 195 |
| Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мсек), кВ: - не более | 260 |
РВО-6Т1 (4 шт)
| Наименование параметра | Величина |
| Номинальное напряжение, кВ | 6 |
| Наибольшее допустимое действующее значение напряжения, кВ | 7,6 |
| Пробивное напряжение при f=50 Гц, кВ: - не менее - не более | 16 19 |
| Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мсек), кВ: - не более | 32 |
Приложение А.2 Расчёт токов КЗ 110 кВ
| Наименование | Обозначение и расчётная формула | Численное значение в точках | ||||||
| K1 | K2 | |||||||
| max | min | max | min | |||||
| Номинальное напряжение | 
| 115.0 (96,6) | 115.0 (133*) | 115.0 | 115.0 | |||
|
Данные источ. питания | Ток КЗ на шинах ист. питания, кА | 
| 3.55 | 1.64 | 3.55 | 1.64 | ||
| Сопрот-ие источника питания | реактивное, Ом | 
| 18.70 | 40.48 | 18.71 | 40.48 | ||
| активное, Ом | 
| 0 | 0 | 0 | 0 | |||
|
Линия | Длина участка L, км | L | 16 | 16 | 16 | 16 | ||
| Реактив. сопрот-ие | на 1 км,Ом/км | 
| 0.4 | 0.4 | 0.4 | 0.4 | ||
| на L км, Ом | 
| 6.4 | 6.4 | 6.4 | 6.4 | |||
| Активное сопрот-ие | на 1 км,Ом/км | 
| 0.2 | 0.2 | 0.2 | 0.2 | ||
| на L км, Ом | 
| 3.2 | 3.2 | 3.2 | 3.2 | |||
|
Трансф- орматор ТМН- 6300
| Ном. мощность, кВА | 
| 6300 | 6300 | - | - | ||
| Потери КЗ, кВт |  
| 44 | 44 | - | - | |||
| Напряжение КЗ, % | 
| 10.5 (9,68) | 10.5 (11,7) | - | - | |||
| Активное сопротивление, Ом | 
| 14.66 (10,3) | 14.66 (17,6) | - | - | |||
| Полное сопротивление, Ом | 
| 142.57 | 314.01 | - | - | |||
| Индук-ое сопрот-ие, Ом | 
| 142.21 | 313.68 | - | - | |||
|
Результирующее сопротивление до места КЗ, Ом | реактивное,Ом | 
| 167.30 | 360.57 | 25.10 | 46.88 | ||
| активное, Ом | 
| 13.54 | 17.86 | 3.20 | 3.20 | |||
| полное, Ом | 
| 167.85 | 361.01 | 25.30 | 46.99 | |||
| Периодическая слагающая тока в месте КЗ (приведённое к ВН), кА | 
| 0.396 | 0.193 | 2.62 | 1.41 | |||
| Приведённый ток КЗ на стороне НН, кА | 
| 6.89 | 3.36 | - | - | |||
| Значение ударного тока КЗ, кА | 
| 17.53 | 8.55 | - | - | |||
Приложение А.3 Данные для расчёта токов КЗ ПС «Гежская» 110/6 кВ
| № фидера | № п/п точки КЗ | Трансформатор | Линия | ||||||||||
| Кол. опор, шт | Марка провода |  ,
км
|  , Ом/км
|  , Ом/км
| х, Ом | r, Ом | z, Ом |  кВА
|  Вт
| 
%
|  Ом
| ||
|
Ф. №01 | К5 | 21 | АС- 50 | 1,25 | 0,36 | 0,63 | 0,45 | 0,79 | 0,91 | - | - | - | - |
| К6 | 21 | АС- 50 | 1,25 | 0,36 | 0,63 | 0,45 | 0,79 | 0,91 | 630 | 7600 | 5,5 | 4,21 | |
| К7 | 21 | АС- 50 | 1,25 | 0,36 | 0,63 | 0,45 | 0,79 | 0,91 | - | - | - | - | |
| К8 | 21 | АС- 50 | 1,25 | 0,36 | 0,63 | 0,45 | 0,79 | 0,91 | 250 | 3700 | 6,5 | 11,2 | |
| К9 | 21 | АС- 50 | 1,25 | 0,36 | 0,63 | 0,45 | 0,79 | 0,91 | - | - | - | - | |
| К10 | 21 | АС- 50 | 1,25 | 0,36 | 0,63 | 0,45 | 0,79 | 0,91 | 250 | 3700 | 6,5 | 11,2 | |
| Ф. №02 | К11 | 73 | АС-50 | 4,4 | 0,36 | 0,63 | 1,58 | 2,78 | 3,2 | - | - | - | - |
| К12 | 73 | АС-50 | 4,4 | 0,36 | 0,63 | 1,58 | 2,78 | 3,2 | 250 | 3700 | 6,5 | 12,9 | |
|
Ф. №03 | К13 | 31 | А-70 | 1,86 | 0,35 | 0,45 | 0,65 | 0,84 | 1,07 | - | - | - | - |
| К14 | 31 | А-70 | 1,86 | 0,35 | 0,45 | 0,65 | 0,84 | 1,07 | 250 | 3700 | 6,5 | 11,4 | |
| К15 | 43 | А-70 | 2,58 | 0,35 | 0,45 | 0,9 | 1,17 | 1,48 | - | - | - | - | |
| К16 | 43 | А-70 | 2,58 | 0,35 | 0,45 | 0,9 | 1,17 | 1,48 | 63 | 1280 | 4,5 | 32,4 | |
| К17 | 77 | А-70 | 4,62 | 0,35 | 0,45 | 1,62 | 2,1 | 2,65 | - | - | - | - | |
| К18 | 77 | А-70 | 4,62 | 0,35 | 0,45 | 1,62 | 2,1 | 2,65 | 63 | 1280 | 4,5 | 33,4 | |
| К19 | 81 | А-70 | 4,86 | 0,35 | 0,45 | 1,7 | 2,2 | 2,79 | - | - | - | - | |
| К20 | 81 | А-70 | 4,86 | 0,35 | 0,45 | 1,7 | 2,2 | 2,79 | 40 | 880 | 4,5 | 52,2 | |
| К21 | 128 | А-70 | 7,7 | 0,35 | 0,45 | 2,69 | 3,48 | 4,4 | - | - | - | - | |
| К22 | 128 | А-70 | 7,7 | 0,35 | 0,45 | 2,69 | 3,48 | 4,4 | 40 | 880 | 4,5 | 53,6 | |
| К23 | 128 | А-70 | 7,7 | 0,35 | 0,45 | 2,69 | 3,48 | 4,4 | - | - | - | - | |
| К24 | 128 | А-70 | 7,7 | 0,35 | 0,45 | 2,69 | 3,48 | 4,4 | 63 | 1280 | 4,5 | 35,1 | |
|
Ф. №04
| К25 | 139 | А-50 | 8,34 | 0,36 | 0,63 | 3,0 | 5,3 | 6,08 | - | - | - | - |
| К26 | 139 | А-50 | 8,34 | 0,36 | 0,63 | 3,0 | 5,3 | 6,08 | 40 | 880 | 4,5 | 54,8 | |
| К27 | 135 | А-50 | 8,1 | 0,36 | 0,63 | 2,93 | 5,14 | 5,14 | - | - | - | - | |
| К28 | 135 | А-50 | 8,1 | 0,36 | 0,63 | 2,93 | 5,14 | 5,14 | 63 | 1280 | 4,5 | 36,0 | |
| К29 | 267 | А-50 | 16,0 | 0,36 | 0,63 | 5,74 | 10,17 | 11,68 | - | - | - | - | |
| К30 | 267 | А-50 | 16,0 | 0,36 | 0,63 | 5,74 | 10,17 | 11,68 | 63 | 1280 | 4,5 | 41,1 | |
| К31 | 266 | А-50 | 15,9 | 0,36 | 0,63 | 5,76 | 10,13 | 11,66 | - | - | - | - | |
| К32 | 266 | А-50 | 15,9 | 0,36 | 0,63 | 5,76 | 10,13 | 11,66 | 63 | 1280 | 4,5 | 41,0 | |
|
Ф. №21 | К33 | 36 | АС-50 | 2,16 | 0,36 | 0,63 | 0,78 | 1,37 | 1,58 | - | - | - | - |
| К34 | 36 | АС-50 | 2,16 | 0,36 | 0,63 | 0,78 | 1,37 | 1,58 | 40 | 880 | 4,5 | 51,0 | |
| К35 | 64 | АС-50 | 3,84 | 0,36 | 0,63 | 1,39 | 2,44 | 2,8 | - | - | - | - | |
| К36 | 64 | АС-50 | 3,84 | 0,36 | 0,63 | 1,39 | 2,44 | 2,8 | 160 | 2650 | 4,5 | 14,1 | |
| К37 | 78 | АС-50 | 4,7 | 0,36 | 0,63 | 1,69 | 2,97 | 3,42 | - | - | - | - | |
| К38 | 78 | АС-50 | 4,7 | 0,36 | 0,63 | 1,69 | 2,97 | 3,42 | 250 | 3700 | 6,5 | 13,1 | |
| К39 | 78 | АС-50 | 4,7 | 0,36 | 0,63 | 1,69 | 2,97 | 3,42 | - | - | - | - | |
| К40 | 78 | АС-50 | 4,7 | 0,36 | 0,63 | 1,69 | 2,97 | 3,42 | 250 | 3700 | 6,5 | 13,1 | |
|
Ф. №24 | К41 | 39 | А-50 | 2,34 | 0,36 | 0,63 | 0,85 | 1,49 | 1,71 | - | - | - | - |
| К42 | 39 | А-50 | 2,34 | 0,36 | 0,63 | 0,85 | 1,49 | 1,71 | 160 | 2650 | 4,5 | 13,2 | |
| К43 | 45 | А-50 | 2,7 | 0,36 | 0,63 | 0,98 | 1,71 | 1,97 | - | - | - | - | |
| К44 | 45 | А-50 | 2,7 | 0,36 | 0,63 | 0,98 | 1,71 | 1,97 | 250 | 3700 | 6,5 | 12,0 | |
| К45 | 42 | А-50 | 2,52 | 0,36 | 0,63 | 0,91 | 1,6 | 1,84 | - | - | - | - | |
| К46 | 42 | А-50 | 2,52 | 0,36 | 0,63 | 0,91 | 1,6 | 1,84 | 63 | 1280 | 4,5 | 32,6 | |
| К47 | 55 | А-50 | 3,3 | 0,36 | 0,63 | 1,19 | 2,1 | 2,41 | - | - | - | - | |
| К48 | 55 | А-50 | 3,3 | 0,36 | 0,63 | 1,19 | 2,1 | 2,41 | 63 | 1280 | 4,5 | 33,1 | |
| К49 | 113 | А-50 | 6,78 | 0,36 | 0,63 | 2,45 | 4,3 | 4,95 | - | - | - | - | |
| К50 | 113 | А-50 | 6,78 | 0,36 | 0,63 | 2,45 | 4,3 | 4,95 | 63 | 1280 | 4,5 | 35,2 | |
| К51 | 141 | А-50 | 8,46 | 0,36 | 0,63 | 3,06 | 5,37 | 6,18 | - | - | - | - | |
| К52 | 141 | А-50 | 8,46 | 0,36 | 0,63 | 3,06 | 5,37 | 6,18 | 25 | 600 | 4,5 | 86,2 | |
| К53 | 142 | А-50 | 8,52 | 0,36 | 0,63 | 3,08 | 5,41 | 6,22 | - | - | - | - | |
| К54 | 142 | А-50 | 8,52 | 0,36 | 0,63 | 3,08 | 5,41 | 6,22 | 63 | 1280 | 4,5 | 36,3 | |
| К55 | 167 | А-50 | 10,02 | 0,36 | 0,63 | 3,62 | 6,36 | 7,32 | - | - | - | - | |
| К56 | 167 | А-50 | 10,02 | 0,36 | 0,63 | 3,62 | 6,36 | 7,32 | 63 | 1280 | 4,5 | 37,3 | |
| К57 | 185 | А-50 | 11,1 | 0,36 | 0,63 | 4,01 | 7,05 | 8,11 | - | - | - | - | |
| К58 | 185 | А-50 | 11,1 | 0,36 | 0,63 | 4,01 | 7,05 | 8,11 | 63 | 1280 | 4,5 | 37,9 | |
|
Ф. №14 | К59 | 10 | ААШОУ-95 | 0,6 | 0,34 | 0,33 | 0,2 | 0,2 | 0,29 | - | - | - | - |
| К60 | 10 | ААШОУ-95 | 0,6 | 0,34 | 0,33 | 0,2 | 0,2 | 0,29 | 160 | 2650 | 4,5 | 12,1 | |
|
Ф. №06 | К61 | 10 | ААШОУ-95 | 0,6 | 0,34 | 0,33 | 0,2 | 0,2 | 0,29 | - | - | - | - |
| К62 | 10 | ААШОУ- 95 | 0,6 | 0,34 | 0,33 | 0,2 | 0,2 | 0,29 | 100 | 1970 | 4,5 | 19,7 | |
Приложение А.4 Результаты расчётов токов КЗ ПС «Гежская»
| № фидера | № п/п точки КЗ | Базовое напряжение
 , кВ
| Место КЗ
 , кВ
| Сопрот-ние до точки КЗ
 , Ом
| Значение
3-х фаз.КЗ
 , А
| Значение
2-х фаз.КЗ
 , А
|
|
Ф. №01 | К5 | 6,3 | 6 | 1,995 | 1823 | 1579 |
| К6 | 6,3 | 0,4 | 5,295 | 10819 | 9370 | |
| К7 | 6,3 | 6 | 1,995 | 1823 | 1579 | |
| К8 | 6,3 | 0,4 | 12,305 | 4656 | 4032 | |
| К9 | 6,3 | 6 | 1,995 | 1823 | 1579 | |
| К10 | 6,3 | 0,4 | 12,305 | 4656 | 4032 | |
| Ф. №02 | К11 | 6,3 | 6 | 4,285 | 849 | 735 |
| К12 | 6,3 | 0,4 | 14,045 | 4079 | 3532 | |
|
Ф. №03 | К13 | 6,3 | 6 | 2,155 | 1688 | 1462 |
| К14 | 6,3 | 0,4 | 12,515 | 4578 | 3964 | |
| К15 | 6,3 | 6 | 2,656 | 1418 | 1228 | |
| К16 | 6,3 | 0,4 | 33,505 | 1710 | 1481 | |
| К17 | 6,3 | 6 | 3,735 | 974 | 843 | |
| К18 | 6,3 | 0,4 | 34,55 | 1658 | 1436 | |
| К19 | 6,3 | 6 | 3,875 | 939 | 813 | |
| К20 | 6,3 | 0,4 | 53,305 | 1075 | 931 | |
| К21 | 6,3 | 6 | 5,485 | 663 | 574 | |
| К22 | 6,3 | 0,4 | 54,775 | 1046 | 906 | |
| К23 | 6,3 | 6 | 5,485 | 663 | 574 | |
| К24 | 6,3 | 0,4 | 36,135 | 1585 | 1373 | |
|
Ф. №04 | К25 | 6,3 | 6 | 7,165 | 508 | 440 |
| К26 | 6,3 | 0,4 | 55,915 | 1025 | 887 | |
| К27 | 6,3 | 6 | 7,005 | 519 | 450 | |
| К28 | 6,3 | 0,4 | 37,145 | 1542 | 1336 | |
| К29 | 6,3 | 6 | 12,765 | 285 | 247 | |
| К30 | 6,3 | 0,4 | 42,195 | 1358 | 1176 | |
| К31 | 6,3 | 6 | 12,745 | 292 | 253 | |
| К32 | 6,3 | 0,4 | 42,195 | 1358 | 1176 | |
|
Ф. №21 | К33 | 6,3 | 6 | 2,665 | 1365 | 1182 |
| К34 | 6,3 | 0,4 | 52,095 | 1100 | 952 | |
| К35 | 6,3 | 6 | 3,885 | 936 | 811 | |
| К36 | 6,3 | 0,4 | 15,235 | 3760 | 3256 | |
| К37 | 6,3 | 6 | 4,505 | 807 | 699 | |
| К38 | 6,3 | 0,4 | 14,225 | 4027 | 3488 | |
| К39 | 6,3 | 6 | 4,505 | 807 | 699 | |
| К40 | 6,3 | 0,4 | 14,225 | 4027 | 3488 | |
|
Ф. №24 | К41 | 6,3 | 6 | 2,795 | 1301 | 1127 |
| К42 | 6,3 | 0,4 | 14,335 | 3991 | 3456 | |
| К43 | 6,3 | 6 | 3,055 | 1190 | 1031 | |
| К44 | 6,3 | 0,4 | 13,085 | 4387 | 3799 | |
| К45 | 6,3 | 6 | 2,925 | 1585 | 1373 | |
| К46 | 6,3 | 0,4 | 33,695 | 1700 | 1472 | |
| К47 | 6,3 | 6 | 3,495 | 1041 | 901 | |
| К48 | 6,3 | 0,4 | 34,165 | 1677 | 1452 | |
| К49 | 6,3 | 6 | 6,035 | 603 | 522 | |
|
Ф. №24
| К50 | 6,3 | 0,4 | 3,305 | 1578 | 1367 |
| К51 | 6,3 | 6 | 7,265 | 501 | 434 | |
| К52 | 6,3 | 0,4 | 87,335 | 656 | 568 | |
| К53 | 6,3 | 6 | 7,305 | 498 | 431 | |
| К54 | 6,3 | 0,4 | 37,405 | 1532 | 1326 | |
| К55 | 6,3 | 6 | 8,405 | 433 | 375 | |
| К56 | 6,3 | 0,4 | 38,355 | 1494 | 1294 | |
| К57 | 6,3 | 6 | 9,195 | 396 | 343 | |
| К58 | 6,3 | 0,4 | 39,045 | 1467 | 1241 | |
| Ф. №14 | К59 | 6,3 | 6 | 1,375 | 2645 | 2291 |
| К60 | 6,3 | 0,4 | 13,245 | 4325 | 3746 | |
| Ф. №06 | К61 | 6,3 | 6 | 1,375 | 2645 | 2291 |
| К62 | 6,3 | 0,4 | 20,855 | 2747 | 2379 |
Приложение А.5 Расчёт ТО без выдержки времени
| Место установки защиты | Условия выборы параметров срабатывания | Ток мин. 3-х фазного КЗ в начале линии,А
| Ток 3-х фазного КЗ в конце линии,А
| Чув-ть защиты при расчетном значении уставки
| ||
| Условия согласования защит | Расчётные формулы и условия выбора защит | |||||
|
Фидер №1 | отстройка от броска тока намагничивания |  =103,56 А
|  ≥  =
517,8 А
|
3360 |
1823 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | =
295,6 А
|  ≥  =325,2 А
| ||||
|
Фидер №2 | отстройка от броска тока намагничивания | =24,2 А
| ≥ =
121 А
|
3360 |
849 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | = 258,9 А
| ≥ =284,8 А
| ||||
|
Фидер №3 | отстройка от броска тока намагничивания | =47,65 А
| ≥ =
237,8 А
|
3360 |
663 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | =
290,6 А
| ≥ =319,7 А
| ||||
|
Фидер №4 | отстройка от броска тока намагничивания | =20,98 А
| ≥ =
104,9 А
|
3360 |
285 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | =
86,22 А
| ≥ = 94,8 А
| ||||
|
Фидер №21 | отстройка от броска тока намагничивания | =64,15 А
| ≥ =
320,0 А
|
3360 |
807 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | =
255,68 А
| ≥ = 281,2 А
| ||||
|
Фидер №24 | отстройка от броска тока намагничивания | =73,3 А
| ≥ =
366,5 А
|
3360 |
396 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | =
93,1 А
| ≥ = 102,4 А
| ||||
|
Фидер №6, №14 | отстройка от броска тока намагничивания | =25,6 А
| ≥ =
128 А
|
3360 |
2645 |
|
| отстройка от минимального тока КЗ | =
274,6 А
| ≥ =302 А
| ||||
Приложение А.6 Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВ
| Наименование | Обозначение и расчётная формула | ЗРУ- 6кВ (I секция) |
| ||||||
| Ф. №1 | Ф. №2 | Ф. №3 | Ф. №6 | КУ | |||||
| яч. 19 | яч. 16 | яч.13 | яч. 12 | яч. 15 |
| ||||
| Исходные данные | Максимальный рабочий ток, А | 
| 145 | 34 | 67 | 35 | 130 | ||
| Трансформаторы тока | - | 150/5 | 50/5 | 100/5 | 50/5 | 150/5 | |||
| Коэффициент трансформации трансформаторов тока | 
| 30 | 10 | 20 | 10 | 30 | |||
| Минимальное значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты | Основной, А | 
| 3360 | 3360 | 3360 | 3360 | 3360 | ||
| В конце линии, А |
| 1823 | 849 | 663 | 2645 | - | |||
| Максимальная токовая защита |
Расчетные коэффициенты | Кратности максимального тока | 
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
| Схемы включения реле | 
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |||
| Отстройки | 
| 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | |||
| Возврата реле | 
| 0,95 | 0,95 | 0,95 | 0,95 | 0,95 | |||
|
Ток срабатывания реле Iср и защиты Iсз | Расчетный, А | 
| 6,1 | 4,3 | 4,2 | 4,4 | 5,5 | ||
| Принятый, А | 
| 6,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 6,0 | |||
| Первичный, А | 
| 195 | 45 | 90 | 45 | 180 | |||
| Коэффициенты Kсч для определения чувствит-ти | От сборных шин до тр-ра | 
| - | - | - | - | 0,87 | ||
| За трансформатором, А | 
| 1 | 1 | 1 | 1 | - | |||
| Чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ | В зоне защиты от сборных шин до тр-ра | 
| - | - | - | - | 14,1 |
| |
| За трансформатором в зоне защиты | 
| 8,1 | 16,3 | 6,1 | 50,9 | - | |||
| Тип микропроцессорного блока | - | Micom Р123 | Micom Р123 | Micom Р123 | Micom Р123 | Micom Р123 | |||
| Принятая уставка времени защиты, с | 
| 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |||
Приложение А.6 (продолжение) Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВ
| Наименование | Обозначение и расчётная формула | ЗРУ- 6кВ (II секция) |
| ||||||
| Ф. №4 | Ф. №14 | Ф. №21 | Ф. №24 | КУ | |||||
| яч. 7 | яч. 9 | яч.8 | яч. 5 | яч. 6 |
| ||||
| Исходные данные | Максимальный рабочий ток, А |
| 30 | 35 | 90 | 102 | 130 | ||
| Трансформаторы тока | - | 50/5 | 50/5 | 150/5 | 150/5 | 150/5 | |||
| Коэффициент трансформации трансформаторов тока |
| 10 | 10 | 30 | 30 | 30 | |||
| Минимальное значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты | Основной, А |
| 3360 | 3360 | 3360 | 3360 | 3360 | ||
| В конце линии, А |
| 285 | 2645 | 807 | 396 | - | |||
| Максимальная токовая защита |
Расчетные коэффициенты | Кратности максимального тока |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |
| Схемы включения реле |
| 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |||
| Отстройки |
| 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | |||
| Возврата реле |
| 0,95 | 0,95 | 0,95 | 0,95 | 0,95 | |||
|
Ток срабатывания реле Iср и защиты Iсз | Расчетный, А |
| 3,8 | 4,4 | 3,8 | 4,3 | 5,5 | ||
| Принятый, А |
| 4 | 4,5 | 4 | 4,5 | 6,0 | |||
| Первичный, А |
| 40 | 45 | 120 | 130 | 180 | |||
| Коэффициенты Kсч для определения чувствит-ти | От сборных шин до тр-ра |
| - | - | - | - | 0,87 | ||
| За трансформатором, А |
| 1 | 1 | 1 | 1 | - | |||
| Чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ | В зоне защиты от сборных шин до тр-ра |
| - | - | - | - | 14,1 |
| |
| За трансформатором в зоне защиты |
| 6,2 | 50,9 | 5,8 | 2,5 | - | |||
| Тип микропроцессорного блока | - | Micom Р123 | Micom Р123 | Micom Р123 | Micom Р123 | Micom Р123 | |||
| Принятая уставка времени защиты, с |
| 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | |||
Приложение А.7 Расчёт защитного заземления
Приложение А.8 АСУ ТП 110/6 кВ «Гежская»
Приложение А.9 Расчёт балансовой стоимости
| № | Тип электрооборудования | Затраты по оптовым ценам, руб | Транспортные расходы, 10% | Складские расходы, 2% | Затраты на создание фунд., 3% | Монтаж, 8% | Всего первоначальная балансовая стоимость |
| 1 | Трансформатор ТМН 6300/110 | 1 090 000 | 109 000 | 21 800 | 32 700 | 87 200 | 1 340 700 |
| 2 | Разъединитель РНГП-110 | 840 000 | 84 000 | 16 800 | 25 200 | 67 200 | 1 033 200 |
| 3 | Трансформатор напряжения НКФ-110 | 600 000 | 60 000 | 12 000 | 18 000 | 48 000 | 738 000 |
| 4 | Трансформатор тока ТФЗМ-110 | 340 000 | 34 000 | 6 800 | 10 200 | 27 200 | 418 200 |
| 5 | Выключатель элегазовый ВГТ | 440 000 | 44 000 | 8 800 | 13 200 | 35 200 | 541 200 |
| 6 | Ограничитель перенапряжения ОПН-110 | 260 000 | 26 000 | 5 200 | 7 800 | 20 800 | 319 800 |
| 7 | Заземлитесь однополюсный ЗОН-110 | 250 000 | 25 000 | 5 000 | 7 500 | 20 000 | 332 500 |
| 8 | Ячейка КРУ серии КУ-10ц | 6 500 000 | 650 000 | 130 000 | 195 000 | 520 000 | 7 995 000 |
| 9 | Конденсаторные установки | 500 000 | 50 000 | 10 000 | 15 000 | 40 000 | 615 000 |
| 10 | Микропроцессорное устойство Micome Р123 | 7 800 000 | 780 000 | 158 000 | 234 000 | 622 000 | 9 594 000 |
| 11 | Микропроцессорное устойство Micome Р623 | 1 720 000 | 172 000 | 34 400 | 51 600 | 137 600 | 2 115 600 |
| 12 | ОПУ | 6 300 000 | 630 000 | 126 000 | 189 000 | 504 00 | 7 749 000 |
| 13 | Сети связи и сигнализации | 218 000 | 21 800 | 4 360 | 6 540 | 14 440 | 265 140 |
| Всего: | 26 856 000 | 2 685 800 | 539 160 | 832 740 | 2 143 640 | 33 057 340 | |
Приложение А.10 Расчёт дисконтированного дохода
| Наименование показателя | Годы | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
Результаты, 
| 47 154 636 | 47 154 636 | 47 154 636 | 47 154 636 | 47 154 636 |
| Инвестиции проекта, К | 33 057 340 | ||||
Эксплуатационные расходы, 
| 2 612 809 | 2 612 809 | 2 612 809 | 2 612 809 | 2 612 809 |
| Прибыль налогооблагаемая | 44 541 827 | 44 541 827 | 44 541 827 | 44 541 827 | 44 541 827 |
| Налог на прибыль, 24% | 10 690 038 | 10 690 038 | 10 690 038 | 10 690 038 | 10 690 038 |
| Чистая прибыль | 33 851 789 | 33 851 789 | 33 851 789 | 33 851 789 | 33 851 789 |
| Амортизация | 11 089 947 | 11 089 947 | 11 089 947 | 11 089 947 | 11 089 947 |
| Денежный поток-эффект проекта | 22 761 842 | 22 761 842 | 22 761 842 | 22 761 842 | 22 761 842 |
| Коэффициент дисконтирования | 0,91 | 0,83 | 0,76 | 0,69 | 0,63 |
| Дисконтированный эффект по годам | 20 713 276 | 18 892 328 | 17 298 999 | 15 705 670 | 14 339 960 |
| Чистый дисконтированный доход за t лет | - 12 344 064 | 6 548 264 | 23 847 263 | 39 552 933 | 53 892 893 |
| ИД | 0,63 | 1,19 | 1,72 | 2,19 | 2,55 |
Аннотация
Данный дипломный проект посвящен реконструкции подстанции «Гежская» 110/6 кВ, находящейся в Соликамском районе ОАО «Березниковских электрических сетей» – филиала ОАО «Пермэнерго».
В работе рассмотрена модернизация релейной защиты и автоматики, которая выполнена на базе современного микропроцессорного оборудования.
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Дата: 2019-05-29, просмотров: 273.
