Проектирование систем электроснабжения подстанции Тагарская РЭС

метки: Нагрузка, Проектирование, Система, Электроснабжение, Фидер, Подстанция, Трансформатор, Прибор

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

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

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

Реконструкция действующих трансформаторных подстанций обусловлена следующими причинами:

1 Физический износ основных фондов требует их периодической замены, проведения текущих и капитальных ремонтов. В большей степени изнашиваются активные фонды (оборудование за 5…7 лет), медленнее – пассивные (здания за 30…50 лет).

Поэтому заменять изношенные средства механизации и оборудования и проводить другие реконструктивные мероприятия необходимо 5…8 раз в пределах срока службы предприятия.

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

3 Увеличение потребности в электроэнергии.

4 Рост требований к качеству электроэнергии.

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

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

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

Электрификация ж\д транспорта

... историю электрификации железнодорожного транспорта; обозначить проблемы в электрификации железных дорог; показать результаты электрификации железнодорожного транспорта. Понятие и назначение железнодорожной электрификации Железнодорожная электрификация – оборудование действующих и вновь строящихся железных дорог комплексом устройств, обеспечивающих использование электроэнергии для ...

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

1 Характеристика предприятия Минусинских электрических сетей и проектируемой подстанции.

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

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

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

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

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

фидер 2-08 с нагрузкой 10556 кВ∙А,

фидер 2-09 с нагрузкой 6748 кВ∙А,

фидер 2-12 с нагрузкой 5865 кВ∙А,

фидер 2-13 с нагрузкой 2893 кВ∙А,

от 2Т питается:

фидер 2-16 с нагрузкой 10527 кВ∙А,

фидер 2-17 с нагрузкой 12781 кВ∙А,

фидер 2-18 с нагрузкой 5755 кВ∙А,

фидер 2-19 с нагрузкой 1252 кВ∙А,

фидер 2-24 с нагрузкой 5162 кВ∙А,

фидер 2-25 с нагрузкой 2593 кВ∙А

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

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

Необходимость реконструкции подстанции «Тагарская»

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

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

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

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

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

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

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

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

Как видим из таблиц максимальная нагрузка на вводе трансформатора

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

895/I _н = 895 / 924 = 0,96

где I _н . — номинальный ток трансформатора:

I _н = 16000/(√3∙10) = 924 А

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

К _загр. = ( 810+895 ) / 924 = 1,93

что превышает допустимую перегрузку трансформатора;

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

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

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

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

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

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

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

3 Расчет электрических нагрузок

3.1 Определение электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По величине электрических нагрузок выбирают электрооборудование системы электроснабжения (силовые трансформаторы, коммуникационную аппаратуру, провода, кабели, аппаратуру измерений и защиты и др.).

Определяют потери мощности, электроэнергии, напряжения. Поэтому от правильной оценки нагрузок электрических сетей зависит надежность и бесперебойность работы системы электроснабжения. Выполняем расчеты нагрузок по линиям трансформаторной подстанции, начиная с конца каждой линии. К линии подключены разнородные потребители, мощность которых отличается по величине, поэтому проводим суммирование нагрузок по формуле :

Р = Рб + ∆ Р ( 3.1 )

где Р – расчетная активная нагрузка , кВт;

Рб – большая из слагаемых нагрузок, кВт

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

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

1554

160 1632

160

17 24е9 21

6 А-35 16 63 ААШВ 3*70 0,14

1555 0,48

100 5 А-35 А-50 1200

15 1176 400

160 23 0,07 12 0,35 22

АС-50 3,5

24

1201 14 АС-35 1641 25 А-50 А-50 1631

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

АС-50 1

А-95 А-95 7 А-95 А-95 А-95

23

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

ААШВ

8 А-50 0,3 3*120

А-35 20

1548 18 0,25 1649 1175 13

63 19 1177 400 630+560

160

Рисунок 3.1 — Схема фидера 2-05

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

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

Р10-11 = 513 + D 504 + D 80 = 976 кВт

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

Р7-9 = 1680 + ∆ 320 = 1931 кВт

Р7-8 = 128 + ∆ 50,4 = 164,8 кВт

Р3-7 =1931 + ∆ 164,8 = 2058 кВт

Р5-6 = 128 + ∆ 50,4 = 164,8 кВт

Р4-5 = 164,8 +∆ 80 = 224,3 кВ

Р3-4 = 224,3 + ∆ 80 = 283,8 кВт

Р1-3 = 2058 + ∆ 283,8 = 2281 кВт

Расчет активных нагрузок для остальных линий производится аналогично.

Результаты расчетов вносятся в таблицу 3.1.

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей по участкам

S = P / cosφ кВт ( 3.2 )

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

• S – полная мощность на участке сети, кВ ·А;
• Р – активная мощность на данном участке сети ,кВт.

S10-13 = 860 / 0,8 = 1075 кВ ·А

S11-12 = 513 / 0,8 = 641,25 кВ ·А

S10-11 = 976 / 0,8 = 1220 кВ ·А

S9-10 = 1680 / 0,8 = 2100 кВ ·А

S7-9 = 1931 / 0,8 = 2413,75 кВ·А

S7-8 = 164,8 / 0,8 = 206 кВ ·А

S3-7 = 2058 / 0,8 = 2572,5 кВ ·А

S5-6 = 164,8 / 0,8 = 206 кВ ·А

S4-5 = 224,3 / 0,8 = 280,375 кВ ·А

S3-4 = 283,8 / 0,8 = 354,75 кВ ·А

S1-3 = 2281 / 0,8 = 2851,25 кВ ·А

Расчет полных мощностей для остальных линий производится аналогично.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1.

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

_______

Q = √ S ² — P² ( 3.3 )

где S – берем из формулы ( 3.2 ) ;

• P – берем из формулы ( 3.1 ) .

____________

Q _10-13 = √ 1075² — 860² = 645 квар

____________

Q _11-12 = √ 641,25² — 513² = 384,75 квар

____________

Q _10-11 = √ 1220² — 976² = 732 квар

______________

Q _9-10 = √ 2100² — 1680² = 1280 квар

_______________

Q _7-9 = √2413,75² — 1931² = 1448,25 квар

____________

Q _7-8 = √ 206² — 164,8² = 123,6 квар

_______________

Q _3-7 = √ 2572,5² — 2058² = 1543,5 квар

____________

Q _5-6 = √206² — 164,8² = 123,6 квар

________________

Q _4-5 = √ 280,375² — 224,3² = 168,2 квар

_______________

Q _3-4 = √ 354,75² — 283,2² = 213,6 квар

_______________

Q _1-3 = √ 2851,25² — 2281² = 1710,75 квар

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

Ток , протекающий по линиям , А определяется по формуле :

I = S / (√3∙U _н ) (3.4)

где Uн – номинальное напряжение данной линии, кВ ;

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

I10-13 =1075 / (√3·10) = 62 А

I11-12 = 641,25 / (√3·10) = 37 А

I10-11 = 1220 / (√3·10) = 70,4 А

I9-10 = 2100 / (√3

• 10) = 121,2 А

I7-9 = 2413 / (√3·10) = 139,5 А

I7-8 = 206 / (√3·10) = 11,8 А

I3-7 = 2572,5 / (√3·10) = 148,5 А

I5-6 = 206 / (√3·10) = 11,8 А

I4-5 = 280,375 / (√3·10) = 16,1 А

I3-4 = 354,75 / (√3·10) = 20,4 А

I1-3 = 2851,25 / (√3·10) = 164,6 А

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

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

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

№ участка	Р , кВт	Q , квар	S , кВ·А	I , А
10 — 13 11 — 12 10 — 11 9 — 10 7 — 9 7 — 8 3 — 7 5 — 6 4 — 5 3 — 4 1 — 3	860 513 976 1680 1931 164,8 2058 164,8 224,3 283,8 2281	645 384,75 732 1280 1448,25 123,6 1543,5 123,6 168,2 213,6 1710,75	1075 641,25 1220 2100 2413,75 206 2572,5 206 280,375 354,75 2851,25	62 37 70,4 121,2 139,5 11,8 148,5 11,8 16,1 20,4 164

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
1	2	3	4	5
51-53 51-52 49-51 49-50 46-49 44-46 44-45 42-44 38-42 38-39 30-38 35-36 33-35 31-33 30-31 22-30 27-29 27-28 25-27 25-26 23-25 22-23 20-22 18-20 16-18 16-17 14-16 12-14 11-12 64-66 62-64 58-62 58-59 54-58 55-57 54-55 11-54 9-11 7-9 5-7	571 571 1028 907 1774 2276 907 3022 3218 714 3539 355 452 511,5 762,5 4159 907 355 1186 297 1419 1619 5519 5674 5870 225 6044 6240 6395 417 514 611 139,5 717 225 494 1111 7313 7564 7719	426 426 771 678 1329 1707 678 2265 2412 534 2652 264 335 381 570 3117 678 264 888 222 1062 1212 4137 4254 4401 168 4533 4680 4794 312 385 458 105 537 168 370 833 5484 5673 5787	713 713 1285 1133 2217 2845 1133 3777 4022 892 4423 443 565 638 952 5198 1133 443 1482 371 1773 2023 6898 7092 7337 281 7555 7800 7993 521 642 763 173 896 281 617 1388 9141 9455 9648	41 41 74 65 128 164 65 218 232 51 255 25 32 36 54 300 65 25 85 21 102 116 398 409 423 16 436 450 461 30 37 44 10 51 16 35 80 527 545 557

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

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3	4	5
3-5 1-3 1-2 0-1	7915 8166 355 8445	5934 6123 264 6333	9893 10207 443 10556	571 589 25 609

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
34-36 34-35 32-34 32-33 30-32 30-31 28-30 28-29 5-28 25-27 25-26 23-25 21-23 19-21 5-19 14-16 12-14 12-13 10-12 6-10 7-9 6-7 5-6 3-5 3-4 1-3 0-1	475 571 949 417 1278 475 1656 417 1988 225 128 322 477 574 825 187 247 520 712 867 571 771 1493 3922 1450 5148 5399	354 426 711 312 957 354 1242 312 1491 168 96 240 357 429 618 138 183 390 534 648 426 576 1119 2940 1086 3861 4047	593 713 1186 521 1597 593 2070 521 2485 281 160 402 596 717 1031 233 308 650 890 1083 713 963 1866 4902 1812 6435 6748	34 41 68 30 92 34 119 30 143 16 9 23 34 41 59 13 17 37 51 62 41 55 107 283 104 371 389

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
30-31 28-30 27-28 35-36 35-37 33-35 27-33 19-27 20-24 20-21 19-20 17-19 17-18 15-17 15-16 11-15 11-12 9-11 5-9 5-6 3-5 1-3 0-1	907 1310 1369 355 571 850 1253 2420 379 379 678 2971 355 3250 907 3997 355 4276 4527 63,4 4573 4633 4692	678 981 1026 264 426 636 939 1815 284 284 509 2226 264 2436 678 2997 264 3207 3393 45 3428 3474 3518	1133 1637 1711 443 713 1062 1566 3025 474 474 848 3713 443 4062 1133 4996 443 5345 5658 78 5716 5791 5865	65 94 98 25 41 61 90 174 27 27 48 214 25 234 65 288 25 308 326 4,5 330 334 338

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
6-7 5-6 5-8 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1	755 1006 907 1752 1849 1908 2159 2314	564 753 678 1314 1386 1431 1617 1736	943 1257 1133 2190 2311 2385 2698 2893	54 72 65 126 133 137 155 167

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
47-49 47-48 39-47 43-45 43-44 40-43 40-42 39-40 31-39 36-37 34-36 32-34 31-32 29-31 29-30 27-29 23-27 23-24 21-23 7-21 12-13 12-14 20-12 8-10 8-9 7-8 18-20 18-19 16-18 7-16 5-7 3-5 1-3 0-1	1203 755 1833 355 571 947 907 1944 3475 755 852 1103 1258 4531 516 4944 5041 475 5419 5670 311,5 139,5 572 823 907 1577 225 571 745 996 7823 8074 8171 8422	904 564 1374 266 428 708 680 1458 2604 564 639 825 942 3396 387 3708 3780 354 4062 4251 233 101 428 615 680 1182 168 428 558 747 5865 6054 6126 6315	1505 943 2291 443 713 1183 1133 2430 4343 943 1065 1378 1572 5663 645 6180 6301 593 6773 7087 389 173 715 1028 1133 1971 281 713 931 1245 9778 10092 10213 10527	86 54 132 25 41 68 68 140 250 54 61 79 90 326 37 356 363 34 391 409 22 9 41 59 65 113 16 41 53 71 564 582 589 607

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
1	2	3	4	5
91-93 90-91 88-90 88-89 84-88 85-87 84-85 82-84 80-82 80-81 78-80 68-78 73-75 73-74 71-73 71-72 69-71 68-69 66-68 52-66 61-62 59-61 57-59 55-57 53-55 52-53 50-52 48-50 46-48 46-47 44-46 42-44 36-42 37-39 36-37 34-36 32-34 15-32 21-22	139,5 426 621 907 1407 907 944 2186 2437 259,5 2641 2796 417 297 649 475 1027 1278 3870 4025 379,5 439 594 691 788 943 4803 5054 5209 571 5666 5725,5 5880,5 355 392 6188,5 6285 6688 571	102 318 465 678 1053 678 708 1638 1827 192 1980 2098 312 222 486 354 768 957 2901 3018 282 327 444 516 591 705 3600 3789 3906 426 4248 4293 4410 264 294 4641 4713 5016 426	173 532 776 1133 1758 1133 1180 2732 3046 323 3301 3496 521 371 811 593 1283 1597 4837 5031 473 548 742 863 985 1178 6003 6317 6511 713 7082 7156 7350 443 490 7735 7856 8360 713	9 30 44 65 101 65 68 157 175 18 190 201 30 21 46 34 74 92 279 290 27 31 42 49 56 68 346 364 375 41 408 390 424 25 28 446 453 482 41

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

Продолжение таблицы 3.7

1	2	3	4	5
21-23 18-21 18-20 17-18 15-17 29-31 27-29 25-27 15-25 6-15 7-10 6-7 6-12 3-6 1-3 0-1	225 804 571 1415 1666 516 767 826 1077 8983 379 574 355 9722 10070 10255	168 603 426 1059 1248 387 573 618 1346 6735 282 429 264 7290 7551 7628	281 1005 713 1768 2082 645 958 1032 1346 11228 473 717 443 12152 12578 12781	16 58 41 102 120 37 55 59 77 648 27 41 25 701 726 737

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
65-63 61-63 59-61 36-59 54-56 52-54 44-52 47-48 45-47 44-45 37-44 39-41 37-39 36-37 29-36 29-30 29-33 27-29 25-27 23-25 21-23 19-20 19-21 17-19 15-17 11-15 12-13 11-12 9-11 7-9 3-7 3-4 1-3 0-1	284 306 343 380 117 176 213 225 494 591 756 225 494 1305 1604 259 187 1953 2108 2263 2300 907 2359 3105 3202 3262 755 792 3905 3964 4119 417 4449 4604	213 228 255 289 87 132 159 168 370 441 567 168 370 978 1203 192 138 1464 1581 1695 1725 680 1767 2328 2400 2445 564 594 2928 2973 3087 312 3336 3453	355 382 428 475 146 220 266 281 617 738 945 281 617 1631 2005 323 233 2441 2635 2828 2875 1133 2948 3881 4002 4077 943 990 4881 4955 5148 521 5561 5755	20 22 24 27 8 12 15 16 35 42 54 16 35 94 115 18 13 140 152 163 165 65 170 224 231 235 54 57 281 286 297 30 321 332

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
6-7 5-6 4-5 3-4 2-3 1-2 0-1	187 284 439 690 787 847 1002	138 213 327 516 588 633 750	233 355 548 862 983 1058 1252	13 20 31 49 56 61 72

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
49-53 49-50 47-49 23-47 37-39 35-37 33-35 31-33 29-31 28-29 42-44 40-42 28-40 26-28 24-26 23-24 21-23 19-21 17-19 13-17 13-14 5-13 8-10 6-8 5-6 1-5 1-2 0-1	755 187 900 997 353 450 605 642 701 761 117 215 275 977 1228 1383 2210 2613 2710 2769 187 2914 526 777 836 3597 659 4130	564 138 675 747 264 336 453 480 525 570 87 159 204 732 921 1035 1656 1959 2031 2076 187 2184 393 582 627 2697 492 3096	943 233 1125 1246 441 562 756 802 876 951 146 268 343 1221 1535 1728 2762 3266 3387 3461 233 3642 657 971 1045 4496 823 5162	54 13 64 71 25 32 43 46 50 54 8 15 19 70 88 99 159 188 195 199 13 210 37 56 60 259 47 298

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

№ участка	Р, кВт	Q, квар	S, кВ∙А	I, А
17-18 17-19 15-17 15-16 11-15 12-13 12-14 11-12 5-11 8-10 8-9 6-8 6-7 5-6 3-5 3-4 1-3 1-2 0-1	128 256 352 50 389 881 252 1077 1384 225 128 322 200 477 1764 320 2015 80 2074	96 192 263 37 291 660 189 807 1038 168 96 214 150 357 1323 240 1509 60 1556	160 320 440 63 486 1101 315 1346 1730 281 160 402 250 596 2205 400 2518 100 2593	9,23 18,47 25 3,6 28 63,5 18 77,7 99 16 9,23 23 14 34 127 23 145 5,7 149

3.2 Суммарная нагрузка линий на шинах 10 кВ

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

10 кВ [ 10 ] .

Таблица 3.12 — Расчетные данные по линиям ПС «Тагарская»

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

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

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

составляет 30456 кВ·А. На подстанции установлено два трансформатора

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

К _з = 30456 / 16000 = 1,9

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

Для реконструкции участка сети нами предлагается:

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

2 Необходима реконструкция подстанции 110 / 10 кВ «Тагарская»

4 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

В настоящее время на подстанции работает два трансформатора типа

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

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа

ТДН – 25000 / 110.

Таблица 4.1 Силовые трансформаторы 110 / 10 кВ [ 19 ]

Тип	Номинальная мощность, кВ·А	Напряжение обмотки, кВ		Потери, кВт		U к . , %	I х . х . , %
		ВН	НН	Р х.х.	Р к.з.
ТДН	25 000	115	10,5 – 10,5	29	120	10,5	0,75

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:

К _з = ( S_расч / S_нтр )

• 100 % ( 4.1 )

S _расч — расчетная мощность подстанции, кВ·А

S _нтр – номинальная мощность трансформатора, кВ·А

К _з1 = ( 12576 / 25000 )

• 100 = 50,3 %

К _з2 = ( 15779 / 25000 )

• 100 = 63 %

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

( 4.2 )

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

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

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

5 Определение потерь напряжения

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

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

5.1 Определение допустимых потерь напряжения

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

Таблица 5.1 — Определение допустимых потерь напряжения

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

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

V _доп.10 = 0,6 ∙ 16 = 9,6 %

5.2Определение потерь напряжения

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

( 5.1 )

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

• Р – расчетная активная мощность участка сети, кВт ;
• R — активное сопротивление участка сети, Ом;
• Q – расчетная реактивная мощность участка сети , квар;
• X — индуктивное сопротивление линии, Ом;
• Uл – номинальное напряжение линии, кВ.

R _л = r₀ ∙ l ( 5.2 )

где r ₀ – удельное активное сопротивление провода, в зависимости от марки и сечения провода Ом/км, выбираем из справочника [ 9 ];

• l – длина данного участка линии, км.

X _л = x₀

• l ( 5.3 )

где x ₀ – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км. Выбирается из справочника в зависимости от среднегеометрического расстояния между проводами [ 9 ].

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

∆U _17-18 = ( 128

• 0,83
• 0,07 + 96
• 0,366
• 0,07 ) / 10 = 0,98 В

∆U _17-19 = ( 256

• 0,83
• 0,07 + 192
• 0,366
• 0,07 ) / 10 = 1,96 В

∆U _15-17 = ( 352,5

• 0,412
• 0,35 + 263
• 0,341
• 0,35) / 10 = 8,22 В

∆U _15-16 = ( 50,4

• 0,83
• 0,07 + 37,8
• 0,366
• 0,07 ) / 10 = 0,38 В

∆U _11-15 = ( 389,5

• 0,412
• 0,14 + 291
• 0,341
• 0,14 ) / 10 = 3,6 В

∆U _12-13 = ( 881

• 0,83
• 0,05 + 660
• 0,366
• 0,05 ) / 10 = 4,86 В

∆U _12-14 = ( 252

• 0,83
• 0,001 + 189
• 0,366
• 0,001 ) / 10 = 0,02 В

∆U _11-12 = ( 1077

• 0,83
• 0,15 + 807
• 0,366
• 0,15 ) / 10 = 17,8 В

∆U _5-11 = ((1384·0,412·0,49+1384·0,308·1)+(1038·0,341·0,49+1038·0,332·1 )) / 10 = 122 В

∆U _8-10 = (225

• 0,576
• 1,2 + 168
• 0,355
• 1,2 ) / 10 = 22,7 В

∆U _8-9 = ( 128

• 0,83
• 0,9 + 96
• 0,4
• 0,9 ) / 10 = 13 В

∆U _6-8 = ( 322

• 0,576
• 1,1+ 214
• 0,355
• 1,1) / 10 = 28,7 В

∆U _5-6 = ( 477

• 0,576
• 0,07 + 357
• 0,355
• 0,07 ) / 10 = 2,1 В

∆U _3-5 = ( 1764

• 0,308
• 0,5 + 1323
• 0,332
• 0,5 ) / 10 = 48,4 В

∆U _3-4 = ( 320

• 0,576
• 0,5 + 240
• 0,355
• 0,5 ) / 10 = 13,4 В

∆U _1-3 = (2015

• 0,308
• 0,21+ 1509
• 0,332
• 0,21 ) / 10 = 23,5 В

∆U _1-2 = ( 80

• 0,576
• 0,02 + 60
• 0,355
• 0,02 ) / 10 = 0,13 В

∆U _0-1 = ( 2074,5

• 0,308
• 0,97 + 1556
• 0,332
• 0,97 ) / 10 = 112 В

Определяем сумму потерь напряжения на всей линии

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

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

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

DU % = DU / Uном × 100 %; ( 5.4 )

где U – номинальное напряжение сети, В.

∆U % = ( 423,75 / 10 000 )

• 100 % = 4,23 %

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

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

6 Выбор высоковольтного оборудования

6.1 Выбор выключателя 110 кВ

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

К выключателям предъявляют следующие требования:

• надежное отключение токов при значениях от десятков ампер до номинального тока отключения;
• длительная выдержка номинальных режимов по току и напряжению;
• устойчивость к термическому и динамическому воздействиям токов к.з.
• эффективное и быстрое гашение электрической дуги, возникающей при размыкании контактов;
• малое время отключения;
• пригодность для автоматического повторного включения;
• удобство при эксплуатации и перевозках;
• взрыво — и пожаробезопасность.

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

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

Таблица 6.1 — Выбор маломасляного выключателя ВМТ – 110

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

где В _к – тепловой импульс по расчету, кА² ·с;

I _t – предельный ток термической стойкости, кА;

t _t = t_п.в. + t_р.з. ( 7.1 )

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

t _р.з. — время действия релейной защиты;

6.2 Выбор разъединителей 110 кВ наружной установки

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

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

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

От работы разъединителей зависит надежность работы всей электроустановки.

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

Выбор разъединителя установленного на главном участке линии 110 кВ

РЛНДЗ-2-110/600 приведен в таблице 6.2

Таблица 6.2 — Выбор разъединителя линии 110 кВ

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

где В _к – тепловой импульс по расчету, кА² ·с;

I _t – предельный ток термической стойкости, кА;

t _t — длительность протекания предельного тока термической стойкости, с;

6.3 Выбор выключателей 10 кВ

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

Таблица 6.3 — Выбор вакуумного выключателя для отходящих линии 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные Выключатель ВБЧ-СЭ-10-20/1000
U уст £ Uном	10 кВ	10 кВ
I раб.макс £ Iном	1,4 × 681= 953 А	1000 А
I кз £ Iоткл. ном	7265 А	20 кА
I кз £ Iпр.с	7265 А	20 кА
i у £ iпр.с	16336 А	51 кА
В к £ It ²×tt	7,265²×(0,04 + 0,1)= 7,37 кА 2 ×с	20²× 4 = 160 кА²× с

где В _к – тепловой импульс по расчету, кА² ·с;

I _t – предельный ток термической стойкости, кА;

t _t = t_п.в. + t_р.з.

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

t _р.з. — время действия релейной защиты;

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

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

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

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

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

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

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

Ко вторичной обмотке присоединяют последовательно токовые обмотки приборов и реле, обтекаемые током.

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

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

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТПЛ – 10 К
U уст £ Uном	10 кВ	10 кВ
I раб.макс £ Iном	953 А	1000 А
I кз £ Кдин × I 1 ном	7,265 кА	74,5 кА
В к £ (К1 × I1 ном )²× I t	7,37 кА 2 с	27 2 4 = 2916 кА²× с

Вторичная нагрузка трансформаторов тока осталась без изменения

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

6.5 Выбор ограничителей перенапряжения.

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

При выборе ОПН необходимо решить следующие задачи:

• ОПН должен ограничить коммутационные и грозовые перенапряжения до значений, при которых обеспечивается надежная работа изоляции защищаемых установок.
• ОПН должен работать, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии наибольших рабочих напряжений сети.
• ОПН должен быть взрывобезопасен при протекании токов КЗ в результате внутренних повреждений
• ОПН должен соответствовать механическим и климатическим условиям эксплуатации.

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

Uн.р.>Uн.р.об

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

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

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

7 Мероприятия по технике безопасности

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

7.1 Нормы пожарной безопасности

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

РЭС-1 допускается изменения графика.

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

7.2.1 Требования безопасности перед началом и после окончания работы

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

7.2.2 Требования безопасности во время выполнения работы

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

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

3) Дежурный ОВБ во время своей смены обязан:

• обеспечить бесперебойное и качественное электроснабжение потребителей, экономичный режим подстанций;
• осуществлять систематический контроль за состоянием оборудования подстанций, нагрузкой ЛЭП, трансформаторов, за уровнями напряжений ПС Тагарская;
• быстро и точно выполнять указания диспетчера ОДС по ведения режима сети, производству оперативных переключений как в нормальном, так и в аварийных режимах, своевременно и точно информировать диспетчера ОДС, руководство группы подстанций о всех неисправностях и погашениях на подстанции;
• в соответствии с выданными нарядами на ремонтные и аварийно-восстановительные работы четко выполнять необходимые переключения на подстанциях и осуществлять допуск на производство работ;
• обеспечивать правильное ведение оперативно-технической документации, содержать в чистоте и порядке служебные помещения, бережно и правильно эксплуатировать транспорт, средства связи, защитные средства и другое имущество ОВБ.

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

7.2.3 Требования безопасности в аварийных ситуациях

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

Предложено:

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

Проведен :

• расчет нагрузки по линиям 10 кВ;
• выбор силовых трансформаторов 110/10 кВ;
• произведен выбор высоковольтного оборудования;
• Литература.

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovoy/proektirovanie-sistem-elektrosnabjeniya/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• ИП РадиоСофт, 2001. – 384с.: ил.;

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

10 Л.П.Костюченко «Проектирование систем сельского электроснабженния»-

Красноярск 1999,-144с.;

11 Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов:

• М.: Энергоатомиздат, 1989 -176с.;

12 Единые нормы и правила ( ЕНиР ).

Сборник Е-23 » Электромонтажные работы «.Вып.5. Распределительные устройства напряжением 35 кВ и выше./ Госстрой СССР.- М.: Стройиздат, 1988г.-80с.;

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

14 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. РД 153 – 34.0 – 03.301 – 00 ( ВППБ 01 – 02 — 95* ).

3-е издание с изменениями и дополнениями — М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002. – 128с.;

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

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

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

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

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