Выбираем ток срабатывания по следующим условиям:

1) ;

2) Согласование чувствительности и времени с характеристиками защитных устройств электродвигателей и линий 0,4кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности т.е. согласование с характеристиками предохранителей, максимальных расцепителей и автоматов;

3) Обеспечение достаточной чувствительности при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ защищаемого трансформатора (k_{ч. осн}?2). Также следует обеспечивать резервирование защитных устройств элементов 0,4 кВ.

А - приведенный к стороне 0,4 кВ. По условию 1):

А.

По условию 2) ток срабатывания защиты выбирается следующим образом, чтобы при обеспечить ступень селективности Дt?5c с характеристиками устройств элементов 0,4 кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности (рисунок 8.5).

Рисунок 8.5 - Согласование защит нулевой последовательности трансформатора 0,4 кВ (кривая 2) и характеристик предохранителей и автомата 0,4 кВ (токи приведены на стороне 0,4кВ)

По рисунку 8.5 характеристики наиболее мощных элементов 0,4кВ, защита которых может осуществляться с помощью предохранителей или автоматов. По условию пункта 2) следует принять ток срабатывания защиты нулевой последовательности 2 равным А, при t_сз=6с. При этом коэффициент чувствительности основной защиты - удовлетворяет ПУЭ, но ток срабатывания большой, т.е. на наиболее мощных элементах будет необходимость установки специальных защит нулевой последовательности. ПУЭ допускает неселективное отключение трансформатора 6/0,4кВ не согласовывать рассматриваемую защиту нулевой последовательности с защитами отключающих элементов 0,4кВ при однофазном КЗ. Коэффициент чувствительности в зоне резервирования при этом не рассчитывается.

8.3.4 Трансформатор 35 кВ

Коэффициент возврата всех максимальных измерительных органов в расчетах рекомендуется принимать равным 0,95, а минимальных - 1,05.

Коэффициент возврата ДЗТ - не ниже 0,8.

Номинальные токи для всех сторон n трансформатора определяются ро выражению:

(8.28)

где S_{ном -} номинальная мощность трансформатора;

U_ном,n - номинальное напряжение стороны n.

А;

А.

Выбор уставок и проверка чувствительности дифференциальной защиты трансформатора.

Дифференциальная защита с торможением предназначена для отключения практически всех видов замыканий внутри защищаемой зоны, в том числе с малым током замыкания. В дифференциальной токовой защите для каждой фазы предусмотрены орган дифференциальной токовой отсечки и дифференциальный орган с торможением.

Формирование рабочих величин дифференциального органа с торможением (дифференциального о тормозного токов) происходит следующим образом.

Дифференциальный ток рассчитывается как сумма токов плеч основной гармоники соответствующего канала дифференциальной токовой защиты:

(8.29)

где - основные гармоники токов плеч рассматриваемого канала дифференциальной защиты (канала фазы А, В или С), приведенные к номинальному току наиболее мощной обмотки (базисному току).

Входной ток, равный току плеча с максимальным модулем, выходной и тормозной токи определяются в соответствии со следующими выражениями:

8.30), ,

где ц - угол между входным и выходным токами.

Рассмотрим принцип формирования дифференциального и тормозного токов на примере двухобмоточного трансформатора с питанием со стороны при внешнем и внутренним КЗ (рисунок - 8.6). В качестве положительного принято направление к объекту защиты.

Рисунок 8.6 - Токораспределение в двухобмоточном трансформаторе при внешнем (а) и внутреннем (б) КЗ

Рассмотрим внешнее КЗ (рисунок 8.6а). В соответствии с описанными выше принципами дифференциальный ток равен:

Входной ток равен максимальному из токов т.е. току .

Выходной ток равен:

(8.31)

Выходной и входной токи равны, значит угол между ними ц = 0. Тогда тормозной ток определяется по выражению:

(8.32)

При внутреннем КЗ (рисунок 8.6б). В данном примере предполагается, что со стороны НН подпитки нет, т.е. . При этом дифференциальный ток равен:

.

Входной ток равен максимальному из токов .

Выходной ток равен:

(8.33)

Токи, необходимые для расчета уставок, и сами уставки следует рассчитывать в относительных единицах, т.е. в долях от номинального тока наиболее мощной обмотки (базисный ток). Для задания в терминале значений уставок, полученных в относительных единицах, умножить на 100%.

В терминале предусмотрена защита для двух и трехобмоточных трансформаторов с разными группами соединения обмоток. Схема и группа соединения задается в виде отдельной программной накладки "Группа", которая может быть задана равной одному из значений:

"0 - Yy-00", "1 - Dd-00", "2 - Yd-11" - для двухобмоточных трансформаторов;

"3 - Yyy-00-00", "4 - Ddd-00-00", "5 - Yyd-00-11", "6 - Ydd-11-11" - для трехобмоточных трансформаторов.

Компенсация 11 группы соединения силового трансформатора производится цифровым способом, что позволяет использовать по всем сторонам ТТ, соединенные в группу "звезда". Предусмотрена возможность использования ДЗТ в схеме с измерительными ТТ на стороне ВН и СН, соединенными в группу "треугольник". В этом случае требуется задать уставку группы соединения равной Д/Д-0 или Д/Д/Д-0-0. Предусмотрена возможность использования ДЗТ в схеме с ТТ на стороне СН и/или НН, соединенными в группу "неполная звезда". В этом случае дифференциальная защита выполняется двух канальной. Для этого требуется вывести канал ДЗТ фазы В с помощью программной накладки N10.

Выбор уставок дифференциального органа с торможением

Дифференциальную защиту трансформаторов необходимо отстраивать от максимального тока небаланса, а также от броска тока намагничивания (БТН). Отстройка от тока небаланса производится, как правило, за счет выбора уставок тормозной характеристики (ТХ). Отстройка режимов БТН обеспечивается с помощью торможения от блокировки по второй гармонике и блокировки по форме тока.

Тормозная характеристика состоит из двух участков (рисунок 8.7) и характеризуется следующими уставками:

- начальный дифференциальный ток срабатывания I_{диф. нач};

- начальный тормозной ток I_{торм. нач};

- коэффициент торможения K_торм;

- тормозной ток блокировки I_блок.

Рисунок 8.7 - Тормозная характеристика дифференциальной защиты трансформатора

Для торможения дифференциального органа в режимах внешнего замыкания, сопровождающихся насыщением измерительных трансформаторов тока, область тормозной характеристики выводится по критерию, что входной и/или выходной токи меньше уставки.

Также для дифференциального органа с торможением должны быть заданы:

- уставка блокировки по второй гармонике K_гарм2;

- ток автоматической активации блокировки по второй гармонике при обнаружении внешнего КЗ I_{акт. г2}.

Уставки характеристики выбираются по условию отстройки от тока небаланса. Относительный ток небаланса в общем виде может быть определен как сумма трех составляющих, которые обусловлены погрешностями трансформаторов тока с учетом рабочего ответвления РПН и погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты:

(8.34)

(8.35)

(8.36)

(8.37)

где - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ;

- коэффициент учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока), рекомендуется принимать 1;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока. Для защиты "Бреслер" рекомендуется во всех рассматриваемых режимах с запасом принимать коэффициент однотипности равным 1,0;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока. Рекомендуется во всех случаях с запасом принимать величину равной 0,1;

- составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжение защищаемого трансформатора;

- погрешность, обусловленная регулированием напряжения под нагрузкой. Принимается равной максимальному отклонению напряжения от номинального при регулировании под нагрузкой в относительных величинах;

- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты;

- погрешность выравнивания токов плеч в терминале защиты. Следует принимать равной 0,03;

- относительный ток в режиме, для которого производится расчет небаланса, рекомендуется принимать номинальному току, т.е. значению 1. В случае недостаточной чувствительности в уточненных расчетах величина может быть принята равной начальному тормозному току I_торм.

Начальный дифференциальный ток срабатывания выбирается по условию отстройки от тока небаланса в нормальном режиме работы трансформатора:

где k_отс = 1,1…1,3 - коэффициент отстройки, учитывающий ошибки расчета и необходимый запас;

Уставка в устройстве обозначается "I_{диф. н}" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_{диф. н*} необходимо умножить на 100%.

Начальный тормозной ток рекомендуется выбирать из диапазона:

Уставка принимается равной минимальному значению 0,6 для пускорезервных трансформаторов и трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР. В остальных случаях уставка может быть принята равной 1,0. Принимаем значение 1.

Уставка в устройстве обозначается "I_торм" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_торм необходимо умножить на 100%.

Ток блокировки рекомендуется отстраивать от максимально возможного сквозного тока нагрузки. Уставку рекомендуется выбирать из диапазона:

Своего наибольшего значения сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий и может быть принят равным 1,5 при I_торм=1,0 и 1,2 при I_торм=0,6. Принимаем 1,5.

Уставка в устройстве обозначается "I_блок" и задается в процентов от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_блок необходимо умножить на 100%.

Коэффициент торможения рекомендуется рассчитывать по выражению:

(8.38)

где - относительный расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;

где - 1,1…1,3 - коэффициент отстройки;

- ток, определяемый для режима внешнего КЗ. При этом коэффициент переходного режима k_пер рекомендуется принимать равным 1,5…2,0; величину I_расч* рекомендуется принимать равной максимальному относительному току при внешнем (как правило, трехфазном) КЗ.

где I_{торм. расч} - тормозной ток в расчетном режиме. Принимается равным максимальному относительному току при внешнем (как правило, трехфазном) КЗ.

Принимаем минимальную уставку 0,3.

Уставка в устройстве обозначается "K_торм" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранные значение уставки K_торм необходимо умножить на 100%.

Блокировка по второй гармонике предусмотрена для отстройки дифференциального органа от БТН, а также для дополнительного торможения защиты в режиме внешнего КЗ. Она реагирует на отношение модуля второй гармоники дифференциального тока к модулю основной гармоники. Уставку "К_гарм2" рекомендуется принимать равной 14%.

С помощью программной накладки N11 в устройстве защиты задается режим работы блокировки по второй гармонике:

- "1 - постоянная" - режим непрерывной работы;

- "2 - автоматическая" - режим автоматической активации.

В режиме автоматической активации блокировка находится в действии при выполнении хотя бы одного из условий:

- модуль входного тока I_вх ниже 5% номинального тока транформатора;

- модуль входного тока резко увеличился (стал больше уставки I_актг2), в то время как дифференциальный ток I_диф остался достаточно малым.

Если значение программной накладки N11 принято равным "1 - постоянная", то предусмотрено продление работы блокировки при постановке силового трансформатора под напряжением в течении заданного времени с момента включения. Если значение программной накладки N11 принято равным "2 - автоматическая", то блокировка вводится в действие на заданное время с момента обнаружения внешнего замыкания для дополнительного торможения дифференциального органа в данном режиме, а также в случае возможного режима броска намагничивающего тока, возникающего после отключения внешнего замыкания.

Уставку I_актг2 рекомендуется выбирать по условию отстройки от максимального сквозного тока в нагрузочном режиме:

где k_отс=1,2…1,5 - коэффициент отстройки;

I_{нагр. макс*} - относительный максимальный нагрузочный ток, так как нагрузку по линиям 35 кВ приняли равной номинальному току трансформатора;

где I_нагр - максимальный нагрузочный ток, приведенный к стороне ВН защищаемого трансформатора;

I_{ном. ВН} - номинальный ток защищаемого трансформатора со стороны ВН.

Уставка в устройстве обозначается "I_актг2" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_актг2 необходимо умножить на 100%.

Для защиты "Бреслер ШТ 2108" проверку чувствительности производить не обязательно, т.к. она выполняется всегда.

Выбор уставок дифференциальной токовой отсечки

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для мгновенного отключения больших токов повреждения в зоне действия защиты. Особенно эффективно использование отсечки на трансформаторах средней мощности.

Так как дифференциальная токовая отсечка является грубым измерительным органом и выполняется без торможения, то ее уставку по дифференциальному току срабатывания необходимо отстроить от бросков тока намагничивания и токов небаланса при внешних КЗ.

Отстройка от бросков тока намагничивания обеспечивается при выполнении условия:

Возможно использование уточненного значения уровня дифференциального тока в максимальном режиме БТН с учетом опыта эксплуатации защищаемого трансформатора или рассчитанного по соответствующим методикам.

По условию отстройки от максимального тока небаланса при внешних КЗ уставку рекомендуется рассчитывать по выражению:

(8.39)

k_отс = 1,5 - коэффициент отстройки, учитывающий ошибки расчета и необходимый запас;

I_{нб. расч*} - расчетный ток небаланса, определяемый ток внешнего КЗ. При этом коэффициент переходного режима k_пер рекомендуется принимать равным 3,0…4,0; величина I_расч* принимается равной току (в относительных единицах), проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем (как правило, трехфазном) металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение. Этот ток определяется при работе трансформатора на расчетном ответвлении, соответствующем, как правило, минимальному значению напряжения регулируемой обмотки.

Уставка ДТО выбирается равной наибольшему значению из полученных выше. Принимаем уставку 5,2. Уставка в устройстве обозначается "I_дто" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_дто* необходимо умножить на 100%.

8.3.5 Линия 35 кВ

По /10/ рассчитаем дистанционную защиту.

Номинальное напряжение защищаемой линии: U_ном=35 кВ

Длинна защищаемой линии: L=11 км

Тип провода защищаемой линии: АС - 120/19

Расстояние между фазами защищаемой линии: L_мф=1,5 м

Максимальный ток нагрузки защищаемой линии - равен максимальному току трансформатора на стороне ВН:

А (8.40)

Максимальный угол нагрузки защищаемой линии: ц_нагр=32^о

Ток КЗ на шинах со стороны линии, на которой производиться расчет ДЗ: I_к=1,53 кА

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: К_тт=200/5; К_тн=35/0,1

Принимаем ЭДС энергосистемы: E_c=1,1•35=38,5 кВ

Принимаем активное сопротивление энергосистемы: R_c=0

Реактивное сопротивление энергосистемы:

Ом (8.41)

Удельное сопротивление ВЛ 35 кВ с проводом АС - 120/19 в соответствии с /2/:

R_уд=0,244 Ом/км

X_уд=0,414 Ом/км

Активное, индуктивное и полное сопротивление защищаемой линии:

Ом (8.42)

Ом (8.43)

Ом (8.44)

Угол сопротивления защищаемой линии:

(8.45)

Принимаются напряжение при самозапуске и коэффициент самозапуска:

кВ (8.46)

Минимальное сопротивление нагрузки:

Ом (8.47)

Угол наклона характеристики PC 1 ступени ДЗ принимается примерно равным углу сопротивления защищаемой линии (ц_л=59,5^o): ц_{1 (I)} =60^o

Сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ.

Сопротивление срабатывания выбираем по условию отстройки от металлического КЗ на шинах низшего напряжения подстанции.

Сопротивление срабатывания первой зоны z₁ выбирается из условия, чтобы дистанционный орган зоны не мог сработать за пределами защищаемой линии.

Первичное сопротивление срабатывания первой ступени:

(8.48)

где д - погрешность, вызванная неточностью расчета первичных электрических величин (принимаем д=0,1);

в - погрешности трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и релейной аппаратуры в сторону увеличения защищаемой зоны (принимается в=0,05).

Ом (8.49)

Ом

Принимаем z¹_сз=13,12 Ом.

Уставка 1 ступени по реактивному сопротивлению:

Ом

Максимально допустимое активное сопротивления срабатывания 1 ступени ДЗ по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

(8.50)

Ом

Падение напряжения на дуге при КЗ в конце 1 ступени ДЗ:

кВ (8.51)

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 1 ступени ДЗ:

кА (8.52)

Сопротивление дуги при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны 1 ступени ДЗ:

Ом (8.53)

Минимально допустимое активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ по условию обеспечения чувствительности к КЗ через дугу в конце защищаемой зоны:

Ом

Принимаем уставка 1 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

R_{сз (I)} =10,56 Ом

Принимается наклон нижней, левой и верхней части характеристики PC 1 ступени ДЗ:

ц_{2 (I)} = - 15⁰ ц_{3 (I)} = 115⁰ ц_{4 (I)} = 0⁰

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ:

Ом (8.54)

Ом (8.55)

Ток точной работы PC 1 ступени ДЗ: I_{тр (I)} =0,5 А

Коэффициент чувствительности PC 1 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

(8.56)

Вторая ступень ДЗ.

Второй ступени для данного участка сети нет по руководящим указаниям.

Третья ступень ДЗ.

Угол наклона характеристики PC 3 ступени ДЗ принимается примерно равным углу сопротивления защищаемой линии (ц_л = 59,5⁰); ц_{1 (III)} =60⁰

Сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ при угле ц_л:

(8.57)

где k_в=0,95 - коэффициент возврата реле сопротивления;

k_н=1,2;

Ом

Уставка 3 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Ом

Максимально допустимое активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

Ом

Принимается уставка 3 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

Ом

Принимается наклон нижней и левой части характеристики PC 3 ступени ДЗ:

ц_{2 (III)} = - 15⁰

ц_{3 (III)} = 115⁰

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ:

Ом

Ом

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 3 ступени ДЗ:

кА

Ток точной работы PC 3 ступени ДЗ I_{тр (III)} =0,1 А

Коэффициент чувствительности PC 3 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

На рисунке 8.8 показана характеристика ДЗ в комплексной плоскости сопротивлений.

Рисунок 8.8 - Характеристика ДЗ в комплексной плоскости сопротивлений

9. Выбор трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии

9.1 Поверка ТТ кабельной линии 6 кВ

Принят трансформатор тока ТОЛ-10/200.

Погрешность ТТ не должна превышать 10% при максимальном токе внешнего КЗ. Максимальный ток линии при внешнем КЗ:

А

Расчетная кратность тока:

(9.1)

Допустимое сопротивление нагрузки ТТ определяем по кривым предельных кратностей (рисунок 9.1) для данного типа ТТ равно 1,1 Ом.

Рисунок 9.1 - Кривые предельной кратности

(9.2)

Где Z_пер=0,05 Ом - переходное сопротивление контактов в токовых цепях.

Z_пр - сопротивление провода от TT до места установки реле, принимаем сечение 2,5 мм² и расстояние 4 м, так как терминал расположен в ячейке, тогда

Z_р = 0,8 Ом - сопротивление терминала (реле).

(9.3)

Ом.

ТТ проходит по параметрам.

9.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения для стандартного значения 100 или 100v3 и для отдельных цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформатор напряжения также предназначен для питания катушек напряжения измерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю.

Для измерения напряжения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y₀/Y₀, или трехобмоточный трансформатор типа ЗНОЛ. У последнего обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник присоединяются реле защиты от замыканий на землю.

В установке на стороне низкого напряжения принимаем трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-6-0,5/3-75/100 У2 с номинальным напряжением U_ном = 6кВ и номинальной мощностью S_2ном = 75 ВА в классе точности 0,5, максимальная предельная мощность S_мах=630 ВА.

Этот трансформатор имеет две вторичные обмотки, одна из которых соединена в звезду и к ней подключаются катушки напряжения измерительных приборов, а другая соединена в разомкнутый треугольник и используется для контроля изоляции. На высокой стороне установим ЗНОЛ 35-65-У1

9.3 Система АСУ ТП

Для осуществления АСУ ТП будем использовать систему управления "UniSCADA", разработанная ООО "ИЦ Бреслер, предназначена для решения задач комплексной автоматизации энергообъектов. Система может применяться для построения АСУ подстанций, электрической части электростанций, многоуровневых систем АСДУ, систем энергоснабжения предприятий. В комплексе с технологическим сегментом на базе системы возможно построение единой АСУ электростанции.

Структура системы:

АСУ "UniSCADA" представляет собой многоуровневый программно-аппаратный комплекс (ПТК). Система построена по иерархическому принципу. Нижний уровень системы образуют микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА) и устройства сопряжения с объектом (УСО) - контроллеры телемеханики, программируемые логические контроллеры (ПЛК) и т.д. Верхний уровень системы образуют один или несколько компьютеров (серверов или автоматизированных рабочих мест (АРМ) системы), объединенных локальной сетью.

АСУ "UniSCADA" ориентирована на применение в своем составе микропроцессорных терминалов РЗА и УСО производства ООО "ИЦ БРЕСЛЕР" и ABB. В дополнение к этому в систему могут интегрироваться терминалы РЗА и УСО и других производителей.

Программная часть системы построена по клент-серверной технологии OPC (OLE For Process Control). Подключение оборудования нижнего уровня к компьютерам системы осуществляется с использованием различных OPC серверов (коммуникационного программного обеспечения), реализующих специфические для устройств протоколы связи, через локальные или выносные последовательные асинхронные порты ввода/вывода (COM порты), либо через специализированные адаптеры.

Физическое сопряжение верхнего уровня системы с нижним осуществляется с использованием различных типов преобразователей. Тип преобразователей полевой шины определяется средой передачи (оптика, витая пара и т.д.).

Базовый набор программного обеспечения системы включает в себя следующие программные компоненты:

· SPA OPC Сервер;

· OPC сервер МЭК60870-5-101;

· OPC сервер МЭК60870-5-103;

· OPC сервер МЭК60870-5-104;

· SPA Relay Tool

· "UniSCADA" ActiveX Library

· компоненты SCADA-пакета Genesis32.

Компоненты системы "SPA Relay Tool" дополнительно могут использоваться для построения программно-технического комплекса мониторинга микропроцессорных терминалов РЗА энергообъекта (рисунок 9.2).

Рисунок 9.2 - Принцип построения АСУ ТП

Основные функции:

· сбор информации с терминалов РЗА и УСО;

· ведение базы данных реального времени;

· контроль состояния и диспетчерское управление оборудованием;

· оперативные блокировки при управлении устройствами;

· удаленный просмотр и изменение уставок терминалов РЗА, считывание осциллограмм;

· предупредительная и аварийная сигнализация;

· протоколирование событий, тревог и действий оператора с фиксацией по времени;

· формирование отчетов о событиях и тревогах с возможностью фильтрации;

· архивация и хранение ретроспективной информации;

· построение графиков, таблиц, ведомостей, отчетов различной формы;

· самодиагностика системы;

· разделение прав пользователей.

Дополнительные опции системы:

· резервирование компонентов системы;

· анализ действия защит;

· привязка к астрономическому времени;

· сопряжение с системами автоматизированного контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

Основные преимущества системы:

1) Возможность оптимизации финансовых вложений за счет поэтапного развития системы:

· инструментарий инженера - релейщика;

· полноценная АСУ энергообъекта.

На первом этапе монтируются микропроцессорные терминалы защит и связное оборудование. Формируется технологическая сеть контроллеров. Производится конфигурирование OPC сервера, осуществляющего обмен данными с устройствами, и АРМа инженера-релейщика. Таким образом, заказчик получает систему, позволяющую с удаленного компьютера просматривать измеряемые величины терминалов, считывать и изменять уставки, работать с осциллограммами.

В дальнейшем, на этой базе формируется полноценная АСУ энергообъекта.

2) Гарантированное сопряжение с аппаратными средствами различных производителей на основе встроенной в систему технологии OLE for Process Control (OPC).

Технология OPC была специально разработана для гетерогенных (неоднородных) систем. Согласно концепции OPC оборудование нижнего уровня (контроллеры) подключается к системе верхнего уровня (OPC-клиент) через программный шлюз (OPC-сервер), имеющий стандартизированный протокол обмена с клиентом.

При таком подходе задача подключения контроллера любого производителя к системе сводится к локальной задаче настройки шлюза OPC-клиент/OPC-сервер. В настоящее время существуют OPC сервера практически для всех основных протоколов полевой шины.

3) Возможность создания новых, а также модификации существующих элементов управления мнемосхемы под требования заказчика.

Библиотека ActiveX элементов разрабатывается на основе готовых шаблонов и типовых решений, что обеспечивает легкость ее модернизации. Разработка экранных форм выполняется с помощью инструментов рисования, встраивания графических изображений из метафайлов и файлов растровых изображений, а также с использованием библиотеки символов. Библиотека мнемосимволов энергетики позволяет значительно упростить разработку мнемосхемы и завершить проект в кратчайшие сроки. Одним из наиболее привлекательных качеств библиотеки является возможность ее расширения.

4) Малые сроки внедрения благодаря простоте освоения и использования средств разработки.

Все компоненты системы имеют дружественный, интуитивно-понятный интерфейс пользователя.

9.4 Выбор приборов контроля и учета электроэнергии

Для автоматизации, контроля и учета электроэнергии и мощности с учетом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего его развития на ГПП 35 кВ рекомендуется замена на ответственных присоединениях счетчиков различной модификации на интеллектуальные счетчики серии Альфа и дополнительная установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства "АВВ ВЭИ Метроника".

Назначение счетчиков серии Альфа.

Счётчик Альфа предназначен для учёта активной и реактивной энергий в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учёту и распределению электрической энергии.

Счетчики Альфа применяются в энергосистемах, крупными промышленными потребителями, предприятиями транспорта, а также промышленными и бытовыми потребителями в следующих целях:

1) Энергокомпаниями:

определение выработки электроэнергии генераторами электростанций;

учет перетоков энергии и мощности на межсистемных линиях;

учёт отпуска электроэнергии потребителям энергосистемы;

учёт расхода электроэнергии на собственные нужды предприятиями энергосистемы;

контроль потерь электроэнергии и мощности;

управление распределением электроэнергии;

учет реактивной мощности;

организации систем АСКУЭ для оперативно - диспетчерских служб Энергосбыта АО Энерго или предприятия.

2) Потребителями:

для точного учёта потреблённой энергии и мощности в режиме многотарифности;

оценка динамики электропотребления с учётом ограничений;

автоматизации производства;

выбор графика потребления энергии;

прогнозирование величины заявленной мощности для предприятия;

фиксация перерывов в энергоснабжении;

передача измеренных параметров энергопотребления для службЭнергосбыта;

для современного жилищного строительства прямое включение на ток до 150А;

управление тарификаторами и нагрузкой.

Счётчик Альфа имеет следующие функциональные возможности:

измерение активных и реактивных энергий и мощностей в двух направлениях с классом точности - 0,2S и 0,5S;

учёт потребленной и выданной электроэнергии в режиме многотарифности по 4 тарифным зонам;

измерение максимальной мощности нагрузки на расчётном (от 1 до 60 мин) интервале времени;

фиксация даты и времени максимальной активной и реактивной мощности для каждой тарифной зоны;

запись и хранение в памяти счётчика данных графика нагрузки по 4 каналам;

автоматический контроль нагрузки с возможностью ее отключения или сигнализации;

передача результатов измерений на диспетчерский пункт по контролю и учету электроэнергии по цифровым и импульсным каналам связи;

организация систем АСКУЭ на основе счетчиков Альфа.

Принцип измерения счётчика Альфа заключается в аналого - цифровом преобразовании величин напряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счётчик Альфа состоит из измерительных датчиков напряжения и тока, основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика, выполненного на жидких кристаллах. Счетчик Альфа - микропроцессорные полностью электронные приборы, основные их преимущества - высокая надежность, точность (классы точности 0,2; 0,5; 1;

2), малая чувствительность к изменениям температуры окружающей среды, возможность передачи информации по цифровым и импульсным каналам, учет тарифных зон. Счетчики измеряют активную и реактивную энергию, автоматически пересчитывают электроэнергию на первичную сторону (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения). Измерение тока и напряжения силовых цепей осуществляется с помощью высоколинейных трансформаторов тока улучшенной конструкции и резистивных схем делителя напряжения. Активная мощность вычисляется путём умножения измеренных цифровых значений напряжений и токов с помощью измерительной сверхбольшой интегральной схемы (СБИС).

Общие характеристики счётчиков Альфа:

Кабель UNICOM PROBE представляет собой устройство связи между оптическим портом счетчика и последовательным портом компьютера RS-232. UNICOM PROBE преобразует оптические сигналы счетчика в уровень напряжений цифрового интерфейса RS-232. Длина кабеля преобразователя 2м. Питание этого устройства может осуществляться или от батареи 9 В или от сетевого адаптера.

На плате С имеется дополнительное пятое реле, которое используется для подачи сигнала для управления нагрузкой. Регулирование нагрузки может осуществляться в следующих режимах:

срабатывания реле в тарифных зонах в соответствии с заданной уставкой мощности (для каждой тарифной зоны можно определить уставку срабатывания реле);

срабатывания реле с наступлением заданной тарифной зоны.

Реле регулирования нагрузки может использоваться как сигнальное в случае превышения мощности заданной уставки. Общие характерные особенности защитных функций счётчика Альфа.

Каждый счетчик имеет свой пароль, который используется на уровне обмена информацией между счетчиком и компьютером, с помощью которого осуществляется доступ к данным счетчика и его перепрограммирование. Кроме этого, программное обеспечение имеет свои входные коды, препятствующие работе с программным пакетом несанкционированными лицам. Программный пакет EMFPLUS 2.30 (504MD) предоставляет три различных уровня доступа к счётчикам для:

потребителя;

эксплуатационных служб Энергоснабжающих организаций;

ремонтных служб Энергоснабжающих организаций, имеющих право Госповерки.

В конструкции счетчика обеспечивается двойное пломбирование между крышкой и основанием. Крышка счетчика запечатывается пломбой завода-изготовителя при проведении калибровки и тестирования счётчика, а также пломбой Госстандарта при проведении поверки счётчиков госповерителем. Крышка клеммника может быть опечатана дополнительной пломбой при установке счётчика службами местного Энергонадзора. Крышку счетчика нельзя снять, не сняв сначала крышку клеммника без нарушения пломбы.

Самодиагностика электронных узлов и компонентов.

Электронные узлы счетчика под управлением его программных средств подвергаются самодиагностике каждые 24 часа. При этом проверяется работа всех основных узлов счётчика Альфа: встроенной батареи, микропроцессора, памяти, внутренних интерфейсов, работа сегментов дисплея и т.д. Выявленная неисправность вызывает появление на дисплее счётчика сообщение об ошибке.

Счетчик Альфа записывает в память количество всех отключений питания (до 9999 отключений), а также время и дату начала и конца последнего отключения питания.

Счетчик хранит количество сбросов мощности (до 99), которые имели место с момента последнего перепрограммирования счетчика. В памяти счетчика хранится также количество дней с момента последнего сброса мощности, а в случае работы счетчика в многотарифном режиме и дата последнего сброса мощности.

Счетчик записывает общее количество обращений к нему через оптический порт (до 99), а также последнюю дату перепрограммирования и дату, когда какие-либо данные в самом счетчике были изменены.

Просмотр журнала связей осуществляется с помощью программного обеспечения EMFPLUS.

Счётчики Альфа калибруются на автоматической калибровочной станции предприятия АББ ВЭИ Метроника. Заказчик приобретает счётчики Альфа уже поверенные Госстандартом и дополнительно эту операцию оплачивать не надо. Межповерочный интервал счётчика - 8 лет. Следующую поверку поверку может осуществить местное отделение Энергонадзора или специализированные сервисные центры, создаваемые АББ ВЭИ Метроника, с привлечением специалистов Госстандарта.

Для поверки счётчиков Альфа применяется стандартное поверочное оборудование с образцовым счётчиком класса точности 0,05. Для поверки счётчиков Альфа на месте установки используется образцовый счётчик Альфа класса точности 0,1, выпускаемый на заводе АББ ВЭИ Метроника в Москве.

Технические характеристики счётчиков Альфа сведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Технические характеристики счётчиков Альфа

Класс точности	0,2S и 0,5S
Количество тарифов	4 тарифные зоны (утро, день, вечер, ночь), выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летнее и зимнее время
Диапазон токов счётчика - прямого включения трансформаторного включения	= 80 А 50 мА - 150 А = 5 А 5,0 мА - 10 А = 1 А 1,0 мА - 2 А
Максимальный ток в течении: 1 с 5 с	100 А трансформаторного включения 800 А прямого включения
Диапазон рабочих напряжений	100 (100/), 220, 380 (380/) В
Диапазон частоты сети	47,5 - 52,5 Гц
Рабочий диапазон температур	от - 40С до +60С
Влажность (не конденсирующаяся)	0 - 95 %
Потребляемая мощность счётчика	менее 3,6 ВА
Скорость обмена информацией: по оптическому порту (RS-232) по интерфейсу "токовая петля” по интерфейсу RS-485	1200, 9600 бод 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 бод 2400, 4800, 9600, 19200 бод
Передаточное число	1000 импульс/кВтч (прям. вкл.) 10000, 100000 импульс/кВтч (трансф. вкл.)
Сохранность данных при перерывах питания	срок 2-3 года при помощи батареи в постоянном режиме разряда
Регистрация отключений питания	до 9999 отключений
Защита коммерческой информации	3 уровня паролей доступа плюс аппаратная блокировка
Сомодиагностика счётчика	1 раз в сутки
Масса	3,0 кг
Габариты	262х180х180 мм
Срок службы	30 лет
Межповерочный интервал	8 лет
Гарантия производителя	3 года

Установка счётчиков ЕвроАльфа

На ГПП 35 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа на отходящих линиях. Т.к. на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 6 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность. Для учёта электроэнергии идущая на собственные нужды подстанции также используем счётчики ЕвроАльфа. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока (смотри схему подключения счётчиков Альфа трансформаторного включения.

Схемы подключения счётчиков ЕвроАльфа представлены на рисунке 9.3,9.4.

Рисунок 9.3 - Трёхфазная четырёхпроводная сеть с подключением через трансформаторы тока (трёхэлементные счётчики)

Рисунок 9.4 - Трёхфазная четырёхпроводная сеть с подключением через трансформаторы тока и напряжения (трёхэлементные счётчики)

Такие схемы подключения счётчиков позволяют использовать выбранные трансформаторы тока и напряжения не только для релейной защиты, но и для учёта электроэнергии как высоковольтных линий 35 кВ и 6 кВ, так и для учёта электроэнергии, идущую на собственные нужды подстанции. Счетчик ЕвроАльфа - надёжный и точный прибор учёта для производителей и потребителей электроэнергии и гораздо дешевле по сравнению с Альфа счетчиками и их зарубежными аналогами. Эффективность в применении, удобство в обслуживании - лучшие решения для информационных технологий и автоматизированных систем. ЕвроАльфа - многотарифный, микропроцессорный трёхфазный счётчик электроэнергии. Счётчик ЕвроАльфа отвечает или превосходит все существующие требования Госстандарта. Поэтому можно быть уверенным, что он будет работать надёжно.

10. Экономическая часть

Расчет временных параметров СГ

Составление индивидуального перечня работ и построение СГ

Построим сетевой график рисунок 10.1 и заполним таблицу 10.1.

Рисунок 10.1 - Сетевой график

Таблица 10.1 - Перечень, параметры и вероятностные характеристики работ СГ

Код	Наименование работы	Продолжительность, дн	Исполнители, чел	Ср. квад. отклонение	Дисперсия
		мин.	макс.	ожид.	руков.	инж.	лаб.
0,1	Получение задания на дипломное проектирование	1	2	2	1	1	0	0,2	0,04
1,2	Подбор литературы	4	7	5	1	1	2	0,6	0,36
1,3	Подбор технической документации	3	5	4	1	0	3	0,4	0,16
1,4	Поиск подобных подстанций, которые уже построены или спроектированы	6	9	7	1	0	3	0,6	0,36
2,4	Анализ литературы	4	7	5	1	1	2	0,6	0,36
3,4	Анализ технической документации	4	7	5	1	1	1	0,6	0,36
4,5	Анализ существующей схемы подстанции и установленного оборудования	2	5	3	1	1	1	0,6	0,36
5,8	Выбор числа и мощности трансформаторов	3	5	4	1	1	1	0,4	0,16
8,10	Выбор схемы электрических соединений на стороне ВН, СН и НН	2	5	3	1	1	2	0,6	0,36
4,6	Расчет токов нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах	3	5	4	1	1	1	0,4	0,16
6,7	Расчет токов КЗ	2	5	3	1	1	2	0,6	0,36
7,9	Выбор коммутационной аппаратуры и токоведущих частей	1	2	2	1	1	2	0,2	0,04
9,10	Выбор трансформаторов тока и напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии	2	5	3	1	1	1	0,6	0,36
10,11	Выбор источника оперативного тока	6	9	7	1	2	1	0,6	0,36
11,13	Анализ имеющихся средств РЗиА, систем управления, сигнализации и учета электроэнергии	3	5	4	1	0	3	0,4	0,16
10,12	Выбор структурных схем АСУ ТП, средств управления и сигнализации	6	9	7	1	2	1	0,6	0,36
12,13	Экономическая часть	2	5	3	1	2	1	0,6	0,36
13,14	Безопасность жизнедеятельности	4	7	5	1	0	2	0,6	0,36
14,15	Оформление пояснительной записки и графической части	5	8	6	1	1	1	0,6	0,36

Ожидаемая продолжительность работы в СГ рассчитывается по принятой двухоценочной методике, исходя из минимальной мин. и максимальной макс. оценок продолжительности, задаваемых ответственным исполнителем каждой работы. При этом предполагается, что минимальная оценка соответствует наиболее благоприятным условиям работы, а максимальная - наиболее неблагоприятным. Ожидаемая продолжительность каждой работы определяется по формуле:

(10.1)

Среднеквадратическое отклонение продолжительности в двухоценочной методике рассчитывается по формуле:

(10.2)

Дисперсия определяется по формуле:

(10.3)

Расчёт параметров событий сетевого графика

Ранний срок свершения исходного (нулевого) события СГ принимается равным нулю. Ранний срок свершения данного промежуточного события рассчитывается путём сравнения сумм, состоящих из раннего срока свершения события, непосредственно предшествующего данному и длительности работы. Так как данное событие не может свершиться, пока не закончится последняя из непосредственно предшествующих ему работ, очевидно, что в качестве раннего срока свершения события принимается максимальная из сравниваемых сумм.

Рассчитанный таким способом ранний срок свержения завершающего события всего СГ принимается в качестве его же позднего срока свершения. Это означает, что завершающее событие СГ никаким резервом времени не располагает.

Поздний срок свершения данного промежуточного события определяется при просмотре СГ в обратном направлении. Для этого сопоставляются разности между поздним сроком свершения события, непосредственно следующего заданным, и продолжительности работы, соединяющей соответствующее событие с данным. Так как ни одна из непосредственно следующих за данным событием работ не может начаться, пока не свершится само данное событие, очевидно, его поздний срок свершения равен минимуму из подсчитанных разностей.

Правильность расчета поздних сроков свершения событий СГ подтверждается получением нулевого позднего срока свершения исходного события.

Резерв времени образуется у тех событий, для которых поздний срок свершенная больше раннего, и он равен их разности. Если же эти сроки равны, событие резервом времени не располагает и, следовательно, лежит на критическом пути.

Таблица 10.2 - Параметры событий сетевого графика

Номер события	Сроки свершения	Резерв времени
	ранний	поздний
0	0	0	0
1	2	2	0
2	7	7	0
3	6	7	1
4	12	12	0
5	15	17	2
6	16	16	0
7	19	19	0
8	19	21	2
9	21	21	0
10	24	24	0
11	31	31	0
12	31	32	1
13	35	35	0
14	40	40	0
15	46	46	0

Расчёт параметров работ сетевого графика

Ранний срок начала работы совпадает с ранним сроком свершения её начального события.

Поздний срок начала работы можно получить, если из позднего срока свершения её конечного события вычесть её ожидаемую продолжительность.

Ранний срок окончания работы образуется прибавлением её продолжительности к раннему сроку свершения её начального события.

Поздний срок окончания работы совпадает с поздним сроком свершения её конечного события.

Для всех работ критического пути, как не имеющих резервов времени, ранний срок начала совпадает с поздним сроком начала, а ранний срок окончания с поздним сроком окончания.

Работы, не лежащие на критическом пути, обладают резервами времени.

Полный резерв времени работы образуется вычитанием из позднего срока свершения её конечного события раннего срока свершения её начального события и её ожидаемой продолжительности.

Частный резерв времени первого рода равен разности поздних сроков свершения её конечного и начального событий за вычетом её ожидаемой продолжительности.

Частный резерв времени второго рода равен разности ранних сроков свершения ее конечного и начального событий за вычетом её ожидаемой продолжительности.

Свободный (независимый) резерв времени работы образуется вычитанием из раннего срока свершения её конечного события позднего срока свершения её начального события и её ожидаемой продолжительности. Свободный резерв времени может быть отрицательным.

Таблица 10.3 - Параметры работ сетевого графика в днях

Код работы	Ожидаемая продолжительность	Сроки начала	Сроки окончания	Резервы времени	Коэффициент напряженности
		ранний	поздний	ранний	поздний	полный	Частный первого рода	Частный второго рода	свободный
0,1	2	0	0	2	2	0	0	0	0	1
1,2	5	2	2	7	7	0	0	0	0	1
1,3	4	2	3	6	7	1	1	0	0	0,9
1,4	7	2	5	9	12	3	3	3	3	0,7
2,4	5	7	7	12	12	0	0	0	0	1
3,4	5	6	7	12	12	1	0	1	0	0,9
4,5	3	12	14	17	17	2	2	0	0	0,83
4,8	8	12	13	20	21	1	1	1	1	0,83
8,10	3	19	21	22	24	2	0	2	0	0,83
4,6	4	12	12	16	16	0	0	0	0	1
6,7	3	16	16	19	19	0	0	0	0	1
7,9	2	19	19	21	21	0	0	0	0	1
9,10	3	21	21	24	24	0	0	0	0	1
10,11	7	24	24	31	31	0	0	0	0	1
11,13	4	31	31	35	35	0	0	0	0	1
10,12	7	24	25	32	32	1	1	0	0	0,91
12,13	3	31	32	34	35	1	0	1	0	0,91
13,14	5	25	35	40	40	0	0	0	0	1
14,15	6	40	40	46	46	0	0	0	0	1

Правильность расчётов резервов времени работы можно проверить последующим соотношениям:

1) сумма полного и свободного резерва работы равна сумме двух частных её резервов;

2) поздний и ранний сроки начала работы, а также поздний и ранний сроки её окончания всегда отличаются на величину её полного резерва.

Для работ, лежащих на критическом пути, никаких резервов времени нет и, следовательно, коэффициент напряженности таких работ равен единице. Для остальных работ подсчитывается как отношение суммы продолжительностей отрезков максимального пути, проходящего через данную работу, не совпадающих с критическим путём к сумме продолжительностей отрезков критического пути, не совпадающих с максимальным путём, проходящим через эту работу.

Расчет стоимостных параметров СГ

Для ИНЖ коэффициент перерасчёта =1, для научных сотрудников он будет 1,5, а для лаборантов - 0,5 согласно таблице 10.4.

Таблица 10.4 - Должностные оклады персонала НИИ и КБ.

Категория персонала	Месячный должностной оклад, руб. /мес.
Научные сотрудники	15000
Инженеры	10000
Лаборанты	5000

Сметную стоимость работы можно упрощённо подсчитать, зная её приведённую трудоёмкость в ИНЖ-днях и среднюю стоимость одного ИНЖ-дня,. .

Среднедневная заработная плата одного инженера рассчитывается, делением среднемесячной заработной платы одного инженера (основной и дополнительной) на среднее число рабочих дней в месяце, установленное в законодательном порядке.

Таблица 10.5 - Средне-дневная зарплата инженера

Наименование	Соотношение затрат	В денежном эквиватенте, руб
Основная з/п, Зосн	Прямой расчёт	10000
Дополнительная з/п, Здоп	(0,1…0,12) Зосн	1000
Единый социальный налог	0,26 (Зосн + Здоп)	2860
Фонд травматизма	0,002 (Зосн + Здоп)	22
В год	13882
В месяц	631

Таблица 10.6 - Средне-дневные прочие затраты

Наименование	Соотношение затрат	В денежном эквиватенте, руб
Стоимость материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, См	(0,15…0,75) Зосн= = 0,45Зосн	4500
Накладные расходы, Нр	(0,45…0,85) Зосн= = 0,65Зосн	6500
Командировочные расходы, Кр	(0,15…0,2) Зосн = =0,15Зосн	1500
Контрагентские услуги сторонних организаций, Ку	(0,2…0,5) Зосн = =0,35Зосн	3500
Стоимость оборудования и приборов, Со	(0,4…0,6) Зосн = =0,5Зосн	5000
В год	24000
В месяц	954,55

Таблица 10.7 - Трудоемкость и сметная стоимость работ СГ

Код работы	Ожидаемая продолжительность, дн	Категория персонала	Приведенная численность, инж	Приведенная трудоемкость, инж-дн	Средне-дневная з/п инж, руб/дн	Средне-дневные прочие затраты, руб/дн	Стоимость одного инж-дня, руб/дн	Сметная стоимость, руб
		НС	ИНЖ	Лаб
0,1	2	1	1	0	2,5	5	631	954,55	1585,55	7927,75
1,2	5	1	1	2	3,5	17,5				27747,13
1,3	4	1	0	3	3	12				19026,6
1,4	7	1	0	3	3	21				33296,55
2,4	5	1	1	2	3,5	17,5				27747,13
3,4	5	1	1

Подобные документы

• Проект районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ

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

• Реконструкция системы электроснабжения поселка Могот Тындинского района Амурской области

  Расчет нагрузок потребителей системы электроснабжения. Выбор количества и типов трансформаторов на комплектных трансформаторных подстанциях, кабельных линий, определение надежности подстанции. Расчет релейной защиты трансформаторов и отходящих линий.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 14.11.2017
  

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

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

• Расчет параметров режимов и оборудования электрических сетей и мероприятий энергосбережения

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

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

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

• Проектирование электрической части подстанции

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

• Сопротивление воздушных линий электропередачи

  Технические данные элементов электрической сети, расчетная схема сети. Составление электрической схемы замещения для прямой последовательности. Расчет сопротивления параллельно работающих трансформаторов. Сопротивление воздушных линий электропередачи.
  
  контрольная работа [467,8 K], добавлен 18.04.2014
  

• Понизительная подстанция

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

• Проектирование воздушных линий электропередач

  Разработка вариантов схем электрической сети. Определение потокораспределения и выбор сечений проводов воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования подстанции. Выбор и расчет релейной защиты, заземления, молниезащиты.
  
  курсовая работа [744,2 K], добавлен 11.05.2012
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Определение суммарной мощности подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет токов, проверка по обеспечению термической стойкости кабелей отходящих линий. Выбор схемы соединений, сборных шин, токопроводов и кабелей; конструктивные решения.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 19.12.2014
  

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