Предварительно принимаем проходными изоляторы ИП-10/2000;750-I ХЛ. Паспортные данные изолятора приведены в таблице 6.
5.Таблица 6.5 — Паспортные данные изолятора ИП-10/2000;750-I ХЛПроверяемусловия:
Оба условия выполняются, окончательно принимаем проходным изоляторы серии ИП-10/1000−750-I ХЛ.
6.4 Ограничителей перенапряжения (ОПН)Выбор ОПН сведен в таблицу 6.
6.Таблица 6.6- Выбор ОПН6.5 Существующие схемы управления и защиты ВЛ 10 кВВ процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются короткие замыкания между фазами электрооборудования и однофазные короткие замыкания на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место межвитковые замыкания в обмотках. Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения. При протекании токов КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию[20]. В качестве основной защиты выбираем максимальную токовую защиту. В сетях с изолированной нейтралью применяются двухфазные схемы. Установим максимальную токовую защиту с зависимой характеристикой по схеме двухфазной защиты на постоянном оперативном токе. Рисунок 6.1 — Двухфазная схема максимальной токовой защиты с зависимой характеристикой. Выберем ток срабатывания защиты: (6.6)КН = 1.2КВОЗВ = 0.86КЗ = 1.2 — так как нет двигателей. Вторичный ток срабатывания реле:
Так как используется схема неполной звезды:
КСХ = 1Чувствительность защиты:
Проверка кабельных линий 10кв по условиям термической стойкости токам замыкания.
Сечение кабеля на термическую устойчивость для трёхфазного замыкания проверяется по выражению: (5.2)где С = АК — АНАЧ — коэффициент соответствующий разности выделенного тепла в кабеле после и до замыкания. tПР — приведённое время (по рис. 3.12 [12]).tПР = f (β'')tПР = tПР П + tПР АtПР П = 0.1 с. Выбранное сечение выше минимального, следовательно, сечение кабельной линии выбрано правильно.
6.6 Организация учета электрической энергии АИИС КУЭ. Для учета потребляемой электроэнергии предусматривается установка приборов учёта РиМ 189.
01 (однофазный), РиМ 489.
01(трёхфазный) производства компании ЗАО «РиМ» на опорах ответвлений вводов в здания. В комплекте с данными счётчиками поставляется дисплей дистанционный РиМ 040.
03 для снятия показаний с них. Во всех комплектных трансформаторных подстанциях предусматривается установка счетчика РиМ 889.
02 (счетчик на вводе) и на уличное освещение — счетчик РиМ 289.
08. Для конфигурирования каналов связи, согласования протоколов и обеспечения обмена данными счетчиков электрической энергии проектом предусматривается установка маршрутизатора каналов связи РиМ 099.
02 в настенном шкафе «REM black» фирмы DKC, прикрепляемого к наружной стене КТП способ установки указан на чертеже (см. 12−07−3-Т3-ТКР.17).Связь с устройствами может осуществляться как по силовой цепи, так и по радиоканалу, интерфейсу PLC, RS-485 и сотовой связи GSM/GPRS. В центре сбора и хранения информации ПО «ТЭС» применяется программный комплекс «Энфорс Энергия+», разработанный ООО «Энфорс». Рабочее место опратора оборудуется персональным компьютером марки ASUS U31 Sd i5−2410 и модемом марки IRZ RUN 3G роутер.
1)Основные технические решения.
Система создана как четырехуровневая автоматизированная система с распределенной функцией измерения и централизованным управлением. Созданная система может быть интегрирована в существующую автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ). Система выполняет заданные функции при нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы электрической сети. При этом обеспечивается работа входящих в неё элементов с погрешностями, не превышающими предельные, установленные заводскими техническими условиями (ТУ) на указанные элементы. Система легко расширяемая и масштабируемая. При добавлении новых точек учета отсутствует риск сбоев в системе и не выполнение функций системы. За счет интуитивно понятного интерфейса программного обеспечения, добавление новых точек учета, представляет собой простую операцию.
2)Состав компонентов.
В состав комплектов входит:
измерительные компоненты:
1)измерительно-информационные комплексы точек учёта (ИИК ТУ) — 1-й Величина;
2)система обеспечения единого времени (СОЕВ);
— комплексные компоненты:
1)информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ) — 2-й Величина;
2)информационно-вычислительные комплексы районных электрических сетей (ИВК РЭС) — 3-й Величина;
3) информационно-вычислительный комплекс центра сбора и обработки информации (ИВК ЦСОИ) — 4-й Величина.
связующие компоненты:
технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналы связи. На уровне ИИК ТУ обеспечивается автоматическое проведение измерений вточке измерений. Все средства измерений, входящие в состав измерительных комплексов электроэнергии имеют сертификаты утверждения типа и внесены в Госреестр средств измерений. В состав ИИК ТУ входят:
счётчик электрической энергии трехфазные «РиМ 889.
02"(вводной счетчик КТП);
— счётчики электрической энергии однофазные «РиМ 189.
01"(абонентские счетчики);
— счётчики электрической энергии трехфазные «РиМ 489.
01″ (абонентские счетчики);
— счетчик «РиМ 289.
08″ (счетчик на отходящем фидере УО подстанции);
— вторичные измерительные цепи;
— измерительные трансформаторы тока. В состав ИВКЭ входит:
контроллер «МКС РиМ 099.
02″.3)Функции, выполняемые системой.
Функции, выполняемые на уровне ИИК ТУ:1)Автоматическое выполнение измерений величин активной/реактивной электроэнергии, мощности и основных показателей качества электрической энергии;
2)Возможность отключения, подключения, ограничения нагрузки потребителей посредством внешней команды с уровня ИВК (для «РиМ 189.
01″, РиМ 489.
01 и РиМ 289.
08);3)Хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в I специализированной базе данных;
4)Обеспечение безопасности хранения информации и программного обеспечения счетчика (в том числе и при отключении основного питания счетчика), в соответствии с ГОСТ Р 52 069.
0 и ГОСТ Р 51 275;5)Возможность ретранслирования передаваемых данных по интерфейсам PLCи RF. Сами счетчики «РиМ 189.
01″ и «РиМ 489.
01″, наряду со своим основным функционалом измерения, выполняют функцию ретрансляции.
6)Взаимодействие с ИВКЭ (маршрутизатор каналов связи);7)Возможность диагностики работы технических средств;
8)Хранение данных измерения при отключении питания прибора учета (счетчика) в энергонезависимой памяти;
9)Возможность автоматической коррекции времени от СОЕВ. Функции, выполняемые на уровне ИВКЭ1) Автоматический регламентный сбор и хранение результатов измерений от всех закрепленных ИИК ТУ;2)Обработка и выполнение команд на отключение/включение/ограничение максимальной нагрузки потребителей на вводах и нагрузки уличного освещения;
3)Сбор и передача на.
Величина ИВК информации о состоянии счетчиков электрической энергии;
4)ддиагностика работы технических средств;
5)Хранение результатов измерений;
6)Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
7)Защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
8)Шифрование данных при обмене с устройствами верхнего и нижнего уровня;
9)Обеспечение синхронизация времени на ИИК ТУ не хуже ± 5 секунд в сутки;
10)Возможность автоматической коррекции времени от СОЕВ. Программное обеспечение.
Информационное обеспечение системы представляет собой программный комплекс «Энфорс Энергия +», разработанный ООО «Энфорс». Программа позволяет производить сбор информации (профилей, показаний, журналов событий) в единую базу данных со счетчиков электроэнергии. Сбор информации осуществляется по различным каналам связи: RS-485, GSM, PLC. Продукт содержит базовые средства анализа информации и формирования отчетности. Предусмотрена система web-отчетов для организации удаленного доступа к информации.
7. Расчет заземления.
Для расчета контура заземления приняты следующие исходные данные:
удельное сопротивление грунта ρ = 500 Ом. мдлина вертикального заземлителя l = 3,0 мприведенный диаметр вертикального заземлителя d = 0,059 — ширина горизонтальной полосы b = 0,04 мкоэффициент промерзания почвы k =1.47- глубина заложения горизонтального заземлителя h=0,8 мдлина горизонтального заземлителя lg=70 мкоэффициент использования верт.
заземлителей=0,35- коэффициент использования полосы 1=0,27- количество вертикальных электродов n=16 В соответствии с приведенными расчетами, при ρ = 500 Ом. м, сопротивление рассчитанного контура заземления (Rз) равно 3,785 Ом, что соответствует требованиям п.
2.5. 129 и п.
1.7. 108 ПУЭ[] (нормированное значение не более 4 Ом). Необходимо смонтировать контур, состоящий из n = 14 вертикальных электродов и lg = 50,46 метра горизонтального заземлителя, соединенных между собой сваркой в соответствии с прилагаемым чертежом.
Заключение
.
В данном дипломном проекте была произведена модернизация воздушной линии 10 кВ курортного района Санкт-Петербурга и проработаны основные вопросы модернизации отходящих линий. Для достижения поставленной цели в работе были решены следующие задачи:
Поведен анализ объекта реконструкции;
Выявлены основные технические характеристики подстанции, назначение в энергосистеме района, а также характеристики потребителей;
Рассмотрены основные вопросы модернизации силовых трансформаторов, комплексов релейной защиты, отходящих линий и т. д. Выполнены на основании полученных данных выбор силовых трансформаторов подстанции, а также трансформаторов собственных нужд. Также осуществлен выбор кабелей и электрических аппаратов. Произведен расчёт токов КЗ. Также, на основании полученных данных, произведен выбор и проверка коммутационных и защитных аппаратов для питающих и распределительных сетей. Таким образом, в данном дипломном проекте были рассмотрены все основные вопросы реконструкции ВЛ 10 кВСписок использованной литературы.
Расчет понизительной подстанции в системах электроснабжения: Учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию Абрамова Е. Я., Алешина С. К., Чиндяскин В.И.2004 год.
Нормативы численности промышленно-производственного персонала электрических сетей. РАО «ЕЭС России». — М.: 2002.ПУЭ. 7 издание. Дополненное с исправлениями. — М.: ЗАО «Энергосервис», 2009.
Козлов В.А., Библик Н. И. Справочник по проектированию электроснабжения городов. — СПб.: «Энергоатомиздат»,. Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д. Л. Файбисовича. — 3-е изд., перераб. И доп.
— М.: ЭНАС, 2009. — 392 с.: ил. Гончар В. С. Изоляция и перенапряжения: учеб. пособие. — СЗТУ, 2006. ГОСТ 23 875–88. Качество электрической энергии. Термины и определения."Характеристики электрооборудования напряжением 0.4 кВ" / Справочное пособие — Н.Н., 2007 г. Пособие по дипломному проектированию: комплекс учебно-методических материалов / Г. Я. Вагин, Е. Н. Соснина, А. М. Мамонов, Е. В. Бородина; Нижегород.
Гос. техн. ун-т им. P.E. Алексеева. Нижний Новгород, 2009. — 167 с. Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров и др.
Н.Новгород, 2011. — 19с. Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов / НГТУ; Сост.: Т. М. Щеголькова, Е. И. Татаров. Н. Новгород, 2008. — 33с. РД 34.
20.185−94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» с изменениями и дополнениями, утвержденные Приказом Минтопэнерго РФ от 29.
010.
99 № 213.
