Вопросы реконструкции линии 10 кВ подстанции "Василево", с заменой масляных выключателей на вакуумные, выбором разъединителей и трансформаторов тока

№

ТП

S_ТП,

_кВА

Тип нагрузки

К_З

S_З,

кВА

Cos

Р_{ТП. З},

кВт

Q_{ТП. З},

кВАр

1

30

Косино

0,8

24

0,9

22

10

2

30

Захарово

0,8

24

0,9

22

10

3

250

Ферма

0,8

200

0,8

150

132

4

100

Бакшейка

0,8

80

0,9

72

35

5

30

Палкино

0,9

27

0,9

24

12

6

30

Емельянка

0,9

27

0,9

24

12

7

180

Коряково

0,7

126

0,9

113

55

8

160

Коряково

0,7

112

0,9

101

49

9

250

ВНС

0,5

125

0,9

113

54

10

400

КНС

0,5

200

0,9

180

87

11

250

Котельная

0,8

200

0,8

160

120

12

250

Котельная

0,8

200

0,8

160

120

1960

1345

1141

697

Участок

Р_n-1,кВт

Q_n-1,кВАр

Р_n-2,кВт

Q_n-2,кВАр

К_О

P, кВт

Q, кВАр

Р_n, кВт

Q_n, КВАр

S_n, кВА

I_уч, А

Отпайка Т12 - 10

Т12-11

-

-

-

-

-

-

-

160

120

200

11,56

Т11-11

-

-

-

-

-

-

-

160

120

200

11,56

11-10

160

120

160

120

0,9

-

-

288

216

360

20,81

Отпайка Т4 - 3

Т4-4

-

-

-

-

-

-

-

72

35

80

4,62

4-3

72

35

150

132

0,9

-

-

199,8

150,3

250

14,45

Отпайка Т4 - 3

Т2-2

-

-

-

-

-

-

-

22

10

24

1,39

Т1-2

-

-

-

-

-

-

-

22

10

24

1,39

2-1

22

10

22

10

0,9

-

-

39,6

18

43,5

2,51

Магистраль Т10 - 0.

Т10-10

-

-

-

-

-

-

-

180

87

200

11,56

10-9

180

87

288

216

0,9

-

-

339,6

232,9

334,12

19,31

9-8

339,6

232,9

113

54

0,9

-

-

407,34

258,21

482,3

27,88

8-7

407,34

258,21

101

49

-

69,5

33,2

476,84

82,2

483,87

27,97

7-6

476,84

82,2

113

55

-

79

37,5

555,84

92,5

563,5

32,57

6-5

555,84

92,5

24

12

-

15

7,3

570,84

104,5

580,33

33,54

5-3

570,84

104,5

150

132

0,9

-

-

648,76

212,85

682,78

39,47

3-1

648,76

212,85

199,8

150,3

0,9

-

-

763,7

363,15

845,65

48,88

1-0

763,7

363,15

39,6

18

-

26,2

11,2

789,9

374,35

873,21

50,47

Нагрузка на головном участке

789,9

374,35

873,21

50,47

Участок

Р_уч,

КВт

Q_уч,

КВАр

I_уч,

А

Провод

R_O,

Ом/км

X_O,

Ом/км

L_уч,

км

R_уч,

км

X_уч,

км

U_уч,

%

Отпайка Т12-10

Т12-11

160

120

11,56

АС-35

0,77

0,37

0,3

0,23

0,11

0,05

Т11-11

160

120

11,56

АС-35

0,77

0,37

0,225

0,17

0,08

0,04

11-10

288

216

20,81

АС-35

0,77

0,37

0,15

0,12

0,06

0,05

Отпайка Т4-3

Т4-4

72

35

4,62

АС-35

0,77

0,37

0,75

0,58

0,28

0,05

4-3

199,8

150,3

14,45

АС-35

0,77

0,37

0,15

0,12

0,06

0,03

Отпайка Т2-1

Т2-2

22

10

1,39

АС-35

0,77

0,37

1,95

1,5

0,72

0,04

Т2-1

22

10

1,39

АС-35

0,77

0,37

0,09

0,07

0,03

0,002

2-1

39,6

18

2,51

АС-35

0,77

0,37

1,28

0,99

0,47

0,05

Магистраль Т10-0

Т10-10

180

87

11,56

АС-70

0,42

0,34

0,75

0,32

0,26

0,08

10-9

339,6

232,9

19,31

АС-70

0,42

0,34

0,68

0,29

0,23

0,15

9-8

407,34

258,21

27,88

АС-70

0,42

0,34

0,225

0,09

0,08

0,06

8-7

476,84

82,2

27,97

АС-70

0,42

0,34

1,43

0,6

0,49

0,33

7-6

555,84

92,5

32,57

АС-70

0,42

0,34

1,58

0,66

0,54

0,42

6-5

570,84

104,5

33,54

АС-70

0,42

0,34

1,8

0,76

0,61

0,5

5-3

648,76

212,85

39,47

АС-70

0,42

0,34

0,9

0,38

0,31

0,31

3-1

763,7

363,15

48,88

АС-70

0,42

0,34

0,9

0,38

0,31

0,4

1-0

789,9

374,35

50,47

АС-70

0,42

0,34

1,43

0,6

0,49

0,66

Потеря напряжения на магистрали

2,89

Потеря напряжения на удалённом трансформаторе

2,89

Суммарная длина магистрали

9,7

Расчётные данные

Каталожные

параметры выключателя

Условия выбора

Выключатель вакуумный ВНВП - 10/320

U_уст = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

U_уст U_ном

I_раб = 50,47 А

I_ном = 320 А

I_раб I_ном

I_КЗ ⁽³⁾ = 0,97 кА

I_{откл. ном.} = 2 кА

I_КЗ ⁽³⁾ I_{откл. ном.}

i_у ⁽³⁾ = 2,059 кА

i_дин = 40 кА

i_уд ⁽³⁾ i_дин

B_К = 0,47 кА²с

I_терм²t_терм = 20²0,3 = 120 кА²с

B_К I_терм² t_терм

Расчётные данные

Каталожные

параметры разъединителя

Условия выбора

Разъединитель РЛНД - 10/200

U_уст = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

U_уст U_ном

I_раб = 50,47 А

I_ном = 200 А

I_раб I_ном

i_у ⁽³⁾ = 2,059 кА

I_дин = 20 кА

I_уд ⁽³⁾ i_дин

B_К = 0,47 кА²с

I_терм²t_терм = 5²10 = 250 кА²с

B_К I_терм² t_терм

Расчётные данные

Каталожные

Параметры трансформатора тока

Условия выбора

Трансформатор тока ТПЛ 10 - 0,5/Р - 75/5

U_уст = 10 кВ

U_ном = 10 кВ

U_уст U_ном

I_раб = 50,47 А

I_ном1 = 75 А

I_раб I_ном1

B_К = 0,47 кА²с

I_терм²t_терм = 3,4²3=34,2кА²с

B_К I_терм² t_терм

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА, фазы

А

В

С

Амперметр

Ваттметр

Варметр

Счетчик активной энергии

Счетчик реактивной энергии

Э-335

Д-335

Д-335

САЗ-И675

СР4-И689

0.5

0.5

0.5

2.5

2.5

-

0.5

0.5

0.5

2.5

2.5

Итого

6.5

6.5

Коэффициент

Температура

Температура

Температура

Температура

Разность температур

загрузки

окружающего

Верхних

слоев

стенки бака

крышки бака

между стенкой и

трансформатора

воздуха

Масла

трансформатора

трансформатора

крышкой бака

30

49,6

42,8

40,9

1,9

15

34,6

27,7

25,3

2,4

0,2

0

19,6

12,7

10

2,7

-15

4,6

-2,4

-5,2

2,8

-30

-10,4

-17,6

-20,6

3

30

56,5

47,6

44,6

3

15

41,5

32,5

28,8

3,7

0,4

0

26,5

17,4

13,5

3,9

-15

11,5

2,3

-1,9

4,2

-30

-3,5

-12,9

-17,4

4,5

30

67,1

54,9

50,1

4,8

15

52,1

39,8

34

5,8

0,6

0

37,1

24,6

18,6

6

-15

22,1

9,5

3,1

6,4

-30

7,1

-5,8

-12,6

6,8

30

80,5

64,3

57

7,3

15

65,5

49,1

40,6

8,5

0,8

0

50,5

33,9

24,9

9

-15

35,5

18,8

9,4

9,4

-30

20,5

3,3

-6,6

9,9

30

96,4

75,5

65

10,5

15

81,4

60,3

48,2

12,1

1

0

66,4

45

32,4

12,6

-15

51,4

29,7

16,6

13,1

-30

36,4

14,1

0,4

13,7

Коэффициент

Температура

Температура

Температура

Температура

Разность

температур

загрузки

окружающего

верхних слоев

стенки бака

крышки бака

между стенкой

и

трансформатора

Воздуха

масла

трансформатора

трансформатора

крышкой бака

30

49,8

43

34,4

8,6

15

34,8

27,9

19,2

8,7

0,2

0

19,8

12,8

4,1

8,7

-15

4,8

-2,2

-10,9

8,7

-30

-10,2

-17,4

-26

8,6

30

56,9

47,8

35,8

12

15

41,9

32,7

20,6

12,1

0,4

0

26,9

17,7

5,5

12,2

-15

11,9

2,6

-9,5

12,1

-30

-3,1

-12,7

-24,7

12

30

67,6

55,3

38

17,3

15

52,6

40,1

22,7

17,4

0,6

0

37,6

25

7,5

17,5

-15

22,6

9,9

-7,4

17,3

-30

7,6

-5,5

-22,7

17,2

30

81,2

64,8

40,7

24,1

15

66,2

49,6

25,3

24,3

0,8

0

51,2

34,4

10,1

24,3

-15

36,2

19,2

-4,9

24,1

-30

21,2

3,7

-20,3

24

30

97,3

76,2

43,9

32,3

15

82,3

60,9

28,3

32,6

1

0

67,3

45,7

13

32,7

-15

52,3

30,4

-1,9

32,3

-30

37,3

14,7

-17,5

32,2

Коэффициент

Температура

Температура

Температура

Температура

Разность

температур

загрузки

окружающего

верхних

слоев

стенки бака

крышки бака

между стенкой и

трансформатора

воздуха

масла

трансформатора

трансформатора

крышкой бака

30

50,1

43,2

34

9,2

15

35,1

28,1

18,8

9,3

0,2

0

20,1

13

3,7

9,3

-15

5,1

-2

-11,2

9,2

-30

-9,9

-17,2

-26,4

9,2

30

57,3

48,1

35,3

12,8

15

42,3

33

20,1

12,9

0,4

0

27,3

17,9

5

12,9

-15

12,3

2,8

-10

12,8

-30

-2,7

-12,4

-25,2

12,8

30

68,1

55,6

37,3

18,3

15

53,1

40,5

3.3.3 Тепловой расчет трансформатора при номинальной загрузке при уровне масла ниже патрубков коллекторов радиаторов

При снижении уровня масла ниже уровня входов в патрубок коллектора радиатора, активная конвекция в радиаторе практически прекращается, поэтому в дальнейшем расчете радиаторы не учитываем.

Вследствие чего значительно уменьшается площадь конвективного теплообмена. Расчеты будем вести при снижении уровня масла на 90 мм.

Эффективная теплоотдающая поверхность бака [4]:

м²

Эффективная боковая теплоотдающая поверхность бака [4]:

м²

Площади конвективного и лучистого теплообмена [4]:

м² м²

Среднее превышение температуры стенки бака над воздухом [4]:

°С

Среднее превышение температуры стенки бака над воздухом [4]:

°С

Превышение температуры масла в верхних слоях над температурой окружающего воздуха [4]:

Температура масла в верхних слоях [4]:

°С

Коэффициент теплоотдачи внутри бака [10].

Критерий Грасгофа:

К

К^-1

К

м²/с

Определяющим размером здесь будет высота уровня масла в баке:

м

Критерий Нуссельта:

Вт/м?К

Вт/м²? К

Коэффициент теплоотдачи снаружи бака.

Критерий Грасгофа:

К

К^-1

К

м²/с

м

Критерий Нуссельта:

Вт/м?К

Вт/м²? К

Коэффициент теплопередачи через стенку бака:

Поток теплоты через стенку бака трансформатора:

Вт

Температура наружной поверхности бака:

°С

Среднее значение температуры масла в баке:

°С

Вследствие падения уровня масла в баке трансформатора между крышкой бака и верхними слоями масла образуется воздушная прослойка, теплопередачу в которой будем рассчитывать через лэф - эффективный коэффициент теплопроводности.

Критерий Грасгофа:

В качестве определяющей температуры принимаем среднюю температуру между маслом и окружающим воздухом [10]:

°С

К

К^-1

К

м²/с

Вт/м?К

Эффективный коэффициент теплопроводности воздуха:

Вт/м?К [10]

Коэффициент теплоотдачи внутри бака:

Критерий Грасгофа:

К

К^-1

К

Критерий Нуссельта:

Вт/м?К

Вт/м²? К

Коэффициент теплоотдачи снаружи бака:

Критерий Грасгофа:

К

К^-1

К

м²/с

м

Критерий Нуссельта:

Вт/м²? К

Коэффициент теплопередачи через крышку бака:

Поток теплоты через крышку бака трансформатора:

Вт

Температура крышки бака трансформатора:

°С

Разность температур между стенкой и крышкой бака:

°С

Данные расчетов при различны температурах окружающего воздуха и различной загрузке трансформатора сведены в таблицу 11.

Таблица 11. - Температуры трансформатора с падением уровня масла на 90мм.

При падении уровня масла свыше 130 мм начинает оголяться активная часть и процесс конвективного теплообмена пойдет другим образом, поэтому последний расчет проводим при падении уровня масла на 130мм. Данные расчетов при различны температурах окружающего воздуха и различной загрузке трансформатора сводим в таблицу 12.

Таблица 12. - Температуры трансформатора с падением уровня масла на 130мм.

Проанализировав полученный данные, предоставленные в таблицах 8. - 12. делаем вывод, что при достижении разности температур в 30, между стенкой бака и крышкой, температура масла в верхних слоях превышает допустимую (+95С), что приводит к перегреву трансформатора и как следствие - катастрофическому сокращению срока его эксплуатации. На этом основании разрабатываем защиту трансформатора.

3.3.4 Схема защиты трансформатора от утечки масла

Рисунок 9. - Схема защиты трансформатора от утечки масла.

Разработанная схема защиты трансформатора от утечки масла предоставлена на рисунке 9.

Данная схема работает следующим образом:

Сигнал от термодатчиков R1 и R2l установленных на крышке бака и на уровне верхней части магнитопровода с внешней стороны бака, поступает через делители напряжений VT1-R5-R6 и VT4-R11-R12, через сопротивления R7 и R10 на дифференциальный усилитель VT2-R8-R9-VT3, который является сравнивающим органом, в котором сравниваются сигналы с термодатчиков (происходит сравнение токов). Затем сигнал рассогласования поступает на реагирующий орган, в качестве которого используется реле, через усилительный каскад VT5-VT6. При достижении разности температур 30С происходит срабатывание реле контакты которого замыкают либо цепь сигнализации, либо подается сигнал на автоматический выключатель с дистанционным расцепителем.

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Анализ состояния безопасности на трансформаторной подстанции

В соответствии с “Положением об организации по охране труда" общее руководство и ответственность за организацию, и проведение работы по охране труда на трансформаторной подстанции возложены на главного инженера.

Главный инженер в своей деятельности по охране труда руководствуется законодательными и нормативными актами, приказами и распоряжениями вышестоящих органов и обязан: обеспечивать здоровье и безопасные условия труда на рабочих местах, соблюдение действующей Системы Стандартов Безопасности Труда, правил и норм по охране труда и пожарной защите, ежегодно назначать приказом из числа должностных лиц ответственных за состояние и организацию мероприятий по охране труда и предупреждению пожаров в каждой отрасли.

При несчастных случаях районные электрические сети ежегодно составляется отчет о травматизме, полученном при обслуживании электрических сетей. В отчете фиксируются все случаи, вызвавшие утрату работоспособности, в том числе с постоянной утратой трудоспособности или с неполной ее утратой. В последнем случае пострадавшего переводят на более легкую работу.

При приеме на работу, перед ее выполнением, а также при изменении техники безопасности с работниками проводится инструктаж по технике безопасности. Инструктаж проводит инженер по технике безопасности при участии главного инженера.

4.2 Характеристика опасных факторов при эксплуатации оборудования подстанции

Согласно выбранного электрического оборудования и условий его эксплуатации на трансформаторной подстанции к опасным и вредным факторам можно отнести следующие:

поражение обслуживающего персонала электрическим током;

Поэтому необходимо придерживаться следующих правил эксплуатации электрического оборудования:

Так как большинство помещений трансформаторных подстанции по степени опасности поражения электрическим током относятся к особо опасным, в них запрещено работать на токоведущих частях, находящихся под напряжением. Подстанции относятся к особо опасным помещениям. В электроустановках подстанций напряжением выше 1000 В по наряду производятся следующие работы:

со снятием напряжения;

без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;

без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, когда требуется установка временных ограждений.

Остальные работы выполняются по распоряжению, в том числе: работы в помещении комплектных распределительных устройств (КРУ) и КРУ наружной установки (КРУН), на тележках с оборудованием, выкаченных из шкафов, при условии, что дверцы или шторки шкафов заперты; работы в приводах и агрегатных шкафах коммутационных аппаратов, в устройствах вторичной коммутации, релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи.

Осмотр подстанций может выполнять одно лицо с группой 3 из числа дежурного оперативно-ремонтного персонала либо лицо с группой 5 из числа административно-технического персонала. Остальному электротехническому персоналу осмотр разрешается выполнять под надзором одного из перечисленных лиц. Лицу, производящему осмотр, рекомендуется иметь при себе диэлектрические перчатки, а если осмотр производится с выключением освещения, то ручной фонарь.

В Костромских электрических сетях вопросам техники безопасности уделяется большое внимание. К работе допускаются только лица прошедшие обязательный медицинский осмотр и инструктаж. Инструктажи проводятся в соответствии с графиком, не реже одного раза в год все работники сдают экзамены на группу по технике безопасности.

При входе в электроустановку необходимо закрыть за собой дверь или калитку, чтобы исключить доступ в установку случайных лиц. Осмотр следует вести спокойно, без торопливости, не приближаясь без надобности к ограждениям и конструкциям. Нельзя облокачиваться на конструкции, перила, ограждения и прочие и показывать на что-либо рукой.

В установках выше 1000 В оборудование следует осматривать с порога камеры или стоя перед барьером.

Для осмотра разрешается открывать двери ограждений и камер в электроустановках выше 1000 В, двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств в электроустановках до 1000 В.

Для обеспечения длительной и надежной эксплуатации трансформатора выполняются следующее:

Соблюдаются температурные и нагрузочные режимы, уровни напряжения;

Строго соблюдается норма на качество и изолирующее свойство масла.

Содержится в исправном состоянии устройства охлаждения, регулирования напряжения, защита масла и т.д.

На дверях трансформаторных пунктов и камер укрепляются предупреждающие плакаты установленного образца и формы.

Трансформаторные установки снабжены противопожарными средствами.

Персонал, обслуживающий трансформаторную подстанцию, снабжается средствами защиты обеспечивающие безопасность их работы.

К средствам защиты на трансформаторной подстанции относятся: диэлектрические перчатки, боты, ковры, колпаки; индивидуальные экранирующие комплекты; изолирующие подставки и накладки; переносные заземления; оградительные устройства; плакаты и знаки безопасности и т.д.

Для предотвращения самопроизвольного или ошибочного включения ручные приводы разъединителей и отделителей, которыми может быть подано напряжение к месту работы, должны быть заперты на замок в отключенном положении.

Для защиты обслуживающего персонала, необходимо вывешивать плакаты по технике безопасности на отключаемые аппараты, а так же при подготовке рабочего места, все металлические нетоковедущие части электрооборудования, корпуса щитов, светильников и т.д., которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции, должны быть заземлены присоединением к нулевым защитным проводникам.

4.3 Расчет заземления трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Трансформаторная подстанция расположена во второй климатической зоне. От подстанции отходят три воздушные линии 380/220 В, на которых в соответствии с ПУЭ [17] намечено шесть повторных заземлений нулевого провода. Удельное сопротивление грунта измеренное при нормальной влажности, изм=200 Ом*м.

Заземляющий контур в виде прямоугольного четырехугольника выполнен путем заложения в грунт вертикальных стальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм, соединенных между собой стальной полосой 40? 4 мм. Глубина заложения стержней - 0,8 м, полосы - 0,9 м. Ток замыкания на землю на стороне 10 кВ Iз=8А.

Определяем расчетное сопротивление грунта для стержневых заземлителей:

_расч=k_с*k₁*_изм

k_с =1,25 - коэффициент сезонности

k₁ = 1 - коэффициент состояния земли

_расч=1,25*1*200=250 Ом

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали:

Сопротивление повторных заземлений:

т.к. >100 Ом*м, то

R_{п. з}=30*_расч/100

R_{п. з}=30*250/100=75 Ом

Для повторного заземления принимаем один стержень длиной 5м и диаметром 12 мм, сопротивление которого 56,62 Ом <75 Ом

Общее сопротивление всех шести повторных заземлений:

r _{п. з}=R_{п. з}/n=Rв/n

r _{п. з}=56.62/6=9.44 Ом

R_{п. з} - сопротивление одного повторного заземления

Расчетное сопротивление заземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений:

r _иск = r _и * r _{п. з} * (r _{п. з} - r _з)

r _иск = 4*9,44/ (9,44-4) = 6,94 Ом

В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства при присоединении к нему электрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом и 125/I_з, если последнее меньше 10 Ом. [17]

r _иск = 125/8 =15,6 Ом

Принимаем для расчета наименьшее из этих значении r_иск=10Ом

Теоретическое число стержней:

n _т = R _в / r _иск

n _т = 56,62/10 =5,66

Принимаем 6 стержней и располагаем их на расстоянии 2,5 м друг от друга.

Длина линии связи:

l _г = a * n

l _г = 2.5 * 6 = 15 м

Сопротивление полосы связи:

Ом

При n = 6 и а = 2,5 з _в =0,85 з _г = 0,65

Действительное число стержней:

n _д = R_в * з _г [1/ (r _иск * з _г) - 1/R _г] / з _в

n _д = 56,62 * 0,65 [1/ (10 * 0,65) - 1/25] / 0,85 = 4,93

Принимаем для монтажа 5 стержней и проводим проверочный расчет:

При n = 5 и а = 3 з _в =0,9 з _г = 0,75

r _иск = R_в * R_г / (R_г*n* з _в + R_в* з _г)

r _иск = 56,62 * 25/ (25*5* 0,9 + 56,62* 0,75) = 9,13

r _иск = 9,13 <10 Ом

Сопротивление заземляющего устройства с учетом повторных заземлений нулевого провода:

r _расч = r _иск * r _{п. з} / (r _иск + r _{п. з})

r _расч = 9,13 * 9,44/ (9,13 + 9,44) = 4,64 > 4 Ом

Так как при поверочном расчете не выполняется условие r_расч<4Ом, то принимаем для монтажа 6 стержней и выполняем поверочный расчет заново:

r _иск = R_в * R_г / (R_г*n* з _в + R_в* з _г)

r _иск = 56,62 * 25/ (25*6* 0,85 + 56,62* 0,65) = 8,62

r _иск = 8,62 <10 Ом

r _расч = r _иск * r _{п. з} / (r _иск + r _{п. з})

r _расч = 8,62 * 9,44/ (8,62 + 9,44) = 3,89 < 4 Ом

Оба условия выполняются следовательно расчет выполнен верно.

4.4 Пожарная безопасность

В процессе получения, транспортировки и преобразования электрической энергии в механическую, тепловую и другие виды энергии в результате аварий, ошибочных действий и халатности обслуживающего персонала возможно появление источников зажигания, природа которых основана на тепловом проявлении электрического тока. Из статистики пожаров следует, что пожары, связанные с эксплуатацией электроустановок, происходят главным образом от коротких замыканий, от нарушения правил эксплуатации нагревательных приборов; от перегрузки двигателей и электрических сетей; от образования больших местных переходных сопротивлений; от электрических искр и дуг.

Короткие замыкания представляют наибольшую пожарную опасность. При коротком замыкании в местах соединения проводов сопротивление практически равно нулю, в результате чего ток, проходящий по проводникам и токоведущим частям аппаратов и машин, достигает больших значений. Токи к. з. на несколько порядков превышают номинальные токи проводов и токоведущих частей. Такие токи могут не только перегреть, но и воспламенить изоляцию, расплавить токоведущие части и провода. Плавление металлических деталей аппаратов сопровождается обильным разлетом искр, которые в свою очередь способны воспламенить близко расположенные горючие вещества и материалы, послужить причиной взрыва.

К. з. в электроустановках чаще всего бывают из-за отказа электрической изоляции вследствие ее старения и отсутствия контроля за ее состоянием.

Пожарная опасность возникает в электропроводках и кабелях, в электрических машинах, в электрических аппаратах управления и защиты, в лампах накаливания, в люминесцентных светильниках от появления токов утечки, из-за больших переходных сопротивлений в электрических контактах, от электростатических зарядов.

Последствия пожаров характеризуются значительным материальным ущербом, а ряде случаев - опасностью для жизни людей.

Опасность пожаров, связанных с эксплуатацией электроустановок, обуславливается тем, что для изготовления электроустановок используются материалы, которые при горении или термическом разложении выделяют токсичные продукты. К таким материалам относятся полистирол, полиэтилен, полипропилен, кабельные пластикаты. Иногда это становится причиной гибели людей и тяжелого их травматизма.

В электроустановках должны соблюдаться противопожарные меры:

1. Помещения распределительных устройств должны содержаться в чистоте. Не реже одного раза в год должна проводиться уборка коридоров от пыли.

Запрещается в помещениях и коридорах РУ устраивать кладовые, а также хранить электротехническое оборудование, материалы, запасные части.

2. На подстанциях средства пожаротушения в помещении РУ должны размещаться у входов. В РУ должны быть определены места хранения защитных средств для пожарных подразделений при ликвидации пожара. Применение этих средств для других целей не разрешается.

3. Все места прохода кабелей через стены, перегородки и перекрытия уплотняются для обеспечения огнестойкости не менее 0,75 часа. Для этих целей применяют цементный раствор.

4. Маслоприемные устройства под трансформаторами должны содержаться в исправном состоянии.

При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений.

5. В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления (обозначаются знаком заземления).

6. В помещениях аккумуляторных батарей запрещается курить, хранить кислоты и щелочи в количествах, превышающих односменную потребность, оставлять спецодежду, посторонние предметы и сгораемые материалы.

7. На открытых складах между штабелями материалов и оборудования предусматриваются разрывы не менее 5 м и проезды для пожарных машин.

8. Первичные средства пожаротушения в складских помещениях устанавливаются у входа.

9. Во время проведения ремонтных работ должны выполняться следующие мероприятия:

обеспечены свободные проходы и проезды, подходы к средствам пожаротушения;

сварочные и другие огнеопасные работы проводятся только на том оборудовании, которое нельзя вынести на постоянный сварочный пост;

пролитое масло и другие жидкости следует немедленно убирать;

промасленные обтирочные материалы надо складывать в металлические ящики, которые после окончания работы следует выносить из помещения для утилизации.

10. При производстве временных огнеопасных работ в зданиях, сооружениях и на оборудовании рабочие места должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения.

Правила применения и использования первичных средств пожаротушения:

1. При обнаружении пожара в первую очередь должны использоваться находящиеся вблизи первичные средства пожаротушения. К ним относятся все виды огнетушителей, внутренние пожарные краны, ящики с песком, асбестовые полотна, войлок, кошма.

2. Лица, ответственные за наличие и готовность средств пожаротушения, обязаны организовать не реже одного раза в полугодие осмотр первичных средств пожаротушения с регистрацией результатов осмотра в "Журнал контроля состояния первичных средств пожаротушения".

3. Тушение пожара песком должно производиться путем разбрасывания его на горящую поверхность, если эта поверхность незначительна и пожар не получил своего развития. Песок хранится в металлических ящиках 0,5 куб. м, укомплектованных совковой лопатой или большим совком. Один раз в год песок необходимо перемешивать и удалять комки.

4. Тушение небольших пожаров асбестовым полотном (войлоком, кошмой) должно производиться путем набрасывания полотна на горящую поверхность, изолируя ее от доступа воздуха. Проверка состояния и готовности к действию асбестового полотна (войлока, кошмы) должна производиться не реже двух раз в год.

5. Пенные огнетушители (ОХП-10) предназначены для тушения горящих твердых материалов и различных горючих жидкостей. Категорически запрещается применять пенные огнетушители для тушения пожаров электрооборудования, кабелей и электропроводок, находящихся под напряжением. В химических пенных огнетушителях огнетушащим веществом является кислота и водный раствор щелочи. При их взаимодействии образуется пена, которая покрывает горящее вещество, ликвидирует очаг пожара. Перезарядка пенных огнетушителей производится ежегодно.

6. Углекислотные огнетушители (ОУ-5) предназначены для тушения возгораний различных веществ и материалов, а также электроустановок, находящихся под напряжением не выше 10 кВ.

В углекислотных огнетушителях огнетушащим веществом является сжиженная двуокись углерода, находящаяся под высоким давлением. Углекислотные огнетушители проверяются путем взвешивания.

7. Порошковые огнетушители (ОП-5) предназначены для тушения возгораний различных твердых веществ легко воспламеняющихся и горючих жидкостей (бензина, дизельного топлива, лаков, красок), а также электроустановок, находящихся под напряжением до 1000 В. В порошковых огнетушителях в качестве огнетушащего вещества используется сухой порошок марки ПСБ-3.

Техническое освидетельствование порошковых огнетушителей следует проводить в соответствии с их заводскими паспортами.

8. При подаче воды для тушения пожара от пожарного крана необходимо проложить рукавную линию, расправить загибы в рукаве, направить ствол на очаг горения и открыть вентиль пожарного крана.

4.5 Организационно-правовые меры по безопасности и экологичности проекта

При проектировании любой трансформаторной подстанции следует учитывать ее дальнейшее влияние на окружающую среду. В процессе проектирования трансформаторную подстанцию следует располагать таким образом, чтобы ветра, дующие в течение года, были направлены преимущественно в сторону, противоположную расположению жилого комплекса.

Для борьбы с запыленностью на подстанции должна предусматриваться вентиляция с пылеулавливающими фильтрами.

Основными опасностями исходящими от воздушных линий электропередач являются магнитные поля, влияние которых увеличивается с увеличением номинального напряжения линии, пожары, возникающие в следствии падении проводов или попадании молнии в опоры, загрязнение в результате строительства или плановой очистке трассы. Линии электропередач оказывают вредное воздействие на человека.

Снижение вредного влияния магнитного поля достигается путем выдерживания регламентированных размеров от линий электропередач, а при напряжениях свыше 110кВ создания зон отчуждения.

Для предупреждения возгорания растительной массы необходима планомерная очистка трассы, но при этом ведется сжигание убранной растительной массы, при сжигании происходит тепловое загрязнение окружающей среды, поэтому необходимо предусмотреть меры по использованию растительной массы убираемой трассы. Одним из вариантов - это зимняя расчистка в местах с хвойной растительностью, елки на новогодние праздники.

Зона отчуждения линии электропередачи составляет 8 м от оси линии. В этой зоне производиться расчистка трассы. На линиях, под которыми не вырубается подлесок, может происходить перекрытие воздушного промежутка между проводом и землей. Следствием этого перекрытия может быть пожар, особенно торфяной почвы.

Чтобы исключить поражение всех животных, которые приближаются к опорам линии электропередачи, емкостным током замыкания на землю при повреждении изоляции, каждая опора заземляется как в населенной, так и в ненаселенной местности. Состояние заземлений проверяется не реже одного раза в шесть лет.

Так как на подстанции применяются маслонаполненные трансформаторы, перед их установкой на площадке выкапывается специальная земляная яма, которая в дальнейшем засыпается гравием. После приготовления ямы трансформатор устанавливается над ней на металлическом или железобетонном основании. Яма в данном случаи предназначается для улавливания масла в случае его утечки при повреждении бака трансформатора.

Вывод по разделу:

В соответствии с вышеприведенным рассмотрением вопроса безопасности проекта можно о сделать вывод о необходимости строжайшего контроля за соблюдением Правил безопасности при обслуживании проектируемой подстанции, так как данный объект относится к установкам с особо опасными факторами производства, и малейшее отклонение от соблюдения условий безопасности может привести, как к несчастному случаю с высокой степенью травматизма или летальным исходом членов обслуживающего персонала, так и к нарушению системы электроснабжении.

5. Технико-экономическое обоснование защиты трансформа торов от потери масла

5.1 Расчёт капитальных вложений

Капитальные вложения или балансовая стоимость объекта определяется по формуле:

КВ = ОЦ + М + НР

Где ОЦ - оптовая цена, руб.;

М - затраты на монтаж, руб.;

НР - накладные расходы, руб.

Норматив монтажных работ от оптовой цены 20%, накладных расходов 10%.

Таблица 13. - Расчёт капитальных вложений.

5.2 Расчёт эксплуатационных издержек

Годовые эксплуатационные издержки:

Иэ = ЗП + А + Тр + П (5.1)

Где ЗП - заработная плата с начислениями на социальные нужды, руб.,

А - амортизационные отчисления, руб.,

Тр - стоимость текущего ремонта, руб.,

П - прочие затраты, руб.

Заработная плата определяется как:

ЗП = ЗПт Кдоп Kотч (5.2)

Где ЗПт - тарифный фонд заработной платы;

Кдоп - коэффициент доплаты, Кдоп = 1,67;

Котч - коэффициент отчислений, Котч = 1,356.

ЗПт = ЗтТч (5.3)

где Зт - трудозатраты, ч;

Тч - часовая тарифная ставка, 14,1 руб/ч

Трудозатраты определяются как:

Зт = Туе Нт (5.4)

Где Нт - норма трудозатрат на обслуживание единицы данного оборудования, усл. ед., Нт = 0,23 у. е. (таблица 14), Туе - трудоемкость одной условной единицы, челч., Туе = 18,6 челч. [20]

Зт = 18,6 0,23 = 4,28 ччас.

Тарифный фонд заработной платы определяем по формуле 5.3

ЗПт = 4,28 14,1 = 60,35 руб

по формуле 5.2 заработная плата составит:

ЗП = 60,35 1,67 1,356 = 136,66 руб.

Норма амортизации составляет 4,4% от материальных вложений [20]

А = 260 0,044 = 11,44 руб

Текущий ремонт составляет 4,5% от капитальных вложений [20]

Тр= 260 0,045= 11,7 руб

Прочие затраты составляют 10%, от суммы заработной платы, амортизации, текущего ремонта [20]

П = 0,1 (136,66 + 11,44 + 11,7) = 15,98 руб.

По формуле 8.1 определяем эксплуатационные издержки:

Иэ = 136,66 + 11,44 + 11,7 + 15,98 = 175,78 руб.

5.3 Расчет срока окупаемости

Затраты на ремонт трансформатора составляют 50% от стоимости трансформатора. Цена трансформатора ТМ100/10 составляет 110019 руб.

Затраты на ремонт трансформатора:

З_{на ремонт}=110019?0.5?0,03 =1650,3

где 0,03 - коэффициент выхода из строя трансформатора по причине утечки масла.

Вследствие выхода из строя трансформатора возникают перерывы в электроснабжении, что приводит к недополучению электроэнергии и ущербу, который можно сократить за счет своевременного отключения трансформатора, и уменьшить трудоемкость работ по его восстановлению.

Ущерб от перерывов в электроснабжении:

У = у ? ДQ_{э. э}

где

у - удельный вероятностный ущерб от перерывов в электроснабжении, который составляет18,3 руб. за 1 кВт?ч

ДQ_{э. э} - недополученная электроэнергия

ДQ_{э. э} = P ? Т_в

Т_в - время на восстановление одного трансформатора

Т_в = к_п?0,03?0,9

к_п - время обнаружения неполадки

0,03 - вероятность выхода из строя трансформатора по причине утечки масла

0,9 - время на восстановления одного трансформатора

Т_в = 2,0?0,03?0,9 = 0,054 ч, ДQ_{э. э} = 100 ? 0,054 = 5,4 кВт?ч

У = 18,3 ? 5,4 = 98,82 руб.

Годовая экономия:

Г_экон. = З_{на ремонт} + У_{п. э -} И_э

Г_экон. = 1650,28 + 98,82 - 175,78 =1573,33

Приведенные затраты:

ПЗ = И_э + Е_н КВ

Е_н - коэффициент эффективности капитальных вложений Е_н=0,15

ПЗ = 175,78 + 0,15 260 =214,78 руб.

Годовой экономический эффект:

Г_{экон. эф.} = З_{на ремонт} + У_{п. э -} ПЗ

Г_{экон. эф.} = 1650,28 + 98,82 - 214,78 = 1534,32 руб.

Срок окупаемости:

С_{р. окуп} = КВ / Г_экон

С_{р. окуп} = 260/1573,33 = 0,165 г. (приблизительно 60дней).

Таблица 14. - Технико-экономическое обоснование защиты трансформаторов от утечки масла.

Целью данного экономического обоснования было установить на сколько внедрение проектируемой схемы будет экономически эффективно и на сколько снизятся затраты на ремонт трансформатора.

Выводы по дипломному проекту

В данном дипломном проекте произведена реконструкция линии 10 кВ подстанции "Василево" Костромских Электрических Сетей, сделана замена масляных выключателей на вакуумные, выбраны разъединители и трансформаторов тока с их вторичной нагрузкой.

В дипломном проекте проведен патентный поиск существующих защит трансформаторов на основании которого можно сделать вывод о том, что не существует защиты трансформаторов работающей по такому же принципу как предложенная в данном проекте.

Произведен тепловой расчет трансформатора, на основании которого разработана схема защиты потребительских трансформаторов от утечки масла на примере трансформатора ТМ100/10, внедрение которой позволит снизить выход из строя трансформаторов. Причем по экономическим расчетам эта схема не только имеет небольшой срок окупаемости, но и позволит снизить ущерб от недополучения электроэнергии потребителями и приведет к снижению затрат на работы по приведению трансформатора в работоспособное состояние.

Список использованной литературы

1. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. - 3-е изд., перераб. и доп. М.: Агропромиздат, 1990 - 351 с.

2. Алиев И.И. Электоротехнический справочник. - М.: Изобретательское предприятие Радио Софт, 1998 - 240 с.

3. Козулин В.С., Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987 - 648 с.

4. Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов: 5-е изд., перераб. и доп. М: Энергоатомиздат, 1986 - 527 с.

5. Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Агропромиздат, 1990,-496 с.

6. Боднар В.В. “Нагрузочная способность силовых масляных трансформаторов". М.: Энергоатомиздат, 1983, - 176 с.

7. Китаев В.Е., Трансформаторы - 3-е изд., исправленное. М: Высшая школа, 1974 - 207 с.

8. Голунов А.М., Сещенко Н.С. Охлаждающие устройства масляных трансформаторов - 2-е изд., перераб. и доп. -М: Энергия 1976, - 215 с, ил.

9. Гемке Р.Г. “Неисправности электрических машин”-2-е изд., перераб. и доп - Л: Энергоатомиздат, 1989, - 332 с. ил.

10. под ред. Луканина В. Н Теплотехника; учебник - М.: Высшая школа, 1999, - 671 с.

11. Лариков Н.Н. Теплотехника; учебник М.: Стройиздат, 1985,-431 с.

12. Синельников В.А., Ланда М.Л. Устройство для защиты силового трансформатора от перегрузки // Описание изобретения // Государственный комитет по делам изобретений и открытий - 1978.

13. Борухмн В.А., Кулдыкин А.Н., Сулимова М.И. Устройство для защиты электрического маслонаполненного трансформатора // Описание изобретения // Государственный комитет по делам изобретений и открытий - 1980.

14. Гейдерман Ж.П., Ланда М.Л., Синельников В.Я., Стасенко Р.Ф., Федотов И.А., Янаус А.Я. Устройство для защиты от перегрузки обмотки электрического аппарата // Описание изобретения // Государственный комитет по делам изобретений и открытий - 1973.

15. Ахмедов Р.Н., Миронов Г.А., Керимов Ю.М., Исмаилова Э.А. Халилов Д.Д. Способ защиты трехфазного силового трансформатора от перегрузки // Описание изобретения // Государственный комитет по делам изобретений и открытий - 1987.

16. Линкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок, М:, Высшая школа, 1975 - 360 с.

17. Правила устройства электроустановок. М.: 1986, - 646 с.

18. Справочник радиолюбителя - конструктора. - М: Радио и связь, 1997, - 560 с., ил.

19. Таев И.С. “Электрические аппараты автоматики и управления". М: Высшая школа, 1975 - 224 с., ил.

20. 20. Водяников В.Г. Экономическая оценка средств электрификации и автоматизации сельскохозяйственного производства и систем сельской энергетики - М.: Ротапринт Московского Государственного Агроинженерного Университета им. В.П. Горячкина, 1997 - 157 с.