Проектирование системы электроснабжения части Мосеевского района Вологодской области

F_расч = (Н).

Таким образомF_расч<F_доп.

6.5.7 Выбор жестких шин и гибкой ошиновки

Жесткая ошиновка ОРУ-35кВ выполняется трубами алюминиевого сплава, отпайки и перемычки - гибкими проводом. По [6] выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения ШАТ. Расположение фаз - горизонтальное. Сечение шины q = 120 мм², наружный диаметр D = 20 мм, внутренний диаметр d = 17 мм, допустимый ток Iдоп =365 А. Шины выполняем из алюминиевого сплава марки АД31Т1. В соответствии с п. 1.3.28 [3], сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ не проверяются по экономической плотности тока.

Проверяем шины по допустимому току:

I_max = 130,3 ,A; I_доп =365, А ,

I_max< I_доп.



Проверяем шины на термическую стойкость:

q_min = , мм²,

гдеq_min - минимальное сечение по термической стойкости, мм²;

В_К - тепловой импульс, А²с;

С - коэффициент, зависящий от материала шины. Для алюминиевых

шин по таблице [7] принимаем С=91 ;

q_min = = 0,99(мм²);q = 126 (мм²);

т.е.q_minq.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

f₀= , Гц,

где f₀ - частота собственных колебаний шин, Гц;

l- длина провода между изоляторами, м;

q - сечение шины, см²;

J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴

Для шин трубчатого сечения



J= , см⁴,

J = = 0,37 (см⁴).

Принимаем длину пролёта ? = 5м, тогда частота собственных колебаний:

f₀ = = 3,85 (Гц) ,

По [2], f₀< 200, Гц , то требуется механический расчёт.

Механический расчёт выполняем по условию:

у_расч ? у_доп , МПа

где у_доп - допустимое механическое напряжение в материале шины, МПа.

По [7] принимаем для алюминиевого сплава марки АД31Т1

у_доп = 137,2 МПа;

Напряжение в материале шины, по [2]:

у_расч = , Мпа,

где i_уд - ударный ток, А;

l - длина пролёта между изоляторами, м;

a-расстояние между фаз, м;

W - момент сопротивления шины, см³.



Для шин трубчатого сечения по табл. 4-2, [2]:

W= , см³,

где D - наружный диаметр шины, см;

d - внутренний диаметр шины, см.

W = = 0,37 (см³).

Принимаем междуфазное расстояние a=2 м, тогда напряжение в материале шины

у_расч = = 22,03 (Мпа).

Так как у_расч ? у_доп , то делаем вывод, что шины механически прочны.

Выбор шин 10 кВ.

Для ошиновки РУ-10кВ выбираем шины прямоугольного сечения ШАТ размером 60Ч6мм². По [6] допустимый ток I_доп =870А.

Проверяем шины по допустимому току (при нахождении наибольшего рабочего тока учтена установка в перспективе следующего по шкале мощности трансформатора и его допустимой 40% перегрузки по [1]):

I_max = 809,2(A); I_доп =870 (А),

I_max< I_доп.

Проверяем шины на термическую стойкость:



q_min = = 1,1, (мм² );q = 360 (мм²).

q_minq.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Для прямоугольных шин по табл. 4-2 [2]:

J= , см⁴,

где b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см;

J == 10,8 (см⁴).

Принимаем длину пролёта l = 1м, тогда частота собственных колебаний:

f₀ == 299,9 (Гц),

т.е. f₀> 200 Гц - т.е. не требуется механический расчёт.

Выбор гибкой ошиновки 35кВ.

Гибкая ошиновка 35кВ выполняется проводом марки АС-95/16.

Проверяем ошиновку по допустимому току



I_max = 109,3(A) (см. п.6.5.1); I_доп =390(А),

I_max<I_доп.

Согласно [3], минимальное сечение провода при напряжении установки 35кВ по условию потерь на корону - 95 мм². Выбранный провод проходит по этому условию.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

q_min = ==0,47< 120 (мм²).

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, в соответствии с пунктом 1.4.2 [3], так как i_уд = 6,45 кА < 50 кА.

Выбор гибкой ошиновки 10 кВ.

Гибкие токопроводы от трансформатора до РУ 10 кВ выполняютя пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах [2]. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большим (до 500, 600 мм²) [2].Шинные мосты от трансформаторов до КРУН-10 кВ выполним проводом марки АС-400/22 .

Проверяем ошиновку по допустимому току (при нахождении наибольшего рабочего тока учтена установка в перспективе следующего по шкале мощности трансформатора и его допустимой 40% перегрузки по [1]):

I_max = 809,2(A); I_доп =830 (А),

I_max<I_доп.

Проверяем на термическую стойкость:



q_min = = 1,15 (мм²);q = 400(мм²);

q_minq.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, в соответствии с пункт 1.4.2 [3], так как i_уд = 8,48 кА < 50 кА.



7. Проектирование системы РЗиА

Релейную защиты выполним на базе микропроцессорных терминалов защит производства ЗАО «РАДИУС Автоматика». Все выбранные типы защит и автоматики, которые реализованы в данных терминалах, отвечают требованиям [1] и [3].

Для защиты силовых трансформаторов типа ТМН-1000/35/10 со стороны высокого напряжения (далее по тексту - ВН) предусмотрены шкафы защиты ШЭРА-Т-3001. Каждый шкаф состоит из следующих защит:

– комплект основной защиты трансформатора на базе микропроцессорного терминала «Сириус-Т»;

– комплект резервной защиты трансформатора и автоматики управления выключателя на базе микропроцессорного терминала «Сириус-УВ»;

– комплект регулирования напряжения трансформатора на базе микропроцессорного терминала «РНМ-1».

Терминал «Сириус-Т» реализует следующие типы защит и автоматики:

– дифференциальная токовая защита (далее по тексту - ДЗТ);

– дифференциальная токовая отсечка;

– газовая защита;

– максимальная токовая защита (далее по тексту - МТЗ) со стороны ВН с пуском по напряжению;

– защита от перегрузки;

– прием технологических сигналов от трансформатора;

– блокировка РПН по току нагрузки.

Терминал «Сириус-УВ» реализует следующие типы защит и автоматики:

– МТЗ со стороны ВН с независимой выдержкой времени с комбинированным пуском по напряжению от стороны НН;

– газовая защита;

– управление выключателем стороны ВН.

Терминал «РНМ-1» реализует следующие функции:

– автоматическое поддержание напряжения в заданном диапазоне с коррекцией уровня напряжения по току нагрузки;

– контроль положения РПН;

– контроль исправности приводов РПН;

– блокировка регулирования при перегрузке по току, при пониженном и повышенном напряжении, при повышенном напряжении нулевой или обратной последовательности, а также по входным сигналам и при неисправности электропривода РПН;

– наличие режима ручного управления электроприводом РПН.

Защита и автоматика КРУ-10 кВ выполнена на базе микропроцессорных терминалах Сириус, производства ЗАО «РАДИУС Автоматика», и устройства дуговой защиты «ОВОД-МД», производства ООО НПФ «ПРОЭЛ».

Для защиты и автоматики вводов 10 кВ предусматривается применение микропроцессорного устройства защиты «Сириус-2В» с реализацией следующих функции:

– МТЗ с пуском по напряжению;

– защита минимального напряжения;

– отключение выключателя по сигналу от дуговой защиты;

– автоматическое повторное включение (далее по тексту - АПВ).

Для защиты и автоматики СВ-10 кВ предусматривается применение микропроцессорного устройства защиты «Сириус-21С» с реализацией следующих функции:

– МТЗ с выдержкой времени;

– отключение выключателя по сигналу от дуговой защиты;

– УРОВ;

– автоматический ввод резерва (далее по тексту - АВР).

Для защиты и автоматики отходящих присоединений и ТСН предусматривается применение микропроцессорного устройства защиты «Сириус-21Л» с реализацией следующих функции:

– токовая отсечка;

– МТЗ с выдержкой времени;

– отключение выключателя по сигналу от дуговой защиты;

– защита от однофазных замыканий на землю ОЗЗ (кроме ТСН);

– АПВ;

– УРОВ с действием на СВ и ВВ 10 кВ;

– защита от перегрузки (только для ТСН).

На каждой секции шин предусмотрена дуговая защита и логическая защита шин (ЛЗШ). Защита от дуговых замыкании выполнена с контролем тока ВВ и СВ 10 кВ, ВВ 35кВ. Терминалы «Сириус-21Л» позволяют выбирать одну из двух схем ЛЗШ - с последовательным или параллельным соединением выходных сигналов защит отходящих присоединений. Ввиду преимущества схема с последовательным соединением из нормально замкнутых контактов (так как в этом случае можно проверить целостность всей цепочки контактов) выбираем именно ее. Принцип действия ЛЗШ основан на блокировании действия защиты вводного (секционного) выключателя при одновременном срабатывании защит вводного (секционного) и любого из линейных выключателей: КЗ на шинах фиксируется при наличии тока на вводе и отсутствии пуска защит присоединений.

Функции автоматической частотной разгрузки и частотного АПВ предусматривается реализовать на микропроцессорных устройствах защиты и автоматики «Сириус-ТН», устанавливаемых на ячейках трансформаторов напряжения 10 кВ.



7.1 Расчет установок защит присоединений 10 кВ

Для примера рассчитаем защиту отходящего фидера №1 (Октябрьское). Для остальных линий расчет аналогичен и сведен в таблице 7.2.

7.1.1 Токовая отсечка

Расчет установок произведен по методике, изложенной в [15].

Ток срабатывания отсечки отстраивается от тока КЗ в конце защищаемой линии:

, А, (7.1)

где- коэффициент запаса, принимаемый равным 1,2;

- максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, А.

(А).

ТО линий считается эффективной, если зона ее действия охватывает не менее 15-20% от общей протяженности линии. Оценка протяженности зоны действия ТО производится графическим методом (рисунок 7.1). Для этого строится график зависимости токов КЗ от расстояния. Кривая двухфазного КЗ строится по значениям минимальных токов (таблице 6.2, РПН мах).

Рисунок 7.1 Зона действия токовой отсечки

Как видно, ТО не «видит» минимальное двухфазное КЗ. Этого и следовало ожидать, так как по [15], ТО в сельских сетях неэффективны. При максимальных токах двухфазных КЗ (режим, для которого рассчитывалась уставка) ТО защищает часть линии. При построении РЗ на электромеханических реле в данном случае чаще всего отказывались отТО (так как необходима установка дополнительных реле). Проектируемая защита выполнена на микропроцессорных терминалах, поэтому затраты коснутся только расчета уставок.

Ток срабатывания терминала:

, А, (7.2)

где k_сх - коэффициент схемы, зависящий от соединения обмоток ТТ, при соединении в звезду k_сх=1;

k_Т - коэффициент трансформации ТТ (см. п.6.5.2).

7.1.2 МТЗ

МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока линии:

, А, (7.3)

где k_СЗП - коэффициент самозапуска нагрузки, по [15] принимаем равным 1,25;

k_В - коэффициент возврата для микропроцессорных терминалов равен 0,95.

МТЗ так же необходимо отстроить от плавких предохранителей, защищающих трансформаторы. При этом необходимо учесть, что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают ±20%. Поэтому типовая характеристика должна быть смещена вправо на 20%. Так как по заданию не требуется выбирать трансформаторы 10/0,4, то их мощности, количество и защитные предохранители выберем приближенно (см. табл. 7.1).

Таблица 7.1 - Плавкие предохранители для защиты ТП 10/0,4

Наименование присоединения	Количество и мощность ТП, кВА	Номинальный ток плавкой вставки, А (10 кВ)
Октябрьское	2х630	80
К-с Мосеевский	2х630	80
Часовное	2х160	80
Логдуз	2х630	20
село Мосеево	3х160	16

Рисунок 7.2 Отстройка МТЗ от предохранителей

При выбранной уставке 134,8 А (МТЗ' - пунктирная линия на рис. 7.2) время срабатывания МТЗ довольно велико (примерно 8 с.). Терминалы «Сириус-21Л» позволяют реализовать любую обратнозависимую времятоковую характеристику срабатывания МТЗ (рис. 7.3). Выбираем нормально инверсную характеристику с уставкой по коэффициенту времени k=0.2 (МТЗ - сплошная линия на рис. 7.2).

Проверим коэффициент чувствительности:

, (7.4)

где - ток минимального двухфазного КЗ в точке К3 (нормальный режим, РПН мах).

?1,5.

Максимальное время срабатывания МТЗ (термин максимальное вводится из-за применения инверсной характеристики) при минимальном двухфазном КЗ по рисунке 7.3 при составляет t_МТЗ=0,7 с.

Рисунок 7.3 Нормально инверсная характеристика терминала «Сириус-21Л»



Ток срабатывания терминала:

Проверка трансформатора тока на 10% погрешность.

Определим максимальную кратность расчетного первичного тока по отношению к номинальному первичному току ТТ:

.

По кривой предельных кратностей К₁₀ определяется максимальная допустимая вторичная нагрузка ТТ (полное сопротивление), при которой полная погрешность ТТ не превышает 10%. Для ТТ марки Т0Л-10 находим Z_Н.ДОП = 0,4 Ом.

Значение расчетного наибольшего сопротивление нагрузки ТТ:

Это значение (0,21 Ом) меньше допустимого (0,4 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линий W1K, соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10%.

Для защиты ввода 10 кВ МТЗ выполняется с пуском по напряжению. Уставку по напряжению найдем как:

, кВ,

где - минимальное рабочее напряжение сети, В (для сети 10 кВ)9 кВ(учтено максимальное 10% отклонение в аварийном режиме).

Напряжение срабатывания терминала:

, В,

где - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Таблица 7.2 - Уставки защит присоединений 10 кВ

Фидер	IТО, А	IСР.ТО, А	IМТЗ, А	IСР.МТЗ, А	tМТЗ, с	UМТЗ, В	kч
Октябрьское	2616	65,4	145,5	3,63	0,7	-	8,3
К-с Мосеевский	2472	123,6	57	2,85	0,5	-	21,1
Часовное	2352	117,6	62,4	3,12	0,5	-	18,2
Логдуз	1716	171,6	27,3	2,73	0,35	-	41
Село Мосеево	1697	173,4	28,2	2,9	0,35	-	38
ВВ-10 кВ	-	-	283,5	3,53	1,7	78,9	6,67
СВ-10 кВ	-	-	155,9	3,89	1,2	-	12,2



7.2 Расчет уставок защит трансформатора

7.2.1 Дифференциальная защита с торможением

Определим величины, необходимые для выбора уставок дифференциальной защиты с торможением, устанавливаемой на трансформаторах (см. табл.7.3).

Удобнее представлять формулы и расчеты в табличной форме. Вначале рассчитываем номинальные параметры трансформаторов, трансформаторов тока и вторичные токи в плечах защиты (см. табл.7.4).

Таблица 7.3 - Величины, необходимые для выбора уставок дифференциальной защиты

Наименование величины	Т-1
Максимальный сквозной ток при трехфазном КЗ за Т1, приведенный к стороне 10 кВ (НН) , , кА	3,45
Максимальный сквозной ток при трехфазном КЗза Т1, приведенный к стороне 35кВ (ВН),, кА
Минимальный сквозной ток при двухфазном КЗ за Т1, приведенный к стороне 10 кВ (НН) в, , кА	1,89
Минимальный сквозной ток при двухфазном КЗза Т1, приведенный к стороне 35кВ (ВН),, кА

Таблица 7.4 - Определение вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
	35кВ	10 кВ
Первичный ток трансформатора, , , А
Коэффициент трансформации ТТ ,	100/5	400/5
Схема соединения обмоток ТТ	Y	Y
Коэффициент схемы,	1	1
Вторичный ток в плечах защиты, , , А
Тип ТТ	ТВ-35	ТОЛ-СЭЩ-10
Класс точности ТТ	10Р	10Р

Выберем ответвления токовых входов терминала:

Входные ТТ терминала имеют число витков первичной обмотки W1 = 16 с отводами от 1 и 4 витков для грубого выравнивания токов. На первом отводе при W1 = 1 виток обеспечивается диапазон токов 4,001 - 16,000 А, на втором отводе при W1 = 4 витка обеспечивается диапазон токов 1,001 - 4,000 А, на W1 = 16 витков обеспечивается диапазон токов 0,251 - 1,000 А. Таким образом в терминале обеспечивается выравнивание токов в диапазоне от 0,251 до 16 А. Базисные токи, приведенные в табл. 7.4, входят в указанный диапазон.

Рассчитаем уставку дифференциального органа с торможением. Она формируется на базе значений модулей первой гармоники мгновенных значений дифференциального и тормозного токов. Тормозная характеристика изображена на рисунке 7.4.

Рисунок 7.4 Тормозная характеристика ДЗТ

Дифференциальную защиту трансформаторов необходимо отстроить от тока небаланса. Относительный ток небаланса в общем виде может быть определен как сумма трех составляющих, которые обусловлены погрешностями ТТ, с учетом рабочего ответвления РПН и погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты:

где k_АПЕР - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ, принимаемый равным 2;

k_ОДН - коэффициент однотипности ТТ;

е - максимально допустимая погрешность ТТ;

- погрешность, обусловленная регулированием напряжения под нагрузкой и принимаемая равной половине используемого диапазона (0,16);

- относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты, в соответствии с [14] принимаем равным 0,04.

Относительный начальный дифференциальный ток срабатывания ДЗТ при отсутствии торможения определяется с помощью выражения:

где коэффициент отстройки, учитывающий ошибку расчета и необходимый запас;

- расчетный ток небаланса, определяемый по формуле (7.1) для режима, соответствующему началу торможения.

Ток начала торможения ДЗТ принимается равным .

Ток торможения блокировки определяется исходя из отстройки от максимально возможного сквозного тока нагрузки трансформатора. Своего наибольшего значения сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий и может быть принят равным:

где - коэффициент отстройки;

= 1,8 - для трансформаторов средней мощности;

- коэффициент трансформации ТТ, соответствующей стороны;

- коэффициент, учитывающий схему соединения вторичных обмоток главных ТТ соответствующей стороны.

Принимаем значение уставки

С помощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечивается несрабатывание ДЗТ в диапазоне значений тормозного тока от до . Если по защищаемому трансформатору протекает , то он может вызвать ток небаланса, который можно определить по выражению:

где - максимальное значение тока, равное току внешнего металлического КЗ, приведенное к вторичному току плечах нагрузки:

, ое, (7.8)

где - ток при трехфазном металлическом КЗ за Т1, приведенный к стороне 10 кВ (НН) в нормальном режиме.

.

Тормозной ток равен:

где =15^О.

Коэффициент торможения определяется по формуле:

где - коэффициент отстройки.



Проверка чувствительности защиты:

где - минимальное значение тока короткого замыкания для стороны 10 кВ трансформатора, А.

.

Значение коэффициента чувствительности должно быть больше, либо равно 2.

7.2.2 Дифференциальная токовая отсечка

Рассчитаем уставки дифференциальной токовой отсечки (ДТО). Так как она является грубым измерительным органом и выполняется без торможения, то ее необходимо отстроить от броска тока намагничивания и токов небаланса при внешних КЗ.

В соответствии с [14], минимальная уставка по току намагничивания равна 4I_ном.

.

Отстройку от тока небаланса произведем по выражению:

, (7.12)

За уставку принимаем большее значение: 8,33.



7.2.3 МТЗ ВН с пуском по напряжению

Ток срабатывания МТЗ рассчитаем по формуле из [15]:

,А, (7.13)

где К_З - коэффициент запаса (К_З=1,2);

К_В - коэффициент возврата (для микропроцессорных терминалов

К_В=0,95);

К_СЗП - коэффициент самозапуска (в соответствии с [15], при использовании пуска по напряжению К_СЗП =1);

I_{РАБ.МАХ} - максимальный рабочий ток трансформатора с учетом 40% перегрузки, А.

(А).

(А).

Уставка по напряжению, в соответствии с [15], принимается:

(кВ), (7.14)

(В).

Время срабатывания отстраивается от МТЗ ввода:

, с,

(с).



Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:

. (7.15)

Требование по чувствительности выполняется.

7.2.4 Защита от перегрузки

Данная защита при наличии постоянного оперативного персонала на ПС должна действовать на сигнал, а при отсутствии - на отключение. Уставку определим по формуле из [14]:

, А, (7.16)

где К_ОТС - коэффициент отстройки (К_ОТС=1,05);

К_В - коэффициент возврата (для микропроцессорных терминалов К_В=0,95);

I_НОМ.Т - номинальный ток трансформатора, А.

(А).

(А).

Время срабатывания отстраивается от МТЗ ввода (как и МТЗ НВ с пуском по напряжению):



, с,

(с).

7.2.5 Газовая защита

Основным элементом газовой защиты трансформатора является газовое реле, которое устанавливается в маслопроводе между расширителем и баком трансформатора. Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, и др.).

Для защиты трансформатора используем газовое реле Бухгольца BF 80/Q (B - реле с двумя элементами, F - с фланцем, 80 - внутренний диаметр фланца в мм, Q - фланец квадратной формы).

Для защиты устройства РПН, в соответствии с [1], необходимо использовать струйные реле. Выбираем реле URF 25/10.

По [1], газовое (струйное) реле должно действовать через терминал основной защиты и через терминал резервной защиты.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

7.3 Расчет устройств автоматики

На ПС предусмотрены следующие устройства автоматики:

– АПВ выключателя 35кВ трансформатора. Работает при отключении выключателя от МТЗ. В отдельных случаях, в соответствии с п. 3.3.26 [3], действие АПВ при отключении трансформатора защитой от внутренних повреждений;

– АПВ СВ-35кВ;

– АПВ шин. Данный вопрос является довольно неоднозначным, так как по [1] АПВ вводного выключателя не предусматривается, а по [3] - предусматривается. В соответствии с п. 3.3.24, п. 3.3.25 [3], на двухтрансформаторных понижающих ПС при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин НН в сочетании с устройствами АВР: при внутренних повреждениях трансформаторов должна действовать АВР, при прочих - АПВ.

– АПВ линий 10 кВ;

– АВР СВ-10 кВ.

7.3.1 Расчет уставок АПВ линий 10 кВ

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами РЗА. Устройство АПВ предназначено для восстановления питания потребителей при самоустраняющихся КЗ.

«Сириус-21Л» реализует функцию двукратного автоматического повторного включения (АПВ) с возможностью программной блокировки одного или обоих циклов. Блокировка первого цикла осуществляется программными ключами (запретом).

АПВ запускается при срабатывании МТЗ или при самопроизвольном отключении силового выключателя.

Параметры АПВ терминала «Сириус» приведены в табл.7.5.

Время готовности АПВ после включения выключателя персоналом или дистанционно составляет (2 12) с.

Таблица 7.5 - Параметры АПВ терминала «Сириус-21Л»

Наименование параметра	Значение
Диапазон выдержек времени ,- с: - первый цикл ТАПВ1 - второй цикл ТАПВ2	0,50 - 99,99 2 - 99
Дискретность выдержек времени,-с: - первый цикл - второй цикл	0,01 1
Основная погрешность времени: - выдержка 1 -с и более, от уставки, % - выдержка менее 1 с, мс	2 25

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

с,(7.17)

где t_г.п - время готовности привода, которое в зависимости от типа

привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 , принимаем t_г.п= 0,1 с.

с,(7.18)

где t_г.в. - время готовности выключателя, принимаем, t_г.в=1,5 с;

t_в.в. - время включения выключателя, по каталожным данным находим t_в.в.=0,05 с.

с,(7.17)

где t_д - время деонизации среды в месте КЗ, по [15] принимаем t_д=0,1 с;

t_зап- время запаса, по [15] одинаково для выражений (7.17)-(7.18), t_зап=0,5 с.

По условию (7.15): (c);

По условию (7.16): (c);

По условию (7.17): (c).

В соответствии с [15], для линий 6-110 кВ с односторонним питанием время срабатывания АПВ принимается в пределах 3-5 с. Принимаем t_{1, АПВ}=4с.

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ принимаем

t_{2, АПВ} =15 с, по [15].

7.3.2 Автоматическое включение резерва

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями защит СВ-10 кВ «Сириус-21С» и ВВ-10 кВ «Сириус-2В».

«Сириус-21С» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус-2В», без выдержки времени.

«Сириус-2В» выполняет следующие функции:

контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для «Сириус-2В»соседней секции.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых «Сириус-2В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус-2В»соседней секции.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на «Сириус-21С» длительностью 0,8 с. Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.



Напряжение срабатывания минимального реле напряжения по [15]:

, кВ.

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания, по [15]:

, кВ.

Пуск схемы АВР при снижении напряжения на шинах должен производится с выдержкой времени для предотвращения действий АВР при КЗ в питающей сети или на отходящих линиях [15]:

, с,

, с,

где t₁ - наибольшее время действия защиты присоединений шин ВН, с;

t₂ - наибольшее время действия защиты присоединений шин НН, с.

?t=0,5 с- ступень селективности.

Так как время действия защит линий 35 кВ значительно меньше, чем линий 10 кВ, то время АВР найдем по второму условию.

(с).



7.4 Оперативная блокировка разъединителей

На ПС предусмотрена электромагнитная оперативная блокировка разъединителей, выполненная на последовательно собранных нормально замкнутых контактах положения коммутационных аппаратов.

В соответствии с [19], блокировка разъединителей должна предотвращать: включение и отключение разъединителями оборудования под напряжением; включение и отключение разъединителями уравнительных токов, превышающих их коммутационную способность.

Блокировка защитных заземлений должна предотвращать: включение ЗН на участки присоединений, находящихся под напряжением; включение разъединителей на участки, заземленные включенными ЗН.

В КРУ ОБР запрещает включение ЗН сборных шин при рабочем положении тележек выключателей, а так же вкатывание этих тележек в рабочее положение при включенном ЗН.



8. Проектирование системы собственных нужд ПОДСТАНЦИИ

На ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд (далее по тексту - ТСН) [1]. Для сети собственных нужд переменного тока необходимо принимать напряжения 380/220 В с заземленной нейтралью [1].

Приемниками собственных нужд являются оперативные цепи, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, установленных на открытом воздухе, двигатели приводов выключателей

35 кВ, разъединителей 35кВ, оборудование связи, телемеханики, АИИС КУЭ, системы видеонаблюдения и охранно-пожарной сигнализации.

8.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет произведем с учетом коэффициента использования [2].

Суммарную активную мощность группы одинаковых электроприемников определим по формуле:

, кВт, (8.1)

где k_c - коэффициент спроса, который берется из справочной литературы; - сумма номинальных мощностей группы электроприемников, кВт;

- КПД электроприемника (так как в справочных данных указанная мощность является мощностью двигателя на валу, а для нахождения электрической мощности необходимо использовать КПД).



Суммарную реактивную мощность группы одинаковых электроприемников определим по формуле:

ц, квар. (8.2)

После того, как найдены активные и реактивные мощности групп электропиемников, находится полная расчетная мощность с учетом коэффициента одновременности, по [16] :

, кВ·А. (8.3)

В качестве примера рассчитаем мощности, потребляемые приводами выключателей 35кВ. Количество - 3 штуки. Номинальная мощность - 0,9 кВт. КПД - 85%, ц=0,62.

Активная мощность:

Реактивная мощность:

Расчет других групп аналогичен. Результаты расчета сведены в табл. 8.1 Приложение 3.



8.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Расчетная нагрузка собственных нужд состоит из силовой и осветительной нагрузок и определяется по формуле:

,кВ·А, (8.8)

(кВ·А).

Найдем расчетный ток общей нагрузки:

.

Расчетная мощность каждого ТСН определяется по формуле из [2]:

кВ·А, (8.9)

Исходя из полученной расчетной мощности рассмотрим три варианта ТСН:

1 вариант: 2 ТМ - 63/10 ,

2 вариант: 2 ТМ - 100/10 ,

2 вариант: 2 ТМ - 160/10.

Проверяется возможность работы в аварийном режиме.

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:



Коэффициент перегрузки превышает допустимое значение для первого варианта, поэтому в дальнейшем он будет исключен. Окончательно выбираются трансформаторы на основании технико-экономического сравнения вариантов. Технические данные трансформаторов приведены

Таблица 8.3 - Технические данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора		Потери	UК,%	IХ,%	SНОМ,ТкВ·А	Цена в руб. на 01.02.15
		,кВт
ТМГ - 100	10/ 0,4	0,31	1,97	4,5	2,6	100	113162
ТМГ - 160	10/0,4	0,54	3,1	4,7	2,6	160	134107

Технико-экономическое сравнение ТСН ведется по той же методике, что и для силовых трансформаторов (см. п. 3.1). Данные расчета приведены в табл. 8.4.

Таблица 8.4 - Технико-экономическое сравнение ТСН

Параметр	Размерность	вариант 1	вариант2
		2хТМГ - 100/10	2хТМГ - 160/10
	тыс. руб.	6,828	10,02
	тыс. руб.	126,76	150,192
	тыс. руб.	10,136	12,341
	тыс. руб.	48,626	59,94

Примем к установке два ТСН мощностью 100 кВА: 2хТМГ - 100/10.

8.3Выбор шин и кабелей 0,4 кВ. Расчет токов коротких замыканий системы собственных нужд

Выбор шин производится по следующим условиям [16]:

- по напряжению установки:

, В.

- по длительному току:

, А.

Для ошиновки 0,4 кВ выбираем шины прямоугольного сечения ШАТ размером 60Ч6мм². По таблице 7.3 [6] допустимый ток I_доп =870А. Номинальный рабочий ток (с учетом выключенного секционного выключателя 0,4 кВ) равен 190,6 А (см. п. 8.3). Проверку шин по термической и динамической стойкости произведем после расчета токов КЗ.

Выбор кабелей производится по следующим условиям [16]:

- по напряжению установки:

, В.

- сечение кабеля по условию:

, мм².



где J_эк - нормируемая экономическая плотность тока, по [3] для кабелей с медными жилами и пластиковой изоляциейJ_эк=2,7 А/мм².

- по длительному току:

, А,

где k_ср- поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в помещении/на улице от температуры, при которой задан допустимый ток в ПУЭ;

k_пр - коэффициент, учитывающий способ прокладки кабеля, ;

В качестве примера выберем кабель от ТСН до ЩСН. Номинальный рабочий ток (с учетом выключенного секционного выключателя 0,4 кВ) равен 190,6 А (см. п. 8.3).

В соответствии с [1], при проектировании кабельного хозяйства ПС необходимо применять кабели с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом нг-LS). Выберем кабель ВВГнг-LS 4х95. Допустимы длительный ток для такого кабеля составляет по [3] 330 А.

Проверим кабель по потерям напряжения:

(8.10)

Выбор остальных кабелей сведен в табл. (см. приложение). По [16], кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ не проверяются на термическую стойкость, если медные жилы имеют сечение больше 16 мм².

Расчет токов короткого замыкания произведем в соответствии с [13].

Для примера расчета тока КЗ приведен расчет токов КЗ на шинах ЩСН и в конце кабельной линии, питающей распределительную систему постоянного тока.

Ударный ток:

, кА, (8.12)

где К_у - ударный коэффициент:

, (8.13)

гдеТ_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

, с. (8.14)

При КЗ на шинах ЩСН суммарное сопротивление определится как:

где R_т, X_т - активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности трансформатора собственных нужд, мОм;

R_кб1, X_кб1 - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабельных линий от ТСН до ЩСН, мОм;

X_с - эквивалентное индуктивное сопротивление системы до трансформатора собственных нужд, мОм;

R_к.в1, X_к.в1 - активное и индуктивное сопротивления токовых катушек вводных автоматических выключателей, мОм.

R_к - суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм;

R_Д - активное сопротивление дуги в месте КЗ, мОм. Для его нахождения сначала необходимо найти ток КЗ без учета дуги.

Сопротивления трансформатора собственных нужд:

гдеS_т.ном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

= 1,97 кВт - потери короткого замыкания в трансформаторе;

U_ННном - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ;

u_к = 4,5 % - напряжение КЗ трансформатора.

Сопротивление системы:

где U_срНН - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке НН трансформатора, кВ;

I_кВН = 3,45 кА - максимальное действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки ВН трансформатора собственных нужд;

U_срНН - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке ВН трансформатора, кВ.

Сопротивления кабельных линий от ТСН до ЩСН:

Сопротивления токовых катушек вводных автоматических выключателей R_к.в1 = 1,1 мОм, X_к.в1 = 0,5 мОм.

Активное сопротивление разъемных контактных соединений вводных автоматических выключателей R_к = 0,6 мОм.

Суммарные сопротивления при КЗ на шинах ЩСН:

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ на шинах ЩСН:

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.



(с).

Ударный коэффициент:

.

Ударный ток:

(кА).

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ на шинах ЩСН в учетом сопротивления дуги, которое найдем по формуле:

,мОм,

где Е_Д - напряженность в стволе дуги, при I_ПО?1000 А Е_Д=1,6 В/мм [16];

L_Д - длина дуги, зависящая от расстояния между фазами проводников, мм. В соответствии с [16], примем L_д=60 мм.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ на шинах ЩСН с учетом сопротивления дуги:

Суммарные сопротивления при КЗ в конце кабельной линии, питающей распределительную систему постоянного тока:

где R_кб2, X_кб2 - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабельных линий от ЩСН до РСПТ, мОм;

R_к.в2, X_к.в2 - активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей в ЩСН на присоединении РСПТ, мОм.

Сопротивления токовых катушек автоматических выключателей в ЩСН на присоединении РСПТ R_к.в2 = 7 мОм, X_к.в2 = 4,5 мОм.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в конце кабельной линии, питающей РСПТ:



Начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ в конце кабельной линии, питающей РСПТ:

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

(с).

Ударный коэффициент:

.

Ударный ток:

(кА).

Начальное действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:

кА,



где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов току однофазного КЗ, мОм;

Z_п - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм.

Сопротивление петли фаза-нуль кабеля, питающего ЩСН:

Начальное действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ на шинах ЩСН:

Сопротивление петли фаза-нуль при КЗ в конце кабельной линии, питающей РСПТ:

Начальное действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ в конце кабельной линии, питающей РСПТ:



Проверяем шины на термическую стойкость:

В_к = I²_по (t_отк+Т_а)= 2,745² (0,1 + 0,005) = 0,753 (кА²с).

Минимальное сечение шин:

q_min === 1,06 (мм²);

q = 360 (мм²).

q_min ? q.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость. Момент инерции для шин прямоугольного сечения определим по формуле из табл. 10.8 [2]:

J = (см⁴).

Принимаем длину пролёта l = 1м, тогда частота собственных колебаний:

f₀= , Гц,

f₀= = 299,9 (Гц).

f₀> 200, Гц .

т.е. механический расчёт не требуется.



8.4 Выбор и проверка защитно-коммутационной аппаратуры системы СН

Для примера выбора и проверки автоматических выключателей системы собственных нужд приведены выбор и проверка вводного автоматического выключателя и автоматического выключателя, защищающего кабельную линию, питающую РСПТ. Автоматические выключатели выбраны по следующим условиям [16]:

1. Соответствие номинального напряжения выключателя U_н,АВ напряжению сетиU_н,с:

U_н,АВ ? U_н,с., В.

400 В = 400 (В).

2. Соответствие номинального тока I_н,АВ выключателя расчетному току I_р защищаемой цепи:

I_н,АВ ? I_р, А.

250 А> 190,6 (А);

25 А> 17,8 (А).

3. Токовую отсечку выключателя отстраивается от пиковых токов электроприемника:

А,

где I_пик-пиковый ток, по [16] пиковый ток на шинах равен (1,2-2,4)I_Р.

К_н = 1,8 - коэффициент надежности отстройки.



.

4. Защита от перегрузки. В сетях, защищаемых от перегрузки, сечения проводников должны быть согласованы с током расцепителя, защищающего от перегрузки:

Исходя из этих условий, во вводном шкафу ЩСН для защиты выбран автоматический выключатель CompactNS250N с расцепителемSTR22SE. Номинальный ток выключателя 250 А. Для защиты кабельной линии, питающей РСПТ, выбран автоматический выключатель SchneiderElectricC60LMerlinGerin с номинальным током 25 А.

8.5 Система оперативного постоянного тока (СОПТ)

В соответствии с [1], на ПС напряжением 35 кВ и выше (кроме отпаечных и тупиковых) должна применяться система оперативного постоянного тока (СОПТ). СОПТ должна интегрировать в единое целое:

– источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядных устройств (ЗУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

– щиты постоянного тока (ЩПТ);

– кабели вторичной коммутации;

– потребители постоянного тока (устройства РЗиА, цепи управления аппаратами, ПА, АСУТП, ТМ, аварийное освещение, устройства связи).

При работе в автономном режиме (отсутствие подзаряда) АБ должна обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после гарантированного двух часового (не менее) разряда током нагрузки [1].

Распределительная система постоянного тока состоит из трех шкафов: двух вводно-распределительных шкафов и одного батарейного шкафа. Тип батареи - необслуживаемая герметичная PowerSafeVFrontTerminal производства компании Enersys.

В вводно-распределительных шкафах устанавливаются зарядно-выпрямительные устройства HPT 25.220.XET, коммутационно-защитная аппаратура.

Нагрузка, подключенная СОПТ, приведена в табл. 8.5.

Таблица 8.5 - Нагрузки, подключенные к сети постоянного тока

Нагрузка	Кол-во	Рабочий ток одного приемникаА	Суммарный ток, А	К-т одновремен-ности (К0)	Суммарный ток с учетом К0, А
Катушки отключения В-35 кВ	3	0,9	2,7	0,33	0,89
Приводы выключателей 10 кВ	10	3	9	0,2	6
Панели РЗА			3	1	3
Цепи сигнализации			0,7	1	0,7
Аварийное освещение			0,95	1	0,95

В длительном режиме единственной нагрузкой являются панели РЗА. Ток длительного режима:



I_дл=I_РЗА, А.

I_дл=3 (А).

В аварийном режиме суммируются все нагрузки с учетом К₀:

I_авар=I_РЗА+ I_выкл.110+ I_выкл.10+I_сигн+ I_{авр.осв}, А.

I_авар=3+ 0,89+ 6+ 0,7+ 0,95=11,54 (А).

Требуемая минимальная емкость батареи:

Q=I_авар·t_авар, А·ч.

Q_min=11,54·2=23,08 (А·ч).

Число элементов батареи:

где U_max - максимальный уровень напряжения для электроприемниковпостоянного тока (, оптимальное значение для расчета - 234-236 В);

U_под.эл. - напряжение подзаряда (для аккумуляторов PowerSafeVFrontTerminal напряжение плавающего подзаряда 2,3 В/эл).

Каждая батарея состоит из 6 элементов. Общее количество батарей:



По зарядной характеристике для тока нагрузки 11,54 А исходя из минимальной требуемой емкости выбираем 17 аккумуляторных батарейPowerSafe 12V30F емкостью 30 А·ч.

Зарядно-выпрямительное устройство (ЗВУ) серии НТР производства компании OLDHAM.



9. Проектирование системы электроснабжения

9.1 Выбор сечения проводов воздушных линий 10 кВ

Сеть 10 кВ выполним самонесущим изолированным проводом (СИП-3). Выбор сечения проводов производим по экономической плотности тока. Согласно [3], пункт 1.3.25, сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение F, мм²,определяется из соотношения:

, мм², (9.1)

где - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;

- нормированное значение экономической плотности тока, для напряжения 10 кВ по [3], табл. 1.3.36, , А/мм².

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.

Ток, протекающий по линии, определяется из соотношения:

, А,(9.2)

где - полная передаваемая по линии мощность. Рассчитана в п. 2.3.

- номинальное напряжение воздушной линии (ВЛ), В.

Определим сечение:

Округлим получившиеся значения до ближайших больших стандартных.

Проверим выбранные сечения проводов на потери напряжения по формуле (8.10):

По потерям напряжения выбранные сечения проходят. По режиму КЗ провода ВЛ в соответствии с п. 1.4.2 [3] можно не проверять, если ударный ток КЗ менее 50 кА. Сопротивления проводов отходящих фидеров по формулам (4.4) и (4.5):

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом),

9.2 Заземление и защита от перенапряжений ВЛ-10 кВ

В соответствии п.2.5.129 [3], железобетонные опоры ВЛ-10 кВ должны быть заземлены.

Наибольшее сопротивление ЗУ опор при удельном сопротивлении грунта с=(100-500 Ом·м) по табл. 2.5.19 [3] составляет 15 Ом.

10. Проектирование системы АИИСКТУЭ

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИСКТУЭ) на проектируемой ПС предназначена для:

– автоматизации коммерческого учета электроэнергии (мощности), принимаемой и отпускаемой на оптовый рынок электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ) и розничный рынок электроэнергии )далее по тексту - РРЭЭ), а также предоставления в соответствии с регламентами рынка достоверной легитимной информации заинтересованным организациям;

– автоматизации технического учета электроэнергии (мощности);

– получения достоверных данных для расчетов технико-экономических показателей, составления балансов электроэнергии и мощности;

– обеспечения персонала ОАО «МРСК Северо-Запада» информацией для её использования в оперативно-технологическом и оперативно-коммерческом управлении режимами работы предприятия.

В точках коммерческого учета должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики, которые должны включаться в каждую фазу присоединения. Счетчики должны обеспечивать реверсивный учёт для присоединений, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях. Счетчики должны проводить учет активной и реактивной энергии [1].

Класс точности вторичной обмотки «звезда» для цепей АИИСКТУЭ измерительных трансформаторов напряжения (ТН) для присоединений проектируемой ПС (35 и 10 кВ) должны быть не хуже 0,5 [1].

Класс точности вторичной обмотки для цепей АИИСКТУЭ

измерительных трансформаторов тока (ТТ) для присоединений проектируемой ПС (35 и 10 кВ) должен быть не хуже 0,5S [1].

Подключение счетчика к трансформатору тока и напряжения необходимо производить отдельным кабелем, при этом подсоединение к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник) [1].

Система АИИСКТУЭ ПС должна охватывать все точки расчетного и технического учета активной и реактивной электроэнергии с целью получения полного баланса электроэнергии на объекте [1].

Сбор, обработка, хранение и передача информации об электроэнергии на объектах должна осуществляться с помощью метрологических аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и сертифицированных для коммерческих расчетов устройств сбора и передачи данных (УСПД).

Выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета, вторичные измерительные цепи и шкафы с оборудованием АИИСКТУЭ должны быть защищены от несанкционированного доступа.

Для непосредственного измерения и учета электроэнергии (мощности) применим трехфазные многофункциональные счетчики СЭТ-4ТМ.03М производства ОАО «ННПО имени М.В. Фрунзе». Данные счетчики с привязкой к единому календарному времени производят измерения мгновенных значений следующих физических величин: активной, реактивной и полной мощности, фазных и межфазных напряжений, тока, коэффициента мощности и частоты сети, обеспечивают учет активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления. В качестве УСПД применим устройство ЭКОМ-3000 производства ООО «Прософт-Системы».

АИИСКТУЭ ПС «Мосеево» создается как трехуровневая информационно-измерительная иерархическая система с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерения (далее по тексту - ИИК ТИ) предназначен для автоматического проведения измерений в точке измерения и включает в себя:

- ТТ и ТН;

- вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

На этом уровне производится измерение физических величин токов и напряжений, их преобразование и расчет значения потребляемой электрической энергии, запись этих значений в память счетчиков.

Второй уровень информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ) предназначен для консолидации измерительной информации по электроустановке и обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

ИВКЭ включает в себя:

- УСПД.

УСПД обеспечивает:

- автоматический регламентированный сбор и обработку данных о приращениях активной и реактивной электроэнергии по каждому измерительному каналу с цикличностью 30 минут (путем поочередного опроса каждого счетчика);

- ведение журнала событий;

- хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных в энергонезависимой памяти УСПД.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) предназначен для автоматизированного сбора и хранения информации АИИСКТУЭ ПС.

ИВК включает в себя:

- сервер сбора и хранения данных;

- автоматизированные рабочие места операторов;

- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;

- технические средства обеспечения питания технологического оборудования.

ИВК в составе АИИСКТУЭ обеспечивает:

- автоматический регламентированный с цикличностью 30 мин и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях активной и реактивной электроэнергии;

- автоматический регламентированный с цикличностью 30 мин и/или по запросу сбор данных о состояния средств измерений;

- хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет;

- ведение журнала событий;

- ведение нормативно-справочной информации;

- автоматическую коррекцию времени;

- возможность передачи информации о результатах измерений в центр сбора и обработки информации и АИИСКТУЭ смежных субъектов ОРЭМ и РРЭЭ.



11. Безопасность и экологичность проекта

11.1 Введение. Требования к персоналу подстанции

Электробезопасность - система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги и электромагнитных полей зависит от: рода и величины напряжения и тока, частоты электрического тока, пути тока через тело человека, продолжительности воздействия электрического тока или электромагнитного поля на организм человека, условий внешней среды.

Электробезопасность должна обеспечиваться: конструкцией электроустановок, техническими способами и средствами защиты, организационными и техническими мероприятиями.

Для обеспечения защиты от случайного прикосновения к токоведущим частям необходимо применять следующие способы и средства: защитные оболочки, защитные ограждения (временные стационарные), безопасное расположение токоведущих частей, изоляцию токоведущих частей, изоляцию рабочего места, малое напряжение, защитное отключение, предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности.

Для обеспечения защиты от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции, применяют следующие способы: защитное заземление, зануление, выравнивание потенциала, защитное отключение, изоляцию нетоковедущих частей, электрическое разделение сети, малое напряжение, контроль изоляции, компенсацию токов замыкания на землю, средства индивидуальной защиты.

Территория подстанции ограждена внешним забором высотой 2 м.

Требования к персоналу подстанции

Работники, принимаемые для выполнения работ на подстанции, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. Так же должны пройти проверку знаний нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройству электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности.

До допуска к самостоятельной работе работники должны быть обучены приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях.