Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Машинист (водитель), управляющий подъемником с земли, должен быть в диэлектрических ботах и диэлектрических перчатках.

• Петли на анкерной опоре следует соединять только по окончании монтажных работ в смежных с этой опорой анкерных пролетах.

На анкерной опоре ВЛ напряжением 110 кВ и выше петли до соединения должны быть закреплены за провода или за натяжные изолирующие подвески, но не ближе чем за четвертый изолятор, считая от траверсы, а на ВЛ напряжением 35 кВ и ниже - только за провода.

• При выполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на опоре, где ведется работа.

Если в этом пролете подвешиваются или заменяются провода, то с обеих сторон от места пересечения должен быть заземлен как подвешиваемый, так и заменяемый провод.

• При замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением, через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах - по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря или конструкции. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно.

• Работы на проводах (тросах) и относящихся к ним изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов, находящихся под напряжением, необходимо выполнять по ППР, утвержденному руководителем организации (обособленного подразделения). В ППР должны быть предусмотрены меры для предотвращения опускания проводов (тросов) и для защиты от наведенного напряжения. Замена проводов (тросов) при этих работах должна выполняться с обязательным снятием напряжения с пересекаемых проводов, кроме случаев применения в электроустановках напряжением 220 кВ и выше технологий ремонта, исключающих приближение заменяемого провода (троса) к проводам пересекаемых ВЛ, находящимся под напряжением, на расстояния менее допустимых специально обученным и допущенным к этим работам работникам.

• Работники, обслуживающие ВЛ, должны иметь и знать перечень линий, находящихся после отключения под наведенным напряжением выше 25 В, в котором должны быть указаны значения наведенного напряжения на отключенных проводах ВЛ, а также на проводах при различных схемах заземления ВЛ стационарными заземлителями (заземляющими разъединителями, заземляющими ножами) в РУ.

Значение наведенного напряжения на рабочем месте (участке ВЛ или подстанционном оборудовании присоединения ВЛ) в зависимости от схемы заземления ВЛ в РУ и наличия электрической связи между заземлением в РУ и рабочим местом должно быть записано в строке "Отдельные указания" наряда.
Измерения (расчеты) значений наведенного напряжения на ВЛ (участках ВЛ) необходимо проводить в местах возможного максимального значения наведенного напряжения (пересечения, сближения, расхождения ВЛ, параллельного следования и пр.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения ВКР выбраны типы основных и резервных защит для ВЛ 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС – Завитая и трансформатора Т1 на ПС 220 кВ Завитая, были рассчитаны их уставки срабатывания защит и реле.

На основе проектной документации ЛЭП 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС - Завитая произведен расчет сопротивлений прямой и нулевой последовательности линий. После определения сопротивлений были рассчитаны величины токов КЗ с помощью программы TKZ 3000.

В качестве основной защиты линии выбрана продольная дифференциальная защита на терминале RED-670, расчет производился посредством отстройки ДЗЛ от ёмкостного тока линии, от максимального тока нагрузки, а также по условию отстройки от броска тока намагничивания Т при опробовании Т-ТДЦ 125000/2200 на Нижне-Бурейской ГЭС. Чувствительность защиты удовлетворяет необходимым требованиям.

В качестве резервной защиты выбран комплект ступенчатых защит на терминале REL-670, произведен расчет трех ступеней дистанционной защиты, а также четырех ступеней токовой защиты нулевой последовательности. По результатам расчета можно сделать вывод о том, что дальнее резервирование обеспечивается на всех отходящих линиях Нижне-Бурейской ГЭС.

В качестве основной защиты транса выбрана дифференциальная защита на терминале RET-670 АВВ. Для резервной защиты рассчитаны уставки срабатывания и произведена проверка на чувствительность.

Выбраны параметры срабатывания автоматики выключателя на терминале REC-670. Произведен расчет АПВ.

Так же был рассмотрен вопрос обеспечения электробезопасности персонала при выполнении работ на воздушных линиях электропередачи.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. «ЛЭП 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС - Завитая». Основные технические решения. 2014-367/14-ОТР1. [Текст] :- г. Вологда, 2014 г. – 94с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012. – 376с. : ил.

3. Руководящие указания по релейной защите. Вып.11. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. – М.: Энергия, 1980. – 88с., ил/

4. Терминалы защит серии RED-670. Техническое справочное руководство [Текст] ООО «АBB Автоматизация», 1MRK 506 275-UEN, 2007 г.

5. Правила устройства электроустановок: все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. 8-й выпуск [Текст]: – Новосибирск: Сиб. унив. изд-воб 2007. 854 с., ил.

6. СТО 56947007-29.120.70.137-2012 : Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG) трансформаторов с высшим напряжение 110-220 кВ. [Текст]: –2012. – 284с.

7. Терминалы защит серии REL-670. Техническое справочное руководство [Текст] ООО «АBB Автоматизация», 1RLF 066 895-DAN, 2008 г.

8. Шнеерсон, Э.М. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА [Текст]: библиотека электромонтера / Э.М. Шнеерсон. – Чебоксары.: Энэргоатомиздат, 2012. – 207 с.

9. Руководящие указания по релейной защите: дистанционная защита линий 35-330 кВ [Текст]: руководящие указания – М.: издательство «Энергия», 1966. – 171 с.

10. Руководящие указания по релейной защите: расчет токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ [Текст]: руководящие указания – М.: Разработано издательством «Энергия», 1979. – 83 с.

11. Чернев, К. К. Применение защитных средств в электроустановках [Текст]: учебное пособие / К. К. Чернев. – М.: Энергоатомиздат, 1963. – 56 с.

12. Терминалы защит серии REТ-670. Техническое справочное руководство [Текст] ООО «АББ Автоматизация», 6OPK 904 271-NXQ, 2007 – 198 с.

13. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110 – 500 кВ.[Текст]: М.: «Энергия», 1980 – 86 с.

14. СТО «ФСК ЕЭС» Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы». Стандарт организации.ООО «Исследовательский центр «Бреслер», 2011 – 182 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(Справочное)

Расчет сопротивлений линии и занесение данных в TKZ-3000

Рисунок А.1 - Пример расчет сопротивления линии Нижне-Бурейская ГЭС – Архара №1 в программе PL62W

Рисунок А.2 - Пример расчет сопротивления линии Нижне-Бурейская ГЭС – Архара №2 в программе PL62W

Рисунок А.3 - Пример составления таблицы нулевой последовательности в программе TKZ-3000

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(Справочное)

Расчет тока КЗ для проверки чувствительности ДЗЛ

Рисунок Б.1 - Пример расчета минимального тока КЗ. место КЗ

2001 – шины Нижне-Бурейской ГЭС

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(Справочное)

Расчет дистанционной защиты

Рисунок В.1 - Пример расчета 1 ступени ДЗ: место КЗ 2001 – шины Нижне-Бурейской ГЭС

Рисунок В.2 - Пример расчета 1 ступени ДЗ Нижне-Бурейская ГЭС – Архара№1

Рисунок В.3 - Пример расчета 1 ступени ДЗ Нижне-Бурейская ГЭС – Архара№2

Рисунок В.4 - Пример расчета 2 ступени ДЗ через согласование с 1 ступенью линии Нижне-Бурейская ГЭС – Архара №1

Рисунок В.5 - Пример расчета 2 ступени ДЗ через согласование с 1 ступенью линии Нижне-Бурейская ГЭС – Архара №2

Рисунок В.6 - Пример расчета чувствительности 2 ступени ДЗ с уставкой 54,2 Ом, при КЗ на шинах Нижне-Бурейской ГЭС

Рисунок В.7 - Пример расчета чувствительности 2 ступени ДЗ с уставкой 54,2 Ом, при КЗ на шинах ПС Створ

Рисунок В.8 - Расчет 3ступени ДЗ через отстройку от нагрузочного тока I=1100A.

Рисунок В.9 – Проверка чувствительности 3 ступени ДЗ при КЗ на шинах ПС Створ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(Справочное)

Расчет ТЗНП

Рисунок Г.1 - Расчет 1 ступени ТЗНП для линии Завитая-Нижне – Бурейская ГЭС

Рисунок Г.2 - Расчет 2 ступени ТЗНП для линии Завитая-Нижне – Бурейская ГЭС, через согласование с Нижне-Бурейской ГЭС – Архара №1 (отключая Т1 на Нижне-Бурейской ГЭС)

Рисунок Г.3 - Расчет 2 ступени ТЗНП для линии Завитая-Нижне – Бурейская ГЭС, через согласование с Нижне-Бурейской ГЭС – Архара №2 (отключая Т1 на Нижне-Бурейской ГЭС)

Рисунок Г.4 - Расчет 3 ступени ТЗНП для линии Завитая-Нижне – Бурейская ГЭС, через согласование с Нижне-Бурейской ГЭС – Архара №1 (отключая Т1 на Нижне-Бурейской ГЭС)

Рисунок Г.5 - Расчет 3 ступени ТЗНП для линии Завитая-Нижне – Бурейская ГЭС, через согласование с Нижне-Бурейской ГЭС – Архара №2 (отключая Т1 на Нижне-Бурейской ГЭС)

Рисунок Г.6 – Расчет чуствительности 3 ступени ТЗНП в минимальном режиме работы энергосистемы с отключением 50% генерации на Зейской ГЭС, Бурейской ГЭС и Нижне-Бурейской ГЭС

Рисунок Г.7 - Расчет уставки 3 ступени ТЗНП для линии Завитая-Нижне – Бурейская ГЭС с отключением 50% генерации на Зейской ГЭС, Бурейской ГЭС и Нижне-Бурейской ГЭС

Рисунок Г.8 - Расчет уставки 4 ступени ТЗНП. Место КЗ – шины ПС Архара

Характеристики

Список файлов ВКР