Характеристика трансформаторной подстанции "Россь" Волковысского района Гродненской области

Исправность электросварочных аппаратов необходимо проверять через каждые 6 месяцев, обращая особое внимание на состояние изоляции, а результаты проверки записывать в соответствующую документацию.

При работе с открытой электрической дугой электросварщики должны быть в брезентовых костюмах и кожаных ботинках. Для защиты лица и глаз электросварщики должны быть обеспечены шлемом-маской или щитком с защитными стеклами. Подсобные рабочие, работающие с электросварщиком, должны быть обеспечены защитными очками, брезентовыми рукавицами и брезентовым костюмом.

Запрещается производить сварочные работы в местах, где применяются или хранятся огнеопасные материалы.

Таким образом, выполнение правил и норм по охране труда обеспечивает необходимую электробезопасность, пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, комфортную среду на рабочих местах.

3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

Релейная защита объекта электрической системы представляет собой комплекс аппаратуры и вспомогательных устройств, обеспечивающих:

-быстрое автоматическое отключение защищаемого объекта в случае его повреждения с целью уменьшения размеров повреждения и предотвращения нарушения устойчивости системы и потребителя;

-сигнализацию о нарушении нормального режима электроустановки в целом или защищаемого объекта, а также сигнализацию о неисправностях устройств РЗА [11].

В общем случае устройства РЗА состоят из двух основных элементов: измерительных и логических органов. Измерительные органы защиты контролируют режимы защищаемого объекта, реагируя на соответствующие электрические величины. Они включаются на измерительные трансформаторы тока объекта, на измерительные трансформаторы напряжения шин и линий электропередачи или на то и другое одновременно. Логические органы формируют управляющие воздействия в зависимости от комбинации и последовательности поступления на них сигналов от измерительных органов. Обычно логические органы действуют на выключатели не непосредственно, а через исполнительные органы.

Дополнительно предусматриваются сигнальные органы, дающие сигналы о срабатывании защиты в целом или отдельных ее частей.

Для питания цепей логики защиты, исполнительного и сигнального органов, а также измерительных органов микропроцессорных и полупроводниковых защит предусматриваются источники оперативного тока.

В зависимости от типа оборудования и его характеристик на нем выполняются защиты различных принципов действия. Защиты могут быть основными или резервными [12].

Согласно ПУЭ [1] для линий в сетях 110 - 500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю.

3.1 Защита и автоматика линий электропередачи 330 кВ

В качестве основной защиты применяем дифференциально-фазную высокочастотную защиту (ДФЗ). В качестве резервных защит линий 330 кВ применяются дистанционная защита (ДЗ), токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП), токовая отсечка (ТО), защита от повышения напряжения (ЗПН), защита от неполнофазного режима воздушной линии (ЗНР). В качестве устройств автоматики применяем автоматическое повторное включение (АПВ), обеспечивающее однофазное автоматическое повторное включение (ОАПВ), трехфазное АПВ (ТАПВ), ускоренное ТАПВ (УТАПВ) [11].

ДФЗ является быстродействующей защитой, срабатывающей при всех видах коротких замыканий по всей длине линии без выдержки времени, которая резервируется ступенчатыми ДЗ и НТЗНП [13].

ДЗ предназначена для действия при междуфазных КЗ, по принципу действия - это направленная защита и выполняется по ступенчатом принципу [12].

НТЗНП реагирует на одно- и двухфазные КЗ на землю и выполняется ступенчатому принципу [13].

ТО реагирует на все виды КЗ и действует без выдержки времени [12].

ЗПН состоит из двух степеней: чувствительной и грубой. Чувствительная ступень защиты служит для ограничения длительности существования напряжения, повышенного до 115-130 % от номинального значения. Защита действует на отключение линии с выдержкой времени с запретом ТАПВ. Грубая ступень защита применяется для ограничения перенапряжений свыше 130-150 % от номинального значения, действует с небольшой выдержкой времени на отключение линии с запретом ТАПВ.

ЗНР предусматривается для ликвидации неполнофазного режима на воздушной линии, возникающего в результате возможного отказа одной из фаз выключателя при операции отключения.

3.2 Устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ)

УРОВ предназначено для ликвидации повреждения, сопровождающегося отказом выключателя или выключателей, а также действовать при КЗ в зоне между выносными ТТ и выключателем. УРОВ применяется в сетях 110 кВ и выше на отключения ближайших к отказавшему выключателю присоединений, обеспечивая ликвидацию аварии с минимальными потерями для системы [11].

3.3 Защита и автоматика автотрансформаторов и вольтодобавочных трансформаторов

Для защиты автотрансформатора от повреждений и ненормальных режимов работы должны быть предусмотрены устройства релейной защиты, которые разделяются на две группы: основные и резервные защиты [1]. Основные защищают трансформатор от внутренних повреждений и ненормальных режимов в самом трансформаторе или на его ошиновках. Резервные защищают обмотки трансформатора от сверхтоков внешних КЗ при повреждениях на присоединениях прилегающих сети, а также по возможности резервируют основные защиты трансформатора.

Основными защитами автотрансформатора являются: дифференциальная токовая защита трансформатора, газовая защита, газовая защита РПН, токовая отсечка, устанавливаемая со стороны питания, дифференциальная токовая защита ошиновки низшего напряжения, дифференциальная токовая защита ошиновки высшего и среднего напряжения [11].

Газовая защита содержит два элемента: сигнальный и отключающий. Сигнальный действует на сигнал при слабом газообразовании и при понижении уровня масла. Отключающий действует на отключения АТ со всех сторон с запретом АПВ при интенсивном газообразовании и движении масла со скоростью 0,6-1,5 м/с по маслопроводу между баком и расширителем, а также при понижении уровня масла.

Для защиты от повреждений контакторов РПН применяется газовая защита РПН, которая выполняется с помощью струйного реле, устанавливаемого между баком РПН и расширителем. Защита действует на отключение АТ со всех сторон с запретом АПВ.

Дифференциальная защита трансформатора реагирует на все виды КЗ в зоне, ограниченной ТТ. Защита действует на отключение АТ со всех сторон с запретом АПВ.

Дифференциальная защита ошиновки высшего и среднего напряжения АТ охватывает зону между встроенными ТТ АТ и выносными ТТ выключателей, действует без выдержки времени на отключение АТ со всех сторон без запрета АПВ.

Дифференциальная защита ошиновки низшего напряжения АТ охватывает зону, в которую входят линейный трансформатор, реактор и ошиновка цепи низшего напряжения от встроенных ТТ АТ до выносных ТТ в ячейке ввода низшего напряжения. Защита действует на отключение АТ со всех сторон с запретом АПВ.

В качестве резервных защит АТ используем дистанционные защиты и направленные токовые защиты нулевой последовательности [11].

ДЗ предназначены для отключения междуфазных КЗ, а НТЗНП - для отключения одно- и двухфазных КЗ на землю. На высшей и средней стороне АТ устанавливаются двухступенчатая ДЗ и трехступенчатая НТЗНП. Оперативное ускорение первых или вторых ступеней ДЗ и НТЗНП стороны высшего и среднего напряжения АТ вводится в случае вывода из работы дифференциальной защиты трансформатора, дифференциальной защиты ошиновки высшего и среднего напряжения АТ. Цель оперативного ускорения резервных защит АТ - ускорить действие резервных защит АТ при близких внешних КЗ или КЗ в самом АТ. Резервные защиты АТ стороны высшего напряжения действуют с меньшей выдержкой времени на отключение всех выключателей высшего напряжения, а с большей - на отключение АТ со всех сторон.

Также применяем защиту от неполнофазного режима на стороне 330 кВ АТ. Назначение защиты - ликвидация неполнофазного режима, возникающего при неполнофазном отключении одного выключателя 330 кВ АТ и трехфазном отключении второго выключателя 330 кВ АТ. Защита действует на отключение АТ со всех сторон.

Защита от перегрузки. В качестве такой защиты устанавливается токовая защита, действующая с выдержкой времени на сигнал в случае перегрузки по току любой обмотки трансформатора [13].

Защита линейного вольтодобавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения АТ, осуществляем: газовой защитой собственно добавочного трансформатора и защитой контакторного устройства РПН, которое выполнено с применением реле давления и отдельного газового реле; дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения АТ [1].

В качестве устройств автоматики применяем автоматическое включение резервного питания (АВР), предназначенное для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования [1].

3.4 Защита и автоматика стороны 110 кВ

Согласно ПУЭ для линий в сетях 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю [1].

В качестве основных защит линий 110 кВ применяем дифференциально-фазные высокочастотные защиты и направленные защиты с высокочастотной блокировкой.

ДФЗ являются быстродействующими защитами при всех видах КЗ по всей длине линии. Направленная защита с высокочастотной блокировкой реагирует на направление мощности КЗ по концам защищаемой линии, работает при всех видах КЗ по всей длине линии.

В качестве резервных на линиях 110 кВ устанавливаем следующие защиты: токовая отсечка, дистанционная защита, направленная токовая защита нулевой последовательности, максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском по напряжению или без него, комбинированная отсечка по току и напряжению.

ТО реагирует на все виды КЗ и действует без выдержки времени. НТЗНП реагирует на одно- и двухфазное КЗ на землю. ДЗ предназначена для действия при междуфазных КЗ, может действовать и при однофазном КЗ, но с укороченной зоной. МТЗ реагирует на возрастание тока в линии сверх определенного значения [13]. Комбинированная отсечка по току и напряжению реагирует на снижение напряжения с блокировкой по току [12].

Для защиты шин 110 кВ предусматриваем дифференциальную токовую защиту шин (ДЗШ) и дифференциальную токовую защиту шин с торможением [13]. Защита шин действует на отключение питающих присоединений поврежденной системы шин. Схемы ДЗШ предусматривают АПВ шин и в случае успешного АПВ автоматическую сборку доаварийного режима.

3.5 Защита и автоматика стороны 10 кВ

Для выполнения защиты и управления ввода, линии и секционного выключателя 10 кВ предусматриваем терминал МР 500 [14].

Устройство выполняет следующие функции:

-защита от повышения тока;

-защита от повышения тока нулевой последовательности;

-защита от повышения тока обратной последовательности;

-контроль состояния выключателя с УРОВ;

-автоматика АЧР и ЧАПВ, АВР от внешних сигналов.

3.6 Защита шин 10 кВ

Для защиты шин 10 кВ при междуфазных КЗ непосредственно на шинах и при двойных замыканиях на землю в случае, когда одна точка замыкания на землю находится на линии, а вторая на шинах, а также для резервирования отказа выключателя или защиты отходящих линий 10 кВ, предусматривается токовая защита шин 10 кВ МР700. Защита действует на отключение ввода автотрансформатора и секционного выключателя.

Для дистанционной связи релейных терминалов защиты с системой используем оптоволоконный канал.

3.7 Оборудование РЗА

Для защиты основного оборудования подстанции воспользуемся современными цифровыми устройствами защиты:

RET 316: цифровая защита трансформатора RET 316*4 служит для обеспечения быстродействующей и селективной защиты двух- и трехобмоточных силовых трансформаторов. Кроме того, возможно ее применение для защиты автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор. Реле распознает следующие повреждения на силовых трансформаторах:

-любые фазные КЗ;

-замыкания на землю, когда нейтраль силового трансформатора частично или глухо заземлена;

-межвитковые КЗ.

RET 316 имеет невысокие требования к основным трансформаторам тока.

RET 316 осуществляет различные защитные функции. Ниже приведен перечень функций, выбранных из библиотеки программного обеспечения RE.216/RE.316*4:

-дифференциальная защита трансформатора, являющаяся одной из основных функций для быстродействующей и селективной защиты всех трансформаторов мощностью от нескольких МВ·А и выше;

-защита от тепловой перегрузки, оберегающая изоляцию от тепловых ударов. Эта защитная функция обеспечивается двумя независимыми уставками и успешно используется при отсутствии датчиков температуры масла.

-максимальная и минимальная токовые защиты с независимой выдержкой времени снабжены блокировкой от броска тока намагничивания;

-максимальная токовая быстродействующая защита пикового значения (токовая отсечка);

-максимальная токовая защита с обратнозависимой характеристикой выдержки времени;

-максимальная токовая защита с независимым минимальным временем срабатывания и обратнозависимой характеристикой выдержки времени;

-максимальная и минимальная защита по напряжению с независимой выдержкой времени;

-максимальная быстродействующая защита по напряжению пикового значения (отсечка по напряжению);

-функция контроля мощности;

-функция контроля частоты;

-защита от повышения магнитного потока с независимой выдержкой времени;

-защита от перевозбуждения с обратнозависимой характеристикой выдержки времени;

-дистанционная защита в качестве резервной защиты силовых трансформаторов и ближних линий.

Дополнительные логические функции:

-дополнительная логика пользователя, запрограммированная с помощью CAP 316 (язык программирования для функционального планирования FUPLA). Это требует наличия системного проектирования.

-логика;

-выдержка времени;

-счетчик;

-фильтр устранения дребезга контактов.

Также обеспечиваются следующие функции измерения и контроля:

-функция измерения напряжения, тока, частоты, активной и реактивной мощности (U/I/f/P/Q);

-достоверность трехфазного тока;

-достоверность трехфазного напряжения;

-регистратор анормальных режимов.

Схема включает в себя память событий.

Терминал RET 316*4 имеет последовательные интерфейсы для локальной связи с управляющим ПК и для дистанционной связи со станционной системой управления. Терминал RET 316*4 снабжен также функциями непрерывного самоконтроля и самодиагностики. Для многократного тестирования используются соответствующие тестирующие устройства (типа ХS92b). [15].

Телезащита NSD 570: оборудование телезащиты NSD 570 используется для надежной и безопасной передачи команд релейной защиты в электроэнергетических системах. В случае возникновения неполадок данное устройство позволяет быстро и избирательно изолировать неисправный участок.

Оборудование NSD 570 может использоваться для передачи блокирующих и отключающих сигналов по аналоговым или цифровым линиям связи. Аналоговые линии включают провода в цепи управления, каналы речевой связи в оборудовании высокочастотной связи по линиям передач высокого напряжения и телефонные каналы аналоговых и цифровых систем связи, цифровые каналы включают G.703 сонаправленный интерфейс, RS-422/V.11 - RS-449/RS-530/ X.21 (56 Кбит/с, 64 Кбит/с), E1, T1 интерфейсы и волоконно-оптические кабели. Преобразование аналоговой системы в цифровую возможно при замене всего одного модуля (интерфейса с линией связи NSD 570).

Оборудование NSD 570 включает печатные платы высотой в три стандартных единицы (3U), установленных в 19-дюймовой аппаратурной стойке. В стойке можно подключить два устройства NSD 570 с разными интерфейсами линии связи. Стойка имеет высоту в 4 стандартные единицы и включает кабельный канал высотой в 1U, расположенный снизу оборудования с задней стороны [16].

МР 600: реле защиты по напряжению и частоте МР 600 является современным многофункциональным устройством, объединяющим, различные функции - защиты, автоматики, индикации, контроля, дистанционного управления. МР устанавливается на понижающих и распределительных подстанциях 110/35/10/6 кB и предназначено для защиты от понижения и повышения напряжения, понижения и повышения частоты, а также для сбора и передачи информации по каналам связи на диспетчерский управляющий комплекс.

Устройство выполняет следующие функции:

-защита от снижения напряжения;

-защита от повышения напряжения;

-защита от повышения напряжения нулевой последовательности;

-защита от повышения напряжения обратной последовательности;

-защита от снижения напряжения прямой последовательности;

-защита от снижения частоты;

-защита от повышения частоты;

-блокирующая логика;

-индикация фазных действующих значений напряжения;

-индикация линейных значений напряжения;

-индикация напряжения прямой и обратной последовательности;

-индикация напряжения нулевой последовательности;

-индикация значения частоты сети;

-задания внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, количество ступеней защиты и т.д.) программным способом;

-местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики;

-регистрация аварийных параметров защищаемого присоединения и срабатывания измерительных органов;

-получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачи команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

-обмен информацией с верхним уровнем;

-непрерывная самодиагностика аппаратной и программной части.

Устройство имеет две группы уставок, называемые «основная» и «резервная», которые могут быть выбраны при программировании через клавиатуру, персональный компьютер или сеть связи. Независимо от сделанного выбора, устройство может принудительно использовать резервные уставки. Это может быть выполнено через сеть или дискретный вход, специально сконфигурированный для этой цели. Когда сигнал сбрасывается, то предварительно выбранная группа уставок устанавливается снова [17].

МР 700: микропроцессорные реле МР 700 предназначены для защиты:

-кабельных и воздушных линий электропередачи напряжением 6-35 кВ с двухсторонним питанием;

-питающих и отходящих присоединений распределительных устройств 6-35 кВ;

-трансформаторов (в качестве резервной защиты трансформаторов).

МР 700 являются современными цифровыми устройствами защиты, управления и противоаварийной автоматики, и представляют собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, местного и дистанционного управления. Использование в устройствах МР 700 современной аналого-цифровой и микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности.

Устройство выполняет следующие функции:

-направленная/ненаправленная защита от повышения тока с пуском по напряжению;

-направленная/ненаправленная защита от повышения тока (мощности) нулевой последовательности с пуском по напряжению;

-защита от повышения тока нулевой последовательности высшей гармоники с пуском по напряжению;

-направленная/ненаправленная защита от повышения тока (мощности) обратной последовательности с пуском по напряжению;

-защита от обрыва провода;

-защита от понижения напряжения с уставкой на возврат;

-защита от повышения напряжения с уставкой на возврат;

-защита от повышения напряжения нулевой последовательности с уставкой на возврат;

-защита от повышения напряжения обратной последовательности с уставкой на возврат;

-защита от снижения частоты с уставкой на возврат;

-защита от повышения частоты с уставкой на возврат;

-четырёхкратное АПВ выключателя защищаемого присоединения;

-контроль состояния выключателя с УРОВ;

-АВР;

-блокирующей логики;

-восемь внешних защит от внешних сигналов;

-восемь входных логических сигналов по логике «И» или «ИЛИ»;

-восемь выходных логических сигналов по логике «ИЛИ»;

-индикация действующих (текущих) значений токов и напряжений защищаемого присоединения, частоты;

-местное и дистанционное управление выключателем, переключение режима управления;

-блокирование от многократных включений;

-задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты, программирование логики и т.д.) программным способом;

-местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики;

-регистрация аварийных параметров защищаемого присоединения (действующих значений тока, напряжения и типа повреждения) и срабатывание измерительных органов;

-регистрация изменения сигналов на дискретных входах (состояния выключателя присоединения, цепей дистанционного управления и внешних защит) и команд управления поступающих по каналу связи;

-учет количества отключений выключателя;

-получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

-обмен информацией с верхним уровнем;

-непрерывную самодиагностику аппаратной и программной части [18].

МТЗ 610: микропроцессорные токовые защиты МТЗ 610 предназначены для защиты:

-кабельных и воздушных линий электропередач напряжением 6-35 кВ;

-трансформаторов (в качестве резервной защиты силовых трансформаторов);

-объектов малой энергетики и др.

Представленные микропроцессорные защиты являются современными цифровыми устройствами защиты, управления и противоаварийной автоматики, и представляют собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, местного и дистанционного управления. Использование в МТЗ современной аналого-цифровой и микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности.

Устройства выполняют следующие функции:

-трехступенчатую максимальную токовую защиту с зависимой или независимой выдержкой времени;

-защиту от замыканий на землю с контролем тока нулевой последовательности;

-одно- или двукратное автоматическое повторное включение выключателя защищаемого присоединения;

-пофазную индикацию действующих (текущих) значений тока защищаемого присоединения;

-местное и дистанционное управление выключателем, переключение режима управления;

-задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т.д.) программным способом;

-местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики;

-регистрацию аварийных параметров защищаемого присоединения (действующих значений тока и типа повреждения) и срабатывание измерительных органов;

-регистрацию изменения сигналов на дискретных входах (состояния выключателя присоединения, цепей дистанционного управления и внешних защит) и команд управления поступающих по каналу связи;

-учет количества отключений выключателя;

-получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

-обмен информацией с верхним уровнем;

-непрерывную самодиагностику аппаратной и программной части [19].

RED 521: цифровой терминал дифференциальной защиты RED 521 предназначен для селективной, надежной и быстрой защиты шин, Т-образных соединений, узловых углов, генераторов, автотрансформаторов и т.д. RED 521 может использоваться для различных схем размещения распределительных устройств, включая одиночную шину, двойную шину, два выключателя или полуторные схемы выключателя. Терминал используется для защиты энергоустановок среднего, высокого и сверхвысокого напряжений в энергосистеме частотой 50 Гц или 60 Гц. Терминал способен распознавать все типы междуфазных повреждений и повреждений между фазой и землей в сетях с эффективно заземленной нейтралью или в сетях с нейтралью, заземленной через низкое полное сопротивление, а также все внутренние междуфазные повреждения в изолированных сетях или в сетях с нейтралью, заземленной через полное сопротивление [20].

RED 521 не предъявляет высоких требований к первичным трансформаторам тока, нет необходимости в промежуточных трансформаторах тока. Для всех применений можно использовать и сочетать первичные ТТ с 1А и 5А номинальным вторичным током в одной защищаемой зоне. Обычно для одной зоны могут использоваться трансформаторы тока с коэффициентами трансформации, отличающимися друг от друга не более чем в 10 раз. Выравнивание коэффициентов трансформации первичных ТТ осуществляется цифровым способом при помощи установки параметра.

Обычно на практике используется один комплект релейной защиты шин на одну шину. Тем не менее, в некоторых ответственных случаях используются

две независимые защиты шин на зону. Терминал RED 521 подходит для обоих вариантов. Уставки RED 521 задаются непосредственно в первичных амперах, тем самым, упрощая процедуру задания уставок и оптимизируя уставки защиты

REF 543: терминалы защиты фидеров REF 543 предназначены для защиты, управления, измерений и контроля в электросетях среднего напряжения. Их можно использовать с различными видами РУ, в том числе с одиночной системой шин, с двойной системой шин и с дублированными системами. Функции защиты также предназначены для различных типов сетей, таких как сети с изолированной нейтралью, компенсированной нейтралью и частично заземленные сети. Терминал защиты фидеров предназначен для обеспечения селективной защиты от короткого замыкания и замыкания на землю. REF 543 имеет функции максимальной токовой защиты и защиты от замыкания на землю, его применяют в качестве токовой отсечки фидера МТЗ и защиты от замыкания на землю в глухозаземленных, частичнозаземленных сетях с компенсированной и изолированной нейтралью. Выполняется автоматическое повторное включение.

Кроме того, терминал REF 543 обеспечивает функции защиты для широкого спектра применений, например, защиту на основе контроля частоты и напряжения, измеряет фазные токи, междуфазные или напряжения на землю, ток нейтрали, остаточное напряжение, частоту и коэффициент мощности. При использовании функций контроля состояния терминал защиты фидеров REF 543 контролирует давление газа и износ выключателя, регистрирует время работы и указывает временные интервалы технического обслуживания. Помимо функций защиты, измерения, управления и контроля состояния, терминалы защиты фидеров имеют большое количество программируемых логических функций, что позволяет реализовать функции автоматизации и логических алгоритмов, необходимых для объединения задач автоматизации подстанции в одном устройстве. Система передачи данных обеспечивает связь с устройствами более высокого уровня [21].

REL 511: терминалы защиты линии типов REL 501 и REL 511. Устройство выполняет следующие функции:

-дистанционная защита;

-обнаружение качаний в энергосистеме;

-логика схемы связи для дистанционной защиты;

-логика, учитывающая изменение направления (реверс) тока и логика отключения конца со слабым питанием для дистанционной защиты;

-функция автоматики при включении в режим повреждения для дистанционной защиты;

-логика местного ускорения;

-обнаружение обесточенной линии;

-быстродействующая максимальная токовая защита (отсечка);

-максимальная токовая защита с выдержкой времени;

-устройство резервирования при отказе выключателя;

-быстродействующая максимальная токовая защита нулевой последовательности (ненаправленная);

-максимальная токовая защита нулевой последовательности с выдержкой времени (ненаправленная);

-максимальная токовая защита нулевой последовательности (направленная и ненаправленная);

-логика связи для максимальной токовой защиты нулевой последовательности;

-логика изменения (реверса) тока и логика отключения конца со слабым питанием для максимальной токовой защиты нулевой последовательности;

-4-х ступенчатая максимальная токовая защита от замыканий на землю нулевой последовательности;

-защита от понижения напряжения с выдержкой времени;

-защита от повышения напряжения с выдержкой времени и защита от повышения напряжения нулевой последовательности;

-контроль обрыва фаз;

-контроль потери напряжения;

-контроль перегрузки;

-контроль токовых цепей;

-функция обнаружения неисправности цепей напряжения (обратная последовательность);

-функция обнаружения неисправности цепей напряжения (нулевая последовательность);

-функция оперативного управления;

-контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с одним выключателем;

-контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с двумя выключателями;

-фазирование, контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с одним выключателем;

-фазирование, контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с двумя выключателями;

-счетчики импульсов [22].

Выбор данного оборудования РЗА сведем в таблицу 3.1.

Таблица 1.9 - Выбор оборудования РЗА

Наименование комплекта защит	Тип оборудования	Выполняемые функции
1	2	3
Комплект основных защит АТ	RET 521	Дифференциальная токовая защита АТ. Максимальная токовая защита от перегрузки АТ стороны СН. МТЗ НН с пуском по напряжению. Контроль обесточенного состояния АТ. Регулирование под нагрузкой. Контроль напряжения для пуска МТЗ НН. Контроль отсутствия напряжения на АТ. Контроль цепей изоляции со стороны НН. Газовая защита. Газовая защита РПН. Токовая отсечка со стороны ВН. Дифференциальная токовая защита со стороны НН. Дифференциальная защита ошиновки стороны ВН и СН. МТЗ - перегрузка общей части обмотки АТ.
Комплект защит НН	RET 316	ДЗО НН. МТЗ от перегрузки обмотки ВДТ. Газовая защита ВДТ. Газовая защита РПН ВДТ.
Комплект резервных защит АТ со стороны ВН	REL 511	Дистанционная защита. Токовая защита нулевой последовательности. Ускорение защит. Защита неполнофазного режима. УРОВ. Управление выключателями.
Комплект резервных защит АТ со стороны СН	REL 511	ДЗ. ТЗНП. Ускорение защит. УРОВ. ЗНПФР. АПВ. АВР.
Комплект защит СШ - 330 кВ	RED 521	Дифференциальная защита ошиновки стороны ВН.
Комплект основных защит ВЛ - 330 кВ	REL 511	Дифференциально-фазная защита. ТО.
Комплект резервных защит ВЛ - 330 кВ	REL 511	ДЗ. ТНЗНП. ЗПН. ЗНПФР. АПВ.
Комплект защит СШ - 110 кВ	RED 521	Дифференциальная токовая защита. Дифференциальная токовая защита с торможением. Максимальная токовая защита. МТЗ с пуском по напряжению. Контроль цепей изоляции. АВР.
Комплект основных защит ВЛ - 110 кВ	REL 511	Дифференциально-фазная защита. Направленные защиты с блокировкой.
Комплект резервных защит ВЛ - 110 кВ	REL 511	Дистанционная защита. Токовая защита нулевой последовательности. Ускорение защит. Защита неполнофазного режима. МТЗ с пуском по напряжению. УРОВ. АПВ. Управление выключателями.
Комплект защит КЛ - 10 кВ	МР 500 МТЗ 610	МТЗ. ТО. ДЗ. НТЗНП. АЧР. Управление выключателем.
Комплект телезащиты	NSD 570	Передача блокирующих и отключающих сигналов по аналоговым или цифровым линиям связи.
Комплект защит НН	МР 700	Токовая защита. ДЗО. ТО. ДЗ. МТЗ. УРОВ. АЧР. АВР. АПВ. Управление выключателями.
	МР 600	Защита от снижения напряжения. Защита от повышения напряжения. Защита от повышения напряжения нулевой последовательности. Защита от повышения напряжения обратной последовательности. Защита от снижения напряжения прямой последовательности. Защита от снижения частоты. Защита от повышения частоты. Контроль цепей изоляции.

Компоновка устройств РЗА показана в графической части .

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛШЬНОСТИ

4.1 Требования безопасности при монтаже и эксплуатации электрооборудования на подстанции 220/110/10

При электромонтаже и ремонте оборудования подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалифицированной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается производить какие-либо работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Персонал электромонтажной организации должен быть оснащен средствами индивидуальной защиты, которые включают :

1. Защитные очки применяются для защиты глаз от твердых частиц при обработке металла, брызг кислоты, красок, искр и от светового

воздействия при сварочных работах и т.п.

2. Рукавицы предназначены для защиты рук от искр, брызг расплавленного металла, высоких температур, кислот, механических воздействий.

3. Противогазы, респираторы предназначены для защиты органов дыхания при работах в условиях недостатка кислорода или чрезвычайно высокой загазованности от отравления газами. При сварочных работах применяют фильтрующие противоаэрозольные респираторы.

4. Каски предназначены для защиты головы от механических повреждений, атмосферных осадков, поражения электрическим током.

5. Предохранительные монтерские пояса и страховочные канаты предназначены для обеспечения безопасности работающих при верхолазных и земляных работах на электрических станциях и подстанциях.

Каждый работник, участвующий в работах по монтажу или эксплуатации электроустановок, проходит медицинское освидетельствование при приеме на работу и затем 1 раз в 24 месяца, а также вводный и ежеквартальный инструктаж, обучение и ежегодную проверки знаний по технике безопасности.

При монтаже заземляющих устройств применяются различные машины, механизмы и приспособления, облегчающие труд рабочих-монтажников и обеспечивающие безопасные условия работы. Кроме того, механизация электромонтажных работ играет важную роль в повышении производительности труда, в сокращении сроков монтажа электроустановок, обеспечивает высокое качество работ. Неумелое обращение с механизмами и приспособлениями, а также применение неисправных механизмов и инструментов могут быть причинами травм при выполнении монтажных работ заземляющих устройств. Поэтому к машинам, механизмам, различным устройствам, приспособлениям и инструментам предъявляют определенные требования по их содержанию и эксплуатации.

6. Согласно Правилам технической эксплуатации заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кроме документации должны быть представлены протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю или к заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника. Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи - сваркой или болтовым соединением.

Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

Для монтажа заземляющего устройства разрабатываются траншеи глубиной от 0,5 до 1 метра механизированным или ручным способом. Разметка мест земляных работ производится геодезической службой заказчика. Запрещается производить земляные работы без согласованных и утвержденных чертежей. Производство земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций допускается только с письменного разрешения организации, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций. К разрешению должен быть приложен план с указанием расположения и глубины заложения коммуникаций, составленный на основании исполнительных чертежей. До начала работ необходимо установить знаки, указывающие места расположения подземных коммуникаций. В случае обнаружения подземных коммуникаций, не указанных на плане, дальнейшая работа прекращается до выяснения возможности производства земляных работ.

На участках, где выполняются монтажные работы, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, устанавливать ограждения или назначать дежурных.

Переезды через канавы и траншеи должны обеспечивать одновременно с движением транспортных средств безопасное движение пешеходов. В местах переходов через канавы и траншеи, а также через транспортеры должны быть устроены мостики шириной не менее 0,8 метра с перилами высотой 1 метр. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в темное время освещены. Запрещается доступ людей к работе в неосвещенных местах.

Металлические части строительных машин и механизмов с электроприводом, электродвигателей, пусковых аппаратов и других устройств должны быть заземлены. Схема электрических соединений на строительной площадке должна допускать возможность отключения всех находящихся под напряжением линий в пределах отдельных объектов и их участков.

При монтаже заземляющего устройства применяются сварочные работы. К работе по электрической сварке могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, имеющие квалификационную группу не ниже II. Они должны быть обучены правилам техники безопасности при производстве сварочных работ и иметь допуск к этим работам.

Металлические части электросварочных установок, зажим вторичной обмотки сварочного трансформатора, а также свариваемые конструкции до включения электроустановки в сеть должны быть надежно заземлены.

Перед началом и во время работы необходимо следить за исправностью изоляции сварочных проводов и электрододержателей, а также плотностью соединения контактов. При прокладке проводов и при каждом их перемещении принимаются меры против повреждения изоляции.

Исправность электросварочных аппаратов необходимо проверять через каждые 6 месяцев, обращая особое внимание на состояние изоляции, а результаты проверки записывать в соответствующую документацию.

При работе с открытой электрической дугой электросварщики должны быть в брезентовых костюмах и кожаных ботинках. Для защиты лица и глаз электросварщики должны быть обеспечены шлемом-маской или щитком с защитными стеклами. Подсобные рабочие, работающие с электросварщиком, должны быть обеспечены защитными очками, брезентовыми рукавицами и брезентовым костюмом.

Запрещается производить сварочные работы в местах, где применяются или хранятся огнеопасные материалы.

4.2 Расчет заземляющего устройства ПС-220/110/10кВ

Произведем расчет заземляющего устройства. Он заключается в определении общего количества и длины вертикальных заземлителей по [5].

При выполнении расчета заземляющего устройства принимаем с1 = 600 Ом·м, с2 = 350 Ом·м, толщина слоя сезонных изменений Н = 2 м [25].

Расчет сопротивления заземлителя в неоднородном грунте (с1 ? с2) произведем по эквивалентному удельному сопротивлению сЭК, при котором сопротивление заземлителя имеет то же значение, что и в неоднородном грунте [25]. Сопротивление заземляющего устройства ОРУ определяется параллельным сложением сопротивлений естественного RЕ и искусственного RИ заземлителей.

Расчетное значение RИ определяется по эмпирической формуле:

RИ РАСЧ ? сЭК (4.1)

где n - число вертикальных заземлителей;

?в - длина одного вертикального заземлителя;

S - площадь ОРУ;

Lг - общая протяженность горизонтальных заземлителей (определяется по плану ОРУ);

А - коэффициент, зависит от отношения ?в/vS [5].

Принимаем:

Lr ? 1670 м;

?в = 5 м;

?в/vS = 0,0446, тогда А ? 0,4.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель [4] со стороной

vS = v110 · 114 = 112 м.

Число ячеек по стороне квадрата:

m = (4.2)

m =

принимаем m = 7.

Длина полос в расчётной модели:

Lг' = 2vS · (m + 1), (4.3)

Lг' = 2 · 112 · (7 + 1) = 1792.

Длина сторон ячейки:

b = (4.4)

b =

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/?в = 4:

n = (4.5)

n =

принимаем n = 22.

Общая длина вертикальных заземлителей:

Lв = ?в · n = 5 · 22 = 110 м. (4.6)

Относительная глубина:

Тогда :

А = 0,444 - 0,84 · (?в + t) / vS, (4.7)

А = 0,444 - 0,84 · (5 + 0,7) / 112 =0,40125.

Для и

определяем эквивалентное удельное сопротивление сэ:

Определяем RИ РАСЧ по (4.1):

Так как RИ РАСЧ > RЗ ДОП, необходимо принять меры для его снижения путем использования естественных заземлителей или путем расширения заземляющего устройства за пределы подстанции.

Определяем величину сопротивления естественных заземлителей системы, где: активное сопротивление грозозащитного троса RТ марок ТК 70 и ТК 50 соответственно RТ 70 = 2,3 Ом/км, RТ 50 = 3,7 Ом/км [7]; длина пролета ?ПР 330 = 425 м, длина пролета ?ПР 110 = 380 м; допустимое сопротивление заземляющих устройств опор воздушной линии RНАИБ. = 15 Ом (при сЭ от 100 до 500 Ом·м) [1]; допустимое сопротивление кабельной линии RК ДОП = 10 Ом [1].

Сопротивление одного грозозащитного троса найдем по формуле:

RТ = (4.8)

RТ 330 =

RТ 110 =

R'Т 330 =

R'Т 110 =

Общее сопротивление грозозащитных тросов:

RT = (4.9)

RT =

Сопротивление кабельных линий:

RК = (4.10)

RК =

Общее сопротивление естественных заземлителей:

RЕ = (4.11)

Результирующее сопротивление заземляющего устройства:

RЗ = (4.12)

RЗ =

Выбранное нами количество вертикальных заземлителей (n = 22 шт.) и длина горизонтальных заземлителей (Lr ? 1568 м), а также полученное в результате расчета сопротивление заземляющего устройства RЗ = 0,244 Ом соответствуют нормам ПУЭ для эффективно заземленных сетей (RДОП = 0,5 Ом).

5.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

5.1 Актуальность проблемы

Непрерывный рост основных цен на энергоносители импортируемых из-за пределов РБ и тарифов на электроэнергию привел к росту удельного веса затрат на электрическую энергию в себестоимости конечной продукции промышленных предприятий, а также затрат населения на оплату электроэнергии. Это привело к уменьшению прибыли предприятий, снижению показателей эффективности их работы. Существует много направлений и факторов повышения эффективности работы предприятий. Одним из них является повышение надежности и качества электроснабжения потребителей.

В настоящем разделе диплома предусматривается реконструкция в связи прогнозируемым ростом электрической нагрузки из-за ввода новых потребителей электроэнергии. Данная подстанция предназначена для электроснабжения .

5.2 Выбор вариантов и их краткая характеристика

Для решения проблемы электроснабжения Воловысского района возможны два варианта реконструкции

1 .)Базовый - предусматривает установку одного трансформатора марки ТМН-6300/110 на напряжение 110/6 кВ;

2.)Проектный - предусматривает установку дополнительного трансформатора марки ТМН - 2500/110 на напряжение 110/10 кВ, установку АПВ, установку АВР.

Достоинством предлагаемого варианта является повышение пропуск ной способности распределительной сети в связи с подключением новых мощностей.

5.3 Расчет потребности в ресурсах

В соответствии со справочником по проектированию электроэнергетических систем, время использования максимума нагрузок для двухсменных потребителей. КТmах = 3000-4500 час/год.

Принимаем Тmах = 4000 час/год.

Для определения годовых потерь энергии по графику 28.1[4], т = /( Т) находим т - время максимальных потерь, т = 2500 час/год.

5.4 Ущерб от недоотпуска электроэнергии

Установка второго трансформатора приводит к повышению надежное ти электроснабжения , а значит и к снижению ущерба от недоотпуска электроэнергии. По данным Воловысского РЭС в среднем на подстанции в разрезе года происходит около двух отключений. При этом время восстановления электроснабжения составляет порядка четырех часов. Величина ущерба от недоотпуска электроэнергии определяется по формуле :

У= t нед*ууд.ущерб* S тр* cos j~* Тм* 1800, тыс. руб (4.1)

где: t нед- время недоотпуска электроэнергии , t нед= 8 часов;

у уд.ущерб -- удельный ущерб, у уд.ущерб ед/ Тм = 0,002%;

S тр- мощность трансформатора, S тр= 6,3 мВа;

cos /-коэффициент удельной мощности трансформатора, cosf = 0,7;

Тм-время использования максимума нагрузок, Тм =4000 час/год

1800-ценаза 1квт/ч ущерба от недоотпуска электрической энергии , руб;

У = 8 * 0,002* 6,3* 0,7* 4000* 1800 = 508,03 тыс. руб

5.5 Расчет капиталовложений

Для выявления экономической эффективности капитальных вложений используются показатели общей эффективности. Эти расчеты выполняются при проектировании электрических сетей для составления проектных вариантов схемы и отдельных ее вариантов. Расчет капиталовложений определяется по формуле:

К1 =(Кп+Кд)*(а тр + ан)* 1700, тыс. руб ( 4.2 )

где : Кп- капиталовложения при сооружении подстанции, тыс. руб

Кп= Smp*6632,6; (4.3)

где : Smp -мощность трансформатора, кВа;

6632,6 -- стоимость строительства 1 кВа подстанции, тысруб;

Кд -дополнительные капиталовложения, тысруб;

а тр -коэффициент учитывающий транспортные и заготовительно-складские работы ;

а н -- коэффициент учитывающий затраты на налоги, (& тр+ ан)=1,35;Базовый вариант

Кп= 6300*6632,6=41785,4 тыс. руб, для трансформатора 6300 кВа;

К д1=Кд2 -- поэтому можно не учитывать;

К 7- 41785,4* 1,35* 1700=95897,5 тысруб.

2. Проектный вариант

Кп=2500*6632,6=16581,5 тысруб;

К 2=Кп*1,35*1700+К1=16581,5*1,35*1700+95897,5=133952 тыс. руб.

5.6 Ежегодные эксплуатационные издержки

Ежегодные эксплуатационные издержки представляют собой совокупность амортизационных отчислений, издержек на покрытие потерь электроэнергии в трансформаторах и расходов на ТО и ТР.

И = А+Ип.т+Р; (4.4)

где : А- амортизационные отчисления, тыс. руб, А=Ра /100*К;

Ра- норма отчислений на амортизацию, Ра=б,4%;

Р- расходы на ТО и ТР,тыс.руб,

Р=Рто.тр/100*К;

где : Рто.тр -- норма отчислений на ТО и ТР, Pmo.mp=3%;

Ипт = [АРм.м *(Smcix/Sh. тр)2 * т*Цт.м *АРс * t *Цт. с],тыс руб; (4.5)

где: АРм.м -потери мощности в меди трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;

Smox - максимальная мощность трансформатора, кВа;

Shom -- номинальная мощность трансформатора, кВа;

т- время максимальных потерь, ч; т = 2500 по графику 28.1 [4];

Цт.м и Цт.с - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в меди и стали трансформаторов, кВт;

АРс -- потери мощности в стали трансформаторов, кВт;

t- число часов работы трансформатора за год( при работе в течение всего года t = 8760).

1.Базовый вариант

А1 = 6,4/100*95897,5 = 6137,44 тыс. руб;

Р=3/100 *9589 7,5 =28 76,9тыс.руб;

Ип.т! = [44*(4410/6300)2*2500*76,2+10*8760*76,2 = 10782,3 тыс. руб;

И1 = А1+Ип.т1 + У+Р; (4.6)

И1 = 6137,44+10782,3+508,03+2876,9=17427,8 тыс. руб.

2.Проектный вариант

А2 = 6,4/100*133952 = 8572,9 тыс. руб; Р=3/100*133952=3018,5 тыс.

руб;

Ип.т2 = [22*(2230/2500)2*2500*76,2+5,5*8760*76,2 = 5388,3 тыс. руб;

И2 = 8572,96+5388,3+3018,5=13961,2 тыс. руб. Инвестиционный доход. Инвестиционный доход определяется по формуле:

Д t = А А+А Д тыс. руб; (4.7)

где : А П-- прирост прибыли предприятия, тыс. руб; АП= (И1-И2) = 17427,8 -13961,2=3466,6 тыс. руб; Дг = 3466,6+2435,5=5902,1 тыс. руб.

Оценка эффективности капиталовложений. Чистый дисконтированный доход: ЧДД > О

Коэффициент роста капитала и срок возврата капиталовложений: Те < Тел

Коэффициент возврата капиталовложений:

Рв = (Д t / АР)-Е; (4.8)

где: Е - процентная ставка, Е = 0,12 %;

АР -- разница капиталовложений, тыс. руб.

Рв = (5902,1/38054,5) -0,12 = 0,29;

Срок возврата дополнительных капиталовложений :

Те = lg(l+E/Pe)/lg(l+E) = lg(l+0,12/0,29)/lg(l+0,12) = 3,6 лет

ЧДД = Д^ат-АК, тыс,руб; (4.9)

где: dm- коэффициент дисконтирования.

Расчетный период можно принимать равным нормативному сроку службы оборудования:

Тел = 100/Ра,лет; (4.10)

где : Ра -- норма амортизационных отчислений = 6,4%

Тел = 100/6,4 =15,6 лет

ат = (1+Е)Тсл /Е*(1+Е)Тсл =(1+0,12)]5'6/0,12*(1 + 0,12)J5'6 = 6,91;

ЧДД = 5902,14,91 - 38054,5 = 2729 тыс. руб.

Так как ЧДД = 2729 тыс. руб >0 и Те = 3,6 < Тел = 15,6лет, то внедрение дополнительного силового трансформатора на 2500 кВа эффективно.

Срок окупаемости капитальных вложений

Т = АР/Д1 = 3805 4,/5902,1 =6,4 года.

Таблица . Технико - экономические показатели.

Показатели	Сравниваемые варианты	Изменения (+-)
	Тр-р 6300 кВа	Тр - р 2500кВа Тр - р бЗООкВа
1. Капиталовложения, тыс. руб	95897,5	133952	+38054,5
2. Ежегодные эксплуотационные издержки, тыс. руб	17427,8	13961,2	-3466,6
3. Ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб	508,03	-	-508,03
4. Инвестиционный доход, тыс.руб	-	5902,1	-
5. Чистый дисконтированный Доход тыс. руб	-	2729	-
6. Срок возврата дополнительных капиталовложений, лет	-	3,6	-
7. Срок окупаемости кап вложений Лет	-	6,4	-

Таким образом, установка дополнительного трансформатора предусмотренного предлагаемым проектом является экономически выгодным решением. Это видно из полученного чистого дисконтированного дохода в размере 2729 тыс. руб. Срок окупаемости составляет 6,4 года, при расчетном сроке службы 15,6 лет. Предлагаемый проект можно рекомендовать для практической реализации.

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

По результатам выбора и проверки основных решений формируем технические и экономические показатели подстанции, по которым можно судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта. Приведем основные обобщенные показатели [32].

1. Номинальное напряжение подстанции

330/110/10 кВ.

2. Установленная мощность трансформаторов

ST=STi, (7.1)

где STi - номинальная мощность i-го трансформатора.

ST1 = ST2 = 200 МВ·А,

ST = 200 + 200 = 400 МВ·А.

3. Передаваемая активная мощность

Р = Рi, (7.2)

трансформаторный подстанция мощность замыкание

где Рi - активная мощность i-го потребителя.

Р = Р110 + Р10 = 140 + 40 = 180 МВт.

4. Передаваемая электроэнергия

W = PiTНБi, (7.3)

где TНБi - время использования наибольшей нагрузки.

ТНБ110 ? 7500 ч,

ТНБ10 ? 3400 ч [3], тогда

W = Р110 · ТНБ110 + Р10 · ТНБ10 = 140 · 103 · 7500 + 40 · 103 · 3400 = (1050000 + +136000) · 103 =1186000 · 103 кВт·ч.

5. Потери мощности в трансформаторах

Р = РН + РХ, (7.4)

где РН - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах, принимается по данным электрического расчета режима наибольших нагрузок; РХ - потери холостого хода в стали трансформаторов.

Потери мощности в автотрансформаторах:

РАТ = РН АТ + 2РХ АТ, (7.5)

РХ АТ = 2 · 190 = 380 кВт,

РН АТ = РКВ + РКС + РК, (7.6)

РКВ + РКС = РК В-С = 740 кВт,

РКВ + РКН = РК В-Н = 400 кВт,

РКС + РКН = РК С-Н = 350 кВт [7],

РКВ = (РК В-С + РК В-Н - РК С-Н ), (7.7)

РКВ = (740 + 400 - 350 ) = 395 кВт,

РКС = (РК В-С + РК С-Н - РК В-Н ), (7.8)

РКС = (740 + 350 - 400 ) = 345 кВт,

РК = (РК В-Н + РК С-Н - РК В-С ), (7.9)

РК = (400 + 350 - 740 ) = 5 кВт,

РАТ = (395 + 345 + 5) + 380 = 372,5 + 380 = 752,5 кВт.

Потери мощности в вольтодобавочных трансформаторах:

РВДТ = РН ВДТ + 2РХ ВДТ, (7.10)

РН ВДТ = 70 кВт,

РХ ВДТ = 17,5 кВт [8],

РВДТ = · 70 + 2 · 17,5 = 70 кВт.

Общие потери в трансформаторах по формуле (7.4):

где РН = РН АТ + РН ВДТ, (7.11)

РН = 372,5 + 70 = 442,5 кВт,

РХ = РХ АТ + РХ ВДТ, (7.12)

РХ = 380 + 17,5 = 397,5 кВт,

Р = 442,5 + 397,5 = 840 кВт.

6. Потери электроэнергии в трансформаторах

W = WН + WХ, (7.13)