БМРЗ-103-ВВ — Защита вводного присоединения БМРЗ-103-СВ — Защита секционного присоединения. ТА) БМРЗ-104-ТН — Контроль ТН Блоки серий БМРЗ-100, выпускаемые НТЦ Механотроника более 10 лет и


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.


МεНОБРНАУКε РОССεε


федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

"Санкт
-
Петербургский политехнический университет Петра Великого"


εнститут
энергетики и транспортных систем

кафедра "Электрические системы и сети"




Работа допущена к защите

зав. кафедрой, д.т.н.

888888888888 Е.Н. Попков

"___" _____________ 2017

г.



ВмПбСКНХс РХБОаХ БХКХЛХВРХ

«Разработка проекта реконструкции
ПС
-
551
»

Направление: «олектроэнергетика и электротехника»


Выполнил студент

группы з53212/1







К.В. Игаев


Руководитель,

к.т.н., доц.








И.Е. Рындина

Научный консультант




С.Н. Шильников



Санкт
-
Петербург

2017 г.


2



Аннотация


Тема дипломного проекта: ©Разработка проекта реконструкции ПС
551ª.

Объём работы 56

страниц. При написании работы были использованы
20 источников.

В данной работе были проведены расчёты нагрузок, токов короткого
замыкания, молниезащиты

и устройств релейной защиты и автоматики
подстанции ПС
-
551 ФГУП НεТε им. А.П. Александрова. Была рассмотрена
необходимость реконструкции подстанции в связи с физическим износом
оборудования на стороне 6 кВ и
не надёжной работой блока
микропроцессорного ус
тройств релейной защиты и автоматики. В результате
работы было выбрано новое оборудование на стороне 6 кВ подстанции.



A
nnotation



Theme of the diploma project: "Development of the reconstruction project
for P
S 551". The volume of work is 56

pages. At t
he writi
ng of the work, 20
sources were
used.

In this work, calculations were made of loads, short
-
circuit currents,
lightning protection and relay protection devices and automation of substation PS
-
551 FSUE NITI. A.P. Alexandrova. The need to upgrade the
substation in
connection with the physical wear and tear of equipment on the 6 kV side and the
reliable operation of the microprocessor relay protection and automation unit was
considered. As a result of the work, new equipment was selected on the side of
the
6 kV substation.


Реконструкция, подстанция, оборудование.

Reconstruction, substation, equipment.




3


Оглавление

В
ведение

................................
................................
................................
.........

4

1.
Характеристика оборудования объекта

................................
..................

5

1.1 Схема электроснабжения

................................
................................
...

5

1.2
Оборудование ПС
-
551

................................
................................
........

8

1.3
Обоснование реконструкции ПС
-
551 ФГУП НεТε им. А.П.
Александрова

................................
................................
.............................

14

2. Определение расчётных нагрузок потребителей

ПС
-
551

110/6 кВ

.....

15

2.1 Определение расчётной мощности на шинах 6 кВ ПС
-
551

............

25

2.2 Расчёт токов короткого замыкания

................................
...................

26

2.2.1 Расчёт токов

к.з. на вводах трансформаторов

63KA
01,

63KA02

................................
................................
.......................

26

2.2.2 Р
асчёт токов к.з. на шинах 6кВ

................................
......................

27

3.

Релейная защита трансформаторов ПС
-
551

................................
...........

31

3.1 Расчёт дифференциальной токовой защиты

................................
....

31

3.2 Максимальная токовая защита МТЗ

................................
.................

34

3.2.1 МТЗ без пуска по напряжению

................................
.......................

35

3.2.2 МТЗ с пуском по напряжению

................................
........................

35

3.3 Защита от
перегрузки

................................
................................
.........

39

3.4 Обдувка трансформатора

................................
................................
...

39

3.5
Устройство РПН трансформатора

................................
.....................

40

4.Молниезащита и заземление

................................
................................
.....

41

4.1 Защита трансформатора от набегающих с возду
шных

линий волн перенапряжений
................................
................................
....

41

4.2
Заземление

................................
................................
...........................

42

4.3
Расчёт сопротивления защитного заземления

................................
.

43

5. Выбор оборудования для ЗРУ
-
6кВ

................................
..........................

46

5.1
Основные технические данные и характеристики

..........................

48

5.2 Меры безопасности

................................
................................
.............

50


4


6. Безопасность ж
изнедеятельности и охрана труда

................................
.

52

6.1 Охрана труда
при производстве работ по

реконструкции

подстанции

................................
................................
......

53

7. Заключение

................................
................................
................................

54

Список источников

................................
................................
.......................

55






















5


Введение

Научно
-
исследовательский технологический институт им. А. П.
Александрова (НεТεI, созданный в 1962 году по инициативе и под
руководством академика А.П. Александрова как Государственная
испытательная
станция судовых ЯЭУ, более чем за 50 лет своего
существования прошёл большой исторический путь превращения в крупный
научный центр в области ядерной энергетики. В настоящее время НεТε
является единственным в России научно
-
технологическим центром
комплексны
х испытаний корабельных ЯЭУ, доведения их на стендах
-
прототипах до требуемого ур
овня надежности и безопасности.

εспытательные стенды, насосные агрегаты, подающие воду

в систему
охлаждения реакторов

и
сис
тему пожаротушения, большое кол
ичество
силовых трансф
орм
аторов 6/0,4 кВ


всё это запитыва
ется от главной
питающей подстанции ГПП ПС
-
551. Потребители, входящие в состав
энергосистемы ФГУП НεТε, являются преимущественно потребителями
I

категории, поэтому к
качеству электроэнергии предъявляются особые
требован
ия.


Научно
-
технический прогресс не стоит на месте, появляется
необходимость в увеличении мощности и безопасности ЯЭУ.
Учитывая всю
сложность и важность всех видов работ, производимых на испытательных
стендах
НεТε им. А.П. Александрова, возникает задача в

бесперебойной
поставке качественной электроэнергии для
обеспечения нормального режима
работы оборудования и систем ЯЭУ. Данная задача возлага
ется на
питающую подстанцию
, к которой предъявляются те же требования,
увеличение мощности, выдаваемой в систему э
лектроснабжения, надёжности
работы оборудования подстанции и безопасности его эксплуатации.

Для достижения данных целей необходима

реконструкция подстанции,
что представляет собой сложный процесс выбора схем электрических
соединений, выбора состава электро
оборудования и конфигурации его
размещения.


6


1.
Характеристика
оборудования
объекта

Подстанция №551 расположена
непосредственно
на территории ФГУП
НεТε им. А.П. Александрова.

Подстанция №551, далее ПС
-
551, включает в
себя ОРУ
-
110 кВ сооружение 163 и ЗРУ
-
6 кВ здание 163А. Питание на ОРУ
-
110 к
В сооружения

163 приходит с ОРУ
-
110 кВ Ленинградской АЭС по двум
линиям ЛСб
-
1 и ЛСб
-
2.

1.1 Схема электроснабжения
.

Схему ПС
-
551

выбираем с

учетом установленной мощнос
ти
потребителей электроэнергии, категории их надежности и

характера
электрич
еских нагрузок. Предприятие

относится к объект
ам большой
мощности,

на нем имеются потребители I категории, поэтому применяем
схему с одним
приё
м
ным пунк
том электроэнергии

и предусматриваем
секциониров
ание шин 110 кВ,

и
каждая секция получает питан
ие по
отдельной линии. Схема ПС
-
551

предпр
иятия включает в себя РУ высокого

напряжения с одной системой сборных шин, разделенной на две
секции,

независимо работ
а
ющие в нормальном режиме,
к каждой из которых
присоединен

понизительный трансформатор
110 /
6/6 кВ, а также РУ низкого

напряжения, для которого применяют
ся схема

с одной секционированной
системой сборных шин. Число
секций для РУ
-
6 кВ принимаем

равным 4, по
числу обмоток
низшего напряжения силовых трансформаторов ПС
-
551. Э
то
позволяет осуществить питание каждой секции от отдельной обмотки.
В

нормальном режиме

секции работаю
т раздельно
, т.е. секционный
выключатель

отключен. Применение секционного выключателя
о
беспе
чивает ручной ввод резерва АВР

при прекращении эл
ектроснабжения
в одной из секций

шин.

Конструктивное исполнение ПС
-
551

определяется принятой схемой и
услов
иями окружающей среды. У
словия окружающей среды в р
айоне, где
расположено НεТε, нормальные,
следовательно, РУ 110 кВ выполни
м
откры
тым (ОРУI. ОРУ должно обеспечи
ть надежность работы, безопасность

7


и удобства обслуживания при ми
нимальных затратах на сооружение
,
возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов
заводского изгот
овле
ния. Все аппараты ОРУ, как правило,

располагаются на
невыс
оких железобетонных основаниях
.
По территории ОРУ
предусматривае
тся
свободный
проезд для возможности механизации
монтажа и ремонта оборудования. Шины гибкие из многопроволочных
проводов. Первые креп
ятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а
вторые


с помощью опорных изоляторов на железобетонных стойках.
Кабели оперативных цепей управления, релейной защиты и автоматики
подкладываются в лотках из железобетонных конструкций с углублением их
в п
очву и металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.
Открытое РУ должно быть ограждено.

РУ
-
6 кВ ПС
-
551 выполни
м закрытым и для его устройства используем
комплектные ра
спределительные устройства КРУ

выкатн
ого исполнения, так
как от РУ

6 кВ запи
таны
ответственные потребители I и II категории

и
может понадобиться быстрая замена вы
ключателя. Кроме выключателей, на
выкатных тележках

монтируют
ся

трансформаторы напряжения и
ограничители перенапряжения,
и
си
ловые предохранители
.


Линейная схема 110/6 кВ ПС
-
551 на примере канала ЛСб
-
1 изображена
на рисунке 1.



8



Рисунок 1
-

Линейная схема





9


1.2 Оборудование ПС
-
551

На территории ОРУ
-
110 кВ сооружения 163 установлены два силовых
трёхобмоточных трансформатора 110/6/6 кВ

мощностью 40МВА каждый.

Трансформаторы
силовые двухобмоточные ТРДН
-
40000/110
-
У1, УХЛ1 с
регулированием напряжения под нагрузкой (РПНI ±16%±9 ступеней с
системой о
хлаждения вида ©Дª (таблицы

1.1 и 1.2I.


Таблица 1.1 Параметры трансформаторов
ТРДН
-
40000/110
-
У 1, УХЛ1

Тип
тра
н
сформатора

Мощность,
кВА

U
вн
,
кВ

U
нн
,
кВ

P
хх
,
кВт

P
кз
,
кВт

U
кз
, %

I
хх
, %

ТРДН
-
40000/110
-
У 1,
УХЛ1

40000

115

6,6

22

170

10,5

0,28


Таблица 1
.2 Р
азмеры и масса трансформаторов
ТРДН
-
40000/110
-
У 1, УХЛ1

Длина, мм

Ширина, мм

Высота, мм

Масса масла,
кг

Полная
масса, кг

6500

4000

6000

17000

63200


Так же в состав оборудования ОРУ
-
110 кВ входят разъединители
наружной установки РГД
-
110
,

трансформаторы напряжения наружной
установки НКФ
-
110,

ОПН
-
110 УХЛ1, ОПН
-
6/7.2

УХЛ1
выключатели
ВГТ
110
-
40/2500
.

Высоковольтный элегазовый
выключатель ВГТ
-
110
-
40/2500 (взамен
масленого выключателя ВМТ
-
110)


10





Рисунок 2



элегазовый выключатель

ВГТ 110
-
40/2500


Номинальное напряжение, кВ: 110
;

Наибольшее рабочее напряжение, кВ: 126
;

Номинальный ток, А: 2500
;

Номинальный ток отключения, кА:
40
;

Ток термической стойкости, кА (сI: 40 (3I
;

Собственное время отключения, мс: 35
;

Полное время отключения, мс: 55
;

Собственное время включения, мс: 62
.


Таблица 1.3 Параметры работы элегазового выключателя
ВГТ 110
-
40/2500

Номинальное относительное
содержание апериодической
составляющей, %, не более

4
0

Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА

наибольший пик

1
02

начальное действующее значение периодической составляющей

4

11


0

ток термической стойкости

4
0

время протекания тока термической
стойкости, с

3

Параметры тока включения, кА

наибольший пик

1
02

начальное действующее значение периодической составляющей

4
0

Ток ненагруженных линий, отключаемый без повторных пробоев,
А, не более

1
25

Ток одиночной конденсаторной батареи, отключаемый
без повторных
пробоев, А:

с глухозаземленной либо изолированной нейтралью

0
-
300

с глухозаземленной нейтралью

εндуктивный ток шунтирующего реактора, А

5
00

Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с




ВГТ
-
110
-
40/2500 (взамен масля
ного выключателя
ВМТ
-
110)



выключатель предназначенный для коммутации электрических цепей при
нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях
трехфазного переменного тока частоты 50 Г
ц с номинальным напряжением
110 к
В.


Выключатели изготовлены

в климатическом исполнении У и ХЛ,
категории размещения 1 ГОСТ 15150
-
69 и ГОСТ 15543.1. Они
предназначены для эксплуатации в открытых и закрытых распределительных

12


устройствах в районах с умеренным и холодным климатом (минус

55°СI при
следующих условиях:

-

окружающая среда
-

не взрывоопасная, не содержащая агрессивных газов и
паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию. Содержание
коррозионно
-
активных агентов по ГОСТ 151
50
-
69 (для атмосферы типа III;

-

верхнее рабочее значение температуры окружающ
его выклю
чатель воздуха
составляет40°С;

-

нижнее рабочее значение температуры окружающего выключатель воздуха
составляет: для исполнения У1
-

минус 45°С при заполнении выключателя
элегазом, для исполнения ХЛ1*
-

минус 55°С при заполнении выключателя
газово
й смесью(эле
газ F6 и тетрафторметан CF4I;

-

относительная влажность воздуха: при температуре15°С
-

75% (верхнее
значен
ие100% при температуре 25°СI;

-

при гололеде с толщиной корки льда до 20 мм и ветре скоростью до 15 м/с,
а при отсутствии гололеда
-

пр
и ветре скоростью до 40 м/с;

-

высота установки над

уровнем моря не более 1000 м;

-

сейсмичность
-

до 9 баллов по шкале MK
-
64;

-

на
тяжение проводов в горизонтальном направлении для выключателей
ВГТ
-
110
-

не более 1000 Н (100 кГсI.

По заказу возможна поста
вка в климатическом исполнении Т1 (верхнее
рабочее значение температуры воздуха 55°СI.

Выключатель ВГТ
-
110 базового исполнения с укороченными заводскими
опорными металлоконструкциями полностью взаимозаменяем с
маломасляными выключателями серии ВМТ.

Допуст
имое для каждого полюса выключателя ВГТ
-
110 без осмотра и
ремонта дугогасительных устройств число о
пераций отключения составляет:

-

при токах в диапазоне свыше 60 до 100% номинального
тока отключения
-

20 операций;

-

при токах в диапазоне свыше 30 до 60% н
оминального
тока отключения
-

50
операций;


13


-

при рабочих токах, равных номинальному току
-

5000 операций "включение
-

про
извольная пауза
-

отключение".

-

ресурс по механической стойкости до первого ремонта
-
10000 циклов.

-

срок службы до первого ремонта
-

не менее 25 лет, если до этого срока не
исчерпаны ресурсы по механической

или коммутационной стойкости;

-

срок службы
-

не менее 40 лет.

В состав ЗРУ
-
6 кВ здания 163А входят комплектные РУ КРУ
-
6кВ
серии К
-
104 и К
-
105 с блоками микропроцессорной релейной за
щиты типа
БМРЗ
-
100.


Комплектные р
аспреде
лительные устройства серии К
-
104

и К
-
105







аI




бI





вI






гI




дI

Рисунок 3

-

Выключатели

сер
ии

К
-
104

и

К
-
105
:

аI

в
ыключатель сер
ии

К
-
104
;

б релейный о
тсек
;

вI

ячейка серии
К
-
105
;

гI

ячейка серии
К
-
10
4;

дI

в
ыключатель сер
ии

К
-
105
.



14


бстройства ком
плектные распределительные КРб

серий К
-
104М и К
-
105 внутренней установки предназначены для приема и распределения
электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц на
номинальное напряжение 6 и 10 кВ. Они широко применяются для тепловых
и атомных электростанций, га
зотурбинных электростанций,
трансформаторных подстанций, промпредприятий, электрификации
транспорта, в том числе метрополитена, сельского хозяйства, а также других
объектов электроснабжения.


Цифровой блок релейной защиты типа

БМРЗ
-
100






Рисунок 4

-

БМРЗ
-
100


Цифровой блок релейной защиты типа БМРЗ
-
100 предназначен для
выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и
сигнализации присоединений напряжением от 6 до 35

кВ,

в сетях 0,4 кВ, а
также резервной защиты и автома
тики присоединений

110 и 220 кВ.

БМРЗ
-
100 может устанавливаться в релейных отсеках КРУ собственных нужд
электростанций, на подстанциях сетевых, промышленных и коммунальных
предприятий, на объектах нефтегазового комплекса, предприятиях
горнодобывающей промышленности, на тяго
вых подстанциях железных
дорог и метрополитена, на пунктах секционирования в распределительных
сетях 6
-

35 кВ.

БМРЗ
-
103
-
ВВ
-

Защита вводного присоединения

БМРЗ
-
103
-
СВ
-

Защита секционного присоединения


15


БМРЗ
-
102
-
КЛ
-

Защита отходящей линии к нагрузке (три
Т
А
)

БМРЗ
-
101
-
КЛ
-

Защита отходящей линии к нагрузке (два Т
А
)

БМРЗ
-
104
-
ТН
-

Контроль ТН

Блоки серий БМРЗ
-
100, выпускаемые НТЦ "Механотроника" более 10
лет и успешно эксплуатирующиеся на энергетических и промышленных
объектах России и в странах СНГ, решением

положительного заключения
Аттестационной комиссии ОАО "ФСК ЕЭС" № 47/013
-
2011 соответствуют
требованиям ОАО ©Россетиª.

Микропроцессорные устройства серий БМРЗ
-
100 рекомендованы для
защиты воздушных и кабельных линий, выключателей ввода и секционных
выключ
ателей в сетях 6

-

35 кВ с изолированной нейтралью на объектах
ОАО ©Россетиª.


1.3
Обоснование реконструкции ПС
-
551 ФГУП НεТε им. А.П.
Александрова


При реконструкции сети электроснабжения должна обеспечиваться
экономичность развития и дальнейшего
функционирования сети с учётом
оптимального сочетания проектируемых элементов сети с действующими.

На всех этапах реконструкции сети следует предусматривать
возможность её преобразования с минимальными затратами для достижения
цели максимально эффективного
, надёжного и безопасного
электроснабжения испытательных стендов ЯЭУ. При проектировании
развития электрических сетей необходимо обеспечить снижение потерь
электроэнергии до экономически обоснованного уровня.

Схема и параметры сети в системе электроснабжен
ия должны
обеспечивать надёжность электроснабжения, при котором в случае
отключения линии или трансформатора сохраняется питание потребителей
без ограничения нагрузки с сохранением качества электроэ
н
ергии.


16


Подстанция ПС
-
551 сооружалась уже в
XXI

веке
, а мо
нтаж
оборудования ОРУ
-
110 кВ и ЗРУ
-
6 кВ был закончен в 2005 году и ещё не
подв
ергались реконструкции. О
борудование ОРУ
-
110 кВ ещё не устарело
морально
и
физически, и не исчерпало свой ресурс. Силовые
трансформаторы

имеют большой запас мощности и могут обес
печить
бесперебойное и надёжное питание потребителей, при отключении одной из
линий ЛСб, даже в условиях будущего увеличения нагрузок, согласно
требованиям руководства ФГУП НεТε им. А.П. Александрова.

О
борудование ЗРУ
-
6 кВ, хотя и не устарело морально, но
исчерпало
свой ресурс по колличеству циклов коммутации.

За время эксплуатации

блоки БМРЗ
-
100 не зарекомендовали себя как
надёжные устройства управления цепями релейной защиты и автоматики.
Сбои в работе блоков БМРЗ
-
100 приводили к отключению целой секции шин
важно
й для безопасной работы ЯЭУ. Также фиксировался частый сбой в
работе
цепей релейной защиты и автоматики, что является не
позволительным в случае возникновения аварийной ситуации и переходе
оборудования в аварийный режим работы. Отказ в работе БМРЗ может
привести к повреждению дорогостоящего оборуд
ования, и самое главное
мож
ет привести к повреждению оборудования
важного для

безопасной и
надёжной работы всех систем ЯЭУ.




2.
Определение расчётных нагрузок потребителей

ПС
-
551

110/6 кВ

Расчет электрических нагрузок проведен по рабочей документации
©ГОЛОВ
НОЙ εНСТεТУТ ©
ВСЕРОСεЙСКεЙ ПРОЕ
КТНЫЙ ε НАУЧНО


εСЛЕДОВАТЕЛЬСКεЙ εНСТεТУТ КОМПЛЕКСНОЙ
ЭНЕРГЕТεЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГεεª
№ 1207
-
163А
-
ЭМ от 06.07.2006 г.




17


Расчет ведем в
табличной форме. Все электроприё
мники (ЭПI
разбиваются на группы с одинаковыми коэффициентами использования
k
и

и
коэффициентами реактивной мощности
tg

.


Для каждой группы определяются:

-

суммарная установленная мощность
Р
ном
=

Р
ном
i
,

где
Р
ном
i



номинальные мощности отдельных ЭП группы;

-

средние значения активной и реактивной мощностей

Р
см

=
k
и
Р
ном
,









(2.1)

Q
см
Р
см

tgφ
.









(2.2)

Для всех силовых ЭП здания рассчитывается эффективное число ЭП

n
э

= 2

Р
ном

/ Р
ном наиб
,








(2.3)

где
Р
ном наиб



номинальная мощность наиболее мощного ЭП здания.

Эффективное число ЭП округляется до ближайшего меньшего
целого
значения.

Для всех силовых ЭП здания рассчитывается групповой коэффициент
использования

К
и
=

Р
см
/

Р
ном









(2.4)

По значениям
n
э

и
К
и

определяется коэффициент расчетной нагрузки К
р

для трансформаторов. По коэффициенту
К
р

определяются расчетные
на
грузки силовых ЭП здания.

Р
рс
 К
р


Р
см

,









(2.5)


Q
рс
 К
р


Q
см










(2.6)

В качестве источников света на здании используются газоразрядные
лампы. Расчетную нагрузку освещения определяем по удельной нагрузке р
уд
,
коэффициенту спроса К
с
и площади
F

Р
ро
 К
с

р
уд
F









(2.7)

Газоразрядные лампы имеют коэффициент реактивной мощности
tg

о
0,33. Расчетная реактивная нагрузка освещения.

Q
ро
 Р
ро

tg

о









(2.8)


18


Результирующая расчетная нагрузка здания.

Р
р
 Р
рс

Р
ро

,









(2.9)


Q
р
=
Q
р
c

+
Q
ро

,


S
р
=










(2.10)

Так как эффективное число приемников
n

>50, следовательно при

K
ε

0
,
5,


K
Р

= 0,
7
,

при
K
ε

� 0
,
5,


K
Р

= 0,
8.

Расчетные данные
разбиты по зданиям
потребителей
и
сведены в
таблицу № 2.1
.



Т
аблица 2.1
Здание

163А

Электро
-

Приёмники

(ЭПI

Количество ЭП,
шт.

Р
ном
,

(

Р
ном
),

кВт

Р
ном


кВт


k
и


и
)

Tgφ

Р
см
,

(

Р
см
)
,

кВт

5*4

Q
см
,

(

Q
см
),

квар

6*7

К
р

Р
рс
,


р
)

кВт

9*7

Q
рс
,

(Q
р
),

квар

9*8

Ѕ
р
,


кВ·А


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Узел
Трансформатор
а ТСЗ 630 кВА

1

504

504

0,80

0,62

403,2

249,98





Узел
Трансформатор
а ТСЗ 400 кВА

2

640

320

0,80

0,51

256

130,56





Кран
-
балка 5т.

1

5,8

5,8

0,65

1,73

3,77

6,52





Сварочный
пост

4

120

30

0,35

0,85

10,5

8,92





Привод вент.
системы 30кВт

2

60

30

0,80

0,85

24

20,4





Привод вент.
2

4,4

2,2

0,80

0,48

1,76

0,84






20


системы 2,2кВт

Все силовые
ЭП цеха

12

1630,2

1188

0,71


699,23

410,66

0,8

559,38

328,52


Нагрузка
освещения
здания


42,4


К
с
=0,8
0

0,33

8,56

2,82


6,84

2,25


Суммарная

нагрузка
здания


1672,6


0,71


707,79

413,48


566,22

330,77

603,82









Продолжение таблицы 2.1
Здание 160

Электро
-

Приёмники

(ЭПI

Количество ЭП,
шт.


(

Р
ном
),

кВт

Р
ном


кВт


k
и


и
)

tgφ

Р
см
,

(

Р
см
),

кВт


Q
см
,

(

Q
см
),

квар


К
р

Р
рс
,


р
)

кВт

Q
рс
,

(Q
р
),

квар

Ѕ
р
,


кВ·А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Узел Трансформатора
ТСЗ 1000 кВА

13

10400

800

0,8

0,71

640

454,4






21


Узел Трансформатора
ТСЗ 630 кВА

7

3528

504

0,8

0,62

403,2

249,98





Узел Трансформатора
ТСЗ 400
кВА

3

960

320

0,8

0,51

256

130,56





Насос 1600


1600

1600

0,8

0,59

1280

755,2





Кран
-
мостовой 60т.

1

105,5

105,5

0,65

0,45

68,57

30,85





Кран
-
мостовой 25т.

2

100,4

50,2

0,65

0,51

32,63

16,64





Сварочный пост

8

240

30

0,35

0,85

10,5

8,92





Привод вент. системы
30кВт

4

120

30

0,8

0,85

24

20,4





Лифт 1т.

2

22

11

0,2

0,39

2,2

0,85





Все силовые ЭП цеха

40

17075,9

3450,7

0,66


2277,4
6

1667

0,8

1821,9
6

1333,6


Нагрузка освещения
здания


64,8


К
с
=0,8

0,33

8,64

2,85


6,91

2,28


Суммарная
нагрузка
здания


17140,7


0,66


5003,2

1670,65


1828,8
7

1335,8
8

2038,2
4



22


Продолжение таблицы 2.1 Здание 174

Электро
-

Приёмники

(ЭПI

Количество ЭП,
шт.

Р
ном
,

(

Р
ном
),

кВт

Р
ном наим,

Р
ном наиб
,


кВт


k
и


и
)

Tgφ

Р
см
,

(

Р
см
),

кВт


Q
см
,

(

Q
см
)
,

квар


К
р

Р
рс
,


р
)

кВт

Q
рс
,

(Q
р
),

квар

Ѕ
р
,


кВ·А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Насосы 315 кВА

2

630

315

0,8

0,56

252

141,12





Насосы 73 кВт

2

146

73

0,8

0,48

58,4

28,03





Кран
-
балка 5т.

1

11,6

5,8

0,65

1,73

3,77

6,52





Привод вент.
системы 3кВт

2

6,0

3,0

0,8

0,54

2,4

1,92





Все силовые ЭП цеха

7

793,6

396,8

0,77


305,53

177,59

0,8

244,42

142,07


Нагрузка освещения
здания


5,0


К
с
=0,8

0,33

4

1,32


3,2

1,05


Суммарная

нагрузка здания


798,6


0,77


626,1

178,91


247,62

143,12

297,24




23


Продолжение таблицы 2.1
Здание 166А

Электро
-

Приёмники

(ЭПI

Количество ЭП,
шт.


(

Р
ном
),

кВт

Р
ном


кВт


k
и


и
)

tgφ

Р
см
,

(

Р
см
),

кВт


Q
см
,

(

Q
см
)
,

квар


К
р

Р
рс
,


р
)

кВт

Q
рс
,

(Q
р
),

квар

Ѕ
р
,


кВ·А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Узел Трансформатора
ТСЗ
1000 кВА

1

800

800

0,8

0,71

640

454,4





Привод вент. системы
30кВт

2

60

30

0,8

0,85

24

20,4





Привод вент. системы
2,2кВт

2

4,4

2,2

0,8

0,48

1,76

0,8





Все силовые ЭП цеха

5

868,8

832,2

0,8


665,76

475,6

0,8

532,6

380,48


Нагрузка освещения
здания


7,3


К
с
=0,8

0,33

2,92

0,9


2,33

0,72


Суммарная

нагрузка здания


876,1


0,8


1334,4
4

476,5


534,93

381,2

581,31



24


Продолжение таблицы 2.1
Здание 164

Электро
-

Приёмники

(ЭПI

Количество ЭП,
шт.

Р
ном
,

(

Р
ном
),

кВт

Р
ном наим,

Р
ном наиб
,


кВт


k
и


и
)

tgφ

Р
см
,

(

Р
см
),

кВт


Q
см
,

(

Q
см
)
,

квар


К
р

Р
рс
,


р
)

кВт

Q
рс
,

(Q
р
),

квар

Ѕ
р
,


кВ·А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Узел Трансформатора
ТСЗ 400 кВА

2

640

320

0,8

0,51

256

130,56





Насосы 1600 кВА

2

3200

1600

0,8

0,59

1280

755,2





Насосы 500 кВА

2

1000

500

0,8

0,57

400

228





Насосы 315 кВА

2

630

315

0,8

0,56

252

141,12





Привод вент. системы
30кВт

2

60

30

0,8

0,85

24

20,4





Привод вент. системы
2,2кВт

2

4,4

2,2

0,8

0,48

1,76

0,84





Все силовые ЭП цеха

13

2797,2

2767,2

0,8


2213,7
6

1276,12

0,8

1771

1020,8
9


Нагрузка освещения

9,0


К
с
=0,8

0,33

3,6

1,18


2,88

0,94



25


здания

Суммарная

нагрузка здания


2806,2


0,8


4431,1
2

1277,3


1773,8
8

1021,8
3

1821,5
4

Продолжение таблицы 2.1 Здание 176

Электро
-

Приёмники

(ЭПI

Количество ЭП,
шт.


(

Р
ном
)

кВт

Р
ном


кВт


k
и


и
)

Tgφ

Р
см
,

(

Р
см
),

кВт


Q
см
,

(

Q
см
),

квар


К
р

Р
рс
,


р
)

кВт

Q
рс
,

(Q
р
),

квар

Ѕ
р
,


кВ·А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Привод шлагбаума
1,5кВт

1

1,5

1,5

0,8

0,96

1,2

1,15





Привод вент. системы
2,2кВт

2

4,4

2,2

0,8

0,48

1,76

0,84





Все силовые ЭП цеха

3

5,9

3,7

0,8


2,96

1,99

0,8

2,36

1,59


Нагрузка освещения
здания


5,0


К
с
=0,8

0,33

2

0,66


1,6

0,52


Суммарная

нагрузка здания


10,9


0,8


7,92

2,65


3,96

2,11

4,3




26


Необходимые для расчета данные, полученные из таблицы 2.1 сведены
в таблицу 2.2.


Таблица 2.2
Расчетные данные зданий



εсходя из табличных данных суммарная полная мощность

нагрузки ,
приходящаяся на один понизительный трансформатор составляет лишь
13,4% от мощности трансформатора. При выводе в ремонт одного из
трансформаторов, второй трансформатор полностью возьмёт на себя всю
нагрузку

без потерь мощности и без ущерба обмот
кам самого
трансформатора.



2.1 Определение расчётной мощности на шинах 6 кВ ПС
-
551


Суммарные потери
активной и реактивной мощности

приближённо
принимаются равными соответственно 3 и 10% от полной трансформируемой
мощности
S
расч
:

Наимено
вание
здания

(

Р
ном
)

кВт

k
и


и
)

Р
см
,

(

Р
см
),

кВт

Q
см

(

Q
см
)
,

квар

Р
рс
,

(

Р
р
)

кВт

Q
рс
,

(

Q
р
),

квар

Ѕ
р
,

Ѕ
р
,


кВ·А

Зд. 163А

1672,6

0,71

707,79

413,48

566,22

330,77

603,82

Зд. 160

17140,7

0,66

5003,2

1670,65

1828,87

1335,88

2038,24

Зд. 174

798,6

0,77

626,1

178,91

247,62

143,12

297,24

Зд. 166А

876,1

0,8

1334,44

476,5

534,93

381,2

581,31

Зд. 164

2806,2

0,8

4431,12

1277,3

1773,88

1021,83

1821,54

Зд. 176(КППI

10,9

0,8

7,92

2,65

3,96

2,11

4,3



23305,1

0,7

15614,41

4019,49

4955,5

3214,91

5346,45


27


ΔР

0,03
S
расч
.
, кВт








(
2.11
)


Δ
Q



0,1
S
расч
.,

кВ·А









(
2.12
)


Δ
Р



0,03·5346,45 160,39 кВт;


Δ
Q



0,1·5346,45 534,64 квар.



Тогда нагрузка, приведённая к первичной обмотке трансформатора ПС
определяется по формуле:


расч

ПС
=

(
ܲ
расч
+

ܲ
)
2
+
(
ܳ
расч
+

ܳ
)
²

, кВ·А




(
2.13
)


расч

ПС
=

(
4955
,
5
+
160
,
39

)
2
+
(
3214
,
91
+
534
,
64
)
²
=
6500

кВ

А


2.2
Р
асчёт токов короткого замыкания


2.2.1
Расчёт токов к.з. на вводах трансформаторов 63
KA
01, 63
KA
02


Подстанция может получать питание по двум линиям ВЛ
-
110 кВ
W
1
G
.
W
2
G

. На стороне 110 кВ трансформаторовТ
-
1 и Т
-
2 установлены
выключатели
Q
1
G
.
Q
2
G

.

Для расчета токов к.з. на выводах трансформаторов и шинах 6 кВ
нормального питания используем значения трехфазного и однофазного к.з.
на вводах трансформаторов (для выбора защит
I приведен
н
ы
е

в таблице

2.
2
.
1.






28


Таблица
2.
2
.1

Значения трехфазного и однофазного к.з
.


Режим работы системы

max

min

Сопротивление системы
Хс
,
Ом

2.66

3.85

Сопротивление линии
Хс
, Ом

1.92

1.92

Ток трехфазного к.з. на вводе
трансформатора


1
3
, кА

14.5

11.5

Ток однофазного к.з. на вводе
трансформатора



1
1
, кА

11.1

9.76


Примечание:

1.

Токи к.з. и сопротивления элементов приведены к напряжению
110 кВ.

2.

За минимальный режим работы принят режим отключения
одного трансформатора

330/110 кВ на ЛАЭС.


2.2.2
Расчёт токов к.з. на шинах 6кВ


Рассмотрим схему замещения сети 6 кВ, изображённую на рисунке 5:

г
де:
Х
вн



суммарное сопротивление системы и линии ВЛ


110кВ;


Х
тр



сопротивление одной ветви трансформатора 110/6кВ с РПН


тр
Х
в
-
н
Х
вн
-
нн
);








(2
.1
4
)


Х
шп



сопротивление шинопровода 6 кВ.



29



Рисунок 5

-

Схема замещения сети 6 кВ.



Технические данные трансформаторов 63КА01, 63КА02:

Тип


ТРДН/110/6,3
-
6,3

Мощность


40000кВА;

Напряжение


115 ± 9х1,78%/6 кВ;

Напряжение к.з.:
U
k.min

= 9.59%;
U
k.max

= 11.46%; U
k.ср
= 10,5%.


Сопротивление трансформатора:

Х
тр
.
௠�௡
=

к
.
೘�೙
100
·

нн


௠�௡
вн
2
=


.
೘�೙
100
·

нн

[

ср
.
вн

(
1



рпн
)
]
2
,


(2.15
)

Х
тр
.
௠�௡
=
9
,
59
100

20

[
115

(
1


0
,
16
)
]
2=
9
,
59
100

20

96
,
6
2
44,745 Ом.

Х
тр.min

 44,745 Ом.

При
мечание:
U
max вн

= U
ср.вн
·(1

U
рпн
)

 115·(10,16I  133,4 кВ

Но так как для сети 110 кВ максимально допустимое напряжение равно
126 кВ, то то и в расчетах
U
max вн
= U
доп
.

 126кВ.

Х
тр
.
ср
=

к
.
ср
100
·

нн


ср
вн
2








(2.16
)


30


Х
тр
.
ср
=
10
,
5
100

20

1152

= 69,431

Ом.



Х
тр
.
ср
=

69,43 Ом.

Сопротивление шинопровода от трансформаторов 110/6 кВ до секции
КРУ


6 кВ. Технические данные шинопровода:

Удельная индукция


Хl  80·10
-
6 Ом/м;

Удельное активное сопротивление


l15·10
-
6 Ом/м.

Для ра
с
чета принимаем:

l
шп max
=
23м,
l
шп min
10,5м.

Сопротивление шинопровода на стороне 6,3 кВ

Х
шп max нн
 Хl·l
шп max
, Ом;







(2.17
)

Х
шп min нн
 Хl·l
шп min
, Ом.








(2.18
)

Сопро
тивление шинопровода на стороне 110 кВ

Х
шп max нн
 Хl·l
шп max
·(

೘��
вн

нн
)2
, Ом;






(2.
19
)

Х
шп min нн
 Хl·l
шп min
·(

೘�೙
вн

нн
)2
, Ом;






(2.20
)

Максимальный ток трехфазного к.з. на шинах секции 6кВ:

на стороне 110 кВ

к
௠௔�
вн
(
3
)
=

ном
.
тр

3

(
Х
вн

೘��
+
Х
тр
.
೘�೙
+
Х
шп
೘�೙
вн
)

, кА

(2.21
)

на стороне 6,3 кВ

к
௠௔�
нн
(
3
)
=

к
௠௔�
вн
(
3
)

(

೘�೙
вн

нн
)
,

кА



(2.22
)

Максимальный ток двухфазного к.з. на шинах 6 кВ:

на стороне 110 кВ

к

2
௠௔�
вн
(
2
)
=

3
2


к

2
௠௔�
вн
(
3
)
, кА



(2.23
)

на стороне 6,3 кВ


к

2
௠௔�
нн
(
2
)
=

3
2


к

2
௠௔�
нн
(
3
)
, кА



(2.24
)

Минимальный ток трехфазного к.з.
на шинах секции 6 кВ:

на стороне 110 кВ

к

2
௠�௡
вн
(
3
)
=

೘��
вн

3

(
Х
вн

೘�೙
+
Х
тр
.
೘��
+
Х
шп
೘��
вн
)

, кА

(2.25
)

на стороне 6,3 кВ

к

2
௠�௡
вн
(
3
)
=

к
௠�௡
вн
(
3
)

(

೘��
вн

нн
)
, кА



(2.26
)

Минимальный ток двухфазного к.з. на шинах 6кВ:

на стороне 110 кВ

к

2
௠�௡
вн
(
2
)
=

3
2


к

2
௠�௡
вн
(
3
)
, кА



(2.27
)

на стороне 6,3 кВ

к

2
௠�௡
вн
(
2
)
=

3
2


к

2
௠�௡
нн
(
3
)




(2.28
)


31


Примечание: В расчете приняты следующие значения напряжении

U
ном

110 кВ, U
нн

 6,3 кВ, U
max вн
126 кВ, U
min вн
= 96
.6 кВ.

Результаты расчета токов к.з. приведены

в таблице
2.
2
.2.


Таблица
2.
2
.2
Результаты расчета токов к.з
.


Режим сети

Параметр

min

max

Внешнее сопротивление
Х
вн
Х
с
Х
л
, Ом

5.77

4.58

Сопротивление трансформатора
Х
тр
, Ом

44.724

90.969

Сопротивление шинопровода
Х
шп вн
,Ом

0.197

0.736

Суммарное сопротивление
Х

,
Ом

50
.
691
0
.
215

96
.
215
0
.
241

Ток трехфазного к.з.

к

2
(
3
)
, кА

1
.
252
19
.
197

0
.
756
15
.
12

Ток двухфазного к.з.


к

2
(
2
)
, кА

1
.
084
16
.
625

0
.
655
13
.
094


Примечание:

1.

В числители
приведены значения токов к.з. и сопротивлении на
стороне 110 кВ, в знаменателе


6,3 кВ.

2.

Токи коротких замыканий на секциях подсчитаны без учета
токов подпитки от асинхронных двигателей 6кВ, которые не влияют на
уставки релейной защиты и учитываются то
лько при проверке силового
электрооборудования на электродинамическую и термическую стойкость.






32


3.
Релейная защита трансформаторов ПС
-
551


3.1 Расчёт дифференциальной токовой защиты


Диф
ф
еренциальная защита трансформатора выполнена на реле с
торможением
KAW
1,
KAW
2 типа ДЗТ
-
11.

Для того, чтобы исключить влияния тормозной обмотки при к.з. в зоне
действия защиты данная обмотка включена в плечо дифференциальной
защиты на стороне низкого напряж
ения.

Реле
KAW
1,
KAW
2 установлены в шкафах релейного щита.

Расчет первичных и вторичных токов в плечах защиты приведены в
таблице
3
.1.


Таблица 3.1
Расчет первичных и вторичных токов в плечах защиты

Наименование
величины

Расчетные
формулы

Численное значение

величин для сторон

115кВ

6,3кВ

6,3кВ

Первичный
номинальный ток
трансформатора
при средних
значениях
напряжения, А


н
=

н

3


н

40000

3

115
=
200,8

40000

3

6
,
3
=
3666

3666

Коэффиц
иент
трансформации
трансформаторов
тока

n
т

300/5

3000/5

3000/5

Схема
соединения
трансформаторов
тока

-





33


Коэффициент
схемы соединения
трансформа
торов
тока

k
сх


3

1

1

Номинальный
вторичный ток в
плечах защиты, А



=
݇
сх


н

Т


3

200
,
8
300
5

=
5,8

1

3666
3000
5

=
6,11

6,11


Первичный ток небаланса без учета составляющей

нб
,
:


нб
=

нб
,
+

нб
,
,
=
К
апер

К
одн




к2
௠௔�
вн
(
3
)
+







к

2
௠௔�
вн
(
3
)
+







к

2

௠௔�

вн
(
3
)


(3
.1)


нб

= 1

1

+0,1

1252+0,08

1252+0,08

1252
 325,52 А.

Где К
апер
= 1,0


коэффициент переходного режима;

К
одн

= 1,0


коэффициент однотипности;

ε

=0,1


относительное значение тока намагничевания;




=



=0.08


относительные погрешности, обусловленные
наличием устройства РПН;




к

2
௠௔�
вн
(
3
)
=



к

2

௠௔�

вн
(
3
)
=


к2
௠௔�
вн
(
3
)






(3
.2)




к

2
max
вн
(
3
)
=

1252 А


периодические составляющие то
ка при внешнем
к.з. из таблицы 2
.
2.2.

Ток срабатывания за
щиты по условию отстройки от бро
ска тока
намагничивания при включении

ненагруженного
трансформатора на
напряжение:

I
с.з.

1,3

I
ном.тр









(3
.3)

I
с.з.

1,3

239,08310,8 А

Где
I
ном.тр
=

ном

тр

3


೘�೙
вн
=
40000

3

96
,
6







(3
.4)

I
ном.тр

 239,08 А


максимальный номинальный ток трансформатора
при минимальном напряжении сети.


34


Расчет числа витков реле дифференциальной защиты
(ДЗТ

11)
выполнен в таблице 3.2



Таблица 3.2 Число

витков обмоток реле типа ДЗТ


1
1


п/п

Общие величины и расчетные
выражения

Численное значение

1


с
.
р
.
осн
=

с
.
з
.
осн

݇
сх
.
осн
(
3
)

т
.
осн

310
,
8


3
300
5

8,97 А

2


осн

расч
=

с
.
р
.

с
.
р
.
осн

100
8
,
97
11,15 вит

3

Принимаем

W
осн

11 витков

4


с
.
р
.
осн
=

с
.
р
.

осн

100
11
9,09 А

5

I
с.з.осн

(сторона ВНI

9
,
09

300
5


3
314,9 А

6

I
с.з.осн

(сторона ННI

314
,
9

96
,
6
6
,
3
4828,5 А

7


неосн
.
расч
=

осн

расч


2

осн

2

неосн

11

5
,
8
6
,
11
10,44 вит

8

Принимаем
W
неосн

10 витков

9


нб
,
,
,
=

неос
.
расч


неос

неос
.
расч


к

2
௠௔�
вн
(
3
)

10
,
44

10
10
,
44

1252
=
52
,
77

А

10


нб
с учетом

нб
,
,
,

325,5252,77378,29 А

11

Окончател
ь
ные числа витков:


осн
=

ур
��
(сторона ВНI


неосн
=

ур

(сторона ННI


11 витков

10 витков

12

Проверка по формуле


2

осн


осн
=

2

неосн


неосн

5,8

11=6,11

10

63,8

61,1




35


Число витков тормозной обмотки


т
=
К
н


нб


неосн

расч

к

2
೘��
нн
(
3
)

��









(3
.5)


т

=
1
.
5

378
.
29
(
96
.
6
6
.
3

)

10
.
44
19197

0
.
78

6.066 вит

Где К
н

= 1,5


коэффициент надежности;

��


= 0,8
÷
0,75


для реле типа ДЗТ
-
11;


к

2
max
нн
(
3
)

 19197 А


максимальный ток трехфазног
о к.з. на шинах 6кВ
из таблицы 2.3.1

Принимаем ближайшее большое число витков тормозной обмотки:

W
т

 7 вит.

Определяем коэффициент чувствительности защиты
К
ч
(
2
)

при к.з. за
трансформатором в зоне действия защиты, когда ток повреждения проходит
только через трансформаторы тока стороны ВН и торможение отсутствует:


К
ч
(
2
)
=

к2
೘��
вн
(
2
)

с
.
з
.
осн










(3
.6)

К
ч
(
2
)
=
655
314
,
9
=
2
,
08
>
2
,
0


Где
I
к2
max
вн
(
2
)

-

минимальный ток двухфазног
о к.з. на шинах 6кВ из
таблицы 2.3.1


3.2 Максимальная токовая защита МТЗ


Защита выполнена на реле тока КА1
÷
КА3 типа РТ


40/20, реле
времени КТ1 типа РВ
-

1

и промежуточном реле

К
L
9 типа РП 16
-
13,
установленных в шкафах релейного щита.






36


3.2.1
МТЗ без пуска по напряжению


аI
Ток срабатывания защиты по условию обеспечения коэффициента
чувствительности
К
ч
(
2
)

1
,
5
.


с
.
з
.


к

೘�೙
(
2
)
К
ч
(
2
)











(3
.7)


с
.
з
.

436
,


Где

к

௠�௡
(
2
)

 655 А


минимальный ток двухфазного к.з. на шинах 6кв
из таблицы 4.

бI Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока
самозапуска всей нагрузки трансформатора.


с
.
з
.

К
н


сам
.
тр
К
в
,









(3
.8)


с
.
з
.

=
1
,
2

526
,
6
0
,
8
=
789
,
9

А

Где
К
н

= 1,2



коэффициент надежности отстройки;

К
в

= 0,8


коэффициент возврата реле типа РТ


40;


сам
.
тр

 526,6 А ток самозапуска на стороне 110кВ трансформатора.

Так как ток срабатывания защиты по условию ©бª противоречит
условию ©аª, то защиту выполняем с пуско
м по напряжению.


3.2.2 МТЗ с пуском по напряжению


аI Ток срабатывания защиты по условию отстройки от максимального
рабочего тока трансформатора.


с
.
з
.
=
К
н


тр
К
в











(
3
.9)


с
.
з
.
=
1
,
2

239
,
1
0
,
8
=
358
,
7

А

Где

тр
=

н

3


н

-

максимальный ток трансформатора на стороне ВН.



37


(3.10)


тр
=
40000

3

96
,
6
=
239
,


бI Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока
намагничивания при включении ненагруженного трансформатора на
напряжение.


с
.
з
.

1
,
3


тр









(3
.11)


с
.
з
.
=
1
,
3

239
,
1
=
310
,
8

А

вI Ток срабатывания защиты по условию согласованию МТЗ ввода на
6кВ.


с
.
з
.
=
К
н

(

с
.
з
.

+

нагр
.
௠௔�
2
)







(3
.12)


с
.
з
.
=

1
,
1
(
243
,
8
+
119
,
6
)
=
400
,
0

А

Где
К
н

= 1.1


коэффициент согласования;


с
.
з
.


 243,8 А


ток срабатывания МТЗ ввода на секцию 6кВ №1;


нагр
.
max
2

=

тр
2


максимальный ток нагрузки секции 6кВ №2.



(3
.13)


нагр
.
max
2
=

239
,
1
2
=
119
,
6

А

Принимаем ток срабатывания защиты по условию (вI


с
.
з
.

 400,0 А

Ток срабатывания реле


с
.
р
.
=
К
с
х


с
.
з
.

т










(
3
.14)


с
.
р
.
=

3

400
300
5

=
11
,
5

А

Где
К
сх
=

3

-

коэффициент схемы соединения трансформаторов тока;


т

=
300
5


-

коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Окончательный ток срабатывания



с
.
з
.
=

т


с
.
р
.
К
сх
,










(
3
.15)


с
.
з
.
=

300
5


11
,
5

3
=
398
,
4

А


38


Коэффициент чувствительности

К
ч
(
2
)
=

к

೘�೙
(
2
)

с
.
р
.
,










(
3
.16)

К
ч
(
2
)
=
655
398
,
4
=
1
,
64
>
1
,
5

Пусковой орган по напряжению выполнен на реле напряжения
KSV
2
типа РН


54/160 и реле
KVZ
2 типа РНФ


1М, установленных в ячейках ТН
вводов
на секцию 6кВ.

Напряжение срабатывания пуска защиты по напряжению обратной
последовательности фильтра


реле
KVZ
2 выбирается по условию отстройки
от напряжения небаланса

U
с.з.

 К
н

U
ном










(3
.17)

U
с.з
.
= 0,1

6300  630 В

Где К
н
= 0,1


коэффициент
надежности, величина которого взята из
опыта эксплуатации.

Напряжение срабатывания реле


с
.
р
.
=

с
.
р
.

н










(
3
.18)


с
.
р
.
=
630
6000
100

=
10
,
5

В

Где

н
=
6000
100


-

коэффициент трансформации трансформаторов
напряжения.

Чувствительность реле не проверяется,

так как она всегда
обеспечивается. Междуфазное напряжения срабатывания защиты по условию
отстройки от режима самозапуска нагрузки секции 6кВ.


с
.
з
.


ост
.
೘�೙

н










(
3
.19)


с
.
з
.

4670
1
,
2
=
3892

В

Где

н

-

коэффициент надежности;


ост
.
௠�௡

 4670 В


минимальное остаточное напряжение на секции 6кВ
при самозапуске нагрузки.


39


Принимаем

с
.
з
.

3900 В.

Напряжение возврата защиты


в
.
з
.
=

в


с
.
з
.









(
3
.20)


в
.
з
.
=
1
,
2

3900
=
4680

В.

Где

в

= 1,2


коэффициент возврата реле
KSV
2;

Напряжение
срабатывания и возврата реле
KSV
2


с
.
р
.
=

с
.
з
.

н











(
3
.21)


с
.
р
.
=
3900
6000
100

=
65

В


в
.
р
.
=

в
.
з

н











(
3
.22)


в
.
р
.
=
4680
6000
100

=
78

В

Выдержку времени срабатывания МТЗ отстраиваем от времени
срабатывания МТЗ ввода на секцию 6кВ.


сз
.
тр
.
=

сз
.
вв
.
+










(
3
.23)


сз
.
тр
.
=
0
,
6
+
0
,
3
=
0
,
9

с

Где

сз
.
вв
.
0,6 с


выдержка времени срабатывания МТЗ ввода;



=
0
,
3

с

-

ступень селективности.

Опреде
ляем зону действия защиты

по формуле


мтз
=

сз

3

К
ч


к
.
2

೘��
(
3
)










(
3
.24)


мтз
=
3900

3

1
,
2

19197
=
0
,
0977

Ом

Где
К
ч
=1,2

коэффициент чувствительности реле максимального
напряжения;


к
.
2

௠௔�
(
3
)

 19197 А


максимальный ток трехфазного к.з. на шинах
секции 6кВ из таблицы 4

Защита охватывает кабельную линию длиной

݈
120
=

мтз

10
3

к

120









(
3
.25)

݈
120
=
0
,
0977

10
3
0
,
259
377

м


40


݈
150
=

мтз

10
3

к

150









(
3
.26)

݈
150
=
0
,
0977
0
,
213
=
459

м

Где

к

120

= 0,259
мОм
м


-

полное сопративление кабеля сечением
120
2
;


к

150
=
0
,
213

мОм
м


-

полное сопро
тивление кабеля сечением 150
2

.


3.3 Защита от перегрузки


Защита выполнена на микропроцессорном блоке БМРЗ
-
ВВ
-
09,установленном в ячейках ввода на секцию 6кВ 1с,2с, 3с, 4с.

Уставка срабатывания защиты:



ср
.
з
=

н


сх


ном

тр

в


т









(
3
.27)



ср
.
з
=
1
,
05

1

3666
0
,
98

3000
5

=
6
,
546

А

Где
݇
н

= 1,05


коэффициент надежности;

݇
сх

= 1


коэффициент схемы соединения трансформаторов тока;

݇
в

= 0,98


коэффициент возврата защиты.

Принимаем
I
ср.з
 6,55 А

Ток срабатывания защиты:

I
с.р.

=
I
ср.з.

n
т

= 6,55

3000
5


3930 А

Выдержку времени защиты принимаем:
t

 9с.


3.4 Обдувка трансформатора


На реле тока КА1 типа РТ
-
40/10, установленном в ячейках ввода на
секцию 6кВ
63ВА10,63ВА09, 63ВС10, 63В
D
09.


41


Трансформатор может работать без обдувки до 70% номинальной
мощности.

Уставка

срабатывания защиты:


ср
.
з
=

сх

0
,
7


ном

тр

3


ном

нн


в


т









(
3
.28)


ср
.
з
=
1

0
,
7

40000

3

6
,
3

0
,
8

3000
5


 5,346 А

Где
݇
сх

= 1
-

коэффициент схемы соединения трансформаторов тока;

݇
в

= 0,98


коэффициент возврата реле тока РТ
-
40.

Принимаем

ср
.
з

 5,3 А.

Ток срабатывания защиты:


сх
=

ср
.
з


т










(
3
.29)


сх
=
5
,
3

3000
5

=
3180

А


3.5 Устройство РПН трансформатора


Блокировка работы устройства РПН при перегрузки трансформатора
110/6 кВ

Т
-
1 (Т
-
2I выполнена на реле тока КА4 типа РТ
-
40/20,уста
новленном в
шкафу релейного шкафа и запитанного на стороне 110 кВ.

Уставка срабатывания блокировки

по условию отстройки от
номинального тока трансформатора:


с
.
б
.
=

н


н










(3
.30)


с
.
б
.
=
2

200
,
8
=
401
,
6

А

Где

н

= 2


коэффициент надежности;


н

= 200,8


первичный номинальный токтрансформатора на стороне
110 кВ из таблицы 5

Ток срабатывания реле:


с
.
р
.
=

сх


с
.
б
.

т











(3
.31)


42



с
.
р
.
=

3

401
,
6
300
5

=
11
,
58

А

Где
݇
сх

=

3

-

коэффициент схемы соединения трансформаторов тока;


т

=
300
5




коэ
ффициент трансформации трансформаторов тока на
стороне 110 кВ.

Примечание
:


с
.
р
.

 11,6 А.


4.
М
олниезащита и заземление



Одним из важнейших условий бесперебойной работы трансформатора
является обеспечение надежности грозозащиты, сооружений и
электрооборудования. Грозовые перенапряжения возникают при прямом
ударе молнии в электроустановку, а также при ударе молнии в землю или в
предметы и объекты, находящиеся вблизи электроустановки. Реальную
опасность для подстанций представляют также волны пе
ренапряжений,
набегающих с воздушных линий электропередач.


4.1 Защита трансформатора от набегающих

с воздушных
линий волн перенапряжений


Защита осуществляется с использованием грозозащитных тросов.
Грозозащитные тросы заводятся на выходные порталы подста
нции. На
подстанции устанавливаются ограничители перенапряжения (ОПНI.

На трансформаторах ТРДН на напряжении 110 кВ:

-

ОПН


110 кВ


2 шт. (с

регистором разрядовI;

На напряжении 6 кВ:

-

ОПН


6 кВ


2 шт;

-

ОПН


110 / 56


для защиты нейтралей ТРДН.



43



4.2 Зазе
мление


С целью уменьшения возможного напряжения прикосновения путем
выравнивания электрического потенциала регламентирована конструкция
заземляющего устройства. На территории ОРУ
-
110 кВ подстанции должна
быть выполнена заземляющая сетка, образованная
электрически
соединенными между собой горизонтальными продольными и поперечными
заземлителями.

Продольные заземлители следует прокладывать вдоль осей
электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5…0,5 м от
поверхности земли и на расстоянии до 1
,5 м с прокладкой одного
заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания
обращены друг к другу, а расстояние между фундаментами двух рядов не
превышают 3 м.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между
оборудованием на гл
убине 0,5…0,7 м от поверхности земли. Расстояние
между соседними поперечными заземлителями рекомендуется принимать
увеличивающимися от периферии к центру заземляющей сетки. При этом
первое и последующие расстояния, начиная от периферии не должны
превышать

соответственно 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м. Такие шаги
поперечных заземлителей способствуют наиболее полному выравниванию
электрических потенциалов в пределах территории, на

которой расположена
заземляющая сетка. В местах присоединения и короткоза
мыкателей к
заземляющему устройству размеры сетки не должны превышать 6×6 м.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю
территории образования замкнутого контура. Если заземляющее устройство
выходит за пределы ограждения ОРУ, то горизонтальные

заземлители,
проложенные вне территории, прокладывают на глубине не менее 1 м.


44




4.3 Расчёт сопротивления защитного заземления


Для ОРУ
-
110 кВ сопротивление заземлителя
согласно
растеканию тока
должно быть не более 0,5 Ом, т.е.
R
з.

 0,5 Ом.

Дополнительно в качестве заземлителя используем систему трос


опора с сопротивлением заземления
R
т
-
о
 1,25 Ом и железобетонные
фундаменты сооружений и оборудования с сопротивлением заземления
R
ф.
3,0 Ом.

С учетом того, что сопротивление заземлителя не до
лжно превышать

R
з.

 0,5 Ом, а дополнительные используемые сопротивления
R
т
-
о
= 1,25
Ом,

R
ф.

 3,0 Ом получим требуемое сопротивление искусственного
заземлителя
R
и.
по формуле:

R
и.

=








(
4
.1)

R
и.


 1,15 Ом.



Сопротивление учитывающее сопротивление трос


опора и фундамент
здания подстанции составляет:

R
е.

=









(
4
.2)

R
е.

=
0,882 Ом.




Дополнительные искусственные заземлители должны обеспечить
сопр
отивление не более;

R
и

=










(
4
.3)


45


R
и

=

 1,15 Ом.





Тип заземления выбираем контурный, размещенный по периметру
подстанции. В качестве искусственных заземлителей выбираем вертикальные
электроды; материал


круглая сталь диаметром d  16 мм; длина


l
в

 5 м,
метод погружения


ввертыванием. Верхние концы
вертикальных стержней,
погруженные на глубину  0,7 м, приварены к горизонтальным электродам


стальным полосам 40×4 мм.

Удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя


суглинок, по данным таблицы составляет
ρ

 100 Ом·м.

Размеры подстанции 30м×40м (
l
1

 30м;
l
2

 40мI, где
l
1,

l
2



длины
сторон контура. Принимаем расстояние между электродами а  10 м.

Для выравнивания потенциала внутри контура прокладываем семь
уравнительных полос. В этом случае общая длина
горизонтальных полос
составит:

l
г
.
 1403,404,30  380 м.

Территория подстанции занимает площадь
S
п/с
 40·30  1200 м
.

Согласно рекомендациям составляем расчетную модель заземлителя в
виде квадратной сетки площадью
S
п/с
 1200 м
. Длина одной его сторон
будет
 35 м.

Количество ячеек по одной стороне модели определим по формуле :

m
=










(
4
.4)

m
 4,43 шт.




Принимаем
m

= 4.

Уточняем
суммарную длину горизонтальных электродов по формуле:

l
г.

 2·
(
m
1I·









(
4
.5)

l
г.

 2·(41I·35  350 м.






46


Длину стороны ячейки модели находим по формуле :

l

=











(
4
.6)

l

=
8,5 м.






Количество вертикальных электродов при а4 м вычисляем по
формуле.

n

=










(
4
.7)

n

=
 35 шт.





Суммарная длина вертикальных электродов по формуле :











(
4
.8)

м.

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов
по формуле :

T
отн

=










(
4
.9)

Т
отн
=

 0,6 м.

Определяем коэффициент А, поскольку 0,1≤
t
отн

 0,16 ≤ 0,5, тогда:

А

= 0,385
-

0,25
t
отн

= 0,385
-

0,25·0,16  0,345.

Подставив полученные значения, найдем искомое сопротивление
заземлителя:

R
н,расч

 А







(
4
.10)

R
н,расч


 1,18 Ом.

Полученное значение сопротивления
R
н,расч
практически совпадает с
требующимся сопротивлением искусственного заземлителя
R
н

 1,15 Ом.

Окончательно принимаем 36 вертикальных электродов. Контур
заземления представлен на рисунке

6
.



47



Рисунок 6

-

Контур заземления


5.
Выбор оборудования для ЗРУ
-
6кВ


Для установки в качестве ЗРУ
-
6 кВ в здании 163А выбираем КРУ
серии К
-
63
.

Ячейки ЗРУ 6кВ предназначены для приема, распределения и транзита
электрической энергии трехфазного переменного тока

промышленной

частоты 50 Гц
в сетях с изолированной или
заземленной

через дугогасящий
реактор нейтралью.

ЗРУ 6 кВ предназначен для эксплуатации в системах
важной для
безопасности и
нормальной эксплуатации элетроснабжения ФГУП
©
НεТε
имени А.П. Александрова
ª.

ЗРУ на напряжение 6 кВ состоит из:

-

закрытого распределительного

устройства (СНЭ,

СВБ

-

6 кВI;

-

комплектное распределительное у
стройство се
рии К
-
6
3 соединены
ошиновкой
6 кВ и имеют аппаратуру заземления;

-

д
ополнительного общеподстанционного пункта управления (ОПУI,
аппаратурой собственных нужд, релейной защитой и
автоматики.

Соединения между блоками выполнены по кабельным лоткам
.

В качестве релейной защиты в яче
й
ках 6кВ ЗРУ применены терминалы
микропроцессорной

релейной защиты, в частности микропроцессорные
блоки типа
Sepam

40,80
технические требования и характеристики на
которые соответствуют
техническим условиям ТУ 3430
-
042
-
45857235
-
2007
.



48


Типы, назначение и электрические характеристики я
чеек КРУ
представлены в таблице 5
.
1
.




Таблица 5.1

Назначение

Тип
ячейки

Тип
выключа

теля

Номи

нальный

ток, А

Терми

ческая
стойкость,

кА

Примечание

Ввод,
отходящая

линия,

разъеди

нитель,

перемычка

К
-
63 1

LF1

630;
1250

25; 31,5

Вводная
ячейка

может иметь

кабельный
или

шинный ввод

К
-
63 2

LF2

630;
1250

40; 50

К
-
63 3

LF3

2500,
3150,

4000

25;

31,5;
40;

50

Секционный

выключатель

с

разъедини

телем

К
-
63 1

LF1

1250

25; 31,5

Секционный

выключатель
и

разъеди

нитель

рядом
стоящие

ячейки

К
-
63 2

LF2

1250

40; 50

К
-
63 3

LF3

2500,
3150,

4000

25; 31,5;
40;

50

Трансфор

матор

напряжения

К
-
63 1


630,
1250,

2500,

3150,
31,5

Номиналь

ный

ток указан

только для


49


4000

сборных шин

К
-
63 2


630,
1250,

2500,

3150,
4000


Примечание
-

в графе ©Тип ячейкиª цифрой 1 обозначена ячейка
шириной 570 мм,

цифрой 2 ячейка шириной 700 мм, цифрой 3 ячейка шириной
900 мм

.


5.1 Основные технические данные и характеристики



ЗРУ соответствуют требованиям ГОСТ 14695
-
8
0, ТУ ТУ3414
-
0
06
-
65677
162
-


ЗРУ предназначены для эксплуатации в следующих условиях:

-

вид климатического исполнения УХЛ3 по ГОСТ 15150
-
6
9;

-

высота над уровнем моря не более 1000 м;

-

температура окружающего воздуха от минус
50º
до плюс
50º
С;

-

среднесуточная относительная влажность воздуха до
80٪

при плюс
15º
С;

-

отсутствие в окружающей среде токопроводящей пыли, химически
активных газов и испарений
;

-

рабочее положение в пространстве вертикальное, с допустимым
отклонением от вертикали не более
5º.


ЗРУ не предназначены для работы в условиях тряски и вибрации, а также во
взрывоопасных местах.


Номинальный режим работы


п
родолжительный.


50



Вид обслуживания


периодический
.


Основные параметры ЗРУ приведены в таблице
5.
2
.




Таблица
5.
2

Наименование параметра

Значение
параметра

1 Номинальное напряжение на стороне высшего
напряжения (ВНI, кВ


2 Номинальное напряжение на стороне низшего

напряжения (ННI, кВ


3 Количество силовых трансформаторов

-

4 Номинальная мощность силового трансформатора,
кВ
·
А

-

5 εсполнение высоковольтного ввода

шинный

6 εсполнение выводов (отходящие линииI

кабелем

7 Род тока

переменный,


трехфазный

Частота, Гц


9 Комплектное распределительное устройство КРУ 6
кВ*

К
-
63

10 εсполнение корпуса

-

11 Наличие отопления

-

12 Наличие наружного освещения

-

13 Наличие диспетчерского освещения

-

14 Степень защиты ГОСТ 14254
-
9
6


*
-

технические
характеристики КРУ 6 кВ и основ
ной входящей
аппаратуры приведены в эксплуатационной документации.


51



7
.

Механический ресурс

(ресурс по механической стойкостиI,
встроенного в ЗРУ элегазового выключателя 10000 циклов В/О.

8
.

Коммутационный ресурс(ресурс по ко
ммутационной стойкостиI,
встроенного в ЗРУ элегазового выключателя 30 отключающий (тока
термической стойкости 32,5кАI.

9
.

Срок службы до среднего (капитального I ремонта 15 лет.

10
.

Срок службы ЗРУ в целом при условии проведения
техобслуживания и (илиI замены аппаратуры, установленной в ТУ и
эксплуатационной документации на ЗРУ 30 лет.

11
.

Средняя оперативная трудоемкость технического обслуживания
шкафа ЗРУ 8 нормо/часов
.


5.2 Меры
безопасности


1
.

Ячейки ЗРУ соответствует требованиям безопасности согласно
ГОСТ 14693, ГОСТ 1516.3. ГОСТ 26291
-
84. ГОСТ Р 50746
-
2000, 1111 001
-
15,
HI 1
-
031
-
01,МП
-
071
-
06. РД
-
03
-
036
-
2002.

2
.

Ограждения и защитные части ЗРУ находящиеся под напряжением,
выпол
нены таким образом, чтобы была предотвращена возможность их
снятия или открытия без помощи ключей и специальных инструментов.

3
.

По способу защиты человека от поражения электрическим током
ЗРУ относятся к классу 1 по ГОСТ 12.2.007.0
-
75.

4
.

Конструкция ячее
к ЗРУ обеспечивает локализации аварии в пределах
отсека при возникновения короткого замыкания внутри отсеков ЗРУ.

5
.

Вероятность возникновения пожаров в шкафах ЗРУ не превышает 10
-
6

в год по ГОСТ 12.1.004
-
91.

6
.

При снятом напряжении с главной цепи ячейки
ЗРУ относящиеся к
ней токоведущие части одного шкафа, аппараты и конструкции допускают
возможность осмотра, замены и ремонта в условиях, обеспечивающих

52


безопасность работ, без нарушения нормальной работы цепей в соседних
шкафах ЗРУ.

7
.

Ряды зажимов, контак
ты вспомогательных цепей выключателей и
аппараты вспомогательных цепей в релейном отсеке устанавливаются таким
образом, что обеспечивает возможность их безопасного обслуживания без
снятия напряжения с главных цепей, при выполнении персоналом мер
безопаснос
ти в соответствии с требованиями раздела ©Требования по
эксплуатацииª. В случае необходимости обслуживания контактов
измерительных трансформаторов, датчиков дуговой защиты дает
возможность снимать напряжение с главных цепей шкафов ЗРУ.


8
.

В ячейках ЗРУ пр
едусмотрена электромагнитная и механическая
блокировка выкатных элементов и заземляющего разъединителя в
соответствии с ГОСТ 12.2 007.4
-
75 включая блокировки с внешними
присоединениями.

9
.

Все токоведущие части главных цепей шкафов ЗРУ, которые могут
оказа
ться под напряжением после выведения выдвижного элемента в
ремонтное положение, ограждаются автоматически закрывающимися
защитными шторками, имеющими приспособления для их запирания.

10
.

Конструкция ячеек ЗРУ обеспечивает полное закрытие дверей
отсека выка
тного элемента в рабочем и контрольном положениях.

11
.

В ячейках ЗРУ предусмотрены контакты, сигнализирующие рабочее
и контрольное положениях выкатного элемента (индикаторы напряженияI.

12
.

В составе поставки предусмотрены приспособления для
перемещения вы
катных элементов (тележек 6 шт.I.

13
.

На фасадах ячеек ЗРУ. в соответствии со схемами электрических
соединений Заказчика, нанесены надписи, указывающие их назначение




53


6.
Б
езопасность жизнедеятельности и охрана труда.


На данном производстве присутствуют
следующие опасные
производственные факторы:


-

Электробезопасность.
На данном производстве используются
понижающие трансформаторы 110/6 кВ в количестве двух штук и четыре
секции СНЭ 6кВ по 22 ячейки на секцию и секции СВБ по 17 ячеек на
секцию.


-

Пожаро
опасность.

Пожары на подстанции происходят по причине
короткого замыкания на секциях и при коротких замыканиях
электропроводки.


-

Опасность механического травмирования. При выводе секций 6кВ в
ремонт все выкатные элементы секции выкатываются в ремонтное
положение при котором может травмироваться ремонтный персонал.


На данной подстанции присутствуют следующие вредные
производственные факторы:

-

Повышенная температура воздуха. Повышенная температура может
привести к понижению работоспособности и ухудшению

самочувствия
сотрудников.


Методы борьбы для устранения опасных и вредных производственных
факторов.


Для уменьшения попадания обслуживающего персонала под
воздействие напряжения ограничивается допуск на данную подстанцию
(только при оформлении наряд
-
допу
ска на производство работ или по


54


распоряжению на отдельные виды работI.

Для борьбы с возгоранием на данной подстанции смонтированы
противопожарные системы с распрыскиванием или распылением
подавляющей огонь пены или порошка, а также в помещениях имеются
огнетушители ОУ
-
3.

Для понижения температуры на данной подстанции предусмотрена
принудительная вентиляция.



6.1 Охрана труда при производстве работ по реконструкции
подстанции


Для обеспечения безопасного проведения работ по реконструкции ПС
-
551 должны

быть разработаны планы производства работ для каждого вида
будущих работ.

-

Демонтаж ячеек КРУ серии К
-
104м и К
-
105

-

Подготовительные работы перед монтажом новых ячеек

-

Непосредственно монтаж новых ячеек

Перед демонтажем оборудование должно быть обесточ
ено и заземлено,
персоналу, допущенному к работам
, должен быть проведён инструктаж.
Назначается производитель работ, в случае работы с механизмами
назначается ответственный руководитель работ. Работы оформляются
нарядом
-
допуском в двух экземплярах.







55


7.
Заключение


В данном дипломном проекте

была рассмотрена об
щая характеристика
ПС 110/6 кВ ФГУП НεТε им. А.П. Александрова.
Описано установленное
на подстанции оборудование.

Так же были проведены расчёты, необходимые для выбора
оборудования при
реконструкции ПС
-
551, предназначенной для питания
комплексного испытательного стенда лодочных ЯЭУ.

Проект реконструкции подстанции должен обеспечить улучшение
параметров сети электроснабжения стенда, обеспечить надёжное питание
даже в процессе возникновени
я аварийных ситуаций.

Ячейки КРУ
-
6 кВ вместе с устройствами РЗиА нового поколения
должны обеспечить сохранность нормального режима работы
электрооборудования и технологического оборудования с электроприводами,
а так же безопасность обслуживающего данное об
орудование персонала, при
производстве оперативных переключений и ремонтных работ.





56


Список

источников


1.

Нормативы численности промышленно
-
производственного
персонала электрический сетей. М.: εзд
-
во ОАО ©ЦОТЭНЕРГОª, 2002, 12 с.

2.

Гуткин

В.ε. Безопасность жиз
недеятельности при эксплуатации
электроустановок до 1000

В. − СПб.: εзд
-
во СЗТУ, 2004, 284

с.

3.

Гуткин

В.ε. Безопасность жизнедеятельности и чрезвычайные
ситуации./ В.ε.

Гуткин, В.А.

Рогалев


СПб.: εздательство МАНЭБ, 2005,
312 с.

4.

εнструкция по устройству
молниезащиты зданий, сооружений и
промышленных коммуникаций.


М.: εздательство НЦ ЭНАС, 2004, 24 с.

5.

Кожевников Н.Н. Экономика и управление в энергетике.
/Т.Ф.

Басова, Н.Н.

Кожевников, Э.Г.

Леонова, Т.В.

Петрикова,
Н.С.

Чинакаева. Под ред. Н.Н.

Кожевни
кова.


М.: εздательский центр
©Академияª, 2003, 346

с.

6.

Костин

В.Н. Передача и распределение электроэнергии./
В.Н.

Костин., Е.В.

Распопов, Е.А.

Родченко


СПб.: εзд
-
во СЗТУ, 2003,
214

с.

7.

УЗО. Устройства защитного отключения.


М.: Энергосервис,
2003, 38

с.

8.

Костин

В.Н. Монтаж и эксплуатация оборудования систем
электроснабжения.


СПб.: εзд
-
во СЗТУ, 2004, 186 с.

9.

Конюхова

Е.А. Электроснабжение объектов.


М.: εздательский
центр ©Академияª, 2011, 290

с.

10.

РМ−016−2001. Межотраслевые правила по охране тр
уда (правила
безопасностиI при эксплуатации электроустановок. Министерство
энергетики РФ


М.: ©Энергияª, 2001, 34

с.

11.

Кудрин

Б.ε. Электроснабжение промышленных предприятий.


М.: εздательство МЭε, 2005, 426

с.


57


12.

Расчеты токов короткого замыкания для реле
йной защиты и
системной автоматики в сетях 110


750 кВ.
-

Руководящие указания по
релейной защите. Выпуск 11.


М.: ©Энергияª, 1979, 152

с.

13.

РД 153−34.0−20.527−98. Руководящие указания по расчету токов
короткого замыкания и выбору электрооборудовани
я.


М.: εздательство НЦ
ЭНАС, 2001, 34

с.

14.

ГОСТ 13109−97. Нормы качества электрической энергии в
системах электроснабжения общего назначения.


М.: 1994, εзд
-
во
стандартов, 1997, 34

с.

15.

РД 34.20.178 Методические указания по расчету электрических
нагрузок в
сетях 0,38
-
110 кВ сельскохозяйственного назначения".
-

М.: Медиа
Сервис, 2012, 34 с.

16.

Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей Российской Федерации.


М.: εздательство НЦ ЭНАС, 2003, 127

с.

17.

сайт ФГУП НεТε

http://www.niti.ru/1_enterprise/1_1_about/about.html
,
http://www.rusprofile.ru/id/1141368
.


18.

Н О Р

М А Т

ε В Н Ы Е Д О КУ М Е Н Т Ы

-

ГОСТ 22261
-
94 ©Средства из
мерений электрических и
магнитных величин. Общие технические условияª
;

-

ГОСТ Р 8.596
-
2002 ©ГСε. Метрологическое обеспечение
измерительных систем. Основные положенияª
;

-

Карта уставок №1207
-
0163
-
АЭЛ
.

19.

"Правил
а

по охране труда при эксплуатации электроустановок"

Межотраслевые правила

по охране труда (правила безопасностиI при
эксплуатации электроустановок


-

ПОТ РМ
-
016
-
200
1
.

( ПОТЭУ
Зарегистрирован Минюстом России 12 декабря 2013г. Регистрационный №
30593 )

20. Р
уководство по эксплуатации КРУ серии К
-
63


Приложенные файлы

  • pdf 46686575
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий