Аннотация 2
ВВЕДЕНИЕ 9
1 АНАЛИЗ СХЕМЫ И УСЛОВИЙ РАБОТЫ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10
1.1 Структура сети и перечень основного электрооборудования 10
1.2 Оценка балансов мощностей в сети 10
1.3 Анализ условий работы сети 35 кВ 14
1.4 Анализ условий работы силовых трансформаторов 110 кВ 17
2 ВЫБОР ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
РАЙОНА 24
2.1 Выбор номинального напряжения для проектирования сети 24
2.2 Выбор структурной схемы электростанции ЭС-2 24
2.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 110 кВ 26
2.4 Выбор вариантов конфигурации сети 110 кВ 27
2.5 Выбор сечений проводов линий электропередачи 110 кВ 32
2.6 Выбор оптимального варианта развития электрической сети 34
3 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ
ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110 КВ 38
3.1 Расчет режима максимальных нагрузок 38
3.2 Расчет режима минимальных нагрузок 39
3.3 Расчет послеаварийных режимов 44
4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ 110/10 КВ 46
4.1 Выбор схем электрических соединений подстанции 46
4.2 Режим заземления нейтрали 47
4.3 Выбор сечения КЛ 48
4.4 Расчет суммарного емкостного тока 49
4.6 Выбор силовых трансформаторов цеха 52
4.7 Расчет токов короткого замыкания 52
4.8 Выбор и проверка силовых выключателей и другого
оборудования 54
4.8.1 Выбор и проверка силовых выключателей и разъединителей на стороне ВН ПС 54
4.8.2 Выбор и проверка силовых выключателей и КРУ на стороне
НН ПС 55
4.9 Выбор КЛ для присоединений НН 58
5 ВЫБОР ВИДОВ РЗА 60
6 ВЫБОР ИСПОЛНЕНИЯ УСТРОЙСТВ РЗА 70
7 РАСЧЕТ УСТАВОК УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И
АВТОМАТИКИ 77
7.1 Электродвигатель 10 кВ 77
7.2 Трансформатор 10/0,4 цеха 81
7.3 Кабельная линия 10 кВ 86
7.4 Секционный выключатель 91
7.5 Вводной выключатель НН ПС 10 кВ 94
7.6 Ячейка трансформатора напряжения 97
7.7 Трансформатор 110/10 кВ 99
7.8 Воздушная линия 110 кВ 108
8 ПРОВЕРКА ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА 114
9 РЕАЛИЗАЦИЯ РЗА ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ 116
9.1 Способ обмена информацией между терминалами 117
9.2 Протокол МЭК 61850-8-1 GOOSE 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 125
Большинство фирм производителей оборудования релейной защиты и автоматики (РЗиА) прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.
Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов РЗиА, а только расширяет ее функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает ее стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные устройства очень быстро занимают место устаревших электромеханических и микроэлектронных устройств.
Основные характеристики микропроцессорных защит значительно выше, чем у микроэлектронных, а тем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0,1—0,5 ВА, аппаратная погрешность — в пределах 2—5%, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0,96—0,97.
В последнее время выпуск микропроцессорных устройств РЗиА освоили и ряд фирм России, Украины и других стран ближнего зарубежья. Компанией «Механоторника» разработан и выпускается целый комплекс микропроцессорных устройств, охватывающий практически полностью потребности распределительных сетей 6-110кВ.
Современные цифровые устройства РЗиА интегрировали в рамках единого информационного комплекса функции релейной защиты, автоматики, измерения, регулирования и управления электроустановкой. Такие устройства в структуре автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации.
В ходе выполнения работы была осуществлена реализация релейной защиты и автоматики двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ на интеллектуальных электронных устройствах производства
НТЦ «Механотроника».
Выбрано основное электротехническое оборудование подстанции, определен режим работы нейтрали и положение секционных выключателей в нормальном режиме работы. После этого были определены расчетные схемы получившейся системы максимального и минимального режима и произведены расчеты токов короткого замыкания в программе ТоКо.
С использованием общих методик и руководящих указаний фирм были рассчитаны уставки защит двигателя, трансформаторов, установленных на РУ цеха, кабельной линии, отходящей к цеху, силового трансформатора 110/10 кВ, а также уставки релейной защиты питающей линии 110 кВ, установленной на существующей подстанции. Выполнена проверка трансформатора тока вводного выключателя.
Рассмотрен вопрос организации АСУ ТП подстанции: структура, интеграция средств РЗА и автоматизированного управления, режимы функционирования и диагностика работы системы, решения по составу и объему информации, характеристика функциональной структуры подсистемы телемеханики.
