Реконструкция и модернизация подстанции "Ильинск"

Наименование

Расчетный уровень, МВА

Шины 10 кВ

2.25

Шины 35 кВ

1.Сельское хозяйство

2.Леспромхоз

3.Торфобрикетный завод

5.21

2

4

Итого на 35 кВ

11.21

Итого по подстанции

13.76

Тип

Qном,

КВАр

Габаритные размеры, мм

Масса,

кг

длина

ширина

высота

УКЛ-10-450 УЗ

450

3810

82

1600

1170

Мощность

Интервал времени, час

0 - 4

4 - 8

8 - 14

14 - 21

21 - 24

P, МВт

9.26

10.56

9.26

11.87

9.26

Q, МВАр

5.42

6.19

5.42

6.95

5.42

S, МВА

10.73

12.24

10.73

13.76

10.73

Мощность

Интервал времени, час

0 - 4

4 - 8

8 - 14

14 - 21

21 - 24

P, МВт

7.08

8.08

7.08

9.08

7.08

Q, МВАр

5.12

5.84

5.12

6.57

5.12

S, МВА

8.73

9.97

8.73

11.21

8.73

Мощность

Интервал времени, час

0 - 4

4 - 8

8 - 14

14 - 21

21 - 24

P, МВт

1.63

1.86

1.63

2.09

1.63

Q, МВАр

0.79

0.9

0.79

1.01

0.79

S, МВА

1.80

2.1

1.8

2.32

1.8

Наименование нагрузки

Установленная мощность, кВт

Cos

Tg

Расчетная нагрузка на трансформатор

Летом

Зимой

Коэффициент спроса

P

Q

Коэффициент спроса

P

Q

Мощность единицы кол-во

Общая мощность

КВт

квар

кВт

квар

КРУН отопление, вентиляция

-

11

1

1

0

1

11

-

1

11

-

Наружное освещение ПС

0,38

2.4

1

1

0

0,7

0,84

-

0,7

0,84

-

КРУН освещение

-

1

1

1

0

1

1

-

1

1

-

Аппаратура связи

-

1,2

1

1

0

1

1,2

-

1

1,2

-

Обогрев шкафов КРУН

114

14

1

1

0

-

-

-

1

14

-

Обогрев выключателей

53

15

1

1

0

-

-

-

1

15

-

Обогрев пружины заводки выключателей 110 кВ

1,13

3,3

1

1

0

-

-

-

1

3,3

-

Охлаждение трансформаторов Т1, Т2

22

4

1

1

0

1

4

-

1

1

-

Отопление ОПУ

-

33

1

1

0

-

-

-

1

33

-

Освещение, вентиляция ОПУ

-

4

1

1

0

1

4

-

1

4

-

ИТОГО

22,04

84,34

S_ном, кВА

U_вн, кВ

U_нн, кВ

P_хх , кВт

Р_к, кВт

U_к,%

I_хх,%

100

10

0.4

0.22

1.28

4.5

2.8

Мощность

Интервал времени, час

0 - 2402

2402 - 4945

4945 - 8760

P, МВт

13.76

11.8

10.3

S, МВА

11.87

10.2

8.91

Тип

тр-ра

S_н

мва

U_ном, кВ

P_х

кВт

P_к

кВт

U_к , %

I_хх

%

Цена т.р

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

ТДТН

-10000

10

110

35

11

17

76

10.5

17.5

6.5

1

51

ТДТН-16000

16

110

35

11

21

100

11

17.5

6.5

0.8

62

N⁰

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

О.е.

1

1.53

1.53

7.7

- 0.175

4.76

7.7

-0.175

4.76

5.76

6.3

N⁰

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

О.е.

6.3

4.35

500

5.8

1.7

2.97

777

1.7

5.8

2.97

500

Е₁

1.00

Е₂

1.06

N⁰ точки КЗ

I⁽³⁾_к,max

_кА

I⁽³⁾_к,min

_кА

i_уд,max

_кА

i_уд,min

_кА

К1

1.99

1.99

4.5

4.5

К2

1.93

1.14

4.37

2.59

К3

4.7

2.7

10.6

6.1

К4

0.89

0.68

2.0

1.53

К5

1.07

0.77

2.42

1.74

К6

2.75

1.9

6.2

4.3

К7

3.92

2.4

8.86

5.44

К8

0.07

0.07

0.158

0.158

Условия

выбора

Численное

Значение

РЗД-2-110/1000 УХЛ1

ОДЗ-1-110/1000 УХЛ1

КЗ-110УХЛ1

U_ном U_сети

U_сети =110кВ

U_ном=110кВ

U_ном=110 кВ

U_ном=110 кВ

I_номI_раб,max

I_раб,max=60.9А

I_ном=1000 А

I_ном =1000А

-

I_откл I_кз

I_кз=1.99 кА

-

-

-

i_пр.сквi_уд

i_уд=4.5 кА

i_пр.скв=80кА

i_пр.скв=80кА

i_пр.скв=51кА

I²t B_к

B_к=11.9 кА²с

I²t=2977кА²с

I²t=2977кА²с

I²t=1200кА²с

Условия выбора

Численное значение

РЗД-2-35/1000 УХЛ1

С-35М-630-10 У1

U_ном U_сети

U_сети =35 кВ

U_ном=35 кВ

U_ном=35 кВ

I_ном I_раб,max

I_раб,max=154 А

I_ном =1000 А

I_ном =630 А

I_откл I_кз

I_кз=1.93 кА

-

I_откл=10 кА

i_пр.сквi_уд

i_уд=4.37 кА

i_пр.скв=63 кА

i_пр.скв=26 кА

I²t B_к

B_к=11.2 кА²с

I²t=625 кА²с

I²t=300 кА²с

Условия

выбора

Численное

Значение

BB/tel-10-12.5/630У3

U_номU_сети

U_сети =10 кВ

U_ном=10кВ

I_номI_раб,max

I_раб,max=115.5А

I_ном =630А

I_откл I_кз

I_кз=4.7 кА

I_откл=12.5кА

i_пр.сквi_уд

i_уд=10.6 кА

I_пр.скв=12.5 кА

I²t B_к

B_к=66.3кА²с

-

Условия

выбора

Численное

Значение

ТВТ-110-I-150/5

(для силового тр-ра)

U_ном U_сети

U_сети =110 кВ

U_ном=110 кВ

I_ном I_раб,max

I_раб,max=60.9А

I_ном =150 А

i_динi_уд

i_уд=4.5 кА

i_дин=20 кА

I²t B_к

B_к=11.9 кА²с

I²t=133 кА²с

Условия

Выбора

Численное

значение

На вводе

секционный

на линии

ТВ-35-III- 300/5

ТВ-35-III-300/5

ТФЗМ-35А-У1-150/5

U_номU_сети

U_сети =35 кВ

U_ном=35 кВ

U_ном=35 кВ

U_ном=35 кВ

I_номI_раб,m

I_раб,max=154/ 77/38.5 А

I_ном =200 А

I_ном =100 А

I_ном =75 А

i_динi_уд

i_уд=4.37 кА

i_дин=10 кА

i_дин=10 кА

i_дин=15 Ка

I²t B_к

B_к=11.2кА²с

I²t=400кА²с

I²t=400кА²с

I²t=15.9кА²с

Условия

выбора

Численное

значение на вводе

ТЛМ-10- 2УЗ

Численное

Значение на линиях

ТЛМ-10-2УЗ

U_ном U_сети

U_сети =10 кВ

U_ном=10 кВ

U_сети =10 кВ

U_ном=10 кВ

I_ном I_раб,max

I_раб,max=115 А

I_ном =200 А8

I_раб,max= 20А

I_ном =100 А

i_динi_уд

i_уд= 10.6 кА

i_дин=52 Ка

I_уд=2.4 кА

i_дин=17.6 кА

I²t B_к

B_к=66.3 кА²с

I²t=306кА^{2</ sup>с}

6.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора ТН:

U_ном U_сети (6.2.1).

В данном проекте на место деионтируемых трансформаторов напряжения марки ЗНОМ-35 и НТМИ-10 устанавливаются НАМИ-35 и НАМИ-10.Этот тип трансформатора напряжения является масштабным измерительным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации в сетях 10-35 кВ с изолированной нейтралью. В отличие от НТМИ-НАМИ, благодаря антирезонансным свойствам имеет повышенную надежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю.Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительных мер со стороны потребителя.

ТН подключаются через предохранители- на 35 кВ-типа ПКТ-102-35-20-8У3:

U_ном=35 кВ, _{Iном пр.}=50 А, I_{откл.ном}=2.5 кА; на 10кВ ПКТ-104-10-200-12.5У3: U_ном=10кВ, I_{ном пр.=}50 А, I_{откл.ном}=2.5 кА.

Выбор ТН представлен в таблице 4.7

Таблица 6.7 Выбор ТН

Для РУНН-10 кВ выбираем камеры высоковольтных сборных РУ серии К-37, с одной системой шин , одностороннего обслуживания на напряжение до 110 кВ и ток до 1000 А с вакуумным выключателем серии BB/TEL-10 и приводом к ним типа БУ/TEL-220-10 . Т.к.привод взаимозаменяемый с существующими пружинномоторными и электромагнитными приводами (ПЭ-11, ПП-61, ППО-10 и т.п.),то адаптация цепей РзиА этих ячеек к работе с выключателями BB/TEL-не требуется.

Аппаратура первичной коммутации размещена в пределах камеры . Сборные шины вне камеры . Разъединители и выключатели нагрузки со стационарными заземляющими ножами и блокировками.

6.3 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов

В нейтрали трансформатора, на стороне 35 кВ устанавливаются:

1. Ограничители перенапряжения (ОПН);

2. Дугогасительная катушка;

3. Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110 М-1-У1;

4. Трансформаторы тока ТВТ-35-1-300/5.

4.3.1 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжения (ОПН)-это защитный аппарат, состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления, заключенного в изоляционную покрышку.Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности его выбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не через искровой промежуток.

Создание ограничителей перенапряжения позволило отказатся от дорогостоящих и ненадежных искровых промежутков, значительно (на 30-50%) снизить уровень ограничения коммутационных перенапряжений, в 2-3 раза улучшить массово-габаритные показатели защитных аппаратов.

Специалистями предрприятия “Таврида Электрик” разработаны типовые “Рекомендации по выбору и применению ограничителей перенапряжений”.По желанию потребителя выбор необходимых ОПН может быть выполнен специалистами предприятия-изготовителя,что и было сделано при выполнении проекта.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном =U_сети (6.3.1)

Параметры ОПН представлены в таблице 6.8

Таблица 6.8

Параметры и технические данные ограничителей перенапряжения

В нейтраль главного понизительного трансформатора ставим разрядники ОПН-Т/TEL 35/38.5 и OПН-Т/TEL 10/10.5.

6.3.2 Выбор дугогасительной катушки

Задача эксплуатации дугогасительной катушки (ДК) состоит в том, чтобы уменьшить ток замыкания на землю и тем самым обеспечить быстрое погасание заземляющей дуги. При значение тока КЗ в изолированной нейтрали более 10 А повляется необходимость установки ДК.

Произведем расчет однофазного тока короткого замыкания на землю в сети 35 кВ.

В сетях с изолированной нейтралью в точке замыкания фазы на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз:

I_c=3U_фjC , (6.4.1)

где I_с-ток замыкания на фазу, А;

С=С₀l-емкость сети, Ф;

=2-угловая частота,с^-1.

С₀=в₀10^-6/2 , (6.4.2)

где в₀-удельная проводимость сети, (в₀=2.65см).

Для ВЛ-35 “Самино-1”, “Самино-2”:

С₀=2.6510^-6/(23.1450)=8.4410^-9 [Ф/км] ,

С=25.58.4410^-9=2.1510^-7 [Ф] ,

I_c=3(35000/3)3142.1510^-7=4.1 [А].

Аналогичным способом определим I _cдля остальных ВЛ-35 кВ:

Для ВЛ-35 “Быково”: С₀=8.4410^-9 Ф/км, С=1.510^-7 Ф, I_с=2.86 А;

Для ВЛ-35 “Кошкино”: С₀=8.4410^-9 Ф/км, С=1.1610^-7 Ф, I_с=2.2 А;

I_c=4.1+4.1+2.86+2.2=13.26А>10A.

Таким образом необходима установка дугогасительной катушки.

Параметры катушки приведены в таблице 6.9

Таблица 6.9 Параметры дугогасящей катушки

6.4 Выбор шин

6.4.1 Выбор шин на стороне 110 и 35 кВ

Так как расширяемая подстанция блочного типа, то вся ошиновка оборудования выполняется из аллюминиевых труб, которые расчитывает и поставляет предприятие-изготовитель,в связи с этим расчет ошиновки выполненных из аллюминевых труб в проекте не выполняется .

Согласно расчетам предприятия-изготовителя на стороне 110 кВ устанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 16 мм, при этом I_доп=295А>61А;

На стороне 35 кВ устанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 20 мм, при этом I_доп=345А>154А.

6.4.2 Выбор шин на стороне 10 кВ

I^нн_раб,max=115.5 [A],

g_мин= В_к /c_t= 66.310⁶ /90=90.47 [мм²].

Сборные шины выполним жесткими алюминиевыми.Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером bh=505 мм:

I_доп=665 А> I^нн_раб,max=115.5 A,

условие по допустимому току выполняется.

Площадь поперечного сечения : S=2.49 cм² ,

масса 1 м шины :0.672 кг ( табл.7.2[2]).

Механическая система:две полосы-изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц , чтобы не произошло резкого увеличения усилий в результате механического резонанса.Исходя из этого первое условие выбора пролёта:

l 0.13310^{-2 4} E J_n /m_n , (6.4.3)

где J_n=bh³/12 - момент инерции полосы;

m_n = 2.152 кг/м ;

E=710¹⁰ Па - модуль упругости.

Второе условие выбора такое, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ не вызывали соприкосновение полос:

l _n 0.216 а_n/ i_уд ⁴ E J_n /к_ср , (6.4.4)

где к_ср=0.47;

а_n=20.8=1.6 см - расстояние между осями полос.

По первому условию

J_n=bh³/12=50.5³/12=0.34 ,

тогда l=0.13310^{-2 4} 710¹⁰0.05/0.672 =0.36 [м].

По второму условию

l _n =0.216 1.6/ 10.610^{3 4} 710¹⁰0.05/0.47 =0.78 [м]

Принимаем l _n =0.36 м ,

тогда число прокладок в пролете n=l / l _n-1 , где l=1.2 м

n=1.2/0.36 - 1=2.3 принимаем n=2

При двух прокладках в пролете, расчетный пролет

l _n=l /n+1=1.2/3=0.4 [м].

Определим силу взаимодействия между полюсами:

f_n= (i_уд²к_ср/4h) 10^-7, (6.4.8)

f_n= ((10.610³)²0.47/40.005) 10^-7=264.05 [Н/м].

Напряжение в материале полос:

f_n l _n²

_n= (6.4.9)

12 W_n

где W_n= h²b/6 - момент сопротивления одной полосы ;

W_n= 0.5²5/6=0.21 , тогда

_n =264.050.4²/120.21=16.76 [МПа].

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

l²i_уд²

_ф= 3 10^-8 , (6.4.10)

а W_ср

где W_ср = h²b/3 - момент сопротивления;

W_ср = 0.5².5/3=0.42 ,

а=0.8 - расстояние между фазами.

_ф=1.73210^-81.2²10.6²10⁶/0.80.42=8.3 [МПа],

шины остаются механически прочными , если

_расч=_n+_фдоп ; (6.4.11)

_доп=75 [МПа],

_расч=16.76+8.3=25.1<75 условие выполняется.

7. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ

При расчёте молниезащиты используется методика из [3]. Принимаем высоту молниеотвода h=50 м ,(см.рис.6)

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

О

О

K r_x M

B B C A A

Рис.6

Длина отрезков: CA=CB=0.75h=0.7550=37.5 [м],

Расстояние: CO=0.8h=0.850=40 [м],

Длина отрезков: CA=CB=1.5h=1.550=75 [м].

Защиты определяются по следующим выражениям:

r_x=1.5(h-1.25h_x) при 0 h_x 2/3h , (7.1)

r_x=0.75(h-h_x) при h_x 2/3h. (7.2)

Оптимальная высота молниеотвода определяется из предыдущих выражений по формулам:

h_опт = (r_x+1.9h_x)/1.5 при 0 h_x 2/3h , (7.3)

h_опт = (r_x+0.75h_x)/0.75 при h_x 2/3h (7.4)

При h_x =20 м

r_x=1.5(50-1.2520)=37.5 [м],

h_опт = (37.5+1.920)/1.5=50.3 [м].

При h_x =40 м

r_x=0.75(50-40)=7.5 [м],

h_опт = (7.5+0.7540)/0.75=50 [м].

Устанавливаем на подстанции 4 молниеотвода (смотри план подстанции).

При расчёте устройства заземления для электроустановок 110 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 0.5 Ом.

Принимаем сопротивление естественных заземлителей R_е=1.5 Ом. Расчётное удельное сопротивление грунта :

_{расч=изм}, (7.5)

где =1.4 - климатический коэффициент для сухого твердого суглинка,

_изм =R_гр=215 [Омм],

тогда:

_расч=2151.4=301 [Омм].

Находим сопротивление исскуственного заземлителя:

R_и= R_еR_з/ R_е-R_з=1.50.5/1.5+0/5=0.75 [Ом]. (7.6)

В качестве вертикального стержня принимаем стальную трубу длиной 3 м и d=0.05 м. При заглублении вертикального стержня ниже уровня земли на 0.7 м ,т.е Н₀=0.7 м

R_в= (_расч / 2L) [ln(2L)/d+0.5ln(4H₀+L)/(5H₀+L)], (7.7)

R_в=(301/18.85)(4.78+1.22)=95.81 [Ом],

На глубине Н=Н₀+L/2=2.2 м

R_в= (_расч / 2L) [ln(2L)/d+0.5ln (4H+L)/(5H+L)]

=(301/18.85)(4.78+1.22)=79.55 [Ом].

Определим общее сопротивление сетки горизонтальных проводников , выполненных из полосовой стали сечением 404 мм . Общая длина горизонтальных заземлителей равна 848 м. Число вертикальных стержней примем 100:

R_г= (_расч / 2L)ln(2L²)/bH=(301/18.85)17.75=283.5 [Ом],

где b=40 мм - ширина полосы

Н=0.7 м .

Вертикальные стержни располагаем через 8.5 м ,отсюда R_г с учётом коэффициента использования =0.19 соединительной полосы:

R_г= 283.5/0.19=1492.1 [Ом].

Уточняем сопротивление искусственного заземлителя

R_и= R_иR_г/ R_и+R_г=1.50.5/1.5+0/5=0.749 [Ом].

Окончательное число вертикальных заземлителей с учётом коэффициента использования _ст=0.5:

n= R_в/_стR_и=79.55/0.7490.5=213 штук.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением ВЛ-10 кВ, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования, поставляемого комплектно с камерами КРУН К-37, из которых комплектуется РУ 10 кВ.

В соответствии с [4] для силового трансформатора 10 000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

8.1 Расчет защиты силовых трансформаторов

8.1.1 Диффренциальная защита с торможением

Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением с применением реле серии ДЗТ-11 [8].

1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты. Сторона 10 кВ принимается за основную.

а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I_1ном=S_{ном тр}/3U_ном , (8.1)

где S_ном.тр - номинальная мощность трансформатора;

U_ном - номинальное напряжение.

б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I_2ном=I_1номk_сх /k_i , (8.2)

где k_i - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k_i=150/5 для стороны ВН, k_i=200/5 для стороны СН и k_i=600/5 для стороны НН );

k_сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k_сх=1, для схем, соединенных в треугольник k_сх=3.

Расчет сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

2) Тормозную обмотку реле ДЗТ-11 включаем в плечо 10 кВ.

3) Определим первичный ток небаланса с учетом составляющей I_нб по формулам:

I_нб=I_нб+I_нб+I_нб , (8.3)

I_нб=k_аперk_однiI_к.макс ; (8.3.1)

где I_к.макс- периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом КЗ (I_к.макс=4700 А);

_i - относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым 10%^ных кратностей принимается равным 0,1;

k_одн- коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k_апер - коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с НТТ принимаем равным 1.

, (8.3.2)

где , - периодические составляющие токов (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулирование напряжения;

, - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне.

I_{нб=110.14700+0.161990+0.051930=1154.9 [А],}

4) Выбираем ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания по выражению:

I _с.з.=k_нI_{ном тр}=1.5I_{ном тр} (8.4)

где k_н=1.5 для реле серии ДЗТ.

I_с.з.=1.510000/310=866 А,

5) Определим число витков обмоток ДЗТ для основной и неосновных сторон:

Расчет будем производить по следующим формулам:

I_с.р.осн=I_с.з.осн. k_{сх осн}⁽³⁾/k_i , (8.5)

где I_с.з.осн. - ток срабатывания защиты, выбранный по условию (8.4) и приведенный к напряжению основной стороны;

k_i - коэффициент трансформации трансформатора тока на основной стороне;

k_{сх осн}⁽³⁾ - коэффициент схемы для ТТ на основной стороне.

(8.6)

где - намагничивающая сила срабатывания реле,

(8.7)

(8.8)

(8.9)

где и - расчетные числа витков уравнительных обмоток ДЗТ для неосновных сторон;

и - периодические составляющие токов КЗ (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где используются соответственно числа витков и .

Результаты расчета числа обмоток ДЗТ сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Определение чисел витков обмоток НТТ

6) Определим необходимое число витков тормозной обмотки по выражению:

(8.10)

где - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, поведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на рис. 2-16 [8]); для реле ДЗТ-11 принимается равным 0,87 [9].

_m1=1.5306.933/19900.87=8.7 вит.

Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).

_m2=1.5306.926/19300.87=7.13вит.

Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).

7) Определим коэффициент чувствительности защиты при КЗ в зоне действия, когда ток повреждения проходит только через ТТ сторон 110 кВ и 35 кВ и торможение отсутствует из выражения:

(8.11)

где - ток в первичной обмотке НТТ реле ДЗТ при условии, что он проходит по ТТ только одной из сторон, определяется приведением минимального первичного тока КЗ к вторичной цепи этих ТТ с учетом вида повреждения, схем соединения ТТ и обмоток защищаемого трансформатора:

(8.12)

I_{р.мин вн}=(1.51990) 5/150=99.5 А

I_{р.мин.сн}=(1.51140) 5/300=28.5 А

Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 110 кВ _неосн1=20 :

I_с.р=100/20=5 А,

Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 35 кВ _неосн2=13 :

I_с.р.=110/13=7.7 А,

Коэффициенты чувствительности K_ч1=99.5/5=19.91,5 , К_ч2=28.5/7.7=3.71,5 . Окончательно принятый ток срабатывания защиты при I_с.р.осн=7.7 А (см. табл. 6.2) I_с.з.=866 А

8.1.2 Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

Максимальная токовая защита (МТЗ) служит для защиты от токов внешних КЗ.

1) Выбор тока срабатывания максимальной защиты:

(8.13)

где k_н - коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, k_н=1,2;

k_сзп - коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, k_сзп=1, т.к. защита имеет пуск по напряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;

k_в - коэффициент возврата реле, для реле РТ-80 k_в= 0,8.

1,4 - коэффициент допустимой перегрузки;

I_т.ном - номинальный ток трансформатора на соответствующей стороне.

I_с.з.в=1.211.410000/0.83110=110.2 А

I_с.з.с=1.211.410000/0.8335=346.4 А

I_с.з.н=1.211.410000/0.8310=1212.43 А

Определим ток срабатывания реле по формуле (8.5):

I_с.р.в=110.235/150=6.4 А,

Выберем уставку реле РТ-80/20 I_уст=10 А [10].

I_с.р.в=346.435/300=9.9 А,

Выберем уставку реле РТ-80/20 I_уст=10 А [10].

I_с.р.в=1212.4335/600=17.5 А,

Выберем уставку реле РТ-80/40 I_уст=20 А [10].

Определим коэффициенты чувствительности по (8.11):

К_ч1=99.5/6.4=15.51,5; К_ч2=28.5/9.9=2.81,5.

2) Выбор напряжения срабатывания защиты:

(8.14)

где U_ном - номинальное напряжение сети.

Определим напряжение срабатывания реле:

(8.15)

где k_н - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, установленного на шинах 10 кВ, от которого питаются реле комбинированного пускового органа защиты.

Выбираем уставку минимального реле напряжения РН-54/160 I_уст=56 В [10].

3) Напряжение срабатывания фильтр-реле по выражению:

(8.16)

По (8.15):

Напряжение срабатывания реле соответствует минимальной уставке реле типа РНФ-1 с пределами шкалы 6-12 В, U_уст=6 В [10].

4) Выбор времени действия защиты:

(8.17)

8.1.3 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).

Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B - реле с двумя элементами, F - с фланцем, 80 - внутренний диаметр фланца в мм, Q - фланец квадратной формы).

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

8.2 Расчет устройств автоматики установленных на ПС

Устройствами автоматики, установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных:

с повреждениями на шинах 10 кВ;

с повреждениями силовых трансформаторов и трансформаторов с.н.;

с отключением после неуспешного действия АПВ одной из питающих линий.

Аварии ликвидируются действием следующих автоматических устройств:

АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов (АПВТ);

АВР секционного выключателя 10 кВ;

АВР секционных отделителей 110 кВ (АО);

АПВ на питающих линиях.

Структурная схема автоматики подстанции представлена на листе.

8.2.1 Устройство АВР секционного выключателя 10 кВ

При повреждении трансформатора Т1 АПВ его выключателя 10 кВ действовать не будет. Оно блокируется при отсутсвии напряжения и включении короткозамыкателя.В этом случае питание шин 1-й секции востанавливается включением от АВР секционного выключателя СВ 10 кВ.Пуск АВР осуществляется вспомогательными контактами короткозамыкателя в момент его включения.Цепь пуска проходит последовательно через вспомогательные контакты короткозамыкателя КЗ1 и выключателя В1.Если включится короткозамыкатель и отключится выключатель В1, то АВР секционного выключателя будет работать с минимальной выдержкой времени t₁=1.5с. АВР секционного выключателя должен находится в работе как при двух работающих трансформаторах, так и при одном. В последнем случае АВР будет выполнять роль АПВ секционного выключателя 10 кВ.

8.2.2 Устройство АПВ вводного выключателя 10 кВ

Устройсво АПВ выключателя запускается замыканием вспомоготельных контактов выключателя В1, отключившегося защитой.

Действие АПВ будет успешным, если повреждение самоустранится. Если же после АПВ выключатель В1 опять отключится защитой, то схема АПВ выводится из действия. Устройство АПВ подготавливается к новому циклу работы лишь после включения выключателя В1 в работу ключом управления или по каналу ТУ.

Работа АПВ блокируется при повреждении трансформатора Т1, когда действием защит от внутренних повреждений включается короткозамыкатель КЗ1. Вспомогательные контакты включившегося короткозамыкателя размыкают цепь АПВ.

Аналогично выполнена схема АПВ выключателя В2 10 кВ трансформатора Т2.

Устройство АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов держат включенными при работе одного и двух трансформаторов. Роль АПВ особенно заметна в обеспечении надежности электроснабжения, когда в работе находится один трансформатор и одна линия.

8.2.3 Расчет устройства автоматического повторного включения линии 110 кВ с односторонним питанием

Время срабатывания однократного автоматического повторного включения (АПВ) определяется по следующим условиям:

(8.18)

где t_г.п - время готовности привода, которое в зависимости от типа привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 [8], принимаем t_г.п= 0,2 с.

(8.19)

где t_г.в. - время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя [2], t_г.в=2 с;

t_в.в. - время включения выключателя [2], t_в.в.=0,06 с.

(8.20)

где t_д - время деонизации среды в месте КЗ, составляющее 0,1-0,3 с [8], принимаем t_д=0,3 с;

t_зап=0,4-0,5 с [8], одинаково для выражений (8.18)-(8.20).

По условию (8.18):

По условию (8.19):

По условию (8.20):

Выбираем t_1апв=3с.

Для обеспечения однократности действия АПВ выключателя, оборудованного пружинным или грузовым приводом, минимальное время натяжения пружин или подъема груза (время возврата АПВ t_в) должно быть отрегулировано большим максимального времени действия защиты после включения на устойчивое КЗ:

(8.21)

где t_зап=2-3 с [8], принимаем t_зап=3 с.

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ выбирается равным [8]:

(8.22)

Принимаем t_2АПВ=15 с.

8.2.4 Расчет параметров автоматического включения резерва

Автоматическое включение резерва (АВР) устанавливаем на секционирующих выключателях 10 и 35 кВ.

1) Напряжение срабатывания (замыкания размыкающих контактов) минимального реле напряжения принимаем, согласно условия:

(8.23)

Выбираем уставку реле РН-53/200 U_уст=50 В [10].

2) Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения и принимается равным для реле РН-50:

(8.24)

Выбираем уставку реле РН-53/200 U_уст=70 В [10].

3) Определим время срабатывания реле времени пускового органа напряжения.

Время срабатывания реле после неуспешного действия АПВ первого цикла питающей линии 110 кВ:

Время срабатывания реле после неуспешного действия АПВ второго цикла питающей линии 110 кВ:

Очевидно, что в целях ускорения действия АВР1 не следует считаться с возможностью успешного действия АПВ второго цикла, тем более, что вероятность его не велика, а уменьшение времени срабатывания пускового органа АВР1 позволит выбрать меньшую уставку по времени для пускового органа АВР2.

Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения прежде всего должно быть на ступень селективности больше выдержек тех защит, в зоне действия которых КЗ вызывают снижения напряжения ниже напряжения срабатывания минимального реле напряжения или реле времени:

(8.25)

(8.26)

где t₁ - наибольшая выдержка времени защиты присоединений, отходящих от шин высшего напряжения ПС;

t₂ - то же для присоединений, отходящих от шин, где установлен АВР;

t - ступень селективности, принимаемая равной 0,5-0,6 с [8].

По условию (8.25):

По условию (8.26):

Принимаем время срабатывания реле времени пускового органа АВР1 t_с.р.=7,5 с. Выбираем реле типа ЭВ-132 с диапазоном уставок от 0,5 до 9,0 с [10].

Выберем уставку реле времени пускового органа устройства АВР2 (на секционирующем выключателе 10 кВ).

Определим время срабатывания реле после неуспешного действия АВР1:

Принимаем время срабатывания реле времени пускового органа АВР2 t_с.р.=10 с. Выбираем реле типа ЭВ-142 с диапазоном уставок от 1 до 20 с [10].

9. ОБОСНОВАНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЫ

Питание цепей РЗА осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением воздушных линий электропередачи, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования, поставляемого комплектно со шкафами К-37, из которых комплектуется КРУН 10 кВ на переменном (выпрямленном) оперативном токе.

Объем электроизмерительных приборов на ПС[6]:

На линиях 110-220 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии и один фиксирующий амперметр, так как длина ВЛ более 20 км.

На линиях 35 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии, счетчик реактивной энергии.

На линиях 10 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии.

Для линий, принадлежащих потребителю, допускается установка счетчиков на приемном конце, у потребителя.

На силовом трехобмоточном трансформаторе устанавливаются три амперметра в одноименных фазах ВН,СН и НН, три ваттметра, один указатель положения РПН, три счетчика активной энергии и три счетчика реактивной энергии.

На секционный (шиносоединительный) выключатель устанавливается один амперметр.

На ТСН устанавливается один амперметр и один счетчик активной энергии.

Устанавливаем эти приборы в связи с необходимым их объемом на ПС.

10. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ АТМОСФЕРНЫХ И КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

10.1 Основные сведения

Ограничители перенапряжений серии TEL на оксидно-цинковых нелинейных резисторах без искровых промежутков предназначены для защиты электрооборудования станций и сетей от коммутационных и атмосферных перенапряжений и используются для внутренней и наружной установки в сетях низкого, среднего и высокого переменного напряжения промышленной частоты 48-62 Гц.

По сравнению с вентильными разрядниками ограничители серии TEL имеют следующие преймущества:

- глубокий уровень ограничения для всех видов волн перенапряжений;

- отсутствие сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;

- простота конструкции и высокая надежность в эксплуатации;

- стабильность характеристик и устойчивость к старению;

способность к рассеиванию больших энергий;

непрерывное подключение к защищаемой сети;

стойкость к атмосферным загрязнениям;

малые габариты, вес и стоимость.

10.2 Конструкция и принцип действия

Ограничители серии TEL представляют собой разрядники без искровых промежутков, в которых активная часть состоит из металлооксидных нелинейных резисторов, изготавливаемых из окиси цинка (ZnO) c малыми добавками окислов других металлов.

Высоконелинейная вольтамперная характеристика резисторов позволяет длительно находиться под действием рабочего напряжения, обеспечивая при этом глубокий уровень защиты от перенапряжений.

Резисторы опрессовываются в оболочку из полимерных материалов, которая обеспечивает заданную механическую прочность и изоляционные характеристики. Полимерный корпус обеспечивает надежную защиту от всех внешних воздействий на протяжении всего срока службы.

Эта конструкция отлично зарекомендовала себя во всех условиях эксплуатации, включая районы с высоким уровнем атмосферных загрязнений.

В нормальном рабочем режиме ток через ограничитель носит емкостной характер и составляет десятые доли миллиампера. При возникновении волн перенапряжений резисторы ограничителя переходят в проводящее состояние и ограничивают дальнейшее нарастание напряжение на выводах. Когда перенапряжение снижается, ограничитель возвращается в непроводящее состояние.

Ограничители серии TEL были испытаны в соответствии с различными стандартами на взрывоопасность. При возникновении импульсов тока, значительно превышающих расчетный уровень, разрушение ограничителя происходит без взрывного эффекта.

Все испытания показали отсутствие разрушительных эффектов на окружающую среду, что является принципиальным отличием от ограничителей в фарфоровом или другом прочном корпусе.

10.3 Основные термины и определения

Длительно допустимое рабочее напряжение Uнд:

это наибольшее действующее значение напряжения промышленной частоты, которое может быть приложено к выводам ограничителя неограниченно долго (при нормированных условиях эксплуатации).

Пропускная способность:

- это гарантированная способность ограничителя выдерживать воздействие прямоугольного импульса тока длительностью 2000 мкс без пробоев и перекрытий не менее 20 раз.

Номинальный разрядный ток:

это амплитудное значение грозового импульса тока 8/20 мкс, используемое для классификации ограничителя.

Остающееся напряжение:

это максимальное значение напряжения на выводах ограничителя при протекании через него импульса тока заданной формы.

Разрядники без искровых промежутков не имеют напряжение пробоя и характкризуются остающимся напряжением. Как правило, нормируются импульсы тока с длительностями 1/4мкс,8/20мкс, 40/90мкс.

Импульс тока с длительностью 1/4мкс представляет собой очень крутые волны перенапряжения, а соответствующее остающееся напряжение можно сравнить с напряжением срабатывания традиционных искровых разрядников на фронте волны.

Остающееся напряжение на импульсе номинального разрядного тока 8/20мкс соответствует защитному уровню разрядника при грозовых перенапряжениях.

Импульс тока с формой 40/90мкс вызывает остающее напряжение, типичное для разрядника при воздействии коммутационных перенапряжений с крутым фронтом. Уровень защиты ограничителя от коммутационного импульса представляет собой максимальное остающееся напряжение при нормированных токах коммутационного импульса.

Защитные характеристики ограничителя достаточно полно описываются этими тремя видами импульсов тока.

10.4 Техническое обслуживание ограничителей перенапряжения

Монтаж и эксплуатация ограничителей TEL должны проводится в соответствии с Паспртом предприятия-изготовителя. Правильно выбранный и установленный ограничитель не требует технического обслуживания в течение всего срока службы.

11. ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

11.1 Организация строительства

11.1.1 Общая часть

Организация строительства ПС 110/35/10 кВ “Ильинск” Вилегодского района Архангельской области разработана в соответствии с СНИП 3.01.01-85 “Организация строительного производства” и Инструкцией по разработке проектов организации строительства (Электроэнергетика), ВСН 33-82, Минэнерго СССР.

Все строительно-монтажные работы будут выполнятся трестом “Запсельэлектросетьстрой”.

Организация строительного производства должна обеспечивать целенаправленность всех организационных, технических и технологических решений на достижение конечного результата-ввода в действие обьекта с необходимым качеством и в установленные сроки.

11.1.2 Характеристика обьекта строительства

Строительство ПС 110/35/10 кВ “Ильинск” относится к категории несложных.

В состав стройки входят:

подстанция типа КТПБ 110/35/10 кВ с трансформатором мощностью 10,0 МВ А (вторая очередь). Оборудование подстанции комплектуется Самарским заводом “Электрощит”;

ОПУ тип IV.

Продолжительность строительства ПС 110/35/10 кВ - 3 мес.

11.1.3 Календарный план строительства

Календарный план строительства составлен на основе общей организационно-технической схемы строительства, включая очередность строительства основных и вспомогательных зданий и сооружений, работы подготовительного периода, с распределением капитальных вложений и объемов строительно-монтажных работ по периодам строительства.

Перечень выполняемых работ, их последовательность и продолжительность приведены на листе таблица 1.

Комплектование строительно-монтажными кадрами предполагается за счет постоянных кадровых рабочих строительно-монтажной организации (80-85%), а также за счет привлечения рабочих из местного населения (20-15%).

11.1.4 Источники получения основных грузов. Транспортная схема

Поставка конструкций из сборного железобетона осуществляется с заводов Главэнергостройпрома Минэнерго.

Источники основных грузов:

- трансформатор собсвенных нужд - Минский электротехннический

завод им.В.И. Козлова

- КТПБ - Самарский завод

- силовой трансформатор ТДТН- - Средневолжское производствен-

-10000/110 ное объединение “Трансформа-

тор” г.Тольятти

Доставка основных материалов производится в соответствии с приведенной схемой:

-строительные конструкции, материалы и оборудование предусмотрено разгружать на железнодорожной станции “Виледь”, откуда к месту монтажа они будут доставляться автотранспортом по дороге до приобьектног склада у ПС на расстоянии 41 км.

Доставка трансформатора по 36.6 т осуществляется на трейлере грузоподъемностью 40 т. Погрузка и разгрузка трансформатора выполняется такелажным способом.

11.1.5 Производство строительно-монтажных работ

Строительство ПС осуществляет трест “Запсельэлектросетьстрой”.

Все работы по расширению подстанции должны производиться поэтапно:

I Этап

Устанавливается временное ограждение вдоль существующего оборудования:

Выполняются следующие работы:

1.Устанавливается второй трансформатор Т-2 мощностью 10 МВ А, блок ЗОН 110 кВ, разъединитель 35 кв, дугогасительная катушка и четыре стойки с опорными изоляторами 35 кВ, 4 блока опорных изоляторов 10 кВ.

2.Оборудуются линейная и вводная ячейка 110 кВ.

3.Монтируется ОПУ тип IV.

4.Устанавливаются 2 трансформатора собственных нужд ТМ-100/10.

5.Монтаж II секции РУ-10 кВ.

6.В ОРУ-35 кВ устанавливаются 5 блоков(в том числе СМВ-35 кВ) и подключение их ко II секции.

7.Выполняется ошиновка установленного оборудования, заземление.

8.Прокладываются силовые и контрольные кабели.

9. ВЛ-35 “Быково” и “Самино II” заводятся во II секцию.

Пуско-наладочные работы.

II Этап

I секция ОРУ-35 кВ обесточивается, оба трансформатора находятся под напряжением. I секция РУ-10 кВ подключена к Т-1, II секция ОРУ-35 кВ - к Т2, СМВ 35 кВ отключен. На этом этапе выполняются следующие работы:

1.Подключение СМВ 35 кВ подключается к I секции ОРУ 35 кВ.

2.Прокладка силовых и контрольных кабелей ко II секции РУ-10 кВ.

3.Пуско-наладочные работы на I секции ОРУ-35 кВ и II секции РУ-10 кВ.

III Этап

Трансформатор Т-1 отключен. Питание потребителей осуществляется от Т-2. На этом этапе выполняются следующие работы:

1.Перезаводка части ВЛ-10 кВ с I секции РУ-10 кВ во II секцию.

2.Пуско-наладочные работы.

После окончания всех перечисленных работ и подключение I секции РУ-10 кВ ко II секции подстанция вводится в эксплуатацию по нормальной схеме.

11.2 Сметно-финансовый расчет

Смета составляется по специальным формам, где находят свое отражение затраты на приобретение оборудования и материалов , их монтаж, демонтаж, транспорт и прочие расходы.

Стоимость демонтируемого оборудования равняется половине первоначальной стоимости и учитывается со знаком минус при подсчете итоговых сумм сметной стоимости оборудования.

После заполнения таблицы подсчитываются итоговые суммы. На основную заработную плату (ЗП) электромонтажников начисляем накладные расходы в размере 75% от основной ЗП.

Затем находится сметная стоимость монтажа и накладных расходов и от этой суммы в размере 8% находим плановые накопления.

На стоимость оборудования определяются доплаты:

- на тару и упаковку в размере 2% ;

на транспортные расходы 5% ;

на заготовительно-складские расходы 1.2 % ;

наценка снаба 5.5 % ;

Сметная стоимость определяется как сумма всех найденных величин .

Сметная стоимость монтажа оборудования приведена в таблице 11.1.1,сметная стоимость демонтажа в таблице 11.1.2.

Таблица 11.1.1 Сметная стоимость монтажа

продолжение табл.11.1.1.

Таблица 11.1.2 Сметная стоимость демонтажа

За итогом сметы учитываем:

-на основную заработную плату:

1475 0.75 = 1106,25 (руб.);

-плановое накопление:

(3968.6+1106.25) 0,08 = 405.99 (руб.);

-на тару и упаковку:

99223.6 0,02 = 1984.47 (руб.);

-на транспортные расходы:

99223.6 0,05 = 4961.2 (руб.);

-на заготовительно-складские расходы:

99223.6 0,012 = 1190.7 (руб.);

-наценка снаба:

99223.6 0,055 = 5457.3 (руб.);

Сметная стоимость:

_сс=105066.31+15105.91=120172.22 (руб.).

11.3 Перерасчет сметной стоимости по СМР (в ценах 2000 года )

Определяем стоимость материальных ресурсов:

С_мр = А = С₀ - Зп_осн - Зп_эксп , (11.2.1)

где С₀ - сметная стоимость монтажа;

Зп_осн - основная заработная плата;

Зп_эксп. - заработная плата по эксплуатации машин.

А=2094.5 (руб)- сметная стоимость материальных ресурсов;

Б=99223.6 (руб)- сметная стоимость оборудования;

В=1874.11 (руб)- суммарная заработная плата.

Коэффициент повышения: К_пов=1104⁽²⁰⁰¹⁾/76⁽¹⁹⁸⁴⁾=5.79;

Пересчет сметной стоимости сводим в таблицу 11.2.1.

Таблица 11.2.1

Перерасчет сметной стоимости

Коэффициент удорожания:

К_уд= 1419643.4/120172.22=11.8 .

11.4 Определение капитальных затрат на реконструкцию подстанции

Капитальные затраты на реконструкцию подстанции будут равны:

К_{реконстр.}= [К_{нов.обор}+К_{монт. нов. обор.}+К_{демонт.ст.обор.} С_{демонт.обор.} ]К_уд., (11.3.1)

где К_{нов.обор}- капитальные затраты на покупку нового оборудования;

К_{монт. нов. обор}- капитальные затраты на монтаж нового оборудования;

К_{демонт.ст.обор}- капитальные затраты на демонтаж старого оборудования ;

С_{демонт.обор.}- стоимость демонтируемого оборудования ;

К_уд.- коэффициент удорожания (13,87 - реальный по электрооборудованию) .

К_{реконстр.}= [ 104656 + 3779.6 +188.98 5433 ] 11.8 = 1217660.6 (руб.);

11.5 Расчет экономического эффекта от реконструкции подстанции

Эффект от реконструкции подстанции рассчитываем по формуле:

Э_г= Пл_i^сн З_у.е. К _{реконстр.} Е_н , (11.4.1)

где Пл_i^сн - плата за электроэнергию по двухставочному тарифу для потребителей подключенных к сетям среднего напряжения;

К _{реконстр.} - капитальные затраты на реконструкцию подстанции;

Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

З_у.е. затраты на содержание оборудования подстанции.

Плата за электроэнергию по двухставочному тарифу для потребителей подключенных к сетям среднего напряжения считается:

Пл_i^сн = Т^о_эм Р_{i max} + Т^э_сн Э_i , (11.4.2)

где Т^о_эм - общая ставка платы за заявленную мощность;

Р_{i max} - мощность заявленная i-м потребителем в часы максимума ;

Т^э_сн - ставка за потребленную электроэнергию из сети среднего напряжения;

Э_i - количество потребленной электроэнергии.

Пл_i^сн = 150.265 7.8 10³ +0.2514 12312 = 1175162.24 (руб),

З_у.е.=З_у.е. N , (11.4.3)

где З_у.е - затраты на содержание одной условной единицы оборудования;

N - количество ремонтных единиц .

З_у.е.=2100186.4=391440 (руб),

Э_г= 1175162.24 391440 1217660.60.12=637602.97 (руб.).

11.6 Расчет численности и состава бригад электромонтажников

, (11.5.1)

где Тр - трудоемкость работ в чел. час.;

q - количество часов в рабочем дне;

к_в - производительность труда;

к_и - коэффициент использования рабочего времени.

Ч_сп=3061.4/174.631.10.9=5.96 (чел)

Т.о. составляем одну бригаду из 4 человек и одну из 2-х человек .

11.7 Определение продолжительности работ по реконструкции подстанции

Время работы определяется по формуле:

; (11.6.1)

где Т_Р -общая трудоемкость работ по реконструкции;

Ч - количество человек;

К_в (81.10.9) - производительность труда.

t= 3061.4/6 81.10.9 =64.5 (дня);

11.8 Расчет ленточного графика выполнения электромонтажных работ

Ленточный график представляет собой указания о времени начала и окончания той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад.

При построении лент графика учитывается производительность и число рабочих в бригаде. Для производства работ бригада разбивается на звенья с учетом специализации.

Первая бригада численностью 4 человека, выполняет работы по монтажу силового трансформатора ТДТН-10000/110 и трансформаторов собственных нужд ТМ-100/10. А после перевода питания на трансформатор Т-2 и отключения Т-1 производит необходимый демонтаж оборудования.

Вторая бригада, состоящая из 2-х человек, выполняет работы по монтажу коммутационной аппаратуры, производит ошиновку распределительных устройств. Монтирует шкафы серии К-37 в КРУН-10 кВ.

Время на монтаж оборудования определяется по формуле:

T=T_р/Ч81.10.9, (11.7.1)

где Т_Р -общая трудоемкость работ по реконструкции ;

Ч - количество человек.

Время на сушку, слив и залив масла определяется по формуле:

T=Тр/24 , (11.7.2)

Т_Р -общая трудоемкость работ по реконструкции .

12. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

12.1 Введение

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.;

опасность поражения электрическим разрядом грозовых перенапряжений (молнией), проникновение (занос) электрических потенциалов в здания подстанции при грозах;

выброс и растекание по территории подстанции трансформаторного масла при авариях и неисправностях в трансформаторе;

подстанции 110/35/10 кВ произведена с соблюдением норм, правил, инструкций и государственных стандартов.

Во избежание поражения электрическим током при повреждении изоляции все электрооборудование подстанции, как существующее, так и устанавливаемое вновь, присоединяется к существующему контуру заземления, который имеет сопротивление менее 0.5 Ома в любое время года.

Во всех цепях РУ 110, 35 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 400 кВт.

Комплектные РУ для наружной установки (КРУН) 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.

Силовые трансформаторы периодически осматривают, обращая внимание на состояние кожухов, показания термометров уровень масла в расширителях, состояние изоляции вводов, предохранителей, заземления, а так же общее состояние помещений. При обнаружении сильного шума, потрескивания внутри трансформатора, ненормально высокой температуры масла, наличия выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы на выхлопной трубе, недопустимого снижения уровня масла трансформатор немедленно выводится из работы, путем всестороннего отключения при помощи соответствующих выключателей и разъединителей.

Для предотвращения растекания масла по площадке подстанции при аварии в трансформаторах запроектирована закрытая сеть аварийных маслоотводов от маслоприемных устройств в общий маслосборник, предусматриваемый для вмещения полного объема масла, находящегося в трансформаторе.

На подстанции соблюдены все требуемые по ПУЭ 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.

На подстанции для тушения пожара предусматривается водопровод с питанием от существующей внешней сети.

Фундаменты под силовые трансформаторы и некоторые маслонаполненные аппараты выполнены из несгораемых материалов. Обеспечен проезд автотранспорта по спроектированным автодорогам к порталам, зданиям щитов управления, КРУНам.

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, 35 кВ оборудования от волн атмосферных перенапряжений выполняется разрядниками. Для защиты изоляции 10 кВ используются разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов 10 кВ.

Территория подстанции ограждена внешним забором высотой 2 м.

12.2 Проектирование рабочего места диспетчера

Согласно ГОСТ 21034-75 рабочее место человека-оператора (в нашем случае диспетчера)-это место в системе человек-машина(СЧМ), оснащенное средствами отображения информации, органами управления и вспомогательным оборудованием,где осуществляется трудовая деятельность человека; оно может быть индивидуальным и коллективным.

Рабочее место диспетчера располагается в комфортной среде, которая обеспечивает оптимальную динамику работоспособности, хорошее самочувствие и сохраняет здоровье диспетчера.

ГОСТ 22269-76 “Рабочее место оператора”, устанавливает общие эргономические требования к взаимному расположению элементов рабочего места-пульта управления, средств отображения информации, органов управления, кресла вспомогательного оборудования, при этом учитывается рабочая поза дежурного диспетчера, пространство для его размещения, возможность обзора диспетчером элементов рабочего места и пространства за его пределами, а также возможность ведения записей, размещение документации и материалов, используемых диспетчером.

Стенд, на котором нанесена оперативная схема подстанции, расположен в 4-х метрах от места дежурного диспетчера, что позволяет ему взглядом охватывать большую часть стенда. Разный класс напряжения обозначен разным цветом. Например, шины ОРУ-110кВ обозначены красным цветом, ОРУ-35кВ - зеленым. Различный цвет способствует быстрому ориентированию на схеме.

Взаимное расположение элементов рабочего места способствует оптимальному режиму труда и отдыха, снижению утомления, предупреждению появления ошибочных действий.

Взаимное расположение пульта управления, вращающегося кресла, органов управления и средств отображения информации соответствует антропометрическим данным диспетчера, психофизическим и биомеханическим характеристикам.

Руки дежурного в позе “сидя” совершают движения в пределах определенной максимальной зоны.Чтобы эти движения были экономными, без лишнего напряжения рабочая зона составляет 300 мм в радиусе от груди дежурного. В этой зоне размещаются органы управления талефоном, персонального компьютера или телевизора.

Т.к. дежурный переодически делает записи в различные ведомости и журналы, которые находятся на столе, они расположены на нем с учетом частоты их употребления. Более часто употребляемые размещаются в оптимальной рабочей зоне досигаемости рук без наклонов туловища,редко употребляемые- в более отдаленной зоне.

В соответствие с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП) на подстанции должна быть следующая оперативная документация:

а) оперативный журнал для записи в хронологическом порядке времени приема и сдачи смены, выполняемых переключений в электросети, распоряжений руководящего технического персонала о допуске к работе;

б) бланки нарядов на производство ремонтных и наладочных работ в электроустановках;

в) бланки переключений;

г) оперативные схемы электроустановок;

д) журнал дефектов оборудования;

е) ведомости показаний электроизмерительных приборов и электросчетчиков;

ж) Журнал проверки знаний, а также списки лиц, имеющих право единоличного осмотра электроустановок.

Как уже отмечалось выше в помещениях, где установлено ответственное оборудование, подлежащие частым осмотрам дежурным, устанавливаются телекамеры. С пульта управления подстанции дежурный, включая поочередно объекты наблюдения, осуществляет осмотр оборудования, не покидая пульт управления, с помощью телевизора.

Рабочее место диспетчера находится в светлом хорошо проветриваемом помещении.

Естественное освещение положительно влияет не только на зрение, но также тонизирует организм человека в целом и оказывает благоприятное психологическое воздействие. В связи с этим помещение выполнено с большими оконными проемами за спиной диспетчера.

Температура в помещении составляет 18-21С.

12.3 Расчет освещения

Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0.4 кВ собственных нужд подстанции.

Для освещения помещений объединенного пульта управления (ОПУ) применяются лампы типа ЛБ (люминисцентная белого света), тип светильника ОДР. Последние выполняются с компенсацией реактивной мощности, поэтому cos =0.93, коэффициент пускорегулирующей аппаратуры к_пра=1.3. Высота подвеса светильников 34 метра.

Расчет производится методом удельных мощностей [12]. Установленная мощность для аварийного освещения принимается не менее 5 % от установленной мощности основного освещения.

Для освещения территории подстанции (подъездные пути, ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ) применяются светильники с лампами типа ДРЛ, 9 штук, Р_ном=300 Вт, cos =0.5.

Приведем пример расчета осветительной нагрузки для помещения аккумуляторной, нашей подстанции.

По известной площади помещения S_пом=48 м² и руководствуясь разрядом зрительных работ средней точности IV находим значение освещенности Е для нашего помещения Е=200 лк [13, табл.56-20].

По таблице для коэффициентов отражения поверхностей стен _с, потолка _п и рабочей поверхности _р, для Е=200 лк, высоте подвеса h= 4 м, площади помещения 48 м² находим значение удельной мощности Р_уд=7.2 Вт/м².

Найдем количество ламп ЛХБ, при Р_л=40 Вт ,

n= S_помР_уд/Р_л=487.2/40=8.649 [штук]; (12.3.1)

Р_уст=Р_удS_пом=487.2=345.6 [Вт]; (12.3.2)

Расчетная мощность:

Р_расч=к_с к_пра Р_уст= 11.3345.6=450 [Вт], (12.3.3)

где к_с- для мелких производственных зданий = 1;

к_пра- коэффициент учитывающий потери в пуско-регулирующей аппаратуре =1.3, для люминисцентных ламп с бесстартерными схемами включения.

Q_расч= Р_расч tg =216 [ВАр]; (12.3.4)

Все результаты расчета по остальным помещениям подстанции сводим в таблицу 12.3.1.

Таблица 12.3.1 Расчет осветительной нагрузки

12.4 Анализ устойчивости объекта при воздействии возможных ЧС

Под устойчивостью технической системы (объекта) понимается возможность сохранения его работоспособности при чрезвычайных ситуациях (ЧС).

Важную роль при определении возможных ЧС влияет географическое положение района где расположена электрическая подстанция.

Расширяемая ПС находится недалеко от лесного массива, в связи с этим возникает вероятность лесного пожара (особенно в летние месяцы). На ПС предусмотрены меры по тушению пожара. Это наличие пенных огнетушителей, пожарных щитов, кранов, водоема. Вокруг ПС сделан ров, предотвращающий переброс огня на её территорию.

Наводнение району, где расположена ПС, не грозит. Подстанция находится на возвышенности. Никаких дополнительных мер обеспечивающих работоспособность ПС при наводнении не предусмотрено.

Подземных толчков и землетрясений в районе нет.

Для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений на подстанции установлены ограничители перенапряжения. Они устойчивы к старению и атмосферным загрязнениям, что в свою очередь повышает надежность ПС.

Подстанция устойчива к ураганам и сильным ветрам, т.к. вся ошиновка электрооборудования выполнена из аллюминиевых труб и жестких шин прямоугольного сечения.

Вблизи ПС нет предприятий, которые при аварии могли бы создать чрезвычайные ситуации.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии / (Под ред. : И.Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.: ил.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

3. Рогов Г.А. Методические указания для курсового проектирования. Электрическая часть станций и подстанций. - Вологда: ВоПИ, 1989. - 40 c.:ил.

4. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.: ил.

5. Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанци: Учеб. пособие для вузов. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.: ил.

6. Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

7. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов, 2-е изд. перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с.: ил.

8. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - Л.: Энергия, 1972. - 176 с.: ил.

9. Дроздов А.Д., Платонов В.В. Реле дифференциальных защит элементов энергосистем. - М.: Энергия, 1968. - 240 c.: ил.

10. Алексеев В.С., Варганов Г.П. Реле защиты. - М.: Энергия, 1976. - 464 с.: ил.

11. Техника безопасности в электроэнергетических установках. Справочное пособие / Под ред. П.А.Долина. - М.: Энергоатомиздат,1988. - 400 с.: ил.

12. Охрана труда в электроустановках: Учеб. для вузов / Под ред. Б.А. Князевского. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.: ил.

13. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.: ил.

14. Атаманюк В.Г., Ширшев Л.Г., Акимов Н.И. Гражданская оборона: Учеб. для вузов / Под ред. Д.И. Михайлика. - 2-е изд. - М.: Высш. шк., 1987. - 288 с.: ил.

15. ЕНиР. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сб. 23. Электромонтажные работы. - М.:Стройиздат,1978. - 152 с.

16. Строительные нормы и правила. Приложение. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сб. № 8. Электротехнические установки / Госстрой СССР. - М.:Стройиздат, 1985. - 191 с.

17. Прейскуранты оптовых цен. - М.: Стройиздат, 1982. - 185 с.