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.

Нагрузка, А
Ввод 10 кВ.		Отходящие фидеры 10 кВ
Час.	1 Т	2 Т	5	8	9	12	13	16	17	19	25
1	690	710	165	200	185	40	100	190	260	110	150
2	690	720	165	200	185	40	100	190	260	120	150
3	740	730	165	200	185	40	150	200	260	120	150
4	735	730	165	190	185	40	150	200	260	120	150
5	737	740	167	190	185	40	150	200	270	120	150
6	752	750	177	190	185	50	150	200	280	120	150
7	772	765	177	210	185	55	150	200	285	120	150
8	853	800	218	230	190	55	160	210	290	120	170
9	859	805	219	230	195	55	160	215	290	120	170
10	859	805	219	230	195	55	160	215	290	120	170
11	849	805	209	230	195	55	160	215	290	130	170
12	842	810	207	230	195	50	160	215	290	125	170
13	844	815	209	230	195	50	160	215	290	130	170
14	844	815	209	230	195	50	160	215	290	130	170
15	864	825	209	250	195	50	160	215	300	130	170
16	864	840	209	250	195	50	160	230	300	130	170
17	869	840	209	250	200	50	160	230	300	130	170
18	858	850	188	250	200	50	160	230	300	140	170
19	868	850	208	250	200	50	160	230	300	140	170
20	868	850	208	250	200	50	160	230	300	140	170
21	848	850	178	250	200	50	160	230	300	140	170
22	837	850	167	250	200	50	160	230	300	140	170
23	825	830	165	240	200	50	160	230	280	140	170
24	750	780	155	230	195	40	130	200	260	120	170

Нагрузка, А
Ввод 10 кВ		Отходящие фидеры 10 кВ
Час	1 Т	2 Т	5		8	9	12	13	16	17	19	25
1	595	640	185		165	150	45	50	195	280	50	115
2	595	640		185	165	150	45	50	195	280	50	115
3	600	640		190	165	150	45	50	195	280	50	115
4	605	640		190	165	150	50	50	195	280	50	115
5	605	645		190	165	150	50	50	195	280	50	120
6	605	660		190	165	150	50	50	195	280	50	135
7	635	765		190	165	180	50	50	290	290	50	135
8	690	765		200	180	180	80	50	280	300	50	135
9	750	795		210	200	190	80	70	290	320	50	135
10	790	815		210	230	200	80	70	290	340	50	135
11	800	815		210	240	200	80	70	290	340	50	135
12	800	765		210	240	200	80	70	280	300	50	135
13	795	825		210	240	200	75	70	300	340	50	135
14	795	865		210	240	200	75	70	320	360	50	135
15	795	875		210	240	200	75	70	330	360	50	135
16	805	875		210	250	200	75	70	330	360	50	135
17	815	875		210	250	210	75	70	330	360	50	135
18	810	895		210	250	220	60	70	330	380	50	135
19	800	865		210	240	220	60	70	300	380	50	135
20	750	835		190	240	210	60	50	300	360	50	125
21	725	785		190	240	210	55	50	290	320	50	125
22	725	755		185	230	210	50	50	260	320	50	125
23	690	670		185	215	190	50	50	215	300	50	115
24	665	655		185	200	180	50	50	200	300	50	115

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

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

Нагрузка, А
Ввод 10кВ		Отходящие фидеры 10 кВ
Час	1Т	2Т	5	8	9	12	13	16	17	19	25
1	550	600	105	230	100	75	40	240	300	50	10
2	550	600	110	225	100	75	40	240	300	50	10
3	550	600	110	225	100	75	40	230	310	50	10
4	550	600	115	225	100	70	40	230	320	40	10
5	550	600	115	225	100	70	40	230	320	40	10
6	550	600	115	225	100	70	40	230	320	40	10
7	630	670	160	260	100	70	40	260	330	70	10
8	670	720	135	290	120	70	55	290	330	85	15
9	700	750	140	310	130	75	55	310	340	85	15
10	720	780	120	320	140	80	60	330	350	85	15
11	720	780	120	320	140	80	60	330	350	85	15
12	710	760	120	310	140	80	60	320	345	80	15
13	700	740	135	300	130	80	55	320	325	80	15
14	690	730	135	290	130	80	55	310	325	80	15
15	690	730	125	300	130	80	55	310	325	80	15
16	690	730	105	310	140	80	55	310	325	80	15
17	710	760	105	330	140	80	55	320	345	80	15
18	750	800	110	370	140	80	50	330	375	80	15
19	730	780	105	370	130	75	50	330	355	80	15
20	725	770	130	350	120	75	50	320	355	80	15
21	710	750	125	340	120	75	50	310	345	80	15
22	670	710	130	300	120	75	45	300	315	80	15
23	630	675	130	280	100	75	45	280	305	80	10
24	580	610	120	240	100	75	45	250	275	75	10

Как видим из таблиц максимальная нагрузка на вводе трансформатора

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

895/Iн
= 895 / 924 = 0,96

где Iн
. - номинальный ток трансформатора:

Iн
= 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:

Кзагр.
= ( 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

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

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 + D 448 = 504 + 356 =60 кВт

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

Р10-11 = 513 + D 504 + D 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 ) .

____________

Q10-13
= √ 10752
- 8602
= 645 квар

____________

Q11-12
= √ 641,252
- 5132
= 384,75 квар

____________

Q10-11
= √ 12202
- 9762
= 732 квар

______________

Q9-10
= √ 21002
- 16802
= 1280 квар

_______________

Q7-9
= √2413,752
- 19312
= 1448,25 квар

____________

Q7-8
= √ 2062
- 164,82
= 123,6 квар

_______________

Q3-7
= √ 2572,52
- 20582
= 1543,5 квар

____________

Q5-6
= √2062
- 164,82
= 123,6 квар

________________

Q4-5
= √ 280,3752
- 224,32
= 168,2 квар

_______________

Q3-4
= √ 354,752
- 283,22
= 213,6 квар

_______________

Q1-3
= √ 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∙Uн
) (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 АI10-11 = 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 АI3-7 = 2572,5 / (√3·10) = 148,5 АI5-6 = 206 / (√3·10) = 11,8 АI4-5 = 280,375 / (√3·10) = 16,1 АI3-4 = 354,75 / (√3·10) = 20,4 АI1-3 = 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

№ участка

Р , кВт

Q , квар

S , кВ·А

I , А

10 - 13

11 - 12

10 - 11

9 - 10

7 - 9

7 - 8

3 - 7

5 - 6

4 - 5

3 - 4

1 - 3

860

513

976

1680

1931

164,8

2058

164,8

224,3

283,8

2281

645

384,75

732

1280

1448,25

123,6

1543,5

123,6

168,2

213,6

1710,75

1075

641,25

1220

2100

2413,75

206

2572,5

206

280,375

354,75

2851,25

70,4

121,2

139,5

11,8

148,5

11,8

16,1

20,4

164

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

51-53

51-52

49-51

49-50

46-49

44-46

44-45

42-44

38-42

38-39

30-38

35-36

33-35

31-33

30-31

22-30

27-29

27-28

25-27

25-26

23-25

22-23

20-22

18-20

16-18

16-17

14-16

12-14

11-12

64-66

62-64

58-62

58-59

54-58

55-57

54-55

11-54

9-11

7-9

5-7

571

1028

907

1774

2276

907

3022

3218

714

3539

355

452

511,5

762,5

4159

907

355

1186

297

1419

1619

5519

5674

5870

225

6044

6240

6395

417

514

611

139,5

717

225

494

1111

7313

7564

7719

426

771

678

1329

1707

678

2265

2412

534

2652

264

335

381

570

3117

678

264

888

222

1062

1212

4137

4254

4401

168

4533

4680

4794

312

385

458

105

537

168

370

833

5484

5673

5787

713

1285

1133

2217

2845

1133

3777

4022

892

4423

443

565

638

952

5198

1133

443

1482

371

1773

2023

6898

7092

7337

281

7555

7800

7993

521

642

763

173

896

281

617

1388

9141

9455

9648

128

164

218

232

255

300

102

116

398

409

423

436

450

461

527

545

557

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

Продолжение таблицы 3.2

3-5

1-3

1-2

0-1

7915

8166

355

8445

5934

6123

264

6333

9893

10207

443

10556

571

589

609

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

34-36

34-35

32-34

32-33

30-32

30-31

28-30

28-29

5-28

25-27

25-26

23-25

21-23

19-21

5-19

14-16

12-14

12-13

10-12

6-10

7-9

6-7

5-6

3-5

3-4

1-3

0-1

475

571

949

417

1278

475

1656

417

1988

225

128

322

477

574

825

187

247

520

712

867

571

771

1493

3922

1450

5148

5399

354

426

711

312

957

354

1242

312

1491

168

240

357

429

618

138

183

390

534

648

426

576

1119

2940

1086

3861

4047

593

713

1186

521

1597

593

2070

521

2485

281

160

402

596

717

1031

233

308

650

890

1083

713

963

1866

4902

1812

6435

6748

119

143

107

283

104

371

389

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

30-31

28-30

27-28

35-36

35-37

33-35

27-33

19-27

20-24

20-21

19-20

17-19

17-18

15-17

15-16

11-15

11-12

9-11

5-9

5-6

3-5

1-3

0-1

907

1310

1369

355

571

850

1253

2420

379

678

2971

355

3250

907

3997

355

4276

4527

63,4

4573

4633

4692

678

981

1026

264

426

636

939

1815

284

509

2226

264

2436

678

2997

264

3207

3393

3428

3474

3518

1133

1637

1711

443

713

1062

1566

3025

474

848

3713

443

4062

1133

4996

443

5345

5658

5716

5791

5865

174

214

234

288

308

326

4,5

330

334

338

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

6-7

5-6

5-8

4-5

3-4

2-3

1-2

0-1

755

1006

907

1752

1849

1908

2159

2314

564

753

678

1314

1386

1431

1617

1736

943

1257

1133

2190

2311

2385

2698

2893

126

133

137

155

167

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

47-49

47-48

39-47

43-45

43-44

40-43

40-42

39-40

31-39

36-37

34-36

32-34

31-32

29-31

29-30

27-29

23-27

23-24

21-23

7-21

12-13

12-14

20-12

8-10

8-9

7-8

18-20

18-19

16-18

7-16

5-7

3-5

1-3

0-1

1203

755

1833

355

571

947

907

1944

3475

755

852

1103

1258

4531

516

4944

5041

475

5419

5670

311,5

139,5

572

823

907

1577

225

571

745

996

7823

8074

8171

8422

904

564

1374

266

428

708

680

1458

2604

564

639

825

942

3396

387

3708

3780

354

4062

4251

233

101

428

615

680

1182

168

428

558

747

5865

6054

6126

6315

1505

943

2291

443

713

1183

1133

2430

4343

943

1065

1378

1572

5663

645

6180

6301

593

6773

7087

389

173

715

1028

1133

1971

281

713

931

1245

9778

10092

10213

10527

132

140

250

326

356

363

391

409

113

564

582

589

607

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

91-93

90-91

88-90

88-89

84-88

85-87

84-85

82-84

80-82

80-81

78-80

68-78

73-75

73-74

71-73

71-72

69-71

68-69

66-68

52-66

61-62

59-61

57-59

55-57

53-55

52-53

50-52

48-50

46-48

46-47

44-46

42-44

36-42

37-39

36-37

34-36

32-34

15-32

21-22

139,5

426

621

907

1407

907

944

2186

2437

259,5

2641

2796

417

297

649

475

1027

1278

3870

4025

379,5

439

594

691

788

943

4803

5054

5209

571

5666

5725,5

5880,5

355

392

6188,5

6285

6688

571

102

318

465

678

1053

678

708

1638

1827

192

1980

2098

312

222

486

354

768

957

2901

3018

282

327

444

516

591

705

3600

3789

3906

426

4248

4293

4410

264

294

4641

4713

5016

426

173

532

776

1133

1758

1133

1180

2732

3046

323

3301

3496

521

371

811

593

1283

1597

4837

5031

473

548

742

863

985

1178

6003

6317

6511

713

7082

7156

7350

443

490

7735

7856

8360

713

101

157

175

190

201

279

290

346

364

375

408

390

424

446

453

482

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

Продолжение таблицы 3.7

21-23

18-21

18-20

17-18

15-17

29-31

27-29

25-27

15-25

6-15

7-10

6-7

6-12

3-6

1-3

0-1

225

804

571

1415

1666

516

767

826

1077

8983

379

574

355

9722

10070

10255

168

603

426

1059

1248

387

573

618

1346

6735

282

429

264

7290

7551

7628

281

1005

713

1768

2082

645

958

1032

1346

11228

473

717

443

12152

12578

12781

102

120

648

701

726

737

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

65-63

61-63

59-61

36-59

54-56

52-54

44-52

47-48

45-47

44-45

37-44

39-41

37-39

36-37

29-36

29-30

29-33

27-29

25-27

23-25

21-23

19-20

19-21

17-19

15-17

11-15

12-13

11-12

9-11

7-9

3-7

3-4

1-3

0-1

284

306

343

380

117

176

213

225

494

591

756

225

494

1305

1604

259

187

1953

2108

2263

2300

907

2359

3105

3202

3262

755

792

3905

3964

4119

417

4449

4604

213

228

255

289

132

159

168

370

441

567

168

370

978

1203

192

138

1464

1581

1695

1725

680

1767

2328

2400

2445

564

594

2928

2973

3087

312

3336

3453

355

382

428

475

146

220

266

281

617

738

945

281

617

1631

2005

323

233

2441

2635

2828

2875

1133

2948

3881

4002

4077

943

990

4881

4955

5148

521

5561

5755

115

140

152

163

165

170

224

231

235

281

286

297

321

332

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

6-7

5-6

4-5

3-4

2-3

1-2

0-1

187

284

439

690

787

847

1002

138

213

327

516

588

633

750

233

355

548

862

983

1058

1252

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

49-53

49-50

47-49

23-47

37-39

35-37

33-35

31-33

29-31

28-29

42-44

40-42

28-40

26-28

24-26

23-24

21-23

19-21

17-19

13-17

13-14

5-13

8-10

6-8

5-6

1-5

1-2

0-1

755

187

900

997

353

450

605

642

701

761

117

215

275

977

1228

1383

2210

2613

2710

2769

187

2914

526

777

836

3597

659

4130

564

138

675

747

264

336

453

480

525

570

159

204

732

921

1035

1656

1959

2031

2076

187

2184

393

582

627

2697

492

3096

943

233

1125

1246

441

562

756

802

876

951

146

268

343

1221

1535

1728

2762

3266

3387

3461

233

3642

657

971

1045

4496

823

5162

159

188

195

199

210

259

298

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

№ участка

Р, кВт

Q, квар

S, кВ∙А

I, А

17-18

17-19

15-17

15-16

11-15

12-13

12-14

11-12

5-11

8-10

8-9

6-8

6-7

5-6

3-5

3-4

1-3

1-2

0-1

128

256

352

389

881

252

1077

1384

225

128

322

200

477

1764

320

2015

2074

192

263

291

660

189

807

1038

168

214

150

357

1323

240

1509

1556

160

320

440

486

1101

315

1346

1730

281

160

402

250

596

2205

400

2518

100

2593

9,23

18,47

3,6

63,5

77,7

9,23

127

145

5,7

149

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»

Расчетные значения	1 Т						2 Т
	ФИДЕРЫ						ФИДЕРЫ
	2 -05	2 - 08	2 - 09	2 - 12	2- 13		2 - 16		2 - 17		2 - 18		2 - 19		2 24		2- 25
Р линии , кВт	2281	8445	5399	4692	2314	8422		10255		4604		1002		4130		2074
S линии , кВ·А	2851	10556	6748	5865	2893	10527		12781		5755		1252		5162		2593
I линии , А	164	609	389	338	167	607		737		332		72,3		298		119
Полная мощность на шинах 10 кВ, кВ·А	23130						30456
Ток на шинах 10 кВ, А	1335						1758

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: Кз
= 23130 / 16000 = 1,44

Кз
= 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 ]

Тип

Номинальная

мощность,

кВ·А

Напряжение

обмотки, кВ

Потери,

кВт

U к
.
,

I х
.
х
.
,

ВН

НН

Рх.х.

Рк.з.

ТДН

25 000

115

10,5 –

10,5

120

10,5

0,75

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:

Кз
= ( Sрасч
/ Sнтр
) · 100 % ( 4.1 )

Sрасч
- расчетная мощность подстанции, кВ·А

Sнтр
– номинальная мощность трансформатора, кВ·А

Кз1
= ( 12576 / 25000 ) · 100 = 50,3 %

Кз2
= ( 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

Элемент электроустановки	Отклонение напряжения
Элемент электроустановки	100%	25%
Шины 10 кВ Сеть 10 кВ Трансформатор 10/0,4 кВ Надбавка Потери Сеть 0,4 кВ	10 % - 9,6 5 % - 4 - 6,4	0 % 0 5 % - 1 0
Потребитель	- 5	4 %

Vдоп.10+0,4
= 10 + 5 – 4 + ( -5) = 16 %

Vдоп.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.

Rл
= 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.

Xл
= 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

∆U17-18
= ( 128 · 0,83 · 0,07 + 96 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,98 В

∆U17-19
= ( 256 · 0,83 · 0,07 + 192 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 1,96 В

∆U15-17
= ( 352,5 · 0,412 · 0,35 + 263 · 0,341 · 0,35) / 10 = 8,22 В

∆U15-16
= ( 50,4 · 0,83 · 0,07 + 37,8 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,38 В

∆U11-15
= ( 389,5 · 0,412 · 0,14 + 291 · 0,341· 0,14 ) / 10 = 3,6 В

∆U12-13
= ( 881 · 0,83 · 0,05 + 660 · 0,366 · 0,05 ) / 10 = 4,86 В

∆U12-14
= ( 252 · 0,83 · 0,001 + 189 · 0,366 · 0,001 ) / 10 = 0,02 В

∆U11-12
= ( 1077 · 0,83 · 0,15 + 807 · 0,366 · 0,15 ) / 10 = 17,8 В

∆U5-11
= ((1384·0,412·0,49+1384·0,308·1)+(1038·0,341·0,49+1038·0,332·1 )) / 10 = 122 В

∆U8-10
= (225 · 0,576 · 1,2 + 168 · 0,355 · 1,2 ) / 10 = 22,7 В

∆U8-9
= ( 128 · 0,83 · 0,9 + 96 · 0,4 · 0,9 ) / 10 = 13 В

∆U6-8
= ( 322 · 0,576 · 1,1+ 214 · 0,355 · 1,1) / 10 = 28,7 В

∆U5-6
= ( 477 · 0,576 · 0,07 + 357 · 0,355 · 0,07 ) / 10 = 2,1 В

∆U3-5
= ( 1764 · 0,308 · 0,5 + 1323 · 0,332 · 0,5 ) / 10 = 48,4 В

∆U3-4
= ( 320 · 0,576 · 0,5 + 240 · 0,355 · 0,5 ) / 10 = 13,4 В

∆U1-3
= (2015 · 0,308 · 0,21+ 1509 · 0,332 · 0,21 ) / 10 = 23,5 В

∆U1-2
= ( 80 · 0,576 · 0,02 + 60 · 0,355 · 0,02 ) / 10 = 0,13 В

∆U0-1
= ( 2074,5 · 0,308 · 0,97 + 1556 · 0,332 · 0,97 ) / 10 = 112 В

Определяем сумму потерь напряжения на всей линии

∑∆Uл 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 ΔUдоп
.

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

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВМТ-110
Uуст £ Uном	110 кВ	110 кВ
Iраб. макс £ Iном	1,4 × 131 = 183 А	1250 А
Iк £ Iоткл. ном	1684 А	25 кА
Iк1 £ Iпр. с	1684 А	25 кА
iу £ iпр. с	4048А	65кА
Вк£ It²× It	1,684²× (0,01 + 0,035) =127А²× с	25²× 3 = 1875 кА²× с

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

It
– предельный ток термической стойкости, кА;

tt
= tп.в.
+ tр.з.
( 7.1 )

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

tр.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

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные Разъединитель РЛНДЗ- -2-110/600
Uуст £ Uном	110 кВ	110 кВ
Iраб. макс £ Iном	1,4 × 131 = 183 А	600 А
iу £ iпр.с	1684А	12 кА
Вк£ It²× It	7,265²× 10 = 527 кА²× с	12²× 10 = 1440 кА²× с

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

It
– предельный ток термической стойкости, кА;

tt
- 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

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные Выключатель ВБЧ-СЭ-10-20/1000
Uуст £ Uном	10 кВ	10 кВ
Iраб.макс £ Iном	1,4 × 681= 953 А	1000 А
Iкз £ Iоткл. ном	7265 А	20 кА
Iкз £ Iпр.с	7265 А	20 кА
iу £ iпр.с	16336 А	51 кА
Вк £ It ²×tt	7,265²×(0,04 + 0,1)= 7,37 кА2 ×с	20²× 4 = 160 кА²× с

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

It
– предельный ток термической стойкости, кА;

tt
= tп.в.
+ tр.з.

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

tр.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

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТПЛ – 10 К
Uуст £ Uном	10 кВ	10 кВ
Iраб.макс £ Iном	953 А	1000 А
Iкз £ Кдин × I 1 ном	7,265 кА	74,5 кА
Вк £ (К1 × I1 ном )²× I t	7,37 кА2 · с	272 · 4 = 2916 кА²× с

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

класс напряжения сети, кВ	наибольшее длительно допустимое напряжение, Uнд, кВ	номинальный разрядный ток, кА
10	11,5	10

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.

Слов:	10698
Символов:	142216
Размер:	277.77 Кб.

Название реферата: Проектирование систем электроснабжения подстанции Тагарская РЭС1