Электроснабжение десятого микрорайона г. Нягань (дипломный проект)

Данная дипломная работа посвящена расчету системы электроснабжения жилого микрорайона города. Текст пояснительной записки состоит из 82 страниц печатного текста и сопровождается 10 иллюстрациями (расчетными схемами, графиками, рисунками), поясняющими методику расчета и принципы работы основного электрооборудования и 19 таблиц, в которых представлены исходные данные, технические характеристики и условия выбора основного электрооборудования.
В ходе проектирования был выполнен: расчет электрических нагрузок жилого микрорайона, определение мощностей и выбор трансформаторов 10/0,4 кВ, выбор силового оборудования и типовых ячеек КРУ – 10 кВ, выбор микропроцессорной релейной защиты, произведен расчет безопасности и экологичности проекта.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение 8
1. Краткая характеристика потребителей
электроэнергии района  10
2. Электроснабжение микрорайона 13
 2.1. Расчетные нагрузки квартир 13
 2.2 Расчетные нагрузки силового оборудования жилых домов 15
 2.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 16
 2.4. Выбор марки и сечений проводов и кабелей 
 2.5. Выбор трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ
 2.6. Расчет токов КЗ 24
 2.7. Выбор автоматических выключателей нагрузки 29
 2.8. Выбор сборных шин 31
 2.9. Выбор ограничителей перенапряжений 
 2.10. Выбор трансформаторов тока 34
 2.11. Выбор трансформаторов напряжения 35
3. Выбор и расчет релейной защиты  36
 3.1. Назначение и область применения 36
 3.2 Структурная схема цифрового устройства защиты 37
 3.3. Характеристики функций БМРЗ-100 40
 3.3.1. Характеристики максимальной токовой защиты (МТЗ) 40
 3.4. Функции БМРЗ 44
  3.4.1. Функции защиты 44
 3.5. Функции автоматики и управления выключателем 46
 3.6. Функции сигнализации  48
 3.7. Вспомогательные функции 48
  3.7.1. Измерение параметров сети 48
  3.7.2. Регистрация параметров аварий 
  3.7.3. Регистрация аварийных процессов 
 3.8. Система самодиагностики БМРЗ 50
 3.9. Связь с ПЭВМ и АСУ 51
 3.10. Расчет токовой отсечки 52
 3.11. Защита силового трансформатора 54
 3.12. Расчет максимальной токовой защиты 
 3.13. Автоматическое включение резервного питания 60
4. Безопасность и экологичность проекта
 4.1. Безопасность работающих 62
   4.1.1 . Мероприятия по повышению безопасности
труда  68
   4.1.2. Расчет заземления для трансформаторной
подстанции.  70
 4.2. Экологичность проекта  75
 4.3. Чрезвычайные ситуации мирного времени 
Заключение. 78
Список использованных источников 79
Приложение 1 80
Приложение 2 81
Приложение 3 82







1. Краткая характеристика потребителей электроэнергии района

Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены коммунально-бытовыми потребителями.
Потребители распределительной городской сети (ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5, ТП-6, ТП-7) рассматриваемого района города являются: жилые дома многоэтажной (9 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, магазины и детский сад на 180 чел. Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей.
В данном дипломном проекте выполняется электроснабжение десятого жилого микрорайона города Нягань. В проектируемом микрорайоне высотная застройка. В жилых домах установлены электрические плиты, используется водяное отопление и горячее водоснабжение.
Источником электроснабжения коммунально-бытовых нагрузок микрорайона является подстанция 110/10кВ Чара. В начале микрорайона предусмотрен распределительный пункт 2БРТП с трансформаторами.
В основу построения схемы распределительной сети от РП-10кВ положен принцип двулучевой схемы с двухтрансформаторными под-станциями, рекомендуемый для городов с домами повышенной этажности с электроплитами.
Питание ВРУ детского сада, жилых домов осуществляется кабельными взаиморезервируемыми линиями от разных секций РУ низкого напряжения ТП. Выбор сечений низковольтных кабелей производится по нагреву в рабочем и послеаварийном режимах работы с проверкой по потере напряжения.
По степени обеспечения надежности электроснабжения электроприемники жилых и общественных зданий микрорайона относятся к I и II категории. К первой категории в жилых домах относятся противопожарные устройства, системы подпора воздуха, лифты, аварийное освещение.
Рассчитываемые трансформаторные подстанции приняты по типовым проектам одной серии, отдельно-стоящие, комплектные блочного типа 2БКТП производство ООО " Модуль" (г. Екатеринбург).
2БКТП - трансформаторная подстанция полной заводской готовности изготовлена в двух железобетонных блоках. БТП 1 и БТП 2 идут в комплекте с двумя унифицированными объемными приямками. Каждый блок состоит из однотрансформаторной подстанции, разделенной на два отсека.
В первом отсеке размещается силовой трансформатор мощностью до 1000 кВА, во втором - высоковольтное и низковольтное оборудование.
Трансформаторная подстанция 2БКТП изготовлена с возможностью применения двулучевой схемы питания со стороны 10 кВ и устройства автоматического включения резервного питания на стороне низкого напряжения 0.4кВ, при отключении одного из работающих трансформаторов. Трансформаторная подстанция оборудована двумя высоковольтными моноблоками типа Safe Ring с элегазовой изоляцией фирмы ABB, куда входят три выключателя нагрузки и блок подключения силового трансформатора с защитой от токов короткого замыкания и перегрузки.
На стороне низкого напряжения от РУ- 0.4 кВ распределение электрической энергии, 2БКТП оборудовано сборкой на 12 мест типа TUR производство "АВВ".
Устройства АВР предусматривается для цепей РУ-0.4 кВ в 2БКТП. Отходящие линии имеют защиту плавкими вставками.
В соответствии с СН 532-82 компенсация реактивной мощности для электроприемников жилых домов и общественных зданий не производится.
Экспликация зданий приведена в табл. 1.1









Таблица 1.1

Экспликация зданий и сооружений
N по генплану этажность Наименование объекта Кол-во квартир
1 9 Жилой многоквартирный дом 108
2 9 Жилой многоквартирный дом 108
3 9 Жилой многоквартирный дом 112
4 9 Жилой многоквартирный дом 108
5 9 Жилой многоквартирный дом 77
6 9 Жилой многоквартирный дом 108
7 9 Жилой многоквартирный дом 95
8 9 Жилой многоквартирный дом 90
9 9 Жилой многоквартирный дом 89
10 9 Жилой многоквартирный дом 89
11 9 Жилой многоквартирный дом 157
12 9 Жилой многоквартирный дом 157
13 9 Жилой многоквартирный дом 89
14 9 Жилой многоквартирный дом 157
15 9 Жилой многоквартирный дом 108
16 9 Жилой многоквартирный дом 149
17 9 Жилой многоквартирный дом 90
18 2 Коммунальная нагрузка (встроенные магазины, службы быта) 
19 2 Детский сад на 180 мест 




























2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ МИКРОРАЙОНА
2.1. РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ КВАРТИР
Значение удельных нагрузок жилых домов и общественных зданий приняты согласно "Свода правил по проектированию и строительству СП 31-110-2003".
по таблице 2.1 в зависимости от количества лифтовых установок и этажности
    (2.10)

Коэффициент загрузки трансформаторов
          (2.11)
где ΣSН.ТР - суммарная номинальная мощность трансформаторов, установленных на ТП, кВ•А
Выберем на все подстанции трансформаторы типа ТМГ-1000/10-0,4кВ производства Минского электротехнического завода имени В.И. Козлова. Расчет и выбор мощности трансформаторов представим в таблице 2.3.
Таблица 2.3

ТПNo Дом No Мощность нагрузки, Sр, кВА Количество и мощность трансформаторов Коэффициент загрузки, Кз
1 1, 4, 9 921 2х1000 0,45
2 5, 6 573 2х630 0,45
3 15, 2, 13 915 2х1000 0,45
4 12, 11, 19 1060 2х1000 0,52
5 14, 16 910 2х1000 0,45
6 9, 17 570 2х630 0,46
7 7, 8 590 2х630 0,46
РП 3, 18 550 2х630 0,44

Все трансформаторы выбраны с условием, что перегрузка в аварийном режиме не превысит 40 %. Мы выбираем двух трансформаторные подстанции из-за высоких нагрузок, обусловленных наличием электроплит, электротитанов и электрического обогрева квартир. Благодаря этому, исходя из того что практически все потребители входят во вторую категорию по надежности, нам необходимо резервировать свои сети.
В этой главе, на основании наших расчетных нагрузок потребителей мы определили количество и мощность трансформаторов в трансформаторных подстанциях на 10 кВ.

2.4. Выбор марки и сечений проводов и кабелей

Выбор сечения кабелей выполнен в соответствии с ПУЭ, по длительному допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах с последующей проверкой по экономической плотности тока и термическую устойчивость току короткого замыкания.
С появлением новейших технологий производства кабелей с пластмассовой изоляцией позволяющих добиться более высокой механической и термической стойкости, низкой диэлектрической проницаемости что позволяет снизить фактор потерь и увеличить срок службы кабельных линий.
Наиболее распространенными в сетях среднего и высокого напряжения являются кабели из сшитого полиэтилена (СПЭ). Полимерные материалы, которые используются для изоляции и оболочки кабеля обладают большим диапазоном рабочих температур, малой гигроскопичностью, прочностью, легкостью за счет чего достигается значительное улучшение характеристик как в эксплуатации, так и при прокладке.
Произведем выбор сечений высоковольтных кабелей по расчетным токам.
(2.12)
=354А
где Sр – полная мощность нагрузки, кВА;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Результат расчета сведен в таблицу 2.4.
Таблица 2.4

Наименование участка Нагрузка, кВА Ток, А
 Нормальный режим Аварийный режим Нормальный режим Аварийный режим
ПС Чара – РП 3070 6141 170 354
РП – ТП 1 1202 2404 69 138
ТП 1 – ТП 2 745 1490 43 86
ТП 2 – ТП 3 455 910 26 52
РП – ТП 4 980 1960 56 112
ТП 4 – ТП 5 455 910 26 52
РП – ТП 7 585 1170 33 67
ТП 7 – ТП 6 290 580 17 33

При выборе кабеля по нагреву электрическим током, также учитывают поправочные коэффициенты, при прокладке в траншее и зависимости от удельного сопротивления земли.
Таблица 2.5
Число кабелей в траншее 1 2 3 4 5 6
Поправочный коэффициент для расстояния
«в свету» равно диаметру кабеля  1,0 0,9 0,85 0,8 0,78 0,75

Поправочный коэффициент на допустимый длительный ток в зависимости от удельного сопротивления земли равен 0,88
Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому нагреву при нормальных условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше либо равен допустимому току.
Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм2, определяется из соотношения:
(2.13)
мм2
где I - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;
Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2
Экономическая плотность тока для алюминиевых кабелей с изоляцией из полиэтилена, при числе часов использования максимума нагрузки в год до 5000 ч равен 1,4 А/мм2
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.
Определение сечения по термической устойчивости току короткого замыкания производится по формуле:
(2.14)

Где С –постоянная, определяемая в зависимости от заданной ПУЭ конечной температуры нагревания жил и напряжения, С=98.
I∞ - установившийся ток короткого замыкания.
tф – фиктивное время.
(2.15)
где tзащ - времени срабатывания максимальной токовой защиты
tвык - собственное время отключение выключателя.
Определим сечение кабеля от ПС «Чара» до РП, времени срабатывания максимальной токовой защиты 1,7 с. Время отключение выключателя 0,06 с. Установившийся ток короткого замыкания 6840 А.

Исходя из вышесказанного выбираем марку высоковольтного кабеля- АпвП 1х150/25-10
А-Алюминиевая жила.
Пв-Изоляция из сшитого (вулканизированного) полиэтилена.
П-Оболочка из полиэтилена.
1-Число жил.
150-Сечение жил.
25-Сечение экрана.
10-Номинальное напряжение.

Определим сечение кабеля от РП до трансформаторных подстанций, времени срабатывания максимальной токовой защиты 0,8 с. Время отключение выключателя 0,06 с. Установившийся ток короткого замыкания 5350 А.

АпвП 1х95/16-10
Результаты расчета сведены в таблицу приложение 3.



2.5. Выбор трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Электроснабжение микрорайона состоит из одной РП и семи трансформаторных подстанций.
В качестве РП применим блочный комплектный распределительный пункт (БРП) совмещенный с блочной комплектной трансформаторной подстанцией 2БКТП-1000 кВА (БРТП) предназначены для использования в схемах электроснабжения жилищно-коммунальной и общественной застройки, но также могут применяться для электроснабжения промпредприятий.
БРП (БРТП) разработаны для применения в двухлучевой схеме питания электросети 10 кВ.
 БРП (БРТП) изготовляются на заводе объемных инженерных сооружений ООО «Модуль» г.Екатеринбург и представляют собой изделие полной заводской готовности. Всё электрооборудование монтируется на заводе в железобетонных блоках и в готовом виде перевозится на место установки.
 В РУ- 10 кВ БРП (БРТП) применяются малогабаритные ячейки КРУ типа СМ/TEL c вакуумными выключателями типа ВВ/TEL фирмы «Таврида Электрик» г.Москва с микропроцессорной защитой типа БМРЗ-100 .
Трансформаторная подстанция 2БКТП полной заводской готовности выполнена в двух железобетонных блоках: БТП 1 и БТП 2 в комплекте с двумя унифицированными объемными приямками. Каждый блок представляет собой однотрансформаторную подстанцию, разделенную на два отсека. В одном отсеке размещается силовой трансформатор мощностью до 1000 кВА, в другом – высоковольтное и низковольтное оборудование.
Трансформаторная подстанция 2БКТП выполнена с учетом применения двулучевой схемы питания со стороны 10 кВ и устройства автоматического включения резервного питания на стороне низкого напряжения 0.4кВ, при отключении одного из работающих трансформаторов. Подстанция оборудована двумя высоковольтными моноблоками типа SafeRing с элегазовой изоляцией фирмы ABB, куда входят три выключателя нагрузки и блок подключения силового трансформатора с защитой от токов короткого замыкания и перегрузки.
Распределение электрической энергии на стороне низкого напряжения от РУ- 0.4 кВ 2БКТП, оборудованных сборкой на 12 мест типа TUR компании «АВВ».В цепях РУ-0.4 кВ в 2БКТП предусматривается устройства АВР. Отходящие линии имеют защиту плавкими вставками.



2.6. Расчет токов КЗ

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов. Расчетным видом короткого замыкания для выбора или проверки электрооборудования считают трехфазное симметричное короткое замыкание. В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, этот режим принят за расчетный.
Расчет токов к.з. производим в именованных единицах. Мощность к.з. на шинах ПС «Чара» составляет 124 МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах UБ=10,5 кВ, Sк.з.=124 МВА, ток соответственно:
(2.16)

(2.17)


сопротивление энергосистемы составит
Активное и реактивное сопротивление КЛ-10 кВ приведенное к базисному напряжению определим по формулам:
(2.18)
где R0 -Активное сопротивление на 1км. линии Ом/км, L – Протяженность линии, км.
(2.19)
где Х0 - Среднее значение реактивного сопротивления кабельной линии, равное 0,08 Ом/км.
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.6.
Таблица 2.6
КЛ-10 кВ Протяженность, км Сечение, мм2 Активное сопротивление на 1км. линии Активное сопротивление, Ом
 Реактивное сопротивление, Ом

ПС-РП 1,65 150 0,206 0,373 0,352
РП-ТП1 0,21 70 0,443 0,102 0,050
ТП1-ТП2 0,21 70 0,443 0,102 0,050
ТП2-ТП3 0,19 70 0,443 0,092 0,050
РП-ТП4 0,23 95 0,320 0,080 0,053
ТП4-ТП5 0,28 95 0,320 0,098 0,064
РП-ТП7 0,27 95 0,320 0,095 0,062
ТП7-ТП6 0,18 95 0,320 0,063 0,041

Сопротивление трансформаторов Т1, Т2 приведенное к базисному напряжению:

Для определения тока к.з. в точке К-2, найдем сопротивление до этой точки.


Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2:


Ударный ток КЗ в точке К-2 определим:



Где, Куд - ударный коэффициент, найдем по кривой по отношению:

Находим Куд=1,4

В качестве минимального тока КЗ, который необходим для проверки чувствительности релейных защит, используют ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке. Двухфазный ток КЗ в точке К-2 составит:


Для определения тока к.з. в точке К-3, найдем сопротивление до этой точки.


Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3:



Ударный ток КЗ в точке К-3 определим:



Где, Куд - ударный коэффициент, найдем по кривой по отношению :


Находим Куд=1,3

Двухфазный ток КЗ в точке К-3 составит:


Для определения тока к.з. в точке К-4, найдем сопротивление до этой точки.



Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4:



Ударный ток КЗ в точке К-4 определим:



Где, Куд - ударный коэффициент, найдем по кривой по отношению :

Находим Куд=1,23

Двухфазный ток КЗ в точке К-4 составит:



Для определения тока к.з. в точке К-5, найдем сопротивление до этой точки.


Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-5:


Ударный ток КЗ в точке К-5 определим:



Где, Куд - ударный коэффициент, найдем по кривой по отношению :

Находим Куд=1,2

Двухфазный ток КЗ в точке К-5 составит:



Для определения тока к.з. в точке К-6, найдем сопротивление до этой точки.


Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-6:



Ток КЗ, приведенный к напряжению 10,5 кВ


Ударный ток КЗ в точке К-6 определим:



Где, Куд - ударный коэффициент, найдем по кривой по отношению:

Находим Куд=1,85

Двухфазный ток КЗ в точке К-6 составит:



Результаты расчета токов КЗ сведены в таблицу (табл. 2.7).
Таблица 2.7
Результаты расчета токов КЗ.
Точка КЗ Ik(3), кА iуд, кА Ik(2), кА
К-1 6,84 18,32 5,91
К-2 5,35 10,5 4,63
К-3 4,6 9,1 3,97
К-4 4,9 9,7 4,23
К-5 4,97 9,7 4,2
К-6 21,7 42,9 18,7

2.7. Выбор автоматических выключателей нагрузки
Выбор высоковольтных выключателей производится на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными данными.
1. По напряжению установки,
            (2.20)
2. По току,
            (2.21)
3. По конструкции и роду установки ;
4. По элекродинамической стойкости,
            (2.22)
5. По термической стойкости,
           (2.23)

Выбор выключателей нагрузки на остальных ТП сведён в таблице 2.8

Таблица 2.8

Таблица 2.10
Место установки Тип трансформатора  Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные
ПС Чара
ЗРУ-10 кВ НАМИ 10-2 УХЛ2 Uном ≥ Uсети
Sном ≥ S2 10 кВ
– 10 кВ
200 BּА
РП
РУ-10 кВ GE 12  Uном ≥ Uсети
Sном ≥ S2 10 кВ
– 10 кВ
600 ВּА








3. ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
3.1 Назначение и область применения
Цифровой блок релейной защиты БМРЗ-100 предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации кабельных и воздушных линий электропередачи, распределительных подстанций и электростанций, защиты электрических двигателей.
Структурная схема представлена на рисунке 3.1.


Рис 3.1 Структурная схема цифрового устройства защиты.


 
 3.5. Функции автоматики и управления выключателем
 
 БМРЗ реализует функцию датчика УРОВ (УРОВД). Сигнал “УРОВД” выдается при срабатывании МТЗ, ДТО, дуговой защиты на отключение и при поступлении входного дискретного сигнала “Внеш.защита 1” или
 “Внеш.защита 2”. Задержка выдачи сигнала “УРОВД” определяется уставкой ТУРОВ. Функция УРОВД может быть программно заблокирована ключом S44. УРОВД блокируется при обнаружении системой диагностики неисправности БМРЗ.
  БМРЗ обеспечивает двукратное автоматическое повторное включение (АПВ). Первый и второй циклы АПВ могут быть выведены из действия независимо друг от друга программными ключами S311, S31 соответственно.
 АПВ пускается при срабатывании МТЗ и самопроизвольном отключении выключателя. АПВ блокируется при обнаружении системой диагностики неисправности БМРЗ или выключателя. Предусмотрена блокировка обоих циклов АПВ при срабатывании первой ступени МТЗ (ключ S35), при работе АЧР, при поступлении входного сигнала “Блок.АПВ”, а также блокировка второго цикла АПВ при появлении напряжения нулевой последовательности (ключ S32). Блокировка второго цикла АПВ по напряжению 3U0 не действует при работе ОЗЗ с контролем только тока 3I0.
 Время контроля результатов АПВ составляет 120 с после выдачи команды на включение выключателя. Если в течение контрольного времени происходит отключение выключателя, цикл считается неуспешным.
 В БМРЗ предусмотрено выходное реле “АПВ сигнал”.
  БМРЗ обеспечивает прием и выполнение команд устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) и частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ). В БМРЗ реализован как алгоритм АЧР/ЧАПВ-А с раздельными входами “АЧР” и “ЧАПВ”, так и алгоритм АЧР/ЧАПВ-Б с подачей команд “АЧР” и “ЧАПВ” на один вход. Выбор алгоритма осуществляется программным ключом S38. Функция АЧР/ЧАПВ может быть выведена из действия программным ключом S37.
  БМРЗ обеспечивает обнаружение самопроизвольного отключения (СО) выключателя.
  При появлении на входе сигнала “Ав.ШП” БМРЗ блокирует команды включения выключателя.
 
 3.6. Функции сигнализации
 
 БМРЗ обеспечивает формирование выходных сигналов “Аварийное отключение 1”, “Аварийное отключение 2” и “РПВ”, “Вызов”, “Неисправность БМРЗ/выключателя” и “Отказ БМРЗ”.
 Квитирование сигнализации производится нажатием кнопки СБРОС на пульте БМРЗ в режиме управления “Местное” или подачей соответствующей команды по последовательному каналу в режиме управления “Дистанционное” (рисунок Б.13).
 При поступлении на вход сигнала “Ав.ШП” включается индикатор “НЕИСПР.” и мигает индикатор “ВНЕШ”на лицевой панели БМРЗ.
 При срабатывании выходного реле “ВЫЗОВ” мигает индикатор “ВНЕШ” на лицевой панели БМРЗ.
 
 3.7. Вспомогательные функции
  3.7.1. Измерение параметров сети
 
 БМРЗ обеспечивает измерение:
 токов фаз 1IA, 1IC;
 токов 2IA, 2IC;
 напряжений UAB, UBC;
 направления мощности P;
 напряжения и тока нулевой последовательности 3U0, 3I0;
 направления мощности нулевой последовательности P0;
 напряжения обратной последовательности U2;
 частоты F.
  На дисплее в подменю “ПАРАМЕТРЫ СЕТИ” отображаются действующие значения первой гармонической составляющей напряжений и токов. Величины токов (1IA, 1IC, 2IA, 2IC, 3I0,) отображаются в первичных или во вторичных значениях в зависимости от заданных коэффициентов трансформации первичных трансформаторов тока.
  Определение направления мощности (ОНМ) осуществляется по величине фазового угла между током 1IA(1IC) и напряжением UВС(UАВ) отдельно для каждой пары сигналов. Чувствительность ОНМ по току - 1 А, по напряжению - 5 В (во вторичных значениях). На дисплее БМРЗ направление мощности отображается в подменю “ПАРАМЕТРЫ СЕТИ” в виде надписи “P-“ для прямого направления мощности или “P-“ для обратного направления мощности. В зоне нечувствительности на дисплей выводится надпись “P-“.
  Определение направления мощности нулевой последовательности производится при значениях 3U0, превышающем 5 В, и 3I0, превышающем 0,005 А. При значениях 3U0 и 3I0 ниже указанных или при направлении мощности нулевой последовательности, соответствующей зоне неопределенности, на дисплее отображается надпись “Ро-?”.
  Измерение частоты производится при величинах линейных напряжений и напряжения 3U0, превышающих 5 В (вторичное значение). В том случае, когда все напряжения имеют значение ниже указанного, на дисплей выводится надпись “F=??.??”.
 
 3.7.2 Регистрация параметров аварий
 
 БМРЗ обеспечивает регистрацию параметров девяти отключений выключателя, в том числе отключений по команде оператора и срабатывания защит на сигнал. Параметры аварий отображаются на дисплее в подменю “АВАРИИ”.
 
 3.7.3 Регистрация аварийных процессов (РАП)
 
 БМРЗ обеспечивает запись и хранение одного аварийного процесса длительностью 10 с (1 с предыстории и 9 с аварийного процесса). Запуск РАП производится при пуске любой защиты или при подаче сигнала на отключение выключателя.
  БМРЗ обеспечивает запись действующих значений первой гармонической составляющей пяти аналоговых и восьми дискретных сигналов с периодом 10 мс.
  Состав регистрируемых аналоговых сигналов:
 ток фазы А 1IA;
 ток фазы С 1IC;
 ток 2IA;
 ток 2IC;
 напряжение UАВ.
Состав регистрируемых дискретных сигналов:
 входной дискретный сигнал “РПО”;
 входной дискретный сигнал “РПВ”;
 пуск первой ступени МТЗ;
 пуск второй ступени МТЗ;
 пуск третьей ступени МТЗ;
 пуск ОЗЗ;
 пуск ДТО;
 выходной дискретный сигнал “Откл”.
При наличии записи процесса на дисплее в кадре “101” подменю “АВАРИИ” отображается надпись “ОСЦ ЕСТЬ”, после очистки буфера РАП выводится надпись “ОСЦ НЕТ”.

3.8. Система самодиагностики БМРЗ

БМРЗ обеспечивает контроль фазировки цепей напряжения. При неправильной фазировке цепей напряжения мигает зеленый индикатор без маркировки и желтый индикатор “ВНЕШ” на лицевой панели БМРЗ и в меню “ТЕСТ” производится запись: “Диагностика НЕИСПРАВНОСТЬ МАС” (кадр “402”).
БМРЗ имеет дополнительный тест сторожевого таймера. Запуск теста производится в кадре “407” подменю “ТЕСТ” после ввода пароля. Для запуска теста сторожевого таймера необходимо перейти в кадр “407”, подвести курсор под надпись “Контр_Т” и нажать кнопку ВВОД. В нижней строке дисплея будет выведен числовой результат предыдущего теста. После нажатия кнопки ВВЕРХ произойдет рестарт БМРЗ. Если сторожевой таймер неисправен, зеленый индикатор без маркировки переходит в режим мигания, а в кадре “402” подменю “ТЕСТ” производится запись: “Диагностика НЕИСПРАВНОСТЬ МЦП”.
В случае неисправности сторожевого таймера ремонт БМРЗ производится заменой модуля МЦП.

3.9 Связь с ПЭВМ и АСУ

В БМРЗ предусмотрена возможность подключения ПЭВМ в соответствии со стандартом RS-232, а также включение БМРЗ в АСУ в качестве подсистемы нижнего уровня. Подключение к АСУ осуществляется в соответствии со стандартом RS-485.

3.10. Расчет токовой отсечки

Наиболее простой и быстродействующей защитой является токовая отсечка. Вместе с МТЗ она входит в состав двухступенчатой защиты.

Рассчитаем токовую отсечку в ячейках на РП в сторону ТП-1

Находим общее индуктивное сопротивление системы до точки КЗ на стороне низшего напряжения – 0,4кВ

Хобщ=Хс+Хл+Хл+Хтр (3.1)

Хобщ=0,88+0,252+0,163+6,06=7,35Ом

Ток срабатывания отсечки определится:

(3.2)

где Кн – коэффициент надежности, Кн=1,4
Оценим чувствительность защиты, коэффициент чувствительности токовой отсечки должен быть не менее 2.

(3.3)

Выбранная таким способом уставка подходит по чувствительности токовой отсечки.
nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока 200/5:
Ток срабатывания реле определится:
(3.4)
где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;

Время срабатывания отсечки: tТО=0,2сек.

Рассчитаем токовую отсечку в ячейках на РП в сторону ТП-4

Находим общее индуктивное сопротивление системы до точки КЗ на стороне низшего напряжения – 0,4кВ

Хобщ=0,88+0,252+0,101+6,06=7,29Ом

Ток срабатывания отсечки определится:



где Кн – коэффициент надежности, Кн=1,4
Оценим чувствительность защиты, коэффициент чувствительности токовой отсечки должен быть не менее 2.

Выбранная таким способом уставка подходит по чувствительности токовой отсечки.
nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока 200/5:
Ток срабатывания реле определится:

где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;

Время срабатывания отсечки: tТО=0,2сек.

Рассчитаем токовую отсечку в ячейках на РП в сторону ТП-7

Находим общее индуктивное сопротивление системы до точки КЗ на стороне низшего напряжения – 0,4кВ
Хобщ=0,88+0,252+0,092+7,87=9,09Ом

Ток срабатывания отсечки определится:

где Кн – коэффициент надежности, Кн=1,4
Оценим чувствительность защиты, коэффициент чувствительности токовой отсечки должен быть не менее 2.

Выбранная таким способом уставка подходит по чувствительности токовой отсечки.
nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока 200/5:
Ток срабатывания реле определится:

где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;

Время срабатывания токовой отсечки: tто = 0,2сек.

3.11. Защита силового трансформатора

Рассчитаем МТЗ в ячейках трансформатора на РП


Ток срабатывания защиты:

А.
где Кн – коэффициент надежности, Кн=1,1;
Кв – коэффициент возврата, Кв=0,96;
Iраб.макс. – ток после аварийного режима.
КСЗП – коэффициент самозапуска нагрузки, при времени срабатывания МТЗ более 0,3 сек. можно принимать 1,1-1,3.
Ток срабатывания реле определится:

где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;
nТА – коффициент трансформации трансформаторов тока- 100/5.
А
Чувствительность защиты:


Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=0,2+0,3=0,5 с.
Где tпред. с.з. – время предыдущей защиты и составляет 0,2 с.
∆t–ступень селективности и принимаем для микропроцессорного реле 0,3с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 0,5 сек.

Рассчитаем ТО в ячейках трансформатора на РП

Ток срабатывания отсечки выбирается по двум условиям:
а) отстройки от сквозных токов КЗ, например, в точке К-6:



б) отстройки от бросков токов намагничивания при включении
трансформатора

где Кн- коэффициент надежности,Кн=1,4-1,5;
Iк.скв -сквозной ток КЗ;
Iном - номинальный ток трансформатора.

А


Коэффициент чувствительности:


Ток срабатывания реле:

где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;
nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока- 100/5.
А
Время срабатывания токовой отсечки: tто = 0,2сек.

3.12. Расчет МТЗ

Рассчитаем МТЗ в РП на отходящих ячейках в сторону ТП-1

Рассматриваем послеаварийный режим, когда один из вакуумных выключателей отключен. Максимальный рабочий ток в таком режиме будет равен: А
Где, Iпред. с.з. – предыдущая уставка защиты, в нашем случае ближайший наиболее мощный трансформатор и составляет 80А при tс.з. = 0,5 с.
Ток срабатывания защиты:
(3.5)
где Кн – коэффициент надежности, Кн=1,1;
Кв – коэффициент возврата, Кв=0,96;
Iраб.макс. – ток после аварийного режима.
КСЗП – коэффициент самозапуска нагрузки, при времени срабатывания МТЗ более 0,3 сек. можно принимать 1,1-1,3.

Ток срабатывания реле определится:
(3.6)
где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;
nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Чувствительность защиты:
(3.7)

Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=0,5+0,3=0,8 с.
Где tпред. с.з. – время предыдущей защиты и составляет 0,5 с.
∆t–ступень селективности и принимаем для микропроцессорного реле 0,3с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 0,8 сек

Рассчитаем МТЗ в РП на отходящих ячейках в сторону ТП-4

Рассматриваем послеаварийный режим когда один из вакуумных выключателей отключен. Максимальный рабочий ток в таком режиме будет равен:
Где, Iпред. с.з. – предыдущая уставка защиты, в нашем случае ближайший наиболее мощный трансформатор и составляет 80 А при tс.з. = 0,5 с.
Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определится:

Чувствительность защиты:


Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=0,5+0,3=0,8 с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 0,8 сек.

Рассчитаем МТЗ в РП на отходящих ячейках в сторону ТП-7

Рассматриваем послеаварийный режим когда один из вакуумных выключателей отключен. Максимальный рабочий ток в таком режиме будет равен:
Где, Iпред. с.з. – предыдущая уставка защиты, в нашем случае ближайший наиболее мощный трансформатор и составляет 80 А при tс.з. = 0,5 с.
Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определится:

Чувствительность защиты:


Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=0,5+0,3=0,8 с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 0,8 сек.

Рассчитаем МТЗ на секционной ячейке вакуумного выключателя РП
I раб.макс.= 250А
Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определится:


где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;
nТА – коффициент трансформации трансформаторов тока 400/5.
Чувствительность защиты:


Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=0,8+0,3=1,1 с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 1,1 сек.

Рассчитаем МТЗ на вводных ячейках РП в сторону ПС «Чара»

Рассматриваем послеаварийный режим когда один из вакуумных выключателей отключен, секционный выключатель включен.
I раб.макс.= 354А
Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определится:


где Ксх – коэффициент схемы, для данной схемы включения Ксх=1;
nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока 400/5.
Чувствительность защиты:


Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=1,1+0,3=1,4 с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 1,4 сек.

Рассчитаем МТЗ на ячейках ПС «Чара» в сторону РП
По условию согласования защит:
I раб.макс.= 460А
Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле определится:


nТА – коэффициент трансформации трансформаторов тока 400/5
Чувствительность защиты:


Время срабатывания защиты: tс.з. = tпред. с.з.+ ∆t=1,4+0,3=1,7 с.
Принимаем время срабатывания МТЗ: tМТЗ = 1,7 сек.


3.13. Автоматическое включение резервного питания

На подстанциях применяются устройства АВР типа М-20, выполненные на автоматических выключателях «Masterpact» с пружинно-моторными приводами и секционном разъединителе «Interpact» (производства компании «Schneider Electric»).
Конструктивно такое устройство АВР состоит из двух идентичных панелей размерами 520х540х1800 мм. Изготовитель – ОАО «МЭЛ»
В панели М-20, монтируемой в БТП-1, установлены вводной автомат типа NW20HA с номинальным током 2000 А, секционный автомат типа NW16N1 с номинальным током 1600 А и аппараты управления схемы АВР. В панели, монтируемой в БТП-2, установлены вводной автомат типа NW20HA, секционный разъединитель типа и аппараты управления вводного автомата луча Б. Для связи элементов схемы АВР панели соединены контрольным кабелем. Секционный автомат снабжен блоком максимальной токовой защиты «Micrologic 2.0 A» и устройством, блокирующим повторное включение на короткое замыкание. Схема АВР приведена на рис 3.14.
Работа схемы. При возникновении аварийной ситуации на основном вводе с выдержкой времени отключается вводной автомат и включается секционный. После восстановления нормальных параметров напряжения с выдержкой времени отключается секционный автомат и включается вводной.

Рис. 3.14










5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1. Безопасность работающих

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах и т.п.).
Профессиональная подготовка персонала, повышение его квалификации, проверка знаний и инструктажи проводятся в соответствии с требованиями государственных и отраслевых нормативных правовых актов по организации охраны труда и безопасной работы персонала.
Проверка состояния здоровья работника проводится до приема его на работу, а также периодически, в порядке, предусмотренном Минздравом России. Совмещаемые профессии должны указываться администрацией организации в направлении на медицинский осмотр.
Электротехнический персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях.
Персонал, обслуживающий электроустановки, должен пройти проверку знаний настоящих Правил и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности в соответствии с приложением No 1 к настоящим Правилам.
Персонал обязан соблюдать требования настоящих Правил, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда при эксплуатации электроустановок, выдается удостоверение установленной формы, в которое вносятся результаты проверки знаний.
Работники, обладающие правом проведения специальных работ, должны иметь об этом запись в удостоверении.
Под специальными работами, право на проведение которых отражается в удостоверении после проверки знаний работника, следует понимать: верхолазные работы; работы под напряжением на токоведущих частях: чистка, обмыв и замена изоляторов, ремонт проводов, контроль измерительной штангой изоляторов и соединительных зажимов, смазка тросов;
испытания оборудования повышенным напряжением (за исключением работ с мегомметром).
Перечень специальных работ может быть дополнен указанием работодателя с учетом местных условий.
Работник, проходящий стажировку, дублирование, должен быть закреплен распоряжением за опытным работником. Допуск к самостоятельной работе должен быть также оформлен соответствующим распоряжением руководителя организации.
Каждый работник, если он не может принять меры к устранению нарушений настоящих Правил, должен немедленно сообщить выше стоящему руководителю о всех замеченных им нарушениях и представля-ющих опасность для людей неисправностях электроустановок, машин, механизмов, приспособлений, инструмента, средств зашиты и т.д.
Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду-допуску.
Правилам, по распоряжению, по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.
Не допускается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением.
Выполнение работ в зоне действия другого наряда должно согласовываться с работником, ведущим работы по ранее выданному наряду (ответственным руководителем работ) или выдавшим наряд на работы в зоне действия другого наряда.
Согласование оформляется до начала выполнения работ записью «Согласовано» на лицевой стороне наряда и подписью работника, согласующего документ.
Ремонты электрооборудования напряжением выше 1000 В, работа на токоведущих частях без снятия напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В, а также ремонт ВЛ независимо от напряжения, как правило, должны выполняться по технологическим картам или ППР.
В электроустановках напряжением до 1000 В при работе под напряжением необходимо: оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение; работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на резиновом диэлектрическом ковре;
применять изолированный инструмент (у отверток, кроме того, должен быть изолирован стержень), пользоваться диэлектрическими перчатками.
Не допускается работать в одежде с короткими или засученными рукавами, а также использовать ножовки, напильники, металлические метры и т.п.
Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет недопустимое расстояние.
Не допускается при работе около неогражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух боковых сторон.
Не допускается прикасаться без применения электрозащитных средств к изоляторам, изолирующим частям оборудования, находящегося под напряжением.
В пролетах пересечения в ОРУ при замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов,

находящихся под напряжением, через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах - по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря, конструкции и т.п. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно.
Работы в ОРУ на проводах (тросах) и относящихся к ним
изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов, тросов, нахо-дящихся под напряжением, необходимо проводить в соответствии с
ППР, утвержденным работодателем. В ППР должны быть предусмотрены меры для предотвращения опускания проводов (тросов) и для
защиты от наведенного напряжения. Не допускается замена проводов (тросов) при этих работах без снятия напряжения с пересекаемых проводов.
Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.
Не допускаются работы в неосвещенных местах. Освещенность участков работ, рабочих мест, проездов и подходов к ним должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств на работающих.
При приближении грозы должны быть прекращены все
работы на ВЛ, ВЛС, ОРУ, на вводах и коммутационных аппаратах
ЗРУ, непосредственно подключенных к ВЛ, на КЛ, подключенных к
участкам ВЛ, а также на вводах ВЛС в помещениях узлов связи и
антенно-мачтовых сооружениях.
Весь персонал, работающий в помещениях с энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в ЗРУ и ОРУ, в колодцах, туннелях и траншеях, а также участвующий в обслуживании и ремонте ВЛ, должен пользоваться защитными касками.
На ВЛ независимо от класса напряжения допускается перемещение работников по проводам сечением не менее 240 мм2 и по тросам сечением не менее 70 мм2 при условии, что провода и тросы находятся в нормальном техническом состоянии, т.е. не имеют повреждений, вызванных вибрацией, коррозией и др.
При перемещении по расщепленным проводам и тросам строп предохранительного пояса следует закреплять за них, а в случае использования специальной лежки - за тележку.
Обслуживание осветительных устройств, расположены
на потолке машинных чалов и цехов, с тележки мостовою крана должны производить но наряду не менее двух работников, один из которых, имеющий группу III, выполняет соответствующую работу Второй работник должен находиться вблизи работающего и следить за соблюдением им необходимых мер безопасности. 
Устройство временных подмостей, лестниц и т.п. на тележке мостового крана не допускается. Работать следует непосредственно с настила тележки или с установленных на настиле стационарных подмостей.
С троллейных проводов перед подъемом на тележку мостового крана должно быть снято напряжение. При работе следует пользоваться предохранительным поясом.
Передвигать мост или тележку крана крановщик должен только по команде производителя работ. При передвижении мостового крана работники должны размещаться в кабине или на настиле моста Когда работники находятся па тележке, передвижного моста и те-лежки запрещается.
При проведении земляных работ не