Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции "Нефтяная"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Ижевский государственный технический университет имени М.Т. Калашникова»

(ФГБОУ ВПО «ИжГТУ имени М.Т. Калашникова»)

Кафедра «Электротехника»

Техническое задание

на выполнение выпускной квалификационной работы на соискание степени бакалавра техники и технологии

Тема ВКР «Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции "Нефтяная" 110/6 кВ Малопургинского района»

АННОТАЦИЯ

Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции «Нефтяная» 110/6 кВ Малопургинского района, 80с. Библиограф. список 15 наименований, 2 приложения 6 листов чертежей формата А1.

Объект - ПС 110/6 кВ «Нефтяная» Малопургинского района.

Целью выпускной квалификационной работы является разработка проекта модернизации подстанции 110/6кВ «Нефтяная» Малопургинского района с разработкой мероприятий релейной защиты и автоматики.

В дипломном проекте проведен анализ существующей схемы подстанции и доказана необходимость ее модернизации. Проведен выбор и проверка основного оборудования подстанции, предложены к установке элегазовые и вакуумные выключатели, детально рассмотрен вопрос защиты силового трансформатора.

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. АНАЛИЗ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ «НЕФТЯНАЯ»
• 1.1 Анализ схемы и оборудование открытого распределительного устройства 110кВ
• 1.2 Анализ и оборудование схемы распределительного устройства 6кВ
• 1.3 Выводы установленного оборудования подстанции
• 1.4 Предложения относительно модернизации подстанции
• 2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
• 2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения
• 2.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжении 110 кВ
• 2.3 Расчет токов короткого замыкания на напряжении 6 кВ
• 3. РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
• 3.1 Выбор силовых трансформаторов
• 3.1.1 Технико-экономический расчет
• 3.2 Выбор оборудования распределительного устройства 110 кВ
• 3.2.1 Выбор выключателей
• 3.2.2 Выбор разъединителей
• 3.2.4 Выбор трансформаторов напряжения
• 3.2.5 Выбор ошиновки поля
• 3.3 Выбор оборудования распределительного устройства 6 кВ
• 3.3.1 Выбор выключателей
• 3.3.3 Комплектное распределительное устройство
• 3.3.4 Выбор трансформаторов тока
• 3.3.5 Выбор трансформаторов напряжения
• 3.3.6 Выбор сборных шин
• 4. ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
• 4.1 Электрическая защита
• 4.1.1 Газовая защита
• 4.1.2 Токовая отсечка
• 4.1.3 Дифференциальная защита
• 4.2 Технологическая защита
• 4.2.1 Газовая защита трансформаторов
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
• Приложение А. Перечень действующих устройств
• Приложение Б. Перечень новых устройств

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния.

Проблемой энергетики РФ является неудовлетворительное техническое состояние электрических станций, подстанций и сети, а именно:

· большой износ оборудования электрических станций и подстанций, которое эксплуатируются больше 45 лет и отработали нормативный ресурс;

· воздушные и кабельные электрические линии напряжению на 0,4 ч 110 кВ больше 20% необходимо заменять на новые;

потери в электрических сетях напряжением 0,4 ч 110 кВ складывают 19%. трансформатор напряжение электрический

Согласно энергетической отрасли производства электроэнергии, которая разрабатывается, в 2009 г. должно сложить 1020 млрд.кВ·г, а установленная мощность - 229 млн. кВт.

Для осуществления этих заданий будет нужно введение новых генерирующих мощностей и техническое перевооружение электрических станций, подстанций и сетей, что предусматривает максимальный демонтаж что исчерпал свой ресурс оборудования и замену его новым.

Целью выпускной квалификационной работы является разработка проекта модернизации подстанции 110/6кВ «Нефтяная» Малопургинского района с разработкой мероприятий релейной защиты и автоматики.

Для достижения заданной цели нужно выполнить следующие задачи:

- провести анализ оборудования подстанции «Нефтяная»;

- сделать расчет токов короткого замыкания;

- провести выбор и расчет оборудования: силовых трансформаторов, оборудование распределительных устройств 110 кВ и 6 кВ;

- рассмотреть вопросы защиты силовых трансформаторов.

1. АНАЛИЗ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ «НЕФТЯНАЯ»

Подстанция «Нефтяная» была построена в 1961р., введены в эксплуатацию первые два трансформатора типа ТДТН-31500/110МВА. Третий трансформатор типа ТРДН-32000/110МВА был установлен в 1970р, а в 1978р. - четвертый трансформатор типа ТРДН-40000/110 МВА.

На подстанции расположены три распределительных устройства: открытый 110кВ, закрытый и комплектный распределительные устройства 6кВ.

Распределительное устройство - это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электроэнергии одного напряжения, которое содержит коммутационные аппараты и соединяет их сборные шины, секции шин, устройства управления и защиты.

Основные требования к распределительным устройствам и их эксплуатации:

· Электрооборудование всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условия работы в номинальных и аварийных режимах, перенапряжений и перегрузок;

· Обслуживающий персонал должен иметь в распоряжении схемы и указания по допустимым режимам работы оборудования;

· Температурный режим и влажность воздуха в ЗРУ должны поддерживаться постоянно;

· Должно отслеживаться и изыматься животные и птицы, которые попали в ЗРУ;

· Должно обеспечиваться аварийное освещение на всей подстанции.

1.1 Анализ схемы и оборудование открытого распределительного устройства 110кВ

Питание ОРУ-110кВ подстанции осуществляется по двум линиям. От ОРУ -110кВ получает питание четыре трансформатора и шесть воздушных линий напряжением 110кВ.

В это время на ОРУ -110кВ подстанции «Нефтяная» установлено силовое оборудование, коммутационные аппараты и токоведущие части:

· Т1 и Т2 - силовые трансформаторы типа ТДТН-31500/110МВА;

· Т3 - силовой трансформатор типа ТРДН-32000/110 МВА,

· Т4- силовой трансформатор типа ТРДН-40000/110 МВА;

· две рабочие и обходная системы шин;

· высоковольтные выключатели типа ВМТ-110;

· разъединители типа РНД3-2-110/1000В1;

· трансформаторы тока типа ТФЗМ-110;

· трансформаторы напряжения типа НКФ-110;

· вентильные разрядники типа РВС-110.

Силовые трансформаторы предназначены для передачи электрической мощности и для повышения или понижения напряжения питания силовой нагрузки.

Высоковольтные выключатели ВМТ-110 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах сети. Дугогасительной средой является трансформаторное масло. За время эксплуатации рама выключателя сильно поддалась коррозии. В это время требуют замены: вводы и выводы, подвижные и неподвижные рабочие контакты, баки, электромагнитный повод, запчасти которые требуют замены сняты из производства.

Разъединители типа РНДЗ-110 (горизонтально-поворотного типа) - это коммутационный аппарат, который не может коммутировать токи нагрузки и токи КЗ, потому что в нем нет дугогасительной камеры. Разъединитель служит для видимого разрыва цепи, который отделяет рабочее место от токоведущих частей, которые остались под напряжением. Управление разъединителем осуществляется в ручную, приводится в действие силой человека рычагом с червячной передачей. Впоследствии при эксплуатации на стержневых изоляторах образуются трещины, царапины, с тех пор, как; в поводе срабатываются шестерни, привода заземлюючих ножей, то есть гнутся и ломаются, на опорах осыпается бетон, металлические опоры поддаются коррозии.

Трансформаторы тока типа ТФЗМ-110 (с бумажно-масляною изоляцией в фарфоровом корпусе) относится к классу измерительных трансформаторов и служат для уменьшения первичного тока к значениям тока во вторичной обмотке 5А для измерительных приборов и реле. От трансформаторов тока питаются такие потребители: счетчики, амперметры, вольтметры, осциллографы и релейная защита. Питание приборов и реле происходит по кабелям типа КВВГ.

ТС представляют собой маслонаполненную установку и обеспечены:

- масломерним стеклом;

- силикогелевым влагонаполнителем (на ТТ 330 кВ), через который надмасленное пространство ТТ связано с атмосферой;

- масловыпускатель в нижней части ТТ для слива и отбора проб масла;

- шины переключения секций первичной обмотки для изменения коэффициента.

Трансформаторы напряжения типа НКФ-110 - масляные измерительные трансформаторы, предназначенные для снижения высоковольтного напряжения к 100В или В, работают в режиме холостого хода. Обмотки таких трансформаторов соединены по схеме: звезда с нулем/ звезда с нулем/ разомкнутый треугольник. Они питают такие приборы: ваттметры, варметры, вольтметры, датчики активной и реактивной мощности и частотомер.

Вентильные разрядники типа РВС-110 установлены для ограничения перенапряжений, которые влияют на изоляцию оборудования подстанции. Срок службы вентильного разрядника зависит от срабатывания резистора и герметичностью. Рабочая часть разрядника имеет искровый промежуток и заземленный резистор, что при повышении напряжения обеспечивает надежное гашение дуги.

На питательных линиях и подходящих ЛЭП установленные конденсаторы связи. Они предназначены для запирания высоких частот передачи сигналов телемеханики и телефонной связи между подстанциями.

Шины - это голые проводники большого сечения, которые используют для соединения оборудования и аппаратов между собой. Первая, вторая и обходная системы шин выполнены из гибких многожильных проводов и жестких шин, которые крепятся с помощью подвесных изоляторов на железобетонных и металлических порталах. Шины выполнены проводом марки АС-300.

1.2 Анализ и оборудование схемы распределительного устройства 6кВ

Распределительные устройства бывают сборные (закрытые распределительные устройства) и комплектные.

Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) получает питание от трансформаторов Т1 и Т2, в нем установлено такое оборудование: разъединители, выключатели, трансформаторы тока и напряжения, реакторы, выключатели нагрузки.

Первая и вторая системы шин - это голые проводники большого сечения, которые соединяют ячейки между собой. Они жесткие, прямоугольного сечения 100ч8 мм

Питание фидеров осуществляется от первой и второй системы шин. В ячейке фидеров находится следующее оборудование:

· шинный разъединитель типа РВ-6, РВФ-6 предназначен для видимого разрыва цепи ячейки;

· трансформатор тока типа ТОЛ-6, ТПОЛ-6, ТШЛ-6 - для питания устройств релейной защиты и автоматики, счетчиков, амперметров, вольтметров, ваттметров;

· выключатели типа ВМП-133 - для отключения и включения электрической цепи в нормальных и аварийных режимах;

· токоограничивающий реактор типа РБГ-6 - для ограничения величины тока КЗ;

· выключатели нагрузки - для отключения и включения небольшой нагрузки и для видимого разрыва цепи;

· кабельный разъединитель типа РВ-6 - для видимого разрыва цепи в сторону кабеля;

· кабель типов АСБ-6, ААБ-6, АПВШ-6, СБ-6 для питания потребителей.

Токоограничивающим реакторы поддерживают напряжение на системе шин 6кВ в режиме короткого замыкания, то есть не пропускают большие ударные токи. Реакторы имеют большое индуктивное сопротивление и малое активное сопротивление, по способу конструкции производятся без ячейки. Они бетонные, с сухой изоляцией и с воздушным охлаждением, установленные вертикально. Реакторы бывают:

1) линейные;

2) вступительные;

3) групповые;

4) секционные.

Кабели выполнены из алюминиевых жил обмотанных специальным сортом бумаги, что пропитанным минеральным маслом с канифолью. Защитная оболочка наложена поверх изоляции кабеля (свинец, алюминий, стальная лента).

ЗРУ распределяет питание между 30 ячейками фидеров, от которых питаются, : собственные потребности, шинно-соединительная и вводная ячейки, трансформаторы напряжения, предприятие нефте-газовой промышленности.

Собственные потребности подстанции предназначены для электрического питания вспомогательного оборудования: обслуживание основного оборудования, систем и устройств, цепей управления коммутационных аппаратов, релейной защиты, автоматики и сигнализации, обдув трансформатора, освещение, отопление и другое. Для этого используются переменный и постоянный ток. Переменный ток под действием выпрямительного устройства превратится в постоянный ток, который осуществляет питание приводов выключателей и аккумуляторных батарей (свинцово-кислотные типа СК-12, с количеством 127шт.).

К нейтрали трансформаторов собственных потребностей подключена дугогасительная катушка (ДГК). Она предназначена для компенсации емкостного тока замыкания на землю в сетях из изолированной нейтралью 6 ч 10 кВ.

Шинно-соединяющая ячейка предназначена для надежной работы первой и второй системы шин ЗРУ.

Комплектные распределительные устройства осуществляют нормальное функционирование и питание потребителей. В КРУ установленные шкафы типа К-6 и типа К-26. Какие получает питание от силовых трансформаторов Т3 и Т4. Ячейки укомплектованы маломасляными выключателями типа ВМПЕ-6 с разными номинальными параметрами рабочего тока.

От каждой ячейки осуществляется питание таких потребителей: собственные потребности, трансформаторы напряжения, предприятия нефте-газовой промышленности.

1.3 Выводы установленного оборудования подстанции

В это время все оборудование подстанции «Нефтяная» устаревший и недостаточной мощности и потому, чтобы увеличить ее мощность, и повысить надежность системы электроснабжения в целом, рассматривается вопрос о модернизации электрической части подстанции.

Открытое распределительное устройство 110кВ

Распределительное устройство служит для приема и распределения электрической энергии.

Открытое распределительное устройство расположено на открытом воздухе, что обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство обслуживания.

Требования к оборудованию ОРУ:

· Оборудование должно работать надежно в нормальных и аварийных режимах;

· Изоляция оборудования должна выдерживать перенапряжение в период эксплуатации;

· Работа при допустимых перегрузках;

· Каждое оборудование должно быть подписано диспетчерскими наименованиями.

Все аппараты расположены на металлических и железобетонных основаниях. Для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования проложенная асфальтирована дорога.

Под силовыми трансформаторами положен слой гравия, предусматривается для слива масла в масляные резервуары, как что утечка масла, это очень огнеопасно. Кабели оперативных цепей управления, релейной защиты, автоматики проложены в специальных кабельных каналах. Все выключатели размещены в один ряд около второй системы шин, которая облегчает их обслуживание. Гибкие шины крепятся на порталы с помощью подвесных изоляторов, а жесткие - с помощью опорных изоляторов.

На подстанции «Нефтяная» применяется широко распространенная схема с двумя рабочими и обходной системами шин. В этой компоновке все выключатели располагаются в один ряд около второй системы шин, упрощенная схема представлена на рисунке 1.1:

Рисунок 1.1 - Две рабочие и обходная системы шин.

Ошиновка выполнена гибкими сталелюминиевыми проводами АС-300.

В этой схеме ремонт любого выключателя производится без перерыва питания с использованием обходной системы шин, возможный ремонт по очереди. При ремонте системы шин все присоединения переводятся на одну из рабочих систем шин.

При коротком замыкании отключается шиносоединительный выключатель. Он предназначенной для равномерного распределения нагрузки, для перевода присоединений на системы шин.

Обходной выключатель предназначен для обеспечения надежности работы схемы и создает обходной путь из одной из рабочих систем шин для потребителей (других подстанций). Обходная система шин находится без напряжения, которое создает обходной путь и является резервной. При нормальных условиях выключатель находится в отключенном положении, а при аварийных ситуациях - включается от релейной защиты и автоматики.

Действующая схема две системы шин с обходной на напряжении 110 кВ имеет следующие недостатки:

1) если к. з. на одной системе шин и ШЗВ не отключится, то теряются все подключения;

2) если на одной системе шин ремонт, а на второй к. з. то теряются все подключения;

3) дополнительно установлены обходной (ОВ) и ШЗВ выключатели;

4) при числе присоединений ровной 17 на ОРУ 110 кВ отсутствующет секционирование первой и второй рабочих систем шин;

5) большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию ОРУ;

6) необходимость установления ШЗВ, ОВ и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение ОРУ.

Трансформаторы отработали свой срок работы, поскольку эксплуатируются больше 30 лет, из-за этого на сегодня подстанция может выдерживать нагрузку только на 60%. За годы эксплуатации чаще оказываются механические повреждения трансформаторов: магнитопровода, регулирование под напряжением (РПН), вводов, наблюдается течь масла и т.д.

Выключатели ВМТ-110 требуют замены основных рабочих элементов. Во время эксплуатации масляных баковых выключателей возникают неполадки в работе: отказы в отключении токов к.з., дефекты контактных систем, загрязнения и сколы вводов, увеличения времени включения и отключения выключателя.

Разъединители РНДЗ-110 необходимо поменять на новые, потому что на опорно-стержневых изоляторах появились отколы, трещины, царапины на фарфоре и армировке, срабатываются рабочие ножи и губки, шестерни привода (при переключениях), разрушаются и ржавеют опоры.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения ТФЗМ-110 и НКФ-110 требуют замены, поскольку на фарфоре образуются отколы, трещины, царапины, опоры ржавеют.

Разъединители, трансформаторе тока и напряжения от старения и атмосферных осадков, ультрафиолетовые лучи солнца разрушают фарфоров.

В период эксплуатации в вентильных разрядниках РВС-110 нарушается герметичность. Количество раз защиты резистора - уже отрабатывает, потому снижается защита изоляции оборудования.

Шины поддались коррозии и расслоению через атмосферные осадки и токи. На подвесных изоляторах образовался налет от коррозии шин и порталов. В кабельных каналах обрушиваются стенки и покрытия, то есть ведет к повреждению кабелей управление коммутационной аппаратуру. Поэтому придется постоянно осматривать и ремонтировать токоведущие части.

Закрытое распределительное устройство 6кВ

В ЗРУ установленные выключатели ВМГ-133, эти выключатели сняты с производства еще в 1970 годах, потому запчасти тоже не производятся.

У разъединителей РВ-6 за долговременный срок работы срабатываются рабочие ножи и губки, шестерни привода, разрушаются изоляторы.

В период эксплуатации токоограничивающих реакторов начинает пересыхать изоляция и разрушаются опорные изоляторы.

Цепи релейной защиты и автоматики, сигнализации, освещения, аккумуляторных батарей требуют полной замены.

Комплектное распределительное устройство 6кВ

В комплектном распределительном устройстве расположенные шкафы типа К-6 и К-26, которые установили в 70-х годах. Срок службы должен представлять не больше 25 лет. В шкафах находятся маломасляные выключатели ВМПЭ - 6 с электромагнитными поводами ПЭ - 11, ПЭ - 12. За годы работы выдвижных тележек срабатываются подвижные и неподвижные рабочие контакты, ломаются поводы, шторки, заземляя ножи, возникают перекосы тележек. Все запчасти для ремонтов выдвижных тележек промышленность не выпускает.

Аккумуляторные батареи по своей конструкции устарели и очень вредные, потому что выделяется водород, который приводит к взрывоопасности.

1.4 Предложения относительно модернизации подстанции

В данном проекте предлагается замена четырех двухобмоточных трансформаторов на двухобмоточные с расщепленной обмоткой и большей мощностью (тип ТРДН-40000/110). У таких типов современных трансформаторов силиконовые и герметичные вводи и выводы (GSA - 123 - OA/1600/0,5), газовое реле (РГТ-80-201), реле контроля для ступенчатого переключателя (URF - 25/10), встроенные трансформаторы тока предназначены для защиты трансформатора (ТТВ-110). Выбираются трансформаторы большей мощности, поскольку по окончанию экономического кризиса вырастет производство на предприятиях, и увеличится нагрузка.

Предлагается заменить выключатели ВМТ-110 на выключатели элегазовые баковые типа ВЕБ-110-40/2500 УХЛ1, поскольку они относятся к коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых дугогасним средой является элегаз SF6. Такой выключатель состоит из трех полюсов, установленных на общей раме и механически связанных один с одним посредствам передаточного устройства. Управляется выключатель пружинным поводом ВПК, а также обеспечен трансформаторами тока для подключения измерительных приборов и цепей релейной защиты. У выключателя есть электроподогрев полюсов, которые включаются при, - 25±С. Во время эксплуатации не требует ремонта в течение 20 лет, а общий срок эксплуатации 40 лет, без ремонта дугогасительного устройства число операций при КЗ - 40 раз, а - при номинальных - 5000 раз. Но следует следить за давлением ежемесячно (Р = 0,50 МПа), количество операций, чистки изоляторов, обтягивания болтовых соединений, масло подвижных частей, измерения переходного сопротивления контактов - через каждых 5 лет.

Дугогасительное устройство, размещенное в заземленном резервуаре и состоит из, :

· блока неподвижного контакта;

· блока подвижного контакта;

· механизма управления;

· устройства электроподогрева;

· фланец с защитной мембраной и фильтром.

Блоки подвижного и неподвижного контактов содержат размыкаемые главные контакты, которые обеспечены металлокерамическими напайками дугогасительные контакты. Блок подвижного контакта содержит поршневое устройство для создания давления во внутренних полостях дугогасительного устройства ограниченной перегородкой, поршнем, трубой, гильзой и фторопластовыми соплами, в которых потоки элегаза приобретают направление, необходимого для эффективного гашения дуги.

Поршневое устройство состоит из поршня, который разделяет надпоршневую полость высокого давления и подпоршенную полость, и системы клапанов, что позволяет обеспечить переток элегаза для создания эффективного дутья в зоне горения дуги во всех коммутационных режимах.

Во включенном положении главные и дугогасительные контакты замкнуты. При отключении сначала размыкаются практически без дугового эффекта главные контакты при замкнутых дугогасительных, а потом размыкаются дугогасительные. Скользящий контакт между трубой поршневого устройства и гильзой подвижного контакта осуществляется заключенными в ее углубление элементами, которые имеют форму замкнутых проволочных спиралей.

Дугогашение осуществляется путем создания в зоне горения дуги эффективного двустороннего дутья через сопла.

При отключении больших токов к.з. и возникновении высокого давления внутри надпоршневой полости за счет теплового расширения жлегаза клапан закрывается, отделяя от надпоршневую полость от подпоршневой. При этом гашение осуществляется за счет накопленного высокого давления, которое не препятствует движению подвижных частей в отключенное положение. При высокой компрессии в подпоршневой полости открывается разгрузочный клапан, который исключает торможение и существенное снижение скорости подвижных частей.

При отключении малых токов газ из подпоршневой полости через открытый клапан и надпоршневую полость подается в межкомнатный промежуток и осуществляется гашение дуги.

Выключатель элегазовий баковый повышает надежность работы подстанции при распределении токов нагрузки среди других подстанций и потребителей 6 кВ. Условие эксплуатации больше 40 лет, вид представлен на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Фотография изображения выключателя элегазового бакового ВЕБ-110-40/2500 УХЛ1

Разъединители типа РНДЗ-110/1000 У1 заменяются на разъединителе типа РДЗ.2-110/1000УХЛ. Простой в эксплуатации, при оперативных переключениях легко оперировать рабочими и заземляющими ножами.

В связи с дорогой стоимостью вентильных разрядников, лучше установить ограничители перенапряжения ОПН.

Актуальность модернизации подстанции установления оборудования на напряжение 6 кВ - это больше экономически по сравнению с напряжением 6 кВ. С напряжением 6 кВ снижается потери электрической энергии в электрической системе электроснабжения и токов к.з. в сетях.

Вакуумные выключатели типа ВР2-6-31,5/2500У2 широко применяются на подстанциях. Благодаря своей компактности и удобству эксплуатации их устанавливают в ЗРУ и КРУ на вводных ячейках. Вакуумные выключатели состоят из вакуумных дугогасительных камер, поводов с приводными механизмами и схем управления.

В ячейки ЗРУ и КРУ устанавливаю выключатели типа ВР1-6-20/1000У2. Особенностью выключателей является сравнительно небольшие габариты и масса, а так же компактность дугогасних камер. У них процессы замыкания и размыкания электрической цепи, где дуга гасится в безвоздушном пространстве (вакуум).

Выключатели такого же типу устанавливают на тележки КРУ.

Ударная ионизация в вакуумном промежутке практически отсутствует, потому вакуумный промежуток не может служить источником заряженных частиц.

Процесс отключения в вакууме происходит размыкание контактов количество контактных точек между ними уменьшается, а плотность тока, который протекает через контактные точки, растет. В результате этого на завершающей стадии размыкания происходит расплавление и испарение материала контактов.

В парах металла возникает электрический разряд, переходный в дуговую стадию. Благодаря низкому давлению в камере, вокруг контактов происходит интенсивная диффузия (деонизация) дугового столба и дуга гаснет. Частицы материала контактов, который был испаряющимся, оседают на поверхностях вакуумной камеры при этом быстро, со скоростью 5-50 кВ/мкса, возобновляется электрическая прочность между контактами. Скорость возобновления электрической прочности в вакуумных выключателях более высока, чем у других типов выключателей.

Материал контактов предоставляет большое влияние на характеристики выключателя. В настоящее время применяют сплавы меди с небольшими количествами висмута, железа и бора. Эти сплавы отличаются высшей электро - и теплопроводимостью по сравнению с тугоплавкими материалами, которые раньше применялись, например вольфрам.

Корпус состоит из двух секций, образованных цилиндровыми изоляторами вакуумний-плотно закрытыми металлическими фланцами. Между секциями крепится защитный экран. В корпусе поддерживается вакуум в ходе всего периода эксплуатации. Это достигается за счет очень высокой степени герметичности и специальной вакуумно-технологической обработки камеры при изготовлении. Внутри корпуса находятся контакты: подвижной и неподвижный. Присоединение камеры к электрической цепи осуществляется с помощью розеточного контакта, который надевает на подвижной токоотвод, и болтов на стороне неподвижного токопровода. Приводной механизм крепится со стороны неподвижного введения.

Трансформаторы тока ТПОЛ-6 и напряжения 3 НОМ-6 устанавливаются новые.

Устанавливаю аккумуляторные батареи GroE (Германия), по своей конструкции герметичные и взрывобезопасные.

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Короткими замыканиями (к.з.) называют замыкание между фазами. Возникают при нарушении изоляции электрических сетей, обрыва проводов, механических повреждений изоляции, удары молний, перекрытия воздушных линий электропередачи.

При протекании токов к.з. приводит к увеличению нагрева и потерям электроэнергии в проводниках и контактах, убыстряет процесс старения изоляции, выгорания контактов. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в ходе заданного времени, нагревая токами к.з., то есть термически стойкими.

Короткие замыкания (к. из.) возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений разные:

старение и вследствие этого пробой изоляции;

набросы на провода линий электропередачи;

обрывы проводов с падением на землю;

механические повреждения изоляции линий при земляных работах;

удары молнии в линии электропередач и так далее

Протекание токов к.з. сопровождается значительными электродинамическими усилиями между проводниками.

Для обеспечения надежной работы подстанции и предотвращения повреждением оборудования при к.з. необходимо быстрое отключение. Уменьшение опасности развитию аварий, необходимо правильно их провести расчет, потому что по этим расчетам проводится выбор аппаратов.

Рассматриваем наиболее тяжелый случай к.з. для подстанции - это трехфазное короткое замыкание, которое выполняется в следующем порядке:

· складываем расчетную схему;

· по расчетной схеме складывается электрическая схема замещения;

· путем превращения приводим схему замещения к более простому виду;

· определяем значение периодической составляющей.

Расчетная схема складывается однолинейной схемой электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток к.з.

Для определения токов короткого замыкания необходимо сложить упрощенную расчетную схему подстанции «Нефтяная» (Рисунок 2.1), которая отвечает начальной расчетной схеме всей подстанции.

Рисунок 2.1 - Расчетная схема подстанции «Нефтяная»

Схемой замещения называется электрическая схема, аналогичная начальной расчетной, но в ней отсутствуют магнитные связки. Схема замещения складывается по одному трансформатору, потому что все они однотипны и одинаковой мощности.

Рисунок 2.2 - Схема замещения

2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения

Определяем опоры элементов схемы замещения (Рисунок 3.2) по формулам приближенного приведения. Расчет ведем в относительных единицах.

Произвольно задаемся базисной мощностью, МВА

.

Сопротивление системы 110 кВ

(2.1)

где - сверхпереходная мощность к.з. системы 110 кВ (из задания на проектирование), МВА.

.

Сопротивление трансформаторов

, (2.2)

где - напряжение к.з. трансформатора %;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- реактивное сопротивление трансформатора.

Реактивное сопротивление трансформатора

,



Сопротивление трансформаторов

Сопротивление реакторов

(2.3)

где - сопротивление реактора, зависит от матеріла проводніка;

- базисная мощность, МВА;

- напряжение на которой работает напряжение, кВ.

.

2.2 Расчет токов короткого замыкания на напряжении 110 кВ

Для расчета токов короткого замыкания, строим схему замещения относительно точки К-1 (Рисунок 2.2). Учитываются те элементы, которые непосредственно влияют на к.з. Поскольку весь дальнейший расчет ведется в относительных единицах, то для упрощения записи опустим значок *.

Рисунок 2.3 - Превращение схемы замещения относительно точки К-1



Рисунок 2.4 - Окончательно преобразованная схема замещения относительно точки К-1

Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з., кА

, (2.4)

где - базисный ток, кА.

Базисный ток, кА

, (2.5)

где - среднее напряжение степени, на которой состоялось к.з., кВ.

.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. на степени 110кВ в разных ветках, кА

.

2.3 Расчет токов короткого замыкания на напряжении 6 кВ

Используя расчет тока к.з. для точки К-1, имеем:

Рисунок 2.5 - Схема замещения относительно точки К-2

Общее сопротивление системы и трансформатора

, (2.6)

Рисунок 2.6 - Окончательно преобразованная схема замещения относительно точки К-2

Базисный ток, кА

.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. на степени 6кВ в одной ветке, кА

.

Ударный ток, кА

, (2.7)

где - ударный коэффициент.

Ударный ток к.з. на шинах РУ 110 кВ для разных составляющих находим по выражениям, кА

Система К-1

, (2.8)

где [4, табл. 3.8].

.

Ударный ток к.з. на системах шинах 6 кВ, кА

, (2.9)

где [1, табл. 3.8].

.

Результаты расчетов токов к.з. возводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Токи короткого замыкания

Точка к.з.	UСР кВ	Іп0 кА	Iп0У кА	іуд кА	iуд У кА	Ку	Но с
К_ 1:	115	11,4	11,4	27,6	27,6	1,71	0,03
К_ 2:	6	7,4	7,4	26	26	1,956	0,23

3. РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор силовых трансформаторов

Трансформаторы выбираются на подстанции из такой номинальной мощности, чтобы в случае выхода из работы одного из них что остались могли бы перекрыть нагрузку подстанции с учетом аварийного 40% перегрузок.

Необходимая мощность рассчитывается по формуле:

(3.1)

где - максимальная нагрузка на ОРУ-110 кВ [из задания];

- количество трансформаторов.

.

Условие выбора

(3.2)

Принимаю силовые трансформаторы одинаковые ТРДН - 40000/110-У1

Таблица 3.1 - Паспортные данные трансформаторов

Тип	Sном МВА	Напряжение обмоток кВ	Потери кВт	Напря-жение, к.з.	Цена млн.р.
		ВН	НН1-НН2	Рхх	Ркз	Uк %
ТРДН - 40000/110-У1	40	115	10,5-10,5	24,2	140	10,5	9,6

3.1.1 Технико-экономический расчет

Перед технико-экономическим расчетом выбираем тип высоковольтных выключателей на напряжение 110кВ/6кВ. Данные возведем в табл. 3.2 и 3.3

Таблица 3.2 - Укрупненные показатели стоимости ячейки ВРП 110 кВ

Тип	Стоимость выключателя тис.р..	Сметная стоимость ячейки ВРП 110 кВ, тыс.р..
		Оборудование	Монтажных работ	Всего
ВЭБ - 110 - 40/2500УХЛ1	1110	390	300	1800

Таблица 3.3 - Укрупненные показатели стоимости ячейки ОРУ 6 кВ

Тип	Стоимость выключателя тис.р..	Сметная стоимость ячейки ЗРП 6 кВ, тыс.р..
		Оборудование	Монтажных работ	Всего
ВР2-6-20/1000 У2	105	90	30,6	225,8

Определение капитальных вложений.

К экономическим показателям относят: капиталовложение - К, приведены годовые расходы - З и расходы - И. При сравнительном анализе технико-экономических показателей разных вариантов структурных схем проектируемой электрической станции учет капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов, проводится только для тех элементов схем, которыми отличаются сравниваемые варианты. Капиталовложения для всех остальных элементов схем в этом случае не учитываются.

В капиталовложение включают стоимости трансформаторов и высоковольтных выключателей (укрупненные показатели стоимости ячеек ОРУ), то есть капиталовложения определяются по формуле, тыс. р..

, (3.3)

где - расчетная стоимость всех трансформаторов, тыс. грн.;

- сметная стоимость всех ячеек, тыс. грн.

Определение годовых эксплуатационных расходов.

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. р.

, (3.4)

где - амортизационные отчисления (отчисление на реновацию и капитальный ремонт), тыс. р.;

- затраты от потерь электроэнергии в блочном трансформаторе, автотрансформатора связи, тыс. р.;

- расходы на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала), тыс. р.;

Амортизационные отчисления, тыс. р.

, (3.5)

где - отчисление на амортизацию, принимаю [4].

.

Расходы от потерь электроэнергии в трансформаторах, тис.р.

, (3.6)

где с - стоимость 1 кВт·г потери электроэнергии, коп./(кВт·г), принимаем с=12,0коп/(кВт·г)[4];

?W - потери электроэнергии в трансформаторе, кВт·г.

,(3.7)

где - потери мощности холостого хода кВт;

- потери мощности короткого замыкания кВт;

t - длительность работы трансформатора, принимаем ровным 8760 г;

- длительность максимальных потерь, определяют по кривой [1, рис.5.6]в зависимости от длительности использования максимальной нагрузки, которое дано в задании проекту, г;

n - число работающих трансформаторов;

- номинальная мощность трансформатора МВА;

- максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА.

Расходы от потерь электроэнергии в трансформаторах, тыс. р.

.

Расходы на обслуживание электроустановки, тыс. грн.

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. р.

.

Из этих данных привожу приведенные затраты

, (3.8)

где К - капиталовложение ;

И - годовые эксплуатационные расходы;

р - коэффициент окупаемости, 0,12.

Расчет для первого варианта структурной схемы.

.

3.2 Выбор оборудования распределительного устройства 110 кВ

3.2.1 Выбор выключателей

Выключатели выбирают по нормальному режиму, а проверяют по аварийному режиму, поскольку схема РУ на высшем напряжении 110 кВ.

Анализируя все поля на напряжении 110кВ делаю вывод, что при выводе в ремонт некоторых выключателей, через выключатели из протекая токов наибольшими будут токи ЛЕП и трансформатора .

Рабочий ток выключателя, А

,(3.9)

где - полная мощность трансформатора, МВА;

- пропускная способность ЛЭП - 110 кВ, МВА;

=0,84 (из начальных данных);

- номинальное напряжение, кВ.

.

Условие выбора

,

где - номинальное напряжение;

- рабочее напряжение.

.

где - номинальный ток;

- рабочий ток.

Принимаю все выключатели для РУ одинакового типа ВЕБ-110-40/2000УХЛ1.

Таблица 3.4 - Паспортные данные элегазового выключателя

Тип выключателя	Uном кВ	Iном А	Iном, ветк кА	Iтерм /tдоп,| кА/с	Iскв кА	ЯН %	tоткл.полн с	tc.в., с
ВЕБ - 110 - 40/2000УХЛ1	110	2500	40	31,5/3	80	40	0,055	0,035

Условие выбора выполняется

,

.

Проверка на отключающую способность.

Условие проверки

, (3.10)

где - номинальный ток отключения выключателя;

- периодическая составляющая времени.

, (3.11)

где - номинальное значение апериодической составляющей;

- апериодическая составляющая тока к.з.

Периодическая составляющая времени ф, кА

, (3.12)

Где -периодические составляющие времени системы и нагрузки, кА.

Поскольку к.з. удалено от источника, то не затухают, тогда наименьшее время от начала к.з. к моменту расхождения дугогасительных контактов, с

, (3.13)

где - минимальное время срабатывания релейной защиты, с;

- собственное время отключения выключателя, из (табл. 3.3).

.

Номинальный ток нагрузки подстанции, приведенный к той степени напряжения, кА

.

Условие проверки выполняется

.

Проверка на апериодическую составляющую. Условие проверки (3.6).

Номинальное значение апериодической составляющей, кА, что допускается

, (3.14)

где - нормируемое значение содержания апериодической составляющей в токе к.з. % (табл. 3.1);

- номинальный ток отключения, кА (табл. 3.3).

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от системы, в момент расхождения контактов ф, кА

, (3.15)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей от системы 1 (табл. 3.1).

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от нагрузки, в момент расхождения контактов ф, кА

Апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов ф, кА

, (3.17)

.

Условие проверки не выполняется, потому делается проверка по полному току к.з.

.

Проверка на динамическую стойкость.

Условие проверки

. (3.18)

Ударный ток к.з., кА

, (3.19)

Где - ударные токи систем и нагрузки, кА (табл. 3.1).

.

Условие проверки выполняется

.

Проверка на термическую стойкость.

Условие проверки

, если (3.20)

, если (3.21)

где - срередньоквадратичне значение тока за время его протекания(табл. 3.3), кА2;

- полное время отключения тока к.з., с;

- расчетный тепловой импульс тока, кА2·с;

- длительность протекания тока термической стойкости (табл. 3.3), с.

Полное время отключения тока к.з., с

, (3.22)

где - время действия релейной защиты, принимается ровным 0,3 с;

- полное время отключения выключателя (табл. 3.3), с.

.

Поскольку то:

.

Поскольку, то есть, то формула определения имеет вид, кА2·с

, (3.23)

где - эквивалентная периодическая составляющая тока, от системы, кА;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей от ветки, с.

Для определения эквивалентной периодической составляющей от системы

.

Условие проверки выполняется

.

Все проверки выключателя ВЕБ-110-40/2000УХЛ1 выполняются.

3.2.2 Выбор разъединителей

Выбираем разъединитель РДЗ.2 - 110/1000 УХЛ [1].

Таблица 3.5 - Паспортные данные разъединителей

Тип розъеденителей	, кВ	, А	, кА/с	, кА
РДЗ.2 - 110/1000 УХЛ	110	1000	31/3	80

Условие выбора

,

.

Условие выбора выполняется

,

.

Проверка на динамическую стойкость.

Условие проверка

. (3.24)

Условие проверки выполняется

.

Проверка на термическую стойкость.

Условие проверки

, если (3.25)

.

Условие проверки выполняется

.

Разъединитель проходит все проверки. Принимаю для установки на ВН 110кВ разъединитель РДЗ.2 - 110/1000 УХЛ.

3.2.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока такого типа ТВГ-110

Таблица 3.6 - Паспортные данные трансформаторов тока

Тип Транс-форма-тора	Uн кВ	Iн А	It/t кА/с	iдин кА	Вариант выполнения вторичных обмоток	Sпред ВА	Ном. нагрузка в классе точности, Ом
		I1	I2
								0,2	10р
ТВГ-110	110	2000	5	40/3	80	0,2/ 0,5/ 1/ 5р /10р	45	0,15	0,3

Пересечение соединяющих проводов принимаю контрольный кабель АВВГ с алюминиевыми жилами ориентировочно длиной м и сечением 4(мм2), поскольку по условиям прочности сечение для алюминиевых жил не должно быть менее 4 (мм2) по ПУЭ.

3.2.4 Выбор трансформаторов напряжения

Принимаю ТН НКФ-110 - ЙЙ У1

Таблица 3.7 - Паспортные данные трансформаторов напряжения

Тип трансфор-матора	Uном.обм кВ	Sном в классе точности ВА|	Sпред ВА	Схема соединения
	U1	U2	U2 доп	0,5	1	3
НКФ-110 - ЙЙ У1			100	200	300	600	1000	Y/Y/Д

Условие выбора

.

Условие выбора выполняется

.

Таблица 3.8 - Паспортные данные приборов трансформаторов напряжения

Прибор	Тип прибора	одной обмотоки ВА	Число обмоток	cosц	sinц	Кол-тво приборов	P Вт	Q ВА
В цепи линии
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Датчик активной и реактивной мощности	И-829	10	-	1	0	1	10
Всего							16
В цепи сборных шин
Вольтметр регистрирующий	Н-344	10	1	1	0	1	10
Частотомер регистрирующий	Н-315	10	1	1	0	1	10
Ваттметр регистрирующий	Н-348	10	2	1	0	1	20
Вольтметр указующий	Э - 335	2	1	1	0	1	2
Частотомер синхр.	Э - 371	3	1	1	0	1	3
Вольтметр синхр.	Э - 335	2	1	1	0	2	2
Всего							50

Проверка класса точности.

Условие проверки

. (3.26)

Вторичная нагрузка, ВА

, (3.27)

где - общая потребляемая активная мощность приборов, вт;

- Общая потребляемая реактивная мощность приборов, ВА.

Складывается таблица приборов тех, которые подключаются к трансформаторам напряжения.

.

Условие проверки выполняется

.

Принят ТН будет работать в выбранном классе точности.

3.2.5 Выбор ошиновки поля

Выбираются сборные шины по току наибольшего присоединения.

Наибольшим током является ток линии и трансформаторов.

Принимаю сталеалюминиевые провода круглой формы АС-300/48, по одному проводу в каждой фазе [1].

Таблица 3.9 - Паспортные данные провода АС-300/39

Тип провода	Sном мм2	S мм2	Диаметр, мм	Iдоп А
			Провода	Стального сердечника
АС-300/48	295/48	236/47,8	24,1	8,9	690

Условие выбора

,

.

Условие выбора выполняется

,

.

Проверка на корону.

Условие проверки, кВ/см

.

Напряженность вокруг провода, кВ/см

, (3.28)

где - радиус единичного провода, см;

- середнегеометричное расстояние между проводами, см;

U - номинальное напряжение на шинах.

, (3.29)

где - расстояние между фазами, принимаю ровным - 300см.

.

Радиус единичного провода, см

. (3.30)

Напряженность

.

Начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см

, (3.31)

где - коэффициент, который учитывает шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов [1]).

.

.

.

Условие проверки выполняется, кВ/см

.

Проверку на термическую стойкость не проводят, поскольку шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

3.3 Выбор оборудования распределительного устройства 6 кВ

Рабочий ток на шинах, кА

, (3.32)

где - мощность силовых трансформаторов, МВА;

- номинальное напряжение в.п., кВ.

.

3.3.1 Выбор выключателей

Принимаю выключатель ВР2-6-20/2000 У2.

Таблица 3.10 - Паспортные данные вакуумного выключателя.

Тип выклю-чателя	Uном кВ	Iном А	Iном, откл кА	Iтерм /t доп кА/с	Йскв кА	ЯН %	tоткл.полн з	tc.в. з
ВР2-6-20/2000 У2	6	2000	40	40/3	63	40	0,005	0,009

Условие выбора

,

.

Условие выбора выполняется

,

.

Проверка на отключающую способность.

, (3.33)

Условие проверки выполняется

.

Наименьшее время от начала к.з. к моменту расхождения дугогасительных контактов, с

.

Поскольку з, то делается проверка на апериодическую составляющую. Проверка на апериодическую составляющую.

, (3.34)

Номинальное значение апериодической составляющей, кА

.

Апериодическая составляющая тока в момент расхождения контактов ф, кА

, (3.35)

.

Условие проверки выполняется

.

Проверка на динамическую стойкость

. (3.36)

Условие проверки выполняется

.

Проверка на термическую стойкость. Условие проверки (3.12 и 3.13).

Полное время отключения тока к.з., с

, (3.37)

.

Поскольку, то:

.

Формула определения имеет вид, кА2·с:

, (3.38)

.

Условие проверки выполняется

.

Рабочий ток цепи потребителей и цепи трансформаторов второй степени трансформации, А

, (3.39)

где - номинальная мощность трансформатора второй степени трансформации, В·А.

.

Рабочий ток потребителям максимальный равняется 220А.

Устанавливаются выключатели такого же типа.

Принимаю выключатель ВР1-6-31,5/600 У2.

Таблица 3.11 - Паспортные данные вакуумного выключателя

Тип выключателя	Uном кВ	Iном А	Iном, откл кА	Iтерм /t доп кА/с	Йскв кА	ЯН %	tоткл.полн з	tc.в. з
ВР1-6-31,5/600 У2	6	600	31,5	31,5/3	56	40	0,005	0,009

Условие выбора

,

.

Условие выбора выполняется

,

.

Проверка на отключающую способность

, (3.40)

Условие проверки выполняется

.

Наименьшее время от начала к.з. к моменту расхождения дугогасительных контактов, с

, (3.41)

.

Поскольку з, то делается проверка на апериодическую составляющую.

Проверка на апериодическую составляющую.

, (3.42)

Номинальное значение апериодической составляющей, кА

.

Апериодическая составляющая тока к.з. от системы, в момент расхождения контактов ф, кА

. (3.44)

.

Суммарная апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов ф, кА

. (3.45)

.

Условие проверки выполняется

.

Проверка на динамическую стойкость

. (3.46)

Ударный ток на шинах

. (3.47)

.

Условие проверки выполняется

.

Проверка на термическую стойкость. Условие проверки (3.15 и 3.16).

Полное время отключения тока к.з., с

, (3.49)

.

Поскольку, то:

.

Поскольку, то есть , то формула определения ,

, (3.50)

.

Условие проверки выполняется

.

3.3.3 Комплектное распределительное устройство

Установлены КРУ К-6 - 6/40 и К-26 6/40 в цепи ввода рабочего питания и в цепи потребителей и трансформаторов второй степени трансформации устанавливаю на тележки выключатели ВР1-6-31,5/600 У2 и ВР2-6-20/2000 У2. Благодаря своей компактности и удобству эксплуатации их устанавливают в комплектное распределительное устройство на всех ячейках.

Таблица 3.12 - Паспортные данные КРП

Тип КРУ	Uн кВ	Iн сборных шин А	Iн шкаф А	Число и пересечение силовых кабелей в шкафах линий, которые отходят,	Iн, відкл кА	Iдин кА	Тип привода
К6 - 6/40	6	1250	1250	4(3Ч240)	40	128	Встроен электромагнитный

Таблица 3.13 - Паспортные данные КРУ

Тип КРП	Uн кВ	Iн сборных шин А	Iн шкаф А	Число и пересечение силовых кабелей в шкафах линий, которые отходят,	Iн, відкл кА	Iдин кА	Тип привода
К26 - 6/40	6	1250	1250	4(3Ч240)	40	128	Встроен ...

Страница:

•  1 
•  2 

дипломная работа "Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции "Нефтяная"" скачать

Подобные документы

• Понизительная подстанция

  Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 27.08.2012
  

• Модернизация устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) электрической подстанции 110/35/10 кВ

  Модернизация релейной защиты подстанции 110/35/10 кВ "Буда-Кошелёво". Совершенствование противоаварийной автоматики на подстанции, электромагнитной совместимости электрооборудования. Охрана труда и безопасность при эксплуатации устройств релейной защиты.
  
  дипломная работа [576,1 K], добавлен 15.09.2011
  

• Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

  Исследование схемы электрической сети подстанции "ГПП 35/6 кВ". Расчет параметров комплексов релейной защиты трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе. Расчет стоимости выбранной аппаратуры.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 10.01.2016
  

• Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

  Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.01.2016
  

• Расчет устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения

  Определение параметров схемы замещения и расчет функциональных устройств релейной защиты и автоматики системы электроснабжения. Характеристика электроустановки и выбор установок защиты заданных присоединений: электропередач, двигателей, трансформаторов.
  
  курсовая работа [422,5 K], добавлен 23.06.2011
  

• Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ

  Расчет нагрузок подстанции, выбор главной схемы, оборудования, устройств релейной защиты и автоматики. Системы оперативного тока, их внутренняя структура и принципы формирования, взаимосвязь действующих элементов. Сетевой график строительства подстанции.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 10.05.2014
  

• Проект районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ

  Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов. Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям. Расчет основных параметров релейной защиты.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 26.12.2014
  

• Проектирование релейной защиты линии

  Определение расчетных режимов работы сети и ее элементов для защищаемого объекта. Составление схемы замещения и расчет ее параметров. Выбор типов трансформаторов тока, напряжения и их коэффициентов трансформации для релейной защиты, от междуфазных КЗ.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 12.11.2013
  

• Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

  Расчет электрической части подстанции. Определение суммарной мощности потребителей подстанции. Выбор силовых трансформаторов и схемы главных электрических соединений подстанции. Расчет заземляющего устройства, выбор защиты от перенапряжений и грозы.
  
  курсовая работа [489,4 K], добавлен 21.02.2011
  

• Микропроцессорные защиты элементов подстанции

  Обзор оборудования на подстанции, назначение релейной защиты. Терминал защиты линии электропередач. Шкафы защиты шин и трехобмоточных трансформаторов с напряжением 110 (220) Кв. Регулятор напряжения SPAU 341C. Расчет уставок и токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [1022,1 K], добавлен 10.09.2011
  

• Релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции завода транспортного машиностроения

  Выбор необходимого объёма релейной защиты и автоматики. Расчет токов короткого замыкания. Расчет параметров схемы замещения сети. Проверка трансформатора тока. Газовая защита трансформатора. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 13.02.2014
  

• Развитие участка района сети филиала ОАО "Мосэнерго Восточные Электрические сети"

  Особенности режимов работы электрических сетей. Режим максимальных и минимальных нагрузок. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции, типов релейной защиты, автоматики, измерений, аппаратов и токоведущих частей, кабельных линий.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 01.07.2015
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Особенности выбора силовых трансформаторов, трансформаторов тока. Расчет мощности, основное предназначение электрической части подстанции. Анализ схемы замещения сети и расчета значений короткого замыкания. Этапы проектирования городской подстанции.
  
  дипломная работа [684,1 K], добавлен 22.05.2012
  

• Разработка электрической части подстанции с тремя уровнями напряжения

  Определение мощности подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Расчет мощности потребителей и токов. Выбор электрических параметров схемы замещения, токоведущих частей. Трансформаторы тока на линии. Расчет заземляющих устройств. Защита от перенапряжений.
  
  курсовая работа [901,8 K], добавлен 12.11.2013
  

• Модернизация низковольтного оборудования тяговой подстанции

  Трансформатор собственных нужд тяговой подстанции. Устройства релейной защиты и автоматики трансформатора собственных нужд. Расчет срока окупаемости проекта модернизации низковольтного оборудования тяговой подстанции. Расчет численности персонала.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 18.11.2014
  

• Расчет параметров режимов и оборудования электрических сетей и мероприятий энергосбережения

  Расчет параметров заданной электрической сети и одной из выбранных трансформаторных подстанций. Составление схемы замещения сети. Расчет электрической части подстанции, электромагнитных переходных процессов в электрической сети и релейной защиты.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.10.2010
  

• Выбор главных схем электрических соединений и основного оборудования районной понизительной проходной подстанции

  Анализ графиков нагрузок. Выбор мощности трансформаторов, схем распределительных устройств высшего и низшего напряжения, релейной защиты и автоматики, оперативного тока, трансформатора собственных нужд. Расчет заземления подстанции и молниеотводов.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2014
  

• Релейная защита подстанции 220/35/10 кВ с разработкой электрической части подстанции и фильтра напряжения обратной последовательности

  Выбор структурной схемы (число, тип и мощность трансформаторов связи), расчет токов короткого замыкания. Общие сведения о релейной защите подстанции и принципы ее формирования. Разработка фильтра напряжения обратной последовательности, его схема.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 08.07.2012
  

• Проектирование электрической подстанции

  История развития энергетики Забайкалья, основные проекты настоящего времени. Методика расчёта электротехнических нагрузок. Выбор схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов, создание релейной защиты. Управление, сигнализация и блокировка.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 19.02.2012
  

• Пути повышения надежности бесперебойного электроснабжения потребителей (на примере системы релейной защиты и автоматики ПС 110/35/6 кВ "Рассохинская")

  Анализ существующей схемы режимов электропотребления. Расчет режимов работы подстанции, токов короткого замыкания в рассматриваемых точках системы электроснабжения. Выбор устройств релейной защиты и автоматики. Общие сведения о микропроцессорных защитах.
  
  курсовая работа [355,6 K], добавлен 18.01.2014
  

Другие документы, подобные "Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции "Нефтяная""

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам