Реконструкция подстанции 110/10/10 КВ на примере производственного отделения «Талицкие электрические сети филиала ОАО «МРСК Урала» - «Свердловэнерго»

Пояснительная записка.doc

Дипломный проект состоит из 6 листов графической части и пояснительной записки которая содержит 113 листов рукописного текста 30 таблиц и 10 рисунков. В дипломном проекте будет проведен анализ оборудования ПС и предложена идея по замене части оборудования. Рассмотрены варианты реконструкции закрытого распределительного устройства 10 кВ (ЗРУ-10) подстанции «Поклевская» с номинальным напряжением 11010 кВ. Так же обоснована целесообразность замены оборудования у которого истек срок эксплуатации. Так же проведен технико-экономический расчет реконструкции КРУ-10 кВ. Выполнен расчет заземления и освещения ПС «Поклевская». Рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта.
Ключевые слова: ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ РЕКОНСТРУКЦИЯ ПОДСТАНЦИИ ВАКУУМНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВВТЕЛ МИКРОПРОЦЕСОРНАЯ ЗАЩИТА НА БАЗЕ ТЕРМИНАЛА REF ЯЧЕЙКИ КРУ-10 кВ.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И ПОДСТАНЦИИ «ПОКЛЕВСКАЯ»
АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ .
Основное оборудование на подстанции .
Организация контроля режимов работы подстанции и технического учета электроэнергии .. .
Релейная защита и автоматика подстанции
ИССЛЕДОВАНИЕ НАГРУЗКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ ..
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Составление исходной расчетной схемы .. ..
Расчет токов короткого замыкания
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ЗАКРЫТОГО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ .
Выбор комплектного распределительного устройства
Выбор коммутационной аппаратуры: выключателей
Выбор токоведущих частей 10 кВ . ..
Выбор трансформаторов тока и напряжения ..
Выбор опорных изоляторов для крепления жёстких шин .. ..
Выбор ограничителей перенапряжения ..
ВЫБОР И РАСЧЕТ УСТАВОК МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ..
Общая характеристика микропроцессорных терминалов защит REF 541 ..
Функции защиты терминала REF 541 ..
Методика выбора и расчет уставок на отходящих линиях
Расчет емкостных токов
Расчет уставок на отходящих линиях 10 кВ
Выбор уставок на секционных и вводных выключателях .
Дифференциальная защита шин 10 кВ .
Расчет релейной защиты трансформаторов .
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЙТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА ..
Расчет освещения . .
Расчет заземляющего устройства
Пожарная безопасность .. ..
Условия труда работников
Вентиляция и отопление ..
Мероприятия по производственной санитарии .
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА .
Стоимость оборудования
Капитальные затраты ..
Эксплуатационные расходы ..
Расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе или неселективном срабатывании средств автоматики ..
Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии
Экономическая эффективность вложений
РАЗРАБОТКА ЛИСТОВ РАБОЧЕЙ ТЕТРАДИ ПО МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ
Разработка листов рабочей тетради
Обоснование разработки листов рабочей тетради
Листы рабочей тетради ..
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
Приложение А – Главная схема электрических соединений ПС «Поклевская» после реконструкции
Приложение Б – Схема замещения ПС «Поклевская» ..
Приложение В – Карта уставок и карта селективности .
Приложение Г – Карта уставок .
Приложение Д – Схема защиты и управления .. . .
Приложение Е - Технико-экономические показатели
Уровень развития энергетики и электрификации как известно в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны.
Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства России является стержнем строительства экономики нашего общества.
Развитие многих отраслей промышленности базируется на современных технологиях широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения к качеству электрической энергии к ее экономному и рациональному расходованию.
Успех работы энергетиков во многом будет определяться повышением культуры проектирования и эксплуатации ростом знаний теории и передовой практики.
Подстанции сооружаются для преобразования электроэнергии в целях ее использования или дальнейшей передачи. Они являются неотъемлемыми элементами электрических сетей определяющими их структуру и свойства. В то же время размещение подстанций их схема и мощность зависят от сетей для питания которых они предназначены.
Потребители электрической энергии ПС-11010 кВ «Поклевская» могут быть условно разбиты на три группы: производственные жилые дома и общественно-коммунальные учреждения. Эти группы имеют разные закономерности формирования основных показателей электропотребления. При этом имеется в виду то что электропотребление жилых домов определяется укладом жизни населения в то время как электропотребление коммунальных учреждений зависит от особенностей их технологического процесса.
Как отдельнаяструктурная единица «Талицкие электрические сети» организована с 01.04.92 г. (приказом № 29 от 04.02.92 г. ПОЭ и Э «Свердловэнерго» «Об организации электрических сетей») с целью совершенствования структуры управления электрическими сетями в Юго-Восточной части энергообъединения и в связи со строительством в г. Талица подстанции 500 кВ «Караваевская».
В состав Талицких электросетей входит шесть районов электрических сетей: Талицкий Байкаловский Пышминский Тугулымский Слободо-Туринский Буткинский.
Нет генерирующих источников (сети целиком распределительные).
Тал. ЭС расположены на границе с Тюменьэнерго избыточной энергосистемой.
Существует возможность наброса электроэнергии на сеть 110кВ при аварийном отключении ВЛ-500 поэтому в сети 110 оперативные разрывы. (с учетом этого производится вывод оборудования в ремонт).
По Тал. ЭС проходят два межсистемных транзита «Свердловэнерго» - «Тюменьэнерго»: первый- «Молчаново»- «Устье» с заходом на «Липчинскую» второй- «Перевалово»- «Верховино».
Потребители быт и сельское хозяйство маленькие резервы при ограничении потребителей отсутствие потребителей первой категории.
На сегодняшний день в Талицком РЭС теле механизированы подстанции: «Поклевская» «Балаир» «Чупино» «Истоур».
Подстанция «Поклевская» была введена в эксплуатацию в 1960 г. и тогда объединяла три класса напряжения - 110;35 и 10 кВ. В результате реконструкций проведенных в 1973 и 1982 годах подстанция была преобразована из ПС 1103510 кВ в ПС 11010 кВ а также добавлено 2 новых присоединения 110 кВ.На напряжении 110 кВ ПС «Поклевская» связана по двум ВЛ –110 кВ с ПС «Маян» и по одной ВЛ - 110 кВ с ПС «Ощепково» транзит осуществляется по ВЛ – 110 кВ Ощепково - Поклевская.
От шин низшего напряжения осуществляется питание распределительной сети от одной секционированной системы шин на номинальном напряжении 10 кВ.
ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВАПОДСТАНЦИИ
Как отмечалось ранее подстанция «Поклевская» была введена в эксплуатацию в 1958 г. и первоначально объединяла три класса напряжения 110 35 10 кВ. Ныне существующая главная схема электрических соединений возникла в ходе проведенных в течение всех последующих лет реконструкции и сейчас объединяет два класса напряжения - 110 и 10 кВ. Питание на напряжении 110 кВ ПС 11010 «Поклевская» осуществляется по двум линиям электропередачи с ПС «Маян» транзит по одной линии электропередачи с ПС «Ощепково».
1. Основное оборудование на подстанции
На ПС 11010 «Поклевская» установлено три силовых трансформатора типа ТДН-16000110 мощностью 16000 кВА и ТДН-10000110 мощностью 10000 кВАкоторый находится в консервации. Распределение электроэнергии осуществляется с помощью распределительных устройств: ОРУ – 110 кВ ЗРУ – 10 кВ и РУСН – 04 кВ и РУПТ-023 кВ (постоянного оперативного тока).
ОРУ 110 кВ выполнено по схеме: «Две рабочие системы шин секционированные выключателем с выключателями в цепях присоединений». К данной схеме должна предусматриваться обходная система шин но в нашем случаи её не спроектировали в целях экономии средств и исходя из категорий надёжности потребителей. Ошиновка открытого распределительного устройства выполнена проводом марки АС – 185.
Территория ОРУ – 110 кВ отделена от хозяйственно-бытовых строений железобетонным ограждением. Оборудование в местах установки располагается либо на железобетонных стойках (пофазный разъединитель разрядники) либо на железобетонных фундаментах с металлическими конструкциями (разъединители трансформаторы напряжения). Маслонаполненное оборудование (силовые трансформаторы высоковольтные выключатели) установлено в огражденных железобетонными плитами маслоприемниках.
Для защиты от прямых ударов молнии на ОРУ – 110 кВ предусмотрены отдельностоящие молниеотводы и молниеотводы расположенные на порталах. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики закрыты плитами одновременно служащими пешеходной дорожкой по территории открытого распределительного устройства.
На ОРУ – 11010 кВ размещено следующее оборудование:
-силовые трансформаторы типа 2 ТДН-16000110 и ТДН-10000110;
-коммутационная аппаратура: высоковольтные масляные выключатели типа МКП-110 М разъединители РНДЗ-12-1101000 630 600; SOHK-2-110-1250;
-измерительные трансформаторы тока и напряжения типа ТВ-1106005; НКФ-110-57 У1;
-ограничители перенапряжений типа ОПНп-1105507710-3УХЛ1;
-на питающих и отходящих линиях предусматривается установка аппаратов высокочастотной обработки отдельных фаз и грозатроса ВЗ-600 630-05 025;
-бумажно-масляные конденсаторы связи типа СМК-110 -00064 и 5 СМП –110-64;
-фильтры присоединения типа ФПМ-640051-1000 и 5 ФП-97-640051-1000;
-подвесная изоляция собрана в изолирующие подвески УСТ-110;
-Трансформаторы собственных нужд типа ТМ-1601004 и ТМ-2501004;
-Устройство для компенсации ёмкостных токов линий 10 кВ типа РДМР-48510.
Закрытое распределительное устройство ЗРУ – 10 кВ собрано по схеме «Одна рабочая система сборных шин секционированная выключателем». Ошиновка выполнена алюминиевыми полосовыми шинами – А (100х10). Электрические соединения силовых трансформаторов с РУ – 10 кВ осуществляется гибкими проводами 2 х АС – 30039 собранные в шинные мосты. Прокладка контрольных кабелей кабелей связи кабелей потребителей собственных нужд осуществляется по ЗРУ – 10 кВ закрыто под полами в кабельных каналах.
Для предотвращения снижения температуры в зимний период в помещениях ЗРУ ниже минус 25 0С а также для просушки в переходные периоды предусматривается устройство электроотопления. В качестве нагревательных приборов приняты электропечи (конвектора) типа ПТЭ-4 мощностью 2 кВт каждая которые управляются как вручную так и автоматически от датчиков температур. ЗРУ – 10 кВ набрано ячейками КРУхарактеристика которых приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Характеристика установленных КРУ
Устанавливаемый аппарат
Основным оборудованием ЗРУ – 10 кВ на ПС является:
-выключатели типа ВКЭМ-10
-измерительные трансформаторы тока и напряжения ТОЛ-10 НТМИ-10У2 НАМИ-10;
-ограничители перенапряжений типа ОПН-10 ОПН-Т-10125;
-предохранители типа ПКТ-10.
Распределительное устройство собственных нужд состоит из двух секций. Номинальным напряжением РУСН является 04 кВ. Связь между секциями осуществляется через секционный автоматический выключатель. В нормальном режиме питание собственных нужд осуществляется от ТСН – 1 и ТСН – 2 с введенным АВР – 04 кВ.
Оперативным током на подстанции является постоянный ток 220 В от свиццово-кислотной аккумуляторной батареи типа OpzS-300. Подзарядка аккумуляторной батареи осуществляется с помощью выпрямительных подзарядно-зарядных агрегатов ВУ-1 2 3 с твердыми выпрямителями типа ВАЗП-380260 В-ТПЕ 100-330 на напряжение 380-260 100-330 В и ток 40-80 А ВОЕ-5-60 на напряжение 5-60 В. Устройства ВАЗП В-ТПЕ ВОЕ питаются с щита собственных нужд.
Информация по трансформаторам собственных нужд ПС 11010 «Поклевская» приведена в таблице 2.
Таблица 2 - Характеристики трансформаторов собственных нужд
Номинальная мощность обмоток МВА
Номинальное напряжение обмоток кВ
Группа соединения обмоток
Характеристики силовых трансформаторов установленных на подстанции представлены в виде таблицы 3.
Таблица 3 - Характеристики силовых трансформаторов
Группа соединения обмоток
В настоящее время в работе находятся два трансформатора Т – 1 и Т – 2. Т-резерв находится в консервации.
Характеристику установленных выключателей на подстанции представим в виде таблицы 4.
Таблица 4 - Характеристика установленных выключателей
Тип марка выключателя
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Время отключения выключателя с приводом с
Технические характеристики разъединителей представлены в таблице 5.
Таблица 5 - Технические характеристики разъединителей
Предельный сквозной ток кА
Ток термической стойкости допустимое время его действия кАс
Технические характеристики ограничителей перенапряжения и разрядников представлены в таблице 6.
Таблица 6 - Технические характеристики разрядников
Пробивное напряжение (не менеене более) кВ
2. Организация контроля режимов работы ПС и технического учета электроэнергии
Для контроля за режимами работы подстанции используются следующие приборы:
-для визуального наблюдения стрелочные приборы;
-для суммирования показаний во времени используются интегрирующие приборы (счетчики);
-для записи параметров в аварийных условия применяют блок регистрации информации защит «БРИЗ-3» ;
-для определения места короткого замыкания на линиях связи 110 кВ применяют амперметры и вольтметры фиксирующий прибор ЛИФП-Б индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-3р.
На линиях 110 кВ производится измерение активной и реактивной мощности и двусторонний технический учет электроэнергии. На силовых трансформаторах со стороны 10 кВ предусмотрено измерение активной мощности. На отходящих линиях 10 кВ а также стороне Н.Н. трансформаторов предусмотрен учет активной и реактивной энергии.
3.Релейная защита и автоматика подстанции
В процессе эксплуатации энергетических систем на электрооборудовании электростанций в электрических сетях и на установках потребителей электроэнергии могут возникать повреждения и ненормальные режимы нарушающие их работу. Большинство повреждений сопровождаются резким увеличением токов и понижением напряжения в элементах энергосистемы.
Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за состоянием всех элементов электрических сетей и реагирует на возникновение повреждений. Релейная защита должна выявлять повреждения и ненормальные режимы и при этом отключать поврежденные участки.
Релейная защита является основным видом электрической автоматики без которой невозможна нормальная работа энергосистемы. Она тесно связана с другими видами электрической автоматики предназначенной для предотвращения развития аварийных нарушений и быстрого восстановления нормального режима работы электрической сети и электроснабжения потребителей: автоматического повторного включения автоматического введения резервных источников питания автоматической частотной разгрузки и т.д.
Защита воздушных линий сборных шин и отходящих фидеров
Воздушные линия 110 кВ «Маян – Поклевская-1 2 цепь» и «Ощеково – Поклевская» оборудованы защитами:
-Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий электропередачи напряжением 110 кВ типа ДФЗ-201 предназначена для применения в качестве основной защиты ЛЭП 110-220 кВ. Защита является быстродействующей не реагирует на качания в системе и действует при всех видах коротких замыканий.
-Панели типов ЭПЗ-1636 предназначены для защиты линий электропередачи напряжением 110-220 кВ. Защиты установленные на панели разделены на два независимых комплекса:
-Первый комплекс состоит из двухступенчатой (первая и вторая зона) дистанционной защиты при многофазных замыканиях и четвёртой ступени токовой направленной защиты нулевой последовательности при замыканиях на землю;
-Второй комплекс состоит из одноступенчатой (третьей зоны) дистанционной защиты токовой отсечки при многофазных замыканиях и трехступенчатой (первая вторая и третья ступени) токовой направленной защиты нулевой последовательности при замыканиях на землю. Панель даёт возможность широко использовать её для защиты линий в сетях различной конфигурации с различными требованиями к быстродействию и характеру резервирования отключения замыканий;
Воздушные линия 110 кВ «БХЗ – Поклевская-1 2 цепь» оборудованы защитами:
-Панели типов ЭПЗ-1640 предназначены для защиты линий электропередачи напряжением 110 кВ малой протяжонности и в качестве резервной защиты. Защиты установленные на панели разделены на два комплекта:
-двухступенчатой максимальной токовой защиты при многофазных замыканиях;
-двухступенчатой токовой защиты нулевой последовательности при замыканиях на землю;
Дифференциальная токовая защита шин 110кВ ДЗШ-110 предназначена для защиты от повреждений на шинах 110 кВ. Зона действия защиты ограниче-
на трансформаторами тока установленными на присоединениях 110 кВ. ДЗШ-110 включает в себя избирательные и пусковые органы устройства контроля исправности токовых цепей и контроля отсутствия оперативного тока ДЗШ. При к.з. на любой секции 110 кВ срабатывают пусковые органы пусковое реле подает сигнал на контакты избирателей реле которого отключает ШСВ-110 и присоединения поврежденной секции 110 кВ.
На отходящих фидерах 10 кВ применяются:
-Максимальная токовая защита с ускорением;
-Защита от замыканий на землю с действием на сигнал;
-Устройство автоматической частотной разгрузки АЧР-2. Предназначена для отключения потребителей при возникновении дефицита мощности сопровождающегося снижением частоты;
Релейная защита и автоматика силовых трансформаторов
Для защиты трансформаторов 11010 кВ мощностью 16000 кВА предусматривается:
)Дифференциальная токовая защита от всех видов повреждений и повреждений на вводах и шинных мостах;
)Максимальная токовая защита на стороне 110 кВ с пуском по напряжению обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями установленная на стороне высокого напряжения трансформатора;
)Максимальная токовая защита с пуском по напряжения на 10 кВ;
)Максимальная токовая защита от токов обусловленных перегрузкой перегревом с действием на сигнал;
)Устройство обдувки трансформатора.
)Дополнительная максимальная токовая защита (ДМТЗ-02)
)Дуговая защита клапанного типа
)Дуговая защита «Фотон»
Защиты 1) 2) 3) действуют на отключение трансформатора со всех сторон. Защита 4) с меньшей выдержкой времени действуют на отключение своего выключателя а с большей выдержкой времени на отключение трансформатора со всех сторон 7) ДМТЗ действует на отключения В-110 8) 9) действует на отключения В-10 трансформатора В-10 присоединения
Дифференциальная защита
Выполнена на 3-х реле с магнитным торможением типа ДЗТ-11. Защита без выдержки времени при повреждении в зоне действует на отключение трансформатора со всех сторон.
Реагирует на внутренние повреждения в трансформаторе и на понижение уровня масла в трансформаторе. При сильном газообразовании или понижении уровня масла в газовом реле срабатывает верхний поплавок и защита работает на сигнал. При бурном газообразовании или ухода масла из газового реле срабатывает нижний поплавок тогда защита работает на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.
МТЗ-110 кВ с пуском по напряжению
Защищает трансформатор от сверхтоков. Действует с выдержкой времени на отключение трансформатора со всех сторон.
Выполняется с помощью струйного реле. Защита РПН может работать на сигнал или на отключение.
Защита от перегрузки
Выполняется на стороне 110 кВ и 10 кВ трансформатора. Перегрузка трансформатора сверх допустимого предела с выдержкой времени действующая на сигнал.
Защита от перегрева верхних слоев масла
Выполнена с помощью термометрического сигнализатора ТС-100. Защита действует на сигнал без выдержки времени при достижении верхними слоями масла определенной температуры.
Обдув трансформатора
Обдув трансформатора включается при достижении определенной температуры ( по инструкции завода изготовителя ) или при определенной температуре верхних слоев масла.
Эта защита с выдержкой времени действует на отключение ввода 10 кВ.
ДМТЗ 02 Защищает трансформатор от сверхтоков. Действует с выдержкой времени на отключение трансформатора с высокой стороны работает от токовых цепей не требует дополнительного питания.
Дуговая защита клапанного типа работает при срабатывание конечных выключателе установленных в верхней части сборки КРУ и действует на отключения В-10 трансформатора или В-10 присоединения.
Дуговая защита ЗДЗ «Фотон» работает присрабатывание фото датчиков установленных в сборки КРУ с увеличением токов и действует на отключения В-10 трансформатора или В-10 присоединения.
Автоматика силовых трансформаторов
Автоматика включения резерва при аварийном отключении одного из трансформатора автоматический включается в работу секционный выключатель.
Управление и сигнализация силовых трансформаторов
Управление выключателями питающих ЛЭП-110 кВ вводов 10 кВ осуществляется дистанционно со щита управления. Сигнализация положения выключателей выполнена световой с помощью сигнальных ламп красного и зеленого цветов. Несоответствие положений выключателей и ключей управления сигнализируется также с помощью световой мигающей сигнализации.
Выполнена звуковая сигнализация аварийного отключения выключателей и звуковая сигнализация обрыва цепей управления. Выключатели вводов 110 кВ и 10 кВ оборудованы АПВ однократного действия типа РПВ-58 РПВ-258.
При работе АПВ выпадает флажок блинкера соответствующего выключателя.
Представим в виде таблицы 7. действие защиты и сигнализации силовых трансформаторов.
Таблица 7 - Действие защиты и сигнализации ненормальных режимов трансформаторов Т – 1 и Т – 2
Замыкание на землю в сети 10 кВ
В целом РЗА отвечает всем требованиям а именно надежности быстродействию селективности и чувствительности диктуемые ПУЭ. Следует отметить что в настоящее время из-за старения силовых трансформаторов автоматика повторного включения силовых трансформаторов выведена из работы.
Релейная защита на подстанции выполнена с помощью реле электромеханического действия. На сегодняшний день все более широкое распространение получают защиты на микропроцессорной технике которые имеют ряд преимуществ по сравнению с электромеханическими защитами:
-более простой монтаж (меньше затраты);
-меньший занимаемый объем;
-меньшая потребляемая мощность;
-стабильность уставок (не требуют затрат на подстройку);
-для изменения уставок не требует никакого оборудования и инструментов;
-при применении компьютерной техники полное переконфигурирование и изменение всех уставок можно выполнить в течение одной минуты;
-регистрация в устройстве времени аварии параметров срабатывания осциллограммы аварии значительно облегчает анализ аварийных ситуаций;
-возможность объединения всех защит комплекса РЗиА в сеть с единым пультом управления и сигнализации;
-устройство выполняет измерения напряжения тока активной мощности частоты (технический учет);
-практически не требует техобслуживания.
Основываясь на вышесказанное предлагается переход на микропроцессорные защиты. В данном проекте производится их внедрение на:
-силовые трансформаторы;
-секционные выключатели;
ИССЛЕДОВАНИЕ НАГРУЗКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ
Целью исследования режимов нагрузки силовых трансформаторов является определение степени использования установленного оборудования на подстанции. В таблице 8. представлена ведомость суточной нагрузи ПС «Поклевская» на период 18.12.2013 г.
Таблица 8 - Ведомость показаний нагрузок ПС «Поклевская» на период 18.12.2013 г.
Полную мощность за характерный промежуток времени определим по выражению МВА
Qi- часовой максимум реактивной мощности i – ого интервала времени МВар.
Коэффициент загрузки трансформатора:
где - полная максимальная мощность за характерный временной интервал МВА;
- номинальная мощность трансформатора ( для подстанции в целом сумма номинальных мощностей трансформаторов 32 МВА) МВА.
Результаты расчета представим в виде таблицы 9.
Таблица 9 - Полная максимальная мощность за характерный временной интервал
Продолжение таблицы № 9
По полученным данным таблицы 9. изобразим графически зависимости изменения мощности протекающей через трансформаторы и коэффициента загрузки силовых трансформаторов и подстанции во времени в течение характерных суток.
Рисунок 1 - Зависимость изменения мощности на трансформаторах и
подстанции в целом за характерные сутки.
Рисунок 2 - Зависимость изменения коэффициента загрузки за
характерные сутки Кз=f(t)
Анализируя рисунки и данные таблицы 9. можно сделать вывод:
-величина максимальной нагрузки подстанции не превышает 1631 МВА а нагрузка трансформаторов Т – 1: 789 МВА Т – 2: 843 МВА;
-режимы работы силовых трансформаторов характеризуются средним коэффициентом загрузки максимальное значение которого за характерные сутки составляет для Т – 1: 0484 Т – 2: 0527 в целом же по подстанции максимальный коэффициент загрузки равен 051.
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
При эксплуатации электрических станций подстанций и сетей достаточно часто возникают короткие замыкания.
Можно выделить несколько последствий КЗ:
Системная авария вызванная нарушением устойчивости системы. Это наиболее опасное последствие коротких замыканий оно приводит к значительным технико-экономическим ущербам.
Термическое повреждение электрооборудования связанное с его недопустимым нагревом токами КЗ.
Механическое повреждение электрооборудования вызываемое воздействием больших электромагнитных сил между токоведущими частями.
Наибольшая опасность при коротком замыкании угрожает элементам системы прилегающим к месту его возникновения. В зависимости от места и продолжительности КЗ его последствия могут иметь местный характер (удаленное от источников питания КЗ) или отражаться на функционировании всей системы.
Расчеты токов КЗ необходимы для достижения следующих целей:
) определения условий работы потребителей в аварийных режимах;
) выбора аппаратов и проводников и их проверки по условиям электродинамической и термической стойкости;
) проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
) сопоставления оценки и выбора схемы электрических соединений;
) проектирования и проверки защитных устройств;
) определения влияния линий электропередачи на линии связи;
) определения числа заземленных нейтралей и их размещения в ЭС;
) выбора ограничителей перенапряжения;
Токи к.з. с учетом действия устройств релейной защиты обычно существуют не значительное время но их приходится тщательно рассчитывать и учитывать в виду того что из-за термического и электродинамического воздействия возможны серьезные повреждения электрооборудования и проводников ведущие к отказу основного оборудования электроустановок авариям на подстанциях а в худшем случае - и к системным авариям.
Расчет токов к.з. также необходим для выбора уставок релейной защиты и определения ее чувствительности.
1. Составление исходной расчетной схемы
Расчеты токов к.з. упрощается при использовании схем замещения. В схемах замещения все величины должны быть взяты при одних и тех же условиях. При расчетах токов к.з. исходные схемы замещения в которых представлены конкретные элементы исходных реальных схем путём последовательных эквивалентных преобразований приводиться к простейшим эквивалентным схемам замещения источник-сопротивление-точка к.з. При этом широко используется известные из курса теоретических основ электротехники способы эквивалентного преобразования схем. Расчетная схема строится на основании схемы главных электрических соединений и электрической сети. В расчетную схему вводятся все источники питания участвующие в подпитке места короткого замыкания и все элементы электрической сети (линии трансформаторы и т.д.). Расчетная схема замещения подстанции «Поклевская» представленная на рисунке 4. Под максимальным режимом работы системы понимается питание подстанции по двум ВЛ – 110 кВ «Маян-Поклевская-1 цепь» и ВЛ – 110 кВ «Маян-Поклевская-2 цепь» а по ВЛ – 110 кВ «Ощепково-Поклевская» осуществляется транзит и она тоже участвует в подпитке токов КЗ и под минимальным режимом понимается когда питание осуществляется только по двум линиям ВЛ – 110 кВ «Маян-Поклевская-1 цепь» и ВЛ – 110 кВ «Маян-Поклевская-2 цепь». Силовые трансформаторы на стороне 110 и 10 кВ работают раздельно. Схема замещения представлена на рис. 4.
2. Расчет токов короткого замыкания
Исходной расчетной точкой при определении токов к.з. являются шины низкого (НН) рассматриваемой подстанции от которой питается заданная распределительная сеть. Силовые трансформаторы с высшим напряжением (ВН) 110 кВ и более оборудованы устройствами РПН. При регулировании напряжения переключателем РПН изменяется не только коэффициент трансформации но и реактивное сопротивление трансформатора. Кроме этого энергосистема питающая трансформатор также изменяет свое реактивное сопротивление в зависимости от режима работы (максимальный или минимальный). В этой связи в расчетной точке необходимо определить значения как максимальных так и минимальных токов к.з. для корректного выбора уставок защит.
Определяем максимальный длительный ток в первичной и вторичной обмотках трансформатора.
Рисунок3 Расчетная схема
По расчетной схеме рис. 3 строим электрическую схему замещения рисунок 4.
Рисунок4 Электрическая схема замещения
Определяем параметры схемы замещения
Расчет сопротивлений схемы замещения удобно вести в относительных единицах для этого определяются базовые условия:
-базовая мощность принимаем Sб = 1000 МВА
-базовое напряжение - принимается среднее напряжение той ступени для которой определяется ток КЗ
5 Находим значения всех сопротивлений схемы замещения каждому сопротивлению присваиваем номер и наносим их на рис. 4 Сопротивление системы
Сопротивление воздушных линий
Сопротивление отходящих Ф- 10 кВ
КЛ-10 кВ ТСН-1 АСБ-3*50 L = 0025 км.
для кабельных линии 10 кВ[5]
КЛ-10 кВ Ф-Восточный АСБ-3*50 L = 0108 км ВЛ-10 кВ Ф-Восточный АС-70 L = 7514 км
КЛ-10 кВ Ф-База РЭС АСБ-3*95 L = 038 км
КЛ-10 кВ ДГК-1 АСБ-3*50 L = 001 км
КЛ-10 кВ Ф-Док-1 АСБ-3*50 L = 01 км ВЛ-10 кВ Ф-Док-1 АС-120
Хлебокомбинат -1КЛ-10 кВ Хлебокомбинат -1 АСБ-3*50 L = 113 км
Ф-10 кВ Хлебокомбинат-2
Ф-10 кВ Док-2КЛ-10 кВ Ф-Док-2 АСБ-3*185 L = 013 км ВЛ-10 кВ Ф-Док-2 АС-70 L = 2516 км
Ф-10 кВ ПтицекомбинатКЛ-10 кВ Ф-Птицекомбинат АСБ-3*50 L = 0108 км ВЛ-10 кВ Ф-Птицекомбинат АС-70 L = 7344 км
Ф-10 кВ ПионерскийКЛ-10 кВ Ф- Пионерский АСБ-3*150 L = 011 км ВЛ-10 кВ Ф- Пионерский АС-70 L = 7864 км
Ф-10 кВ Железная дорогаКЛ-10 кВ Ф- Железная дорога АСБ-3*120 L = 0115 км ВЛ-10 кВ Ф- Железная дорога АС-70 L = 2496 км
Ф-10 кВ ГорбуновскийКЛ-10 кВ Ф-Горбуновский АСБ-3*95 L = 0039 км ВЛ-10 кВ Ф- Горбуновский АС-95 L = 15252 км
ТСН-2КЛ-10 кВ ТСН-2 АСБ-3*50 L = 002 км.
Упрощаем схему замещения для точки К1
Рисунок5 Свёрнутая электрическая схема замещения для точки К1а) максимальный режимб) минимальный режим
Упрощаем схему замещения для точки К2
Развязка связанных цепей х26 х27 х28
Аналогично упрощаем схемы для остальных точек КЗ.
По закону Ома определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
Определяем ударный ток
где Ку коэффициент ударный для точки К1 для остальных точек
3.2 Определяем апериодическую составляющею тока КЗ в момент
где - собственное время отключения выключателя для выключателя ВГУ-110 для выключателя ВВУ-10
- время работы релейной защиты оно составляет 001 с.
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ[16]
Для упрощения расчета токов к.з. результаты расчетов сведём в таблицу 10.
Таблица 10 - Результаты расчета токов трехфазного короткого замыкания
Ф-10 кВ Птицекомбинат
Ф-10 кВ Железная дорога
Ф-10 кВ Горбуновский
Для выбора электрических аппаратов нам будет необходимо знать значение теплового импульса квадратичного тока определим данное значение
Определение теплового импульса квадратичного тока по формуле:
tО.В – полное время отключения выключателя для выключателя ВГУ-110
tО.В= 0055 с. для выключателя ВВТЕL-10-20 У3 tО.В= 0037 с.
tР.З – время срабатывания релейной защиты для оборудования 110 кВ tР.З = 01 с для оборудования 10 кВ tР.З = 21 с. [16]
Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [5]
ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ЗАКРЫТОГО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 10 кВ
В связи со старением оборудования на подстанции «Поклевская» необходимо произвести реконструкцию ЗРУ 10 кВ. Для этого произведем выбор комплектного распределительного устройства и вакуумных выключателей.
1. Выбор комплектного распределительного устройства
Для установки на подстанции принимаем комплектное распределительное устройство фирмы ЭТЗ «Вектор» D-12 PL. Комплектные распределительные устройства «Классика» (далее КРУ ) серии D-12P является базовым исполнением шкафов КРУ серии D и предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6(10) кВ в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью.
КРУ серии D-12P применяются в качестве распределительных устройств напряжением 6(10) кВ трансформаторных подстанций 1106(10) кВ 356(10) кВ и 6(10)04 кВ а также в распределительных пунктах.
КРУ серии D-12P предназначены для работы внутри помещений при следующих условиях:
высота над уровнем моря до 1000 м;
верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха не выше +40°С;
нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха не ниже -25°С;
относительная влажность воздуха 98% при температуре плюс 25°С;
тип атмосферы II по ГОСТ 15150-69;
окружающая среда невзрывоопасная не содержащая токопроводящей пыли агрессивных паров и газов разрушающих изоляцию и металл.
Рисунок 6 - Устройство КРУ
2. Выбор коммутационной аппаратуры: выключателей
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
По напряжению электроустановки:
По максимальному рабочему току:
где Uном Iном – паспортные (каталожные) параметры выключателя Iнорм - рабочий ток Ima
Проверка на отключающую способность выключателя:
а) на симметрический ток отключения
б) возможность отключения периодического тока
где - номинальный ток отключения выключателя - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ для любой момент времени -номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени -расчетные значения апериодической составляющей тока КЗ кА;
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
iдин Iдин - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя) кА.
На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:
где – значение импульса квадратичного тока гарантированное заводом изготовителем определяется по формуле:
где IT – ток термической стойкости кА;
tT – допустимое время действия термического тока предельной стойкости с; IT и tT – справочные данные;
Вк – расчетный импульс квадратичного тока к.з. определяется по формуле:
В ЗРУ – 10 кВ предлагается установить вакуумные выключатели. Вакуумные выключатели ВВTEL предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц номинальным напряжением до 10 кВ включительно с изолированной компенсированной заземлённой через резистор или дугогасительный реактор нейтралью.
Выключатели предназначены для установки в новых и реконструируемых комплектных распределительных устройствах подстанций. Установке подлежат: Вакуумный выключатель ВВTEL являющийся собственной разработкой компании воплотил в себе самые передовые технологииисоздан для того чтобы превосходить все самые смелые ожидания потребителей благодарясвоим техническим характеристиками удобству эксплуатации высокой эргономичности.
Вакуумный выключатель ВВTEL в своём составе содержит коммутационный модуль серии ISM15 а также блок управления серий BUTEL-220-05А БУTEL-12А или БУTEL-21. Блок управления BUTEL-220-05А используют исключительно совместно с блоком питания BPTEL-220-02А.
Выберем вводные выключатели:
Определение расчетных токов по продолжительным режимам
Расчетными токами продолжительного режима являются:
Iнорм - наибольший ток нормального режима.
Imax – наибольший ток послеаварийного режима.
Расчет токов на стороне 10 кВ
где Iнорм - рабочий ток Imax- максимальный ток Sном Т– Полная мощность трансформатора Uном – номинальное напряжение Sn– Полная максимальная мощность нагрузки в наиболее загруженное время суток в декабре 2013 года.
Выбор вводных выключателей по условиям (11)-(17) сведем в таблицу 11.
Таблица 11 - Выбор вводных выключателей на стороне 10 кВ
где -допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения которое определяется по кривой [16] и для данного типа выключателей равно 43.
Выбранный тип выключателя BBTEL-10-201000 У2 проходит по всем условиям проверки таблицы 11.
Выберем секционный выключатель:
Таблица 12 - Выбор секционного выключателя на стороне 10 кВ
Выбранный тип выключателя BBTEL-10-251600 У2 проходит по всем условиям проверки таблицы 12.
Выберем линейные выключатели:
За максимальный рабочий ток принимаем исходя из мощностей проходящих по этим линиям. Данные мощностей представлены в таблице 13.
Таблица 13 - Нагрузка по отходящим фидерам ПС 11010 «Поклевская»
Ф-10 кВ Хлебокомбинат-1
Выбор линейных выключателей по условиям (11)-(17) на питающих фидерах представлен в таблице 14.
Таблица 14 - Выбор линейных выключателей на отходящих фидерах 10 кВ
Выбранный тип выключателя BBTEL-10-201000 У2 проходит по всем условиям проверки таблицы 14.
Таблица 15 - Технические данные выключателей
3. Выбор токоведущих частей 10 кВ.
В закрытых РУ-6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения.
Выбор сечения шин производится по допустимому току: Iдоп.³ImaxгдеIдоп-допустимый ток на шины выбранного сечения
Выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения Iдоп=1720³Imax=169798технические данные которой приведены в таблице 16.
Таблица 16 - Технические данные алюминиевой шины прямоугольного сечения
Сечение одной полосы мм2
Масса одной полосы кгм
Проверка выбранных шин производится по следующим условиям:
где Вк – теплового импульса квадратичного тока определяется по формуле (10).
С - функция значения которой преведены в [5] С = 91 для алюминиевой шины.
Термический импульс для шин равен термическому импульсу для выключателей Вк = 5089 .
Определим минимально возможное сечение:
На термическую стойкость шины проходят.
Проверка шин на электродинамическую стойкость осуществляется по формуле [16]:
J - момент инерции поперечного сечения шины.
где b – толщина шины см;
q - поперечное сечение шины см2.
т.к. Гц то шины проходят по динамической стойкости.
Механический расчет шин.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
где sдоп – допустимое механическое напряжение в материале шин ( для алюминиевых шин 75 МПа по [16] );
sрасч– расчетное напряжение в материале шин:
Wa – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию силы см;
при расположении шин плашмя:
Следовательно шина механически прочна.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины прямоугольного сечения 10010 с Iдоп = 1820 А.
Выберем гибкие токопроводы для соединения КРУ с силовыми трансформаторами.Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах обоймах.
Мощность протекающая по шинам равна:
Тогда рабочий ток равен:
Определяем расчетное (экономическое) сечение:
где -экономическая плотность тока и ровна 11 [16]
Сечение несущего провода принимаем:
Принимаем два несущих провода типа АС-150 с Iдоп = 440 А [16].
Тогда общее сечение алюминиевых проводов:
Принимаем сечение алюминиевых проводов А-150 с Iдоп = 440 А [16].
Определим количество проводов:
Проверяем выбранныйтокопровод по допустимому току:
Iдоп= 2640 А >Iав=129326 А.
Условие выполняется следовательно окончательно выбираем токопровод марки 2хАС-150 + 4хА-150.
Выберем кабели для соединения шин с трансформаторами собственных нужд.
- по напряжению установки UустUном;
- по экономической плотности ;
- по нагреву длительно допустимым током ;
Для питания шин СН от ТСН принимаем кабель с бумажной пропитанной изоляцией типа АСБ трехжильный. Определим сечение по экономической плотности: по расчету выбора предохранителей
По [12] выбираем кабель АСБ-3х16 с допустимым током с учетом что кабель прокладывается в земле при температуре 15 С0.
По условию нагрева максимальным током выбранный кабель проходит окончательно выбираем кабель АСБ-3х16.
4. Выбор трансформаторов тока и напряжения.
4 Выбор измерительных трансформаторов
4.1 Выбор трансформаторов тока.
Трансформаторы тока выбираются:
по напряжению Uном ³Uуст
по номинальному току Iном ³Imax
Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки Imax так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
Выбор ТТ-10 для вводов 10 кВ и секционного выключателя IНОРМ и Imax определяются по формулам (33) и (34)
где SНОМТ- полная мощность трансформатора
Uном - линейное напряжение кВ
По конструкции и классу точности.
Выбранный ТТ проверяется по следующим условиям:
по электродинамической стойкости
по термической стойкости
по вторичной нагрузке
где Z2 ном – номинальная вторичная нагрузка ТТ в выбранном классе точности
где I2ном – вторичный номинальный ток S2ном – вторичная нагрузка измерительной обмотки ТТ
Z2 – вторичная нагрузка ТТ. Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому принимаем Z2»R2 .
Расчет вторичной нагрузки ТТ
r2 = rприб+ rконт+ rпров (36)
где Sприб – мощность потребляемая приборами для ее определения необходимо составить таблицу.
Тип приборов и их потребление мощности [16].
Сопротивление контактов принимается rконт= 005 Ом при числе приборов до трех включительно и rконт= 01 Ом при числе приборов больше трех.
Допустимое сопротивление проводов
Необходимое сечение проводов
где – удельное сопротивления материала жил провода и оно равно 00283 так как у нас контрольный кабель с алюминиевыми жилами.
Так как приборы соединены по схеме неполная звезда то рассчитываем по формуле (40)
где l – длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов и она равна 60 м [5]
Для вводов 10 кВ выбираем трансформаторы тока типа ТЛО-10 [12]
Технические данные в таблице 25
Проверку сводим в таблицу 17
Таблица 17 - Проверка ТТ-10 для вводных выключателей на стороне 10 кВ
Таблица 18 - Перечень приборов
Нагрузка по фазам ВА
счетчик активной энергии
счетчик реактивной энергии
Сопротивление контактов принимаем так как приборов 3.
так как принимаем 4 мм2 так как минимально допустимое сечение для алюминиевых жил 4 мм2.
Зная сечение соединительных проводов выбираем контрольный кабель АКВВГ с жилами сечением 4 мм2.
r2 = 022+074+005=101 Ом
Выбранные трансформаторы тока проходит по условиям проверки для вводных выключателей 10 кВ.
Таблица 19 - Проверка ТТ-10 для вводных выключателей на стороне 10 кВ
Таблица 20 - Проверка ТТ-10 для вводных выключателей на стороне 10 кВ
Таблица 21 - Проверка ТТ-10 для вводных выключателей на стороне 10 кВ
Таблица 22 - Технические данные трансформаторов тока.
Продолжение таблице № 22
Трансформаторы напряжения (TV) выбираются по следующим условиям:
- по номинальному напряжению: Uуст U1ном;
- по вторичной нагрузке: S2 S 2ном;
- по классу точности;
где U1ном - номинальное первичное напряжение кВ;
S2 - мощность внешней вторичной цепи (вторичная нагрузка) ВА;
S2ном - номинальная вторичная нагрузка. Принимают равной мощности всех трех однофазных TV соединенных по схеме "звезда" и удвоенную мощность однофазного трансформатора включенного по схеме "треугольник".
Выбор трансформаторов напряжения сводим в таблицу 23.
Таблица 23 - Выбор трансформаторов напряжения
Наименование и тип прибора
Мощность одной катушки
Тогда нагрузка вторичных цепей TV равна:
Выбираем трансформатор типа НАМИ-10-У3[12]. S2ном=200 ВА при классе точности 05 технические данные которого представлены в таблице 24.
Таблица 24 - Технические данные трансформаторов напряжения.
5. Выбор опорных изоляторов для крепления жёстких шин
Опорные изоляторы выбираются по номинальному напряжению
Uном³Uу и по допустимой нагрузки Fдоп³Fрасч
где Fдоп- допустимая нагрузка на головку изолятора
Fрасч- сила действующая на изолятор
где Fразр- разрушающая нагрузка на изгиб каталожная величина [3]
где iу- расчётный ударный ток (8)
l- расстояние между изоляторами в фазе принимаем l=2 м
а- расстояние между фазами принимаем а =06 м
Kh- поправочный коэффициент на высоту шины принимаем Кh=1
Fдоп=15000 Н ³Fрасч=418553 Н
Выбираем опорные изоляторы типа: И25-80 УХЛ3
6. Выбор ограничителей перенапряжения
До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.
В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью что позволяло подключать их к сети непосредственно без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.
ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоко нелинейный резистор состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм помещенных в изоляционную оболочку. Ограничители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.
Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков кило ампер снижая уровень перенапряжения до заданных значений [21].
Выбираем ограничители перенапряжения.
Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-1011-10(I)УХЛ1.
В результате произведенных расчетов были выбраны:
-вакуумные выключатели на стороне 10 кВ которые установлены в шкафы комплектного распределительного устройства КРУ D-12 P. На отходящих линиях BBTEL-10-201000 У2 на секционном и на вводных – BBTEL-10-201600 У2;
-для питания шин СН выбран тип кабеля АСБ 3х16;
-алюминиевые шины прямоугольного сечения 100х10 для установки в КРУ также токопровод для соединения трансформаторов и шин КРУ марки 2хАС-150 + 4хА-150;
-трансформаторы тока типа ТОЛ-10 и трансформаторы напряжения типа НАМИ-10;
-Ограничители перенапряжений нелинейные типа ОПН-1011-10(I)УХЛ1;
-Опорные изоляторы для крепления жёстких шин типа И25-80 УХЛ3
ВЫБОР И РАСЧЕТ УСТАВОК МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ
1. Общая характеристика микропроцессорных терминалов защит REF 541
Цифровые устройства защиты обладают многими достоинствами: непрерывная самодиагностика связь с компьютером регистрация параметров защищаемого элемента простота наладки и обслуживания и др. Новое поколение релейной защиты обладает различной степенью гибкости. Это позволяет выполнять данные устройства универсальными без пропорционального наращивания аппаратных средств и номенклатуры защитных устройств. Терминал защиты фидеров REF 541 является частью системы автоматизации подстанций фирмы АВВ. Он предназначен для защиты управления измерений и контроля в электросетях среднего напряжения. Их можно использовать с различными видами распределительных устройств в том числе с одиночной системой шин с двойной системой шин и с дублированными системами. Функции защиты также предназначены для различных типов сетей таких как сети с изолированной нейтралью компенсированной нейтралью и частично заземленные сети.
Функциональные возможности терминала REF 541 зависят от выбранного уровня функциональности а также от аппаратной конфигурации. Требуемые функции можно выбрать из широкого спектра функций защиты управления измерения контроля качества электроэнергии контроля состояния а также общих функций и функций связи в пределах возможностей подключения соединений учитывая общую нагрузку на центральный процессор. По сравнению с традиционным использованием отдельных устройств комбинация требуемых функций обеспечивает экономически выгодные решения и вместе с конфигурированием реле позволяет легко адаптировать терминалы защиты фидеров REF 541 к различным условиям.
С помощью графического дисплея HMI функции управления в терминале защиты фидеров осуществляют отображение положения разъединителей.
Кроме того терминал защиты фидеров позволяет передавать информацию о положении выключателей и разъединителей в автоматизированную систему управления (АСУ). Управляемые объекты такие как выключатели можно отключать и включать с помощью АСУ. Информация о положении и сигналы управления передаются по каналу последовательной связи. Возможно также местное управление с помощью кнопок на передней панели терминала защиты фидеров.
Рисунок 7 – Общий вид терминала защиты REF 541
Терминал защиты фидеров предназначен для обеспечения селективной защиты от короткого замыкания и замыкания на землю. Терминал защиты фидеров типа REF 541 имеет функции максимальной токовой защиты (МТЗ) и защиты от замыкания на землю его применяют в качестве токовой отсечки фидера МТЗ и защиты от замыкания на землю в глухозаземленных частичнозаземленных сетях с компенсированной и изолированной нейтралью. При необходимости может выполняться автоматическое повторное включение (АПВ). Могут быть выполнены до пяти последовательных циклов АПВ. Кроме того терминал REF 541 обеспечивает функции защиты для широкого спектра применений например защиту на основе контроля частоты и напряжения тепловую защиту от перегрузки защиту батареи конденсаторов и функцию контроля синхронизма напряжения.
Терминал REF 541 измеряет фазные токи междуфазные или напряжения на землю ток нейтрали остаточное напряжение частоту и коэффициент мощности. Значения активной и реактивной мощности рассчитываются на основе измеренных токов и напряжений. На основе измеренной мощности может быть вычислена электроэнергия. Измеренные значения могут контролироваться на месте и дистанционно в первичных величинах.
При использовании функций контроля состояния терминал защиты фидеров REF 541 контролирует например давление газа и износ выключателя регистрирует время работы и указывает временные интервалы технического обслуживания.
2. Функции защиты терминала защиты REF 541
Функции терминала защиты фидеров REF 541 подразделяются следующим образом:
- функции измерения;
- функции контроля качества электроэнергии;
- функции управления;
- функции контроля состояния;
- стандартные функции.
К функциям защиты относятся:
- Функция АПВ ( 5 циклов);
- Трехфазная защита от небаланса токов для конденстатора;
- Защита от неполнофазного режима;
- Направленная защита от замыкания на землю;
- Трехфазная направленная МТЗ;
- Трехфазная направленная защита (ТО);
- Трехфазная направленная защита ( от перегрузки);
- Защита от повышения напряжения;
- Защита от понижения напряжения;
- Контроль синхронизма;
- Тепловая защита для кабелей и двигателей.
Терминал может измерять:
- Ток замыкания на землю;
- Линейные и фазные напряжения;
- Напряжение нулевой последовательности;
- Коэффициент мощности;
- Активная мощность;
- Реактивная мощность;
- Активная мощность нулевой последовательности;
- Потребление активной энергии;
- Потребление реактивной энергии.
Также к особенностям микропроцессорных защит относят функции самоконтроля. Терминал защиты REF 541 может контролировать электрический износ выключателя контролировать исправность цепи отключения цепи измерения тока и напряжения и при возникновении неисправностей подавать сигнал на панель.
3. Методика выбора и расчет уставок на отходящих линиях 10 кВ.
Релейная защита линий 10 кВ выполняется ступенчатыми токовыми защитами. Первая ступень - токовая отсечка без выдержки времени вторая ступень - токовая отсечка с небольшим замедлением и третья самая чувствительная ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с выдержкой времени. На коротких линиях выполнить трехступенчатую защиту часто бывает невозможно по условию недостаточной чувствительности первой или второй ступени. Тогда применяют либо две ступени - отсечку без выдержки времени и МТЗ либо одну ступень - только МТЗ. Таким образом МТЗ является обязательной защитой на всех линиях напряжением до 35 кВ.
На подстанции «Поклевская» принимаем к установке терминалы защиты REF 541. Для защиты отходящих линии будем выбирать уставки для токовой отсечки максимально токовой защиты защиты от перегрузки и защиты от замыкания на землю также на каждом выключателе будет предусмотрено УРОВ.
Задачей МТЗ является не только защитить свою линию на которой установлена МТЗ но и обеспечить дальнее резервирование в случае отказа защиты или выключателя при повреждениях на нижестоящих (предыдущих) линиях.
Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах по трем условиям:
)несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок т.е. после отключения к.з. на предыдущем элементе;
)согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;
)обеспечение достаточной чувствительности при к.з. в конце защищаемого элемента (основная зона ) и в конце каждого из предыдущих элементов (зона дальнего резервирования).
По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ выбирается по выражению:
гдеКн - коэффициент надежности несрабатывания защиты учитывающий погрешность и необходимый запас Кн = 11 12;
Кв - коэффициент возврата максимальных реле тока Кв = 095 098;Ксзп - коэффициент самозапуска нагрузки отражающий увеличение рабочего тока Iраб.мах за счет одновременного пуска электродвигателей которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. Для бытовой нагрузки Ксзап = 11 13; для обощенной нагрузки Ксзап = 13 25.
Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента Iраб.мах определяется с учетом его дополнительной перегрузки. Для этого необходимо знать максимальный ток нагрузки линии. Если отсутствуют официальные данные он определяется приближенно:
а) По номинальному току наиболее слабого элемента сети: например трансфрматора тока по длительно допустимому току кабеля провода линии.
б) По суммарной мощности подключенных трансформаторов в нормальном ремонтном и аварийном режиме. Если эта мощность чрезмерно велика иногда приходится учитывать загрузку трансформаторов сети.
По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущего элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:
где Кнс – коэффициент надежности согласования Кнс = 11;
- наибольшее значение тока срабатывания максимальных токовых защит предыдущих элементов с которыми производится согласование А;
- арифметическая сумма значений рабочих токов нагрузки всех предыдущих элементов за исключением того элемента с защитой которого производится согласование А.
За расчетный ток принимается значение наибольшего тока из условий (45) (46).
После этого необходимо определить ток срабатывания Iс.р:
где Iс.р – ток срабатывания защиты (первичный) А;
nТ – коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Ксх – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле при применении схемы полной или неполной звезды Ксх = 1 и при полном или неполном треугольнике Ксх = .
После этого необходимо принять окончательнуюуставку срабатывания реле и сделать обратный расчет тока срабатывания на первичной стороне.
Таким образом уставка по току МТЗ предыдущего элемента должна всегда быть больше уставки МТЗ последующего элемента что некоторым образом обеспечивает токовую селективность.
Для выполнения третьего условия необходимо знать значениетоковк.з. в конце защищаемого элемента Iк1min и в конце зоны резервирования Iк2min. Определение коэффициентов чувствительности защиты производится по выражениям:
где Кч.о Кч.р – коэффициенты чувствительности защиты соответственно в основной и резервной зонах.
Согласно ПУЭ должны выполняться условия:
Выдержка времени максимальных токовых защит вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения временной селективности действия защит последущего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов. Для этого время срабатывания защиты последующей линии выбирается большей времени срабатывания предыдущей линии:
где t – ступень селективности. t = 02 с;
Величина t состоит из следующих составляющих: времени отключения выключателя (005 01 с) времени возврата защиты (005 с) погрешности по времени последующей и предыдущей защит (3..5%) и необходимого запаса (005 01 с).
Токовая отсечка (ТО) без выдержки времени (первая ступень токовой защиты) предназначена для ускорения отключения близких коротких замыканий. Ее уставка (ток срабатывания) выбирается из условия отстройки (несрабатывания) от максимального трехфазного тока КЗ в конце защищаемой линии или трансформатора. Уставки токовой отсечки выбираются из условия:
где Котс - коэффициент отстройки принимаемый для цифровых реле 11 12.
Iк2.мах – ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого элемента кА.
Определение коэффициентов чувствительности защиты производится по выражениям:
Для обеспечения селективности по току:
На линейных выключателях токовая отсечка выполняется без выдержки времени.
Защита от перегрузки необходима для отключения линии при длительной перегрузки чтобы обезопасить оборудование от перегрева. Время срабатывание данной защиты выбирается в пределах 30 50 с.
Выбор тока срабатывания производится из условия:
После этого определяется ток срабатывания реле.
В соответствии с ПУЭ для селективного обнаружения однофазных замыканий на каждом присоединении должна быть установлена защита от замыканий на землю (защита нулевой последовательности) которая одних случаях действует на сигнал в других - на отключение.
При выборе уставок защиты от замыканий на землю где отсутствует компенсация необходимо определить расчетом суммарный ток замыкания на землю и токи замыкания на землю конкретного фидера.
Уставка срабатывания защиты выбирается для двух случаев: в начальный момент времени и через 04 секунды после замыкания. Она вычисляется по следующей формуле:
где Котс – коэффициент отстройки принимаемый равным 12;
Кбр - коэффициент учитывающий бросок емкостного тока в момент зажигания дуги для начального момента времени Кбр=4 после 04 с и Кбр = 15;
Iс – собственный емкостной ток защищаемого присоединения А.
4. Расчет емкостных токов
Емкостной ток для воздушной линии определяется по формуле:
Емкостной ток для кабельной линии определяется по формуле:
Результаты расчетов сведем в таблицу 25
Таблица 25 -Результаты расчетовёмкостного тока
Общий емкостной ток I системы шин 3245
Общий емкостной ток II системы шин 3113
5.Расчет уставок на отходящих линиях 10 кВ.
Произведем расчет согласно вышеизложенной методике уставок ТОМТЗ защиты от перегрузок и ЗЗ фидера 10 кВ Восточный.
Для данного присоединения:
Из таблицы 13 максимальный ток Iраб.мах = 180 А.
Изтаблиц10: Ik1max = 15360 A Ik2max = 1790 A
Ik1min = 7920 A Ik2min = 1600 A.
Выберем уставки для токовой отсечки:
Согласно (53) ток срабатывания:
Вычислим согласно (47) ток срабатывания реле:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 49.3 А с действием на отключение.
Тогда ток срабатывания на первичной стороне будет:
Коэффициент чувствительности:
По чувствительности токовая отсечка на данном присоединении проходит.
Выберем уставки для максимальной токовой защиты:
Согласно (45) ток срабатывания:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 68 А с действием на отключение.
Коэффициент чувствительности в основной зоне защиты:
Коэффициент чувствительности в резервной зоне защиты:
Время срабатывания МТЗ принимаем tс.з. = 04 с.
Выберем уставки для защиты от перегрузки:
Согласно (54) ток срабатывания:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 53 А с действием на отключение.
Время срабатывания защиты принимаем tсз = 30 с.
Выберем уставки для защиты от замыкания на землю:
Емкостной ток Ф-10 Восточный равен 0423 А таблица 25.
Ток срабатывания в начальный момент времени t = 0 c:
Ток срабатывания в момент времени t = 4 c:
При отказе выключателя должно действовать УРОВ на отключение более близкого к источнику питания выключателя. При отказе выключателя стороны НН этим выключателем является выключатель стороны ВН трансформатора. Воздействие УРОВ при отказе выключателя в первом случае осуществляется внутри устройства REF 541 подключением функции УРОВ к соответствующему выходному реле а во втором случае - сигнал УРОВ выдается во внешнюю схему.
Выдержка времени УРОВ должна обеспечивать возврат схемы после нормального отключения выключателя.
Таким образом время действия УРОВ можно принять 015 – 03 сек. с учетом качества применяемых выключателей.
Расчет уставки произведем по следующей формуле:
Ток срабатывания реле:
Расчет уставок остальных отходящих линий идентичен поэтому расчет сводим в таблицу приложения В Г.
6. Выбор уставок на секционных и вводных выключателях
Для секционных и вводных выключателей токовая отсечка не выбирается т.к. не обеспечивает необходимую чувствительность. Основной защитой на этих выключателях является максимальная токовая защита и защита от перегрузки. Для МТЗ секционных и вводных выключателей основной зоной защиты являются шины 10 кВ подстанции а резервной зоной – присоединения. Исходя из этого при выборе тока срабатывания МТЗ справедливы выражения (45) (46) и (47).
Данные выражения справедливы как для МТЗ ввода так и для МТЗ секционного выключателя имея в виду что через вводной может проходить нагрузка обеих секций шин а через секционной - только одной.
Значение тока срабатывания МТЗ вводного выключателя должно быть больше чем уставка МТЗ секционного а секционного больше чем наибольшего линейного из условия (46).
Выбор времени срабатывания МТЗ для секционного и вводного выключателя производится по (52).
Также на выключателях предусматриваем АВР.
Выберем уставки для секционных выключателей:
Наибольший ток для секционного выключателя:
Выберем уставки для максимальной токовой защиты СВ-10:
Из двух токов выбираем максимальный и дальнейший расчет ведем по нему.
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 691 А с действием на отключение.
Время срабатывания МТЗ принимаем tсз = 06 с.
Выберем уставки для защиты от перегрузки СВ-10:
Принимаем к уставке на терминале защит Iс.р.у = 25 А с действием на отключение.
Время срабатывания защиты принимаем tсз = 60 с.
Расчет уставок защит сведем в таблицу приложение В.
Аналогично рассчитываем уставки для вводных выключателей результаты расчёта сведем в таблицу приложения В.
7. Дифференциальная защита шин 10 кВ
Ток короткого замыкания на первой секции шин из таблицы 10 равен
Iкmax = 1536 кА. Iнагр = 12556 А
Определим ток небаланса:
Первичный ток срабатывания защиты:
из условия отстройки от тока нагрузки:
из условия отстройки от тока неболанса:
Принимаем ток срабатывания защиты Iс.з = 16896 А.
Тогда ток срабатывания реле:
Время срабатывания защиты принимаем равным 0 с.
Расчет защит для двух секций шин сводим в таблицу 26.
Таблица 26 – Расчет защиты шин
Наименование величины
Максимальный ток короткого замыкания
Максимальный ток небаланса
Ток срабатывания защиты
Ток срабатывания реле
Коэффициент чувствительности
8. Расчет релейной защиты трансформаторов
На трансформаторе обязательно устанавливается газовая защита на базе терминала защит REF 541.
Для защиты трансформатора необходимо рассчитать максимальную токовую защиту и дифференциальную защиту трансформаторов.
По отстройки от самозапуска:
Данный ток срабатывания защиты но приведенный к стороне ВН при минимальном коэффициенте трансформации трансформатора за счет РПН:
По условию согласования с защитой ввода:
Принимаем уставку 2.3 А ток срабатывания будет 460 А.
Рассчитаем дифференциальную защиту для трансформатора:
Глубокая отстройка от бросков тока намагничивания позволяет в цифровых реле минимальный дифференциальный ток срабатывания защиты (Idmin) принять равным 30% номинального тока трансформатора
Для установки принимаем защиту SPAD346C которая имеет следующую характеристику защиты изображенную на рисунке 8.
Рисунок 8 – Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением
Для расчета необходимо определить ток неболанса обусловленный погрешностью трансформатора тока и регулированием напряжения силового трансформатора:
где – относительная погрешность по току трансформаторов тока;
Uрег – относительна погрешность по напряжению трансформатора;
fвыр – относительная погрешность выравнивания токов в плечах защиты.
Дифференциальный ток срабатывания защиты:
где Котс – коэффициент отстройки принимается равным 11.
Уставка определяющая тормозную характеристику:
где Iв = 2 – установка второго сгиба характеристики срабатывания о.е.
Ток срабатывания дифференциальной отсечки:
где Котс – коэффициент отстройки равный 11;
Iквmax – ток к.з. на стороне 10 кВ приведенный к высокой стороне.
Рассчитаем дифференциальную защиту трансформатора:
Принимаем ток срабатывания защиты Iд.ср.пр = 05 о.е.
Принимаем значение основнойуставкиРпр = 04 о.е.
Принимаем уставкуSпр = 06 о.е.
Проверяем отстройку от тока небаланса в установившемся режиме:
Расчет уставок защит сведем в таблицу приложения В Г.
В данной главе приняли к установке на ячейки терминалы защиты REF 541 потому что данные виды защит удовлетворяют всем требованиям для защит отходящих фидеров.
В результате расчета на отходящих линиях приняли уставки максимальной токовой защиты защиты от перегрузки и от замыкания на землю. Токовая отсечка будет устанавливаться не на все присоединения т.к. по чувствительности некоторые фидера не проходят.
На секционных и вводных выключателях рассчитали максимальную токовую защиту которая в основной зоне защиты удовлетворяет чувствительности и защиту от перегрузки.
Для трансформаторов рассчитали дифференциальную защиту максимальную токовую защиту и защиту от перегрузки.
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЙТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
В системах электроснабжения промышленных предприятий городов и сельского хозяйства важную роль играют электрические подстанции на которых понижается напряжение и распределяется электроэнергия.
Оборудование подстанций осуществляется в соответствии с ПУЭ которые предусматривают соответствующие меры безопасности для обслуживающего персонала.
Основными факторами влияющими на безопасность оперативного и обслуживающего персонала подстанции являются:
-опасность прямого поражения электрическим током при обслуживании различного рода электрооборудования установленного на данной подстанции;
-опасность поражения электротоком от нетоковедущих частей электрооборудования находящихся под напряжением вследствие повреждения изоляции при прикосновении к корпусам электроустановок находящихся под напряжением в случае неудовлетворительного состояния заземления;
-пожароопасность электрооборудования вызванная наличием в изоляции горючих материалов и веществ изоляционных трансформаторных масел компаундов и т.д.;
-поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
-опасность поражения электрическим разрядом грозовых перенапряжений (молнией) проникновение (занос) электрических потенциалов в здания подстанции при грозах;
-поражение обслуживающего персонала находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;
-выброс и растекание по территории подстанции трансформаторного масла при авариях и неисправностях в трансформаторе;
-влияние электрического и магнитного полей на живые организмы;
-возможность падения персонала с высоты;
-возможность поражения персонала при проведении оперативных переключений;
подстанция 11010 кВ произведена с соблюдением норм правил инструкций и государственных стандартов.
Персонал должен всегда соблюдать МПОТ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний и все инструктажи по охране труда и пожарной безопасности;
Во всех цепях РУ 110 кВ предусматривается установка разъединяющих устройств с видимым разрывом обеспечивающих возможность отсоединения аппаратов каждой цепи от сборных шин и других источников напряжения. Обозначение фаз и ошиновки РУ выполнено в соответствии с ПУЭ. Также для ОРУ обеспечена установка сетчатых и смешанных ограждений токоведущих частей и открыто установленных трансформаторов выполненная на высоте 2 м от защищаемых аппаратов.
РУ подстанции подъездные пути оборудованы электрическим освещением для чего используются светильники с лампами типа ДРЛ с номинальной мощностью 250 кВт.
Комплектные РУ для внутренней установки (КРУ) состоят из шкафов в отдельных отсеках которых установлено электрооборудование. При выкатывании тележки с выключателем специальные шторки автоматически ограждают токоведущие части находящиеся под напряжением и закрывают доступ к ним людей.
При невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110 кВ съёмные экраны при ремонтных работах.
На подстанции соблюдены все требуемые по ПУЭ [1] расстояния между расположением токоведущих частей и зданиями или сооружениями расстояния между токоведущими частями разных цепей а также противопожарные расстояния и расстояния необходимые для обслуживания и замены оборудования.
Фундаменты под силовые трансформаторы и некоторые маслонаполненные аппараты выполнены из несгораемых материалов. Обеспечен проезд автотранспорта по спроектированным автодорогам к порталам зданиям щитов управления КРУ.
Регулярно проводятся мероприятия по обучению персонала подстанции противопожарному минимуму пожарный инструктаж и противопожарные проверки оборудования подстанции.
ОРУ и вся территория подстанции защищается от прямых попаданий молнии при помощи спроектированных стержневых молниеотводов.
Защита изоляции 110 кВ оборудования от волн атмосферных перенапряжений выполняется ОПН. Для защиты изоляции 10 кВ используются ОПН устанавливаемые на шинных мостах трансформаторов 10 кВ и в ячейках КРУ.
Территория подстанции ограждена внешним забором высотой 25 м.
На подстанции имеются помещения ОПУ (оперативный пульт управления) ЗРУ (закрытое распределительное устройство) ЩСН и ЩПТ (щит собственных нужд и щит постоянного тока) АБ (аккумуляторной батареи) в помещении ЗРУ используется искусственное освещение а в остальных помещениях искусственное и естественное.
Для освещения данных помещений применяются лампы типа PHILIPSL 18 W (цокльG 12 18 W 1100 лм) (люминисцентная белого света) тип светильника ЛПО46-4*18 Opal. Разряд зрительной работы в данных помещениях 3. По данным СанПиН 2.2.12.1.1.1278-03 Гигиенические требования к естественному искусственному и совмещённому освещению жилых и общественных зданий [8].
Таблица 27-Нормируемые показатели естественного искусственного и совмещенного освещения производственных помещений
Рабочая поверхность и плоскость нормированная КЕО и освещенности (Горизонтальная) и высота плоскости над полом
Естественное освещение КЕО при боковом освещении %
Совмещённое освещение КЕО при верхнем или комбинированном освещении %
Искусственное освещение освещённость лк
Лаборатории научно-технические: термические физические спектрографические стилометрические фотометрические микроскопные рентгеновские рентгеноструктурного анализа механические радиоизмерительные электронных устройств.
Высота подвеса светильников 4 метра.
Метод коэффициента использования являлся базовым методом ручного расчета освещения и широко применялся в проектной практике позволяя быстро оценить предлагаемое решение.
Основными допущениями метода являются:
однородность (т.е. равномерное распределение) светимости отражающих поверхностей (как вторичных излучателей) окружающих освещаемое помещение;
диффузность (т.е. ламбертовский характер) светимости этих поверхностей;
усреднение коэффициентов отражения по отражающим поверхностям.
Приведем пример расчета освещения для помещения ЗРУ-10 кВ 1 с 10 кВ.
Помещение: серые стены; пол с хризолит - бетонными плитами;
a = 15 м; b = 6 м; h = 4 м; h 2 = 0.8 м.
Коэффициенты отражения потолка-70 стен-50 пола-20.
Светильник: ЛПО46-4х18 Lu расчетная высота подвеса - 50 мм.
Лампы: люминесцентные PHILIPS 18 Вт Фламп = 4400 лм (в одном светильнике 4 лампы).
Нормы: освещенности производственных помещений на рабочей плоскости 500 лк.
Определение площади помещения:
где а - длина помещения; b - ширена помещения.
Определение индекса помещения:
- высота подвеса светильника;
- расстояние от пола до рабочей поверхности.
Определение требуемого количества светильников:
Е - освещенность лк;
k - коэффициент запаса (k = 13 - 17);
z - коэффициент неравномерности освещения ( );
n - число ламп в одном светильнике;
- световой поток лампы лм;
- коэффициент использования светильника.
Для данного помещения требуется не менее 11 светильников равномерно распределенных по поверхности потолка а фактический установлено 14 следовательно норма по освещённости выполняется.
Производим аналогичные расчёты для остальных помещений подстанции и результаты расчета сводим в таблицу 28.
Таблица 28-Резултаты расчета освещённости помещений подстанции
Каталожные и расчётные данные
Наименование помещения
Площадь помещения Sпм2
Продолжение таблице № 28
Источник света тип мощность Вт
Расчётное количество светильников шт.
Фактическое количество светильников шт.
2. Расчет заземляющего устройства
-ГОСТ Р 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты [5]
-ГОСТ 12.1.030-96 Электробезопасность. Защитное заземление зануление[6]
-ГОСТ 12.1.019-96 Электробезопасность. Общие требования
-ПУЭ 6 и 7 редакция все действующие разделы [1]
В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю возникают значительные потенциалы опасные для людей находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.
К основному заземлителю в общем случае присоединяют:
- вспомогательные заземлители;
- нейтрали трансформаторов подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;
- металлические части электрического оборудования нормально не находящиеся под напряжением но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции например основания и кожухи электрических машин трансформаторов аппаратов токопроводов металлические конструкции РУ ограждения и т.п.;
- вторичные обмотки измерительных трансформаторов нейтрали обмоток 380220 В силовых трансформаторов.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленнойнейтралью Ом с учетом сопротивлений естественных и искусственных заземлителей.
Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения так или иначе соединенных с землей например стальных каркасов зданий арматуры железобетонных оснований труб любого назначения и т.п.
Будем проводить расчет заземляющего устройства без учета естественных заземлителей. Их сопротивление примем в счет повышения надежности.
-Заземление открыто устанавливаемого оборудования выполняется путем присоединения его выводов заземления к проектируемому заземляющему устройству подстанции стальной полосой сечением 40 х 4 мм.
Эквивалентное удельное сопротивление грунта – влажного суглинка составляет 100 Ом.м. Местность относится ко II климатической зоне.
В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 16 мм длиной 3 м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 1 м от поверхности земли. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 10 м.
Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40 x 4 мм2 прокладываемый на глубине 1 м от поверхности земли.
Так как заземлители проложены в слое сезонных изменений то удельное сопротивление грунта в слое сезонных изменений соответствующее сезону года когда сопротивление заземляющего устройства принимает наибольшее значение
где – коэффициент сезонности; = 27 для II климатической зоны для нормальной влажности грунтовглубина промерзания грунта 2 метра.
-= 100 27 = 270 Омм;
Эквивалентное удельное сопротивление грунта в месте расположения вертикального электрода
Рисунок 9 - Размеры траншеи и расположение электродов относительно ее дна.
где и – длины частей электрода находящихся соответственно в первом и втором слоях земли (с учетом глубины траншеи и толщины слоя сезонных изменений);
и – удельные электрические сопротивления этих слоев.
Расчетное сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода
где d = 16 мм = 0016 м – диаметр электрода;
t = 15 + 1 = 25 м – глубина заложения (до середины электрода);
Сопротивление растеканию горизонтального заземлителя заложенного на глубине 1 м от уровня земли (шины поставленной на ребро):
d = 05. в = 05 40 = 20 мм = 002 м – высота электрода;
Сопротивление растеканию тока принятого группового заземлителя
При размещении 62 вертикальных электродов группового заземлителя по прямоугольному контуру при отношении расстояния между электродами к их длине равном 33 коэффициенты использования вертикальных и горизонтального электродов соответственно .
Это сопротивление меньше требуемого. Но так как разница положительно влияет на безопасность то принимаем этот результат как окончательный.
Таким образом заземляющее устройство подстанции «Поклевская» состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 08 – 1 м от фундаментов или оснований оборудования.
Защитные и рабочие заземлители отводят в землю ток промышленной частоты и их сопротивление является стационарным тогда как через средства грозозащиты проходит ток молнии который имеет импульсную форму. При стекании с заземлителей больших токов молнии в землю вблизи поверхности электродов создаются очень высокие напряженности электрического поля под воздействием которых пробивается слой земли прилегающий к поверхности электрода. Вокруг электрода образуется проводящая зона искрения которая как бы увеличивает поперечные размеры электрода и тем самым снижает его сопротивление. Однако наибольший эффект снижения сопротивления за счет искрения имеет место только в том случае когда электроды имеют небольшие размеры и их индуктивное сопротивление практически не влияет на процесс отвода тока в землю. Такие заземлители называются сосредоточенными.
Следовательно на подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня а у каждого ОПН – по одному стержню.
К заземляющим устройствам ОРУ присоединены заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции. Внутренний контур заземляющего устройства модульного здания присоединяется к наружному контуру.
Для выравнивания потенциалов у входов и въезда на территорию подстанции нужно установить два вертикальных заземлителя и присоединить их к внешнему горизонтальному заземлителю напротив входов и въезда. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3 м а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.
Для выравнивания потенциалов у входов зданий прокладываются проводники на расстоянии 1 м и 2 м от внешнего контура заземления зданий на глубине 1 м и 15 м соответственно.
Эти неучтенные заземлители уменьшают общее сопротивление заземления проводимость их идет в запас надежности.
Все соединения элементов заземляющего устройства выполняются сваркой внахлестку. Сварочный шов накладывается в два слоя по всем сторонам соединений.
3.Пожарная безопасность
Постановление Правительства РФ от 25.04.2012 N 390 "О противопожарном режиме"
Согласно НПБ 105-03 [7] помещение подстанции в отношении взрывоопасной и пожарной опасности относится к категории А (взрывопожаро-опасная). Горючие газы легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 28 оС в таком количестве что могут образовывать взрывоопасные парогазовоздушные смеси при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающее 5 кПа.
Требования взрывной взрывопожарной и пожарной безопасности в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91 [4] выполняются следующим образом.
Места подсоединения водяных и масляных трубопроводов герметичны. Место установки двигателя оборудуется рабочей и аварийной вентиляцией (обеспечивается потребителем при необходимости).
Вследствие применения открытого огня для работы и освещения рабочих мест применения неисправных осветительных приборов разведения открытого огня для подогрева внутри помещения двигателя и в случае отсутствия заземления в помещении может возникнуть пожар. Для обеспечения своевременной эвакуации людей
в случае возгорания и пожара предусмотрено:
- Ширина центральных въездных ворот – 6 метров
- Ширина проходов в пролете – 3 метра
- Максимальное удаление рабочего места от выхода – 100 м
Возможные причины возгорания:
- Короткое замыкание электрической цепи
- Самовозгорание обтирочного материала (ветоши)
- Возгорание материалов вследствие небрежного обращения с огнем
(курение на рабочем месте и т.п.)
- Возгорание материалов вследствие неправильного хранения горючих веществ на рабочем месте и в отделении приготовления СОЖ
- Возгорание электропроводки из-за применения не стандартных (не калиброванных) плавких вставок.
В качестве средств пожаротушения на подстанции предусмотрено:
- Угле-кислотные огнетушители ОУ-5 и ОУ-3
- ящики с песком объемом 1м3 у маслонаполненного оборудования
Пожарный инвентарь размещен на видных местах имеет свободный доступ и не служит препятствием при эвакуации людей при пожаре.
4. Условия труда работников
Проект соответствуют «Гигиеническим критериям оценки и классификации условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной тяжести и напряженности трудового процесса».
Категория труда – IIа [10] Р 2.2.755-99 «Гигиенические критерии оценки и классификация условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной тяжести и напряженности трудового процесса»
Конструкция оборудования и организации рабочих мест заложенные в дипломный проект исключают длительное – более 20% от общего времени нахождения в вынужденной рабочей позе с наклоном туловища свыше 30°.
Технологический процесс и конструкция оборудования обеспечивают возможность чередования статистических и динамических мышечных напряжений.
Для снижения тяжести труда при работе на оборудовании в дипломном проекте предусмотрена механизация трудоемких процессов
перемещения тяжелых грузов и различных конструкций.поднимаемого и перемещаемого станочником груза вручную не должна превышать для мужчин – 20 кг а для женщин – 10 кг. [10]
5.Вентиляция и отопление
При проектировании системы отопления и вентиляции основными вредными производственными факторами как уже было сказано выше являются пары СОЖ и технологических смазок пары аккумуляторов.
На подстанции для отопления в холодный период года используются конвекторы с терморегуляторами температура нагрева от 35 до 80°С.
Для оздоровления воздушной среды производственных помещений используется обще обменная вентиляция которая осуществляет удаление загрязненного или нагретого и подачу свежего воздуха. Используется естественная вентиляция.
В помещении аккумуляторной батареи используется механическая приточно-вытяжная вентиляция обеспечивающая оптимальные условия согласно ГН 2.2.5.1313-03 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны [3].
6. Мероприятия по производственной санитарии
Микроклимат производственных помещений
Санитарно-гигиенические условия работы в электроустановках определяются условиями микроклимата в помещениях наличием пыли или её отсутствием газов шума вибрации.
Созданию нормальных условий труда на производстве согласно СанПин 2.24.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» [9] способствует комплекс санитарно-гигиенических мероприятий. Объем и площадь производственных помещений приходящихся на одного рабочего ≥ 45м3 [9].
Дежурный персонал в помещении персонала поддерживается определенная температура при помощи нагревательных приборов:
а) летом 20-250С с влажностью 40-60% и скоростью движения воздуха от 02 до 05 мс [9];
б) зимой 17-190С с влажностью воздуха от 40-60% и скоростью движения воздуха не более 03 мс [9].
Экологические проблемы традиционной энергетики
Основным способом получения энергии на сегодня является сжигание угля нефти (мазута) природного газа горючих сланцевна тепловых станциях (ТЭС). Примерно 70% электроэнергии вырабатывается на ТЭС. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) кроме электрической электроэнергии вырабатывают тепловую энергию в виде подогретой воды и пара.
Влияние тепловой энергетики на окружающую среду зависит от вида используемого топлива. Наиболее чистым топливом является природный газ далее следуют нефть (мазут) каменный уголь бурый уголь сланцы.
В результате работы ТЭС в связи с недостаточной очисткой топочных газов и сжиганием низкосортного топлива в атмосферу поступают различные газообразные загрязнители: основные из них: угарный газ (СО) углекислый газ (СО2) оксиды азота (NO NO2) углеводороды (CmHn) а также высокотоксичное вещество бензапирен. ТЭС работающие на угле являются также источником выбросов диоксида серы (SO2). Поступление загрязнителей в атмосферу вызывает массу экологических проблем (парниковый эффект смоги кислотные дожди нарушение озонового слоя и др.).
При сжигании угля образуются также зола и шлаки для складирования которых требуются огромные территории земель. Зола и шлак в некоторых случаях содержат в своем составе кроме нетоксичных составляющих тяжелые металлы радиоактивные элементы которые разносятся ветром и накапливаются на прилегающей территории.
ТЭС является источником теплового загрязнения. Вода используемая для охлаждения агрегатов проходит охлаждение в градирнях прудах–охладителях и зачастую недостаточно охлажденная сбрасывается в водные объекты обусловливая их тепловое загрязнение. Выбросы большого количества тепла и углекислого газа способствуют повышению температуры на Земле.
Радиоактивные отходы образуются на всех стадиях топливно-энергетического цикла и требуют специальных методов обращения с ними. Наиболее опасным является отработанное в реакторе топливо. В процессе выгорания ядерного топлива выгорает лишь 05 – 15% остальную массу составляют радиоактивные отходы. Часть их подвергается переработке основная же масса – захоронению. Технология захоронения очень сложная и дорогостоящая.
АЭС является источником теплового загрязнения. На единицу выпускаемой продукции на АЭС в атмосферу выбрасывается в 2 – 25 раза больше тепла чем на ТЭС. Объем подогретых вод на АЭС также значительно больше.
Гидравлические электростанции используют возобновляемую энергию падающего потока воды которая потом преобразуется в электрическую.
Основные экологические проблемы ГЭС связаны с созданием водохранилищ и затоплением значительных площадей плодородных земель.
С созданием водохранилищ нарушается миграция проходных рыб к своим обычным нерестилищам. Много рыбы погибает при попадании в лопасти турбин.
В водохранилищах снижается степень проточности воды интенсивности водообмена что приводит к накоплению загрязнителей ухудшению качества воды также увеличивается количество органических веществ за счет ушедших под воду экосистем (древесина другие растительные остатки гумус почв и.т.д.).
При создании водохранилищ снижается приток пресной воды в моря озера куда впадают эти реки это приводит к снижению уровня воды в морях увеличению солености воды гибели многих видов рыб.
Развитие энергетики на данный момент оказывает пагубное воздействие на окружающею среду. Выходом для общества из этой ситуации должны стать: внедрение новых технологий (по очистке рециркуляции выбросов; по переработке и хранению радиоактивных отходов и др.) распространение альтернативной энергетики и использование возобновляемых источников энергии
Анализ влияния подстанции на экологические системы
ПС 11010 Поклевская располагается в посёлке Троицком Талицкого района на улице Энергетиков предназначена для приёма преобразования трансформации передачи распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.
Рисунок10 Схема потребления ресурсов и образования отходов при работе подстанции.
Как видно из рис. 10 при работе подстанции возникают следующие виды отходов:
Энергетические отходы
ЭМИ (электромагнитное излучение) вредное действие магнитного поля на живые организмы и в первую очередь на человека проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 Ам возникающих на расстояниях до 1-15 м от проводов фаз ВЛ и представляет опасность при работе под напряжением.
Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую центральную и периферийную нервные системы мышечную ткань и другие органы. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его воздействия.
Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (18 м над уровнем земли); 5 кВм – время пребывания неограниченно; 10 кВм – 180 мин; 15 кВм – 90 мин; 20 кВм – 10 мин; 25 кВм – 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.
Шум относится к неблагоприятным факторам производственной и внешней среды. Источниками шума на подстанции могут быть силовые трансформаторы электродвигатели обдува трансформаторов привода высоковольтных выключателей коронирование токоведущих частей.
Воздействие шума на организм человека вызывает изменения прежде всего в органе слуха нервной и сердечно-сосудистой системе. Звуковой диапазон частоты который воспринимает ухо человека составляет 16 Гц-20 кГц (слышен звук). Звуковые колебания с частотой ниже 16 - 20 Гц называют инфразвуковими выше 20 кГц - ультразвуковыми.
При ремонте и обслуживании электрооборудования подстанции также образуются материальные производственные отходы: промасленная ветошь лом изоляторов изоляция проводов и кабелей. Опасность отходов определяется их физико-химическими свойствами а также условиями их хранения или размещения в окружающей среде.
В виду значительного износа оборудования имеются периодические утечки трансформаторного масла из маслонаполненного оборудования и как следствие загрязнение почвы. К токсичным веществам в трансформаторном масле можно отнести компоненты полихлорированныхбифенилов широко применяющихся в качестве добавки к трансформаторным маслам.
В нашей стране на протяжении многих лет эксплуатировалось электротехническое оборудованиезаполненноемаслом на основе полихлордифенилов (ПХД) содержащим хлора до 55%. Предельно-допустимая концентрация для воздуха рабочей зоны (ПДК) принята равной 10 мгм3 что позволяет отнести это вещество к I классу опасности. Являясь чрезвычайно устойчивыми соединениями диоксиноподобные вещества способны накапливаться в почве растениях животных и в организме человека. При достижении определенного уровня накопления этих соединений в организмах происходят опасные генетические изменения последствия которых непредсказуемы. Полихлордифенил воздействует практически на все органы.
Загрязнение почвы нефтепродуктамивлияет на весь комплекс морфологических физических физико-химических биологических свойств почвы определяющих ее плодородные и экологические функции. Почвы насыщенные нефтепродуктами теряют способность впитывать и удерживать влагу. Гидрофобные частицы нефтепродуктов затрудняют поступление влаги к корням растений что приводит к их физиологическим изменениям. Изменение физических свойств почвы приводит к вытеснению воздуха нефтепродуктами нарушению поступления воды питательных веществ что является главной причиной торможения развития роста растений и их гибели.
Изоляция (стекло фарфор полиэтилен винил) принадлежат к устойчивым загрязнителям которые долго хранятся в природе и имеют больший период полураспада.
Промасленная ветошь относится к отходам III класса опасности и требует особых условий хранения так как содержащиеся в ней нефтепродукты создают опасность самовозгорания ветоши. По действующему природоохранному законодательству захоронение отходов III класса опасности в том числе промасленной ветоши – запрещено. Такие отходы подлежат переработке но так как в настоящее время в нашей стране нет однозначно разрешенной и эффективной технологии переработки нефтесодержащих отходов на уровне Российской Федерации то вся масса таких отходов просто накапливается на предприятиях.
Таким образом работа подстанций оказывает негативное воздействие на окружающую среду и требует разработки и внедрения мероприятий по утилизации отходов.
Пути экологизации проекта
Минимизация (утилизация) энергетических и материальных отходов может быть достигнута различными способами.:
Существует три основных типа методов защиты от воздействия ЭМИ:
защита временем т. е. сокращение времени контакта с источниками ЭМИ что приводит к уменьшению энергетической экспозиции;
защита расстоянием т. е. создание зоны контролируемого доступа вокруг источника ЭМИ увеличение расстояния от источника ЭМИ до защищаемых объектов и т. п.;
применение технических средств коллективной и индивидуальной защиты экранирование т. е. снижение интенсивности ЭМИ за счет преломления отражения иили поглощения энергии падающего поля путем сооружения экранирующих конструкций и ношения специальной одежды.
Защита от шума должна обеспечиваться такими методами как применение звукоизолирующих кожухов на шумных агрегатах; акустических экранов глушителей шума в системах вентиляции кондиционирования воздуха и в аэрогазодинамических установках и т.д.
При выборе технологического оборудования следует отдавать предпочтение малошумному оборудованию шумовые характеристики которого установлены в соответствии с ГОСТ 12.1.023. Размещение технологического оборудования должно осуществляться с учетом снижения шума на рабочих местах в помещениях и на территориях путем применения рациональных архитектурно-планировочных решений.
Отработанные изоляционные материалы (фарфор стекло полиэтилен и.т.д) должны быть отправлены на переработку или утилизацию в специализированные организации.
Утилизация промасленной ветоши происходит с помощью сжигания так как она не подлежит переработке.
В данном проекте рассматривается замена устаревшего оборудования на современные аналоги. Новое оборудование будет требовать значительно меньше ремонтов и как следствие значительно меньше послеремонтных отходов. В данном проекте предусмотрена замена масляных выключателей на вакуумные. Масляные выключатели в процессе эксплуатации в виду сильного износа периодически начинают давать утечки масла по валам. В связи со снятием масляных выключателей с производства отмечается нехватка запасных частей а эксплуатация данных выключателей с низким уровнем масла не допускается. Последнее приводит зачастую (в виду регулярной доливки) к постоянному загрязнению почвы нефтепродуктами. Кроме того нефть относится к невозобновимым топливно-энергетическим ресурсам требующим экономного и разумного их расходования.
Таким образом при внедрении данного проекта будут снижены загрязняющие выбросы в почву послеремонтные отходы будут более рационально использоваться топливно-энергетические ресурсы.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
1. Стоимость оборудования
Целью проекта является определение ожидаемой экономической эффективности от реконструкции КРУ-10 кВ с заменой основного оборудования производим замену ячеек КРУ высоковольтных выключателей измерительных трансформаторов тока и напряжения токоведущих частей ограничителей перенапряжений на современные аналоги. Стоимость монтируемого и демонтируемого оборудования представлена в таблице 29.
Таблица 29-Стоимость монтируемого и демонтируемого оборудования
Наименование оборудования
Стоимость оборудования руб.
Монтируемое оборудование
Вакуумные выключатели
Измерительные трансформаторы тока
Измерительные трансформаторы напряжения
Ограничители перенапряжения
Шина алюминиевая прямоугольного сечения 4 метровая
Демонтируемое оборудование
Продолжение таблицы № 29
В современной энергетической отрасли имеет место тенденция к увеличению надёжности электрооборудования которую в полной мере может обеспечивать современное оборудование. Которое по своим характеристикам значительно превосходит установленные на нашей подстанции аналоги.
2. Капитальные затраты
Затраты на разработку (НИР и ОКР):
Общая стоимость устанавливаемого оборудования:
Коб.м= 8006250 + 549000 + 3564000 + 535000 + 91060 +
+ 25948125 + 245118 + 4000 + 3300 = 1325720925 руб.
Общая начальная стоимость демонтируемого оборудования:
Коб.д.нач= 5760750 + 2755750 + 465000 + 81600 + 37800 +
+ 245118 + 4000 +3300= 935331800 руб.
Общая остаточная стоимость демонтируемого оборудования:
Коб.д.ост= 3768500 + 2011250 + 335000 + 56600 + 120000 +
+ 2500 + 2500 = 629635000 руб.
Затраты на демонтаж:
Кдем= Коб.д.остm1 ( 72 )
Кдем = 6296350 · 005=31481750 руб.
где m1 - коэффициент нормативных затрат на демонтаж m1= 005.
Затраты на монтаж и наладку:
Кн = 1325720925 · 015 = 198858139 руб.
где m2 - коэффициент нормативных затрат на монтаж и наладку m2= 015.
Транспортные расходы:
Ктр= Коб.м·m3 ( 74 )
Ктр =1325720925 · 015 = 198858139 руб.
где m3- коэффициент нормативных затрат на транспортировку оборудования m3=015.
Дополнительные капитальные затраты:
KΣ = Книр+Коб.м+Кдем+Кн+Ктр-Коб.д.ост( 75 )
KΣ= 15000 + 1325720925 + 31481750 + 198858139 + 198858139 – 6296350 = 1126783953 руб. ( 9.3 )
3. Эксплуатационные расходы
Эксплуатационные расходы до установки нового оборудования. Амортизационные отчисления:
За1=n1Коб.д.нач ( 76 )
За1= 019353318 = 93533180руб
где n1 = 10 % - норма амортизации.
Затраты на ремонт и обслуживание старого оборудования. В связи с тем что старое оборудование устарела и сильно изношено ему необходимо проводить регулярные ремонты и высоковольтные испытания для этого в Талицком РЭС имеется бригады электромонтёров по ремонту подстанций и по высоковольтным испытаниям.
Часовая ставка электрика 5-го разряда без учета уральского коэффициента - 180 рубчас электрика 4-го разряда без учета уральского коэффициента - 160 рубчас электрика 3-го разряда без учета уральского коэффициента - 140 рубчас электрика 2-го разряда без учета уральского коэффициента - 120 рубчас.
Затраты на зарплату электромонтёрам за 1 год при ремонтах и высоковольтных испытаниях КРУ-10 кВ:
Ремонт КРУ-10 кВ выполняет бригада из 6 человек один 5-го разряда два 4-го и три 3-го разряда по 8 часов 2 раза в год.
З31 5-го = 2 8 115 180 = 331200 руб.
З31 4-го = 2 8 115 320 = 588800 руб.
З31 3-го = 2 8 115 420 = 772800 руб.
Вывод в ремонт и включение в работу КРУ-10 кВ выполняет бригада из 2 человек 5-го и 4-го разряда 2 раза в год.
З31 5-го = 2 4 115 180 = 165600 руб.
З31 4-го = 2 4 115 160 = 147200 руб.
Высоковольтные испытания КРУ-10 кВ выполняет бригада из 3 человек 4-го 3-го и 2-го разряда 4 часа 1 раз в год.
З31 4-го = 1 4 115 160 = 73600 руб.
З31 3-го = 1 4 115 140 = 64400 руб.
З31 2-го = 1 4 115 120 = 55200 руб.
Вывод в ремонт и включение в работу КРУ-10 кВ выполняет бригада из 2 человек 5-го и 4-го разряда 1 раз в год.
З31 5-го = 1 4 115 180 = 82800 руб.
Ремонт выключателей 10 кВ выполняет бригада из 2 человек 4-го и 3-го разряда по 4 часа 2 раза в год.
З31 4-го = 2 4 115 3360 = 3091200 руб.
З31 3-го = 2 4 115 2940 = 2704800 руб.
Вывод в ремонт и включение в работу выключателей 10 кВ выполняет бригада из 2 человек 5-го и 4-го разряда.
З31 5-го = 2 1 115 3360 = 772800 руб.
З31 4-го = 2 1 115 2940 = 676200 руб.
Ремонт кабельных воронок 10 кВ выполняет бригада из 2 человек 4-го и 3-го разряда по 2 часа 1 раз в год.
З31 4-го = 1 2 115 320 = 73600 руб.
З31 3-го = 1 2 115 280 = 64400 руб.
Вывод в ремонт и включение в работу КЛ-10 ТСН-1 и КЛ-10 ТСН-1 выполняет бригада из 2 человек 5-го и 4-го разряда.
З31 5-го = 1 1 115 180 = 20700 руб.
З31 4-го = 1 1 115 160 = 18400 руб.
Ревизию шинных мостов 10 кВ выполняет бригада из 2 человек 3-го разряда по 4 часа 1 раз в год.
З31 3-го = 1 4 115 280 = 128800 руб.
Вывод в ремонт и включение в работу трансформаторов 11010 кВ выполняет бригада из 2 человек 5-го и 4-го разряда.
З31 5-го = 1 3 115 180 = 62100 руб.
З31 4-го = 1 3 115 160 = 55200 руб.
4. Расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе или неселективном срабатывании средств автоматики
Отказ защиты и не отключение выключателя на отходящих линиях приводит к срабатыванию резервной защиты о отключению вводного Qв. Следом за этим произойдет АВР секционного выключателя Qс но поскольку замыкание не устранено АВР будет неуспешным и выключательQc отключится от своей защиты. Таким образом произойдет погашение всей секции шин и потребителей. Длительность перерыва электроснабжения зависит от ряда обстоятельств: наличия или отсутствия постоянного дежурного персонала время на оперативные переговоры осмотр ЗРУ 10 кВ и поиск отказавшей защиты (обычно все начинается с пробного включения выключателя ввода затем отключают все присоединения снова включают ввод и по очереди включают потребителей вплоть до поврежденного фидера).
Ущерб от прекращения электроснабжения рассчитывается по формуле:
где а – постоянная (фиксированная) часть ущерба не зависящая от продолжительности или отсутствия электроснабжения рубкВт:
b – переменная часть ущерба зависящая от вида потребительского сектора рубкВт;
t – продолжительность отсутствия электроснабжения ч;
Р – потребляемая мощность отключенная в результате отказа релейной зашиты кВт.
По данным исследований для промышленного сектора: а = 192 рубкВт;
Определим стоимость ущерба от внезапного прекращения электроснабжения на время 30 минут потребителей питающихся от ПС «Поклевская» с мощностью трансформаторов 32 000 кВА.
Значение Р определим по формуле:
где Кс – коэффициент спроса (одновременности) принимаем равным 05.
Стоимость ущерба для потребителей:
Число отказов релейной защиты в год на одной подстанции при устаревших электромеханических элементах можно принять в среднем равным 03. Тогда среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии промышленным потребителям составит:
5. Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии
Затраты на потребляемую электроэнергию за год определяются по одноставочному тарифу ():
где – тарифная ставка за 1 кВт*час потреблённой электроэнергии в нашем случае = 209 руб;
– потреблённая электроэнергия кВт*час.
Потребление электроэнергии за год на подстанции Поклевская по данным ежемесячных замеров.
Затраты на потребление электроэнергии составят:
Величина экономии электроэнергии при реконструкции может составлять от 12 до 20 %. В среднем по опыту установки эта величина колеблется в районе 12 %. Экономия за год составит 47154 636 руб.
Общие эксплуатационные затраты до внедрения нового оборудования:
Э1 = Зз1+ За1 +Сп.э.год+ Упр( 83 )
Э1= 100234 +93533180 + 1526722428+ 31395840 =154021767 руб.
Эксплуатационные расходы после установки нового оборудования. Амортизационные отчисления:
За2= 01 1325720925 = 132572093руб
где n1= 10% - норма амортизации.
Затраты на ремонт и обслуживание нового оборудования. Так как новое устанавливаемое оборудование более надёжное и долговечное то для него достаточно проводить в два раза меньше ремонтов.
Ремонт КРУ-10 кВ выполняет бригада из 6 человек один 5-го разряда два 4-го и три 3-го разряда по 4 часов 1 раза в год.
З31 4-го = 1 4 115 320 = 147200 руб.
З31 3-го = 1 4 115 420 = 193200 руб.
Вывод в ремонт и включение в работу КРУ-10 кВ выполняет бригада из 2 человек 5-го и 4-го разряда 1 раза в год.
З31 5-го = 1 2 115 180 = 41400 руб.
З31 4-го = 1 2 115 160 = 36800 руб.
Ремонт выключателей 10 кВ кабельных воронок 10 кВ ревизию шинных мостов 10 кВ первый год эксплуатации не производим.
Величина экономии электроэнергии при реконструкции может составлять от 2 до 3 %. В среднем по опыту установки эта величина колеблется в районе 2 %. Экономия за год составит
Общие эксплуатационные затраты после внедрения нового оборудования:
Экономия за 1 год на эксплуатационных расходах:
Э = 154021767 – 1509522468 = 30695202 руб.
6. Экономическая эффективность вложений
Нормативный срок окупаемости для динамично развивающейся отрасли TН=3 года. Фактический срок окупаемости:
TOK = 1325720925 30695202 = 432 >TH.
Коэффициент эффективности:
Основные экономические показатели проекта сведены в таблице 30.
Таблица 30 - Технико-экономические показатели
Эксплуатационные расходы до модернизации
Эксплуатационные расходы после модернизации
Экономия от уменьшения эксплуатационных расходов
Результат проведенного расчета показал что при замене выключателей и измерительных трансформаторов ток увеличивается экономия за счёт снижения эксплуатационных расходов. Затраты на рекнструцию подстанции окупятся за 432года что не на много превышает нормативный срок окупаемости. Но учитывая тот факт что стоимость 1 кВт энергии с каждым годом растёт и время морального износа новейших моделей оборудования меньше можно говорить об экономической целесообразности проекта.
РАЗРАБОТКА ЛИСТОВ РАБОЧЕЙ ТЕТРАДИ ПО МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ
1. Разработка листов рабочей тетради
Одним из важных предметно-знаковых средств обучения получивших в последнее время общее признание у преподавателей и учащихся является рабочая тетрадь. В методике обучения рабочие тетради появились еще в 20-е гг. прошлого столетия. В I960 — 70-е гг. были созданы рабочие тетради по общеобразовательным предметам которые применялись в училищах и техникумах. В настоящее время рабочие тетради по циклу учебных дисциплин вошли в методическую систему обучения. Однако следует признать что широкого применения этот вид средств обучения в профессиональной подготовке специалистов пока не нашел.
Рабочие тетради или листы рабочей тетради являются предметно-знаковыми средствами представляющими методически обработанный систематизированный учебный материал расположенный в определенной логической последовательности. Рабочая тетрадь — особый жанр обучающей литературы призванный активизировать учебно-познавательную деятельность обучающихся. Существенное отличие ее заключается в том что в опорных конспектах учебная деятельность отражается в определенной логике а в рабочей тетради она специально конструируется. Суть конструкта емко выразил Л. Н.Ланда: « обеспечить пооперационное формирование мыслительных процессов». Операции ученый образно представил в виде «кирпичиков мыслительной деятельности». Чтобы сознательно и целенаправленно их формировать у педагога и обучающихся необходимо надежное средство.
В настоящее время у преподавателей и мастеров производственного обучения такого эффективного средства нет. Объясняя новый материал решая с учащимися задачи он не может быть уверен в том что все учащиеся производят именно те операции которые нужны и так как это необходимо и что эти операции складываются у них в ту систему которая требуется. Говоря иначе сегодня педагог профессионального обучения не имеет возможности достаточно полно управлять формированием мыслительной деятельности учащихся.
Цель применения рабочей тетради в профессиональном обучении — обеспечить пооперационное формирование технических понятий способствовать активизации учебно-познавательной деятельности обучающихся. Однако обеспечить успешное пооперационное формирование мыслительных процессов невозможно без разработки средств пооперационного контроля этих процессов.
Основными источниками знаний педагога о ходе усвоения обучающимися технических знаний и умений являются опрос и различного рода проверочные работы. Но опрос требует значительных затрат времени и по отношению к каждому обучающемуся такой опрос носит эпизодический характер. Делая проверку знаний педагог имеет дело главным образом с результатами мыслительной деятельности обучающегося и не имеет возможности проникнуть в самый процесс этой деятельности. Одним из средств управления мыслительной деятельностью являются листы рабочей тетради или сами рабочие тетради. В настоящее время рабочие тетради решают следующие образовательные задачи:
- усвоение технических понятий;
- приобретение практических умений и навыков;
- формирование у обучающихся умений и навыков самоконтроля;
- развитие мышления у обучающихся;
- контроль хода обучения.
Для реализации образовательных задач для рабочей тетради разрабатываются специальные типы заданий-упражнений. Задания построены так что работая над ними обучающийся не может не производить всех операций его ошибка на каждом этапе учебного познания может быть замечена педагогом и исправлена при этом она исправляется в том месте где была совершена. В качестве операций которые необходимо выполнить обучающимися при формировании технических понятий применяются:
- операциональное определение технических понятий;
- вычерчивание чертежей блок-схем принципиальных электрических схем;
- преобразование схем моделей для расчета параметров технических объектов;
- определение элементов конструкции устройств;
- анализ физических процессов режимов работы устройства в
- виде векторных потенциальных временных диаграмм и графиков изменения сигналов;
- преобразование математических формул расчета системы параметров;
- расчет системы параметров устройств по формулам временным и векторным диаграммам и т.д.
Функции рабочей тетради в учебном процессе следующие.
Обучающая. Предполагается формирование у обучающихся необходимых знаний и умений.
Развивающая. Рабочая тетрадь способствует развитию устойчивого внимания. Благодаря рабочей тетради учебный материал легче воспринимается. Рабочая тетрадь может быть инструментом в развитии мышления через специально разработанные задания и упражнения творческого характера.
Воспитывающая. Воспитание аккуратности в ведении конспекта.
Формирующая. Рабочая тетрадь формирует у обучаемых навыки самоконтроля при условии систематического заполнения листов рабочей тетради.
Рационализирующая. Рациональная организация учебного времени и учебной работы обучаемых. При работе с листами рабочей тетради основное время учащихся затрачивается на познание смысла изучаемых понятий описывающих технические объекты и принципы их работы технологические процессы основы технологии производства продукции.
Контролирующая. Рабочая тетрадь может быть использована для контроля знаний и умений обучающихся.рабочей тетради представляет собой тест второго уровня усвоения понятий. При этом у преподавателя появляется возможность осуществлять этот контроль постоянно на определенных этапах урока так как учебный материала в листах рабочей тетради разбит на блоки. [22]
2. Обоснование разработки листов рабочей тетради
Листы рабочей тетради данного дипломного проекта предназначены для обучения работников работающих на оборудовании подстанции а также для самоподготовки работников после введения в работу новых микропроцессорных защит а так же последующей проверки знаний работников.
3. Листы рабочей тетради
Лист рабочей тетради по общая характеристики терминала защиты REF 541
Терминалы защиты фидеров REFможно использовать с различными схемами РУ
Функции защиты фидеров REFпредназначены для различных типов сетей:
Функциональные возможности терминала REF 541 зависят от:
Лист рабочей тетради по функциям и методики выбора и расчёта уставок терминала защиты REF 541
Терминал защиты REF 541 может контролировать:
Ступени токовой защиты:
Лист рабочей тетради по методики выбора и расчёта уставок ёмкостных токов терминала защиты REF 541
Время срабатывание защиты от перегрузки выбирается в пределах:
На секционных и вводных выключателей основной защитой является
В данной выпускной квалификационной работе были рассмотрены вопросы реконструкции ПС 11010 кВ «Поклевская» которая необходима из-за износа оборудования.
Данная работа посвящена повышению надёжности системы электроснабжения Талицких электрических сетей. Актуальность реконструкции ПС 11010 кВ «Поклевская» заключается в значительном износе установленного оборудования.
На подстанции производим выбор нового электрооборудования для надежной работы системы и для экономий электроэнергии. Все электрические устанавливаемые аппараты проверены по условиям термической и электродинамической стойкости. При этом электрические аппараты в системе электроснабжения надежно работают как в нормальном длительном режиме так и в условиях аварийного кратковременного режима простоты и компактны в конструкции удобны и безопасны в эксплуатации.
Проектом принята комплектное распределительное устройство фирмы ЭТЗ «Вектор» D-12 PL.
Вакуумные выключатели типа BBTEL-10-201600 У2 для секционного и вводов и BBTEL-10-201000 У2 для присоединений.
Измерительные трансформаторы тока типа ТОЛ-10 и трансформаторы напряжения типа НАМИ-10.
Так как надёжная работа электроустановок немыслима без развитой энергетической системы то имеет место правильное выполнение и настройка релейной защиты и противоаварийной автоматики. Поэтому в работе произведён выбор релейной защиты и автоматики на микропроцессорных устройствах REF 541 что дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении. В проекте производим расчёт дифференциальной защиты силового трансформатора на терминале SPAD346C от междуфазных коротких замыканиях и расчёт максимальной токовой защиты от внешних коротких замыканий на терминале REF 541.
Для повышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применемаем противоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Их функции в проекте выполняют микропроцессорные устройства защиты REF 541 содержащиеся в программной логической части.
В разделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охраны труда работников разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов. Произведён расчёт заземления и освещения помещений ПС «Поклевская» а так же проанализировано влияние подстанции на окружающею среду и способы минимизации этого влияния.
Отметим что реконструкция ПС 11010 кВ «Поклевская» позволила решить такие проблемы как:
)надежность и бесперебойность работы уставок и системы в целом;
)перспектива внедрения новых технологических комплексов и средств автоматизации.
Таким образом ПС 11010 кВ «Поклевская» отвечает всем требованиям предъявляемым к оборудованию.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Нормативно – правовые акты и правила
Правела устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7.-Новосибирск: Сиб. унив. Изд-во 2010.- 464 с. ил.
ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ ПРАВИЛА по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок
ГН2.2.5.1313-03 предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны.
ГОСТ 12.1.004-96 Пожарная безопасность.
ГОСТ 12.1.019-2009 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
ГОСТ 12.1.030-96 Электробезопасность. Защитное заземление зануление.
Нормы пожарной безопасности НПБ 105-03
СанПиН 2.2.12.1.1.1278-03 Гигиенические требования к естественному искусственному и совмещённому освещению жилых и общественных зданий.
СанПин 2.2.4.548-96 гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.
Р 2.2.755-99 «Гигиенические критерии оценки и классификация условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной тяжести и напряженности трудового процесса»
Справочные материалы
Герасимова В.Г. Орлов И.Н. Электротехнический справочник: 10-е изд. стер.-М.: Издательский дом МЭИ 2007.-ISBN 978-5-383-00082-3 Т.1: Общие вопросы. Электротенические материалы.-2007.-440 с.: ил.
Герасимова В.Г. Орлов И.Н. Электротехнический справочник: 10-е изд. стер.-М.: Издательский дом МЭИ 2007.-ISBN 978-5-383-00083-0 Т.2: Электротехнические изделия и устройства.-2007.-518 с.: ил.
Герасимова В.Г. Орлов И.Н. Электротехнический справочник: 10-е изд. стер.-М.: Издательский дом МЭИ 2007.-ISBN 978-5-383-00338-6 Т.3: Производства передача и распределения электрической энергии.-2007.-964 с.: ил.
Методические материалы
Терминал защиты фидеров REF 541. Техническое описание и инструкция по эксплуатации.
Фёдорова С.В. Кузнецов Ю.В. Шевелев М.М. Методика дипломного проектирования: Учеб.пособие – Екатеринбург : Изд-во Рос. Гос. проф.-пед. ун-та 2004. 67с.
Рожкова Л.Д. Карнеева Л.К. Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций Академия ISBN: 978-5-7695-9713-8 Год: 2013.-448
Андреев В.А. Релейная защита систем электроснабжения в примерах и задачах: Учебное пособие для студентов по направлению инженерной подготовки 650900 «Электроэнергетика» специальности 100400 «Электроснабжение». Оформление. УлГТУ 2007.
Мельников М.А. Релейная защита и автоматика элементов систем электроснабжения промышленных предприятий: учебное пособие М.А. Мельников; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во ТПУ 2008. - 218 с.
Ячейки КРУ D-12 P. Техническое описание и инструкция по эксплуатации.
Вакуумные выключатели BBTEL. Техническое описание и инструкция по эксплуатации.
Тиходеев Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. - 2-е изд. С-Петербург: ПэиПК Минтопэнерго РФ 1999
Эрганова Н. Е. Основы методики профессионального обучения: Учеб.пособие. -2-е изд. и доп. - Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. проф.-пед. ун-та 1999. - 138 с