Анализ работы подстанции "Южная" с исследованием надежности электроснабжения. РЕФЕРАТ
Рассмотрены условия работы электрического оборудования подстанции, рассмотрены нагрузки и построена картограмма нагрузок потребителей подстанции; произведен выбор типа и числа трансформаторов, рассмотрены токи короткого замыкания. Учитывая полученные значения, выбрано оборудование подстанции. Произведен анализ схемы, расчет надежности работы подстанции. Рассмотрены положения планирования технического обслуживания оборудования и технико-экономическая эффективность подстанции. Освещены вопросы техники безопасности и охраны труда.
Дипломный проект содержит 103 с, 39 табл. , 13 ил. , библ. 17 назв. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 5 1. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЮЖНАЯ» 8 1. 1. Влияние окружающей среды на работу подстанции 8 1. 2. Проверка места положения подстанции 9 1. 3. Проверка выбора числа и мощности трансформаторов 17 1. 4. Анализ схемного решения подстанции "Южная" 23 1. 5. Определение токов короткого замыкания 27 1. 6. Выбор электрооборудования подстанции 31 2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ 39 2. 1. Надежность тупиковых подстанций 39 2. 2. Расчет показателей надежности элементов схемы 40 2. 3. Расчет надежности схемы электроснабжения 56 2. 4. Учет резервирования 64 3. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 67 3. 1. Общие положения 67 3. 2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции 68 3. 3. Экономическая эффективность электрической системы 78 4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 84 4. 1. Безопасность производства 84 4. 2. Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях 93 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 98 ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 100 ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА 101 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 102 ВВЕДЕНИЕ
Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции–электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. Поэтому рассмотрение работы электрических подстанций является важным этапом в подготовке грамотного специалиста.
При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике, при проектировании подстанции приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.
Развитие промышленности и сельского хозяйства неразрывно связанно с ростом энергопотребления. Строительство подстанции Южная в городе предусмотрено «Схемой развития электрических сетей центральной части города Липецка». Подстанция предназначена для питания коммунально-бытовых и промышленных потребителей Центрального района города, в связи с интенсивным строительством в этих районах и необходимостью ликвидации по условиям застройки существующих ВЛ 35 кВ Бугор - Городская и п/ст 35/6 кВ Городская. Подстанция "Южная" является типичной тупиковой подстанцией на отпайках. Таких подстанций очень много находится в эксплуатации на сегодняшний день.
В связи с тем, что существующие распределительные сети в городе Липецке эксплуатируются на напряжение 6 кВ, а для районов новой застройки должно вводится напряжение 10 кВ, на подстанции установлены трехобмоточных трансформаторов 110/10/6 кВ. Подстанция присоединяется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная– Бугор и на стороне 110 кВ коммутируется по схеме «блок линия – трансформатор». С момента пуска подстанции «Южная» менялись требования к оборудованию, оно обновлялось, изменялись нагрузки потребителей подстанции. Проверочный анализ проводится для установления соответствия установленной мощности трансформаторов, мощностям потребителей получающих питание от подстанции, а также установленного оборудования требованиям современного этапа. Расчет включает в себя определение расчетных нагрузок, выбор мощностей и числа трансформаторов, расчет распределительных сетей, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств (РУ) подстанции, выбор схемы. Проверяется также оптимальность эксплуатируемой схемы электроснабжения, оборудования подстанции. С этой целью выполняются расчеты мощности и токов короткого замыкания.
В данной работе рассматривается надежность функционирования оборудования подстанции и, связанная с этим возможность бесперебойного обеспечения потребителей электроэнергией.
Для оптимально решения системы электроснабжения производится технико-экономическое сравнение нескольких вариантов и выбирается наиболее экономически выгодный из них (сравниваются варианты примерно одинаковые по надежности).
Целью данной работы является комплексная проверка схемы электроснабжения и оборудования подстанции «Южная» требованиям современного этапа, и оценка надежности ее функционирования. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЭЛЕКТОСНАБЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЮЖНАЯ» 1. 1. Влияние окружающей среды на работу подстанции
Конструктивное выполнение электрических сетей определяется условиями окружающей среды. Город Липецк по экологической массивности загрязнения различными химическими веществами входит в десятку самых неблагополучных городов России. В области много крупных предприятий, имеющих источники выбросов в атмосферу, четвертая часть из них, в том числе мощные металлургические предприятия размещены в городе Липецке. На таких предприятиях широко развиты такие производства как: сталеплавильное, коксохимическое, агломерационное, азотнотуковое. Практически во всех производствах применяются химические вещества. Несмотря на установку очистных фильтров, отработанные вещества в огромных количествах выбрасываются в атмосферу, а от туда с осадками попадают на ОРУ подстанции. Поэтому при выборе типа электрооборудования надо учитывать состав окружающего воздуха, то есть месторасположения подстанции относительно промышленного предприятия. Экологически неблагоприятная атмосфера оказывает влияние на электрооборудование подстанций находящееся на открытом воздухе. Учитывая близость расположения НЛМК, изоляция принимается усиленной. Кроме вредных выбросов в атмосферу промышленных предприятий на работу подстанции влияет температура окружающей среды. Так как подстанция «Южная» располагается в умеренных широтах, то характерны изменение температуры окружающей среды в течение года. Зимой температура окружающей среды доходит до -300С, а летом до +300С. Такое колебание температуры не может не сказываться на оборудовании. Изменение температуры окружающей среды негативно сказывается на электрооборудовании. Так зимой при морозах необходима установка обогрева в шкафах приводов коммутационной аппаратуры. В масляных выключателях также необходимо поддерживать температуру масла в заданных пределах, для этого предусмотрено устройство для подогрева масла, это ведет к возрастанию стоимости оборудования, увеличению потребления энергии на собственные нужды. Необходимо учитывать климатические, атмосферные условия в месте расположения подстанции при проектировании и выборе оборудования для ОРУ. В данном районе расчетная температура воздуха составляет 260С, температура самой холодной пятидневки -26 0С, нормативный напор ветра 40 кгс/см2, район по гололеду –3, средняя высота снежного покрова 57 см, нормативная снеговая нагрузка 100 кгс/см2. 1. 2. Проверка места положения подстанции
При выборе схемы электроснабжения существенную помощь оказывает картограмма электрических нагрузок. Картограммой называют план, на котором изображена средняя интенсивность распределения нагрузок приемников электроэнергии. Для ее построения на плане указывают в соответствующем масштабе электрическая нагрузка в виде кругов, площадь которых прямо пропорциональна мощности электрических приемников. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника, а радиус круга соответствует расчетной мощности приемника электрической энергии; значение его находим из условия равенства расчетной мощностиРi площади круга [1] Рi= ppЧr2aiЧm, где rаi – радиус круга, см; m – масштаб картограммы, кВт/см2; Тогда . (1. 1)
Проведем расчет по формуле (1. 1) для ЦРП - одного из основных потребителей подстанции «Южная»
Радиусы окружностей для построения картограммы реактивных нагрузок определяем аналогично. Выбранный для построения картограммы нагрузок масштаб m=100 кВт/см2. Предполагаемые электрические нагрузки приемников, а также соответствующие значения радиусов окружностей приведены в табл. 1. 1, картограмма нагрузок показана на рис. 1. 1.
Для нахождения центра рассеяния ЦЭН и размещения подстанции необходимо найти условный центр электрических нагрузок. Подстанцию следует располагать как можно ближе к этому центру и по возможности в зоне рассеяния. Это позволяет снизить расход электрической энергии, уменьшить расход проводникового материала за счет сокращения протяженности кабельных линий и приближения высокого напряжения к центру потребления электрической энергии. Таблица 1. 1 Исходные данные для построения картограммы нагрузок Наименование потребителя Нагрузка Коэффициент мощности Радиус окружности, мм для нагрузки Координаты, м Активная Pi, кВт Реактивная Qi, кВар Активной rai Реактивной rpi Хi Yi 1. ЦРП 6629, 4 3757, 05 0, 87 45, 94 34, 58 1575 2475 2. КТП РЭУ 194 48, 62 0, 97 7, 86 3, 93 1625 625 3. РП19 663 410, 89 0, 85 14, 53 11, 44 2100 1050 4. РП-32 176 94, 99 0, 88 7, 48 5, 50 1775 125 5. РП-45 918 568, 93 0, 85 17, 09 13, 46 475 2025 6. РП-26 2476, 8 1469, 65 0, 86 28, 08 21, 63 650 1050 7. РП Насосная 28, 14 31, 18 0, 67 2, 99 3, 15 1450 800 8. ТЯГ №13 167, 04 94, 67 0, 87 7, 29 5, 49 2225 900 9. ТП-339 133, 5 68, 39 0, 89 6, 52 4, 67 1400 600 10. ТП-349 42, 5 26, 34 0, 85 3, 68 2, 90 1475 400 11. Подстанция «Станкозавод» 13430 8323, 17 0, 85 65, 38 51, 47 500 2075
Для определения условного центра электрических нагрузок воспользуемся методикой определения центра тяжести однородных, плоских фигур сложной формы. Учитывать третью координату z не имеет смысла, так как потребители электрической энергии размещены примерно на одном уровне. Перепад рельефа не более 10ёё15 м. Координаты центра активных электрических нагрузок (1. 2) где хi, yi – координаты i – го потребителя.
Расчет координат центра активных нагрузок по формулам (1. 2) проводим используя координаты расположения нагрузок, приведенные в таблице 1. 1. Получим следующие координаты х0а=880 м; y0а = 2005 м.
Координаты центра реактивных электрических нагрузок определяются аналогично (1. 2)
Все известные методы нахождения ЦЭН сводятся к тому, что центр электрических нагрузок определяется, как некоторая постоянная точка на плане. Исследования показали, что такое положение нельзя считать правильным и ЦЭН следует рассматривать как некоторый условный центр, так как определение его еще не решает до конца задачи выбора местоположения подстанции. Дело в том, что положение, найденное по тому или иному математическому методу условного центра электрических нагрузок не будет постоянным. Это объясняется изменением потребляемой приемниками мощности, развитием предприятия.
В соответствии со сказанным выше ЦЭН описывает на плане фигуру сложной формы. Поэтому правильнее говорить не о ЦЭН как некоторой постоянной точке на плане, а о зоне рассеяния ЦЭН. Зона рассеяния может определяться для статического состояния системы и с учетом динамики (развития) системы электроснабжения. Для определения зоны рассеяния ЦЭН необходимо прежде всего найти закон распределения координат ЦЭН. Обычно предполагают, что распределение случайных координат ЦЭН следует нормальному закону распределения (закону Гаусса-Лапласа), т. е. [2] где ax, аy – математические ожидания случайных координат; ss2х, ss2y – дисперсии случайных координат.
Математические ожидания случайных координат в нашем случае - это координаты ЦЭН ах=х0; аy=y0. Если ввести обозначение (1. 3)
называемые мерами мощности случайных величин, закон распределения запишется в следующем виде
Так как координаты х и y изменяются одновременно то от одномерной плоскости распределения вероятностей исследуемых величин можно перейти к двумерной функции распределения вероятностей случайных независимых координат .
Зона рассеяния центра электрических нагрузок представляет собой эллипс, как сечение поверхности нормального распределения, полуоси которого равны . (1. 4) Форма эллипса зависит от соотношений где Рхi , Рyi – вероятности появления хi , yi: .
С учетом этого выражения дисперсия случайных координат определяется следующим образом: Тогда по формуле (1. 3) находим
Используя формулу (1. 4) находим полуоси эллипса зоны рассеяния
Так как различие между осями эллипса не превышает 10% то можно принять hX=hY=h*, тогда эллипс преобразуется в доверительный круг, радиус которого определяется из выражения где .
Как показала практика проектирования и эксплуатации системы электроснабжения, расположение городской подстанции не всегда возможно в зоне рассеяния ЦЭН. В нашем случае подстанция «Южная» предназначена для питания в первую очередь городских потребителей электрической энергии и ее расположение существенным образом ограничивается существующей городской застройкой.
Смещение подстанции из зоны рассеяния ЦЭН приводит к ухудшению технико-экономических показателей системы электроснабжения и является не желательным. Поэтому необходимо оценить к чему приводит смещение. Найденный центр активной нагрузки построен на рис. 1. 1. Из рисунка видно, что реальное расположение подстанции «Южная» не является оптимальным и продиктовано существующей городской застройкой. Хотя сегодняшнее местоположение подстанции не самое наилучшее с точки зрения потерь электроэнергии, оно попадает в зону рассеяния центра электрических нагрузок. Таблица1. 2 Данные к построению зоны рассеяния Дисперсия случайных координат Среднеквадратичное отклонение Мера точности случайных величин Полуоси эллипса рассеяния Радиус окружности рассеяния ssХ2 ssY2 ssХ ssY hX hY RX Ry R 282439, 3 241509, 1 531 491 0, 00133 0, 00144 1302, 3 1202, 8 1250 1. 3. Проверка выбора числа и мощности трансформаторов
Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа, числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.
Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.
На подстанции "Южная" в настоящее время принято решение об установке двух трансформаторов одинаковой мощности по простой, надежной и экономичной схеме с отделителями и короткозамыкателями на стороне высшего напряжения без выключателей на это напряжение. При этом простыми конструктивными решениями можно учесть возможное развитие с сохранением схемы и установкой трансформаторов большей мощности.
Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников, получающих питание от подстанции. Подстанция «Южная» осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории, перебои в электроснабжении которых недопустимо. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать естественного сокращения срока его службы. Поэтому на подстанции "Южная" применена, схема двухтрансформаторной подстанции. Установлены два трансформатора с РПН типа ТДТН 40000/110. Этот трансформатор имеет регулирование напряжения в нейтрали±16% (± 9 ступеней) обмотки ВН и дополнительное регулирование с ПБВ на стороне СН ±2ґ2, 5%. Такое решение отвечает требованиям по надежности электроснабжения. Для праверки правильности принятого решения проведем расчет основанный на технико-экономическом сравнении двух вариантов. В качестве альтернативного варианта рассмотрим вариант, где вместо двух трансформаторов установлены четыре трансформатора меньшей мощности.
При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).
При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов. Для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов типа ТДТН 40000/110 на подстанции "Южная" проведем сравнительный анализ двух вариантов.
Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов равна 34560 кВЧА. Средняя расчетная полная мощность приемников равна 31154 кВЧА. Среднегодовая температура в Липецке равна 50С. Так как подстанция «Южная» снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых равна кВЧА
Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению мощностей, когда основной потребитель подстанции–Станкостроительный завод работает не на полную мощность. В действительности подстанция «Южная» рассчитана на передачу большей мощности. Выбор типа, мощности и числа трансформаторов проведем по сегодняшним расчетным данным. Сравним два варианта установки двух трансформаторов или четырех трансформатора. Из справочника [3] выбираем два трехфазных трансформатора типа ТДТН-40000/110 и четыре трехфазных трансформаторов ТДНТ– 25000/110. Паспортные данные представлены в табл. 1. 3, 1. 4. Таблица 1. 3 Паспортные данные первого варианта трансформатора Тип трансформатора Uвн, кВ Uсн, кВ Uсн, кВ n, шт. DDРхх, кВт DDРкз, кВт Iхх, % Uкз, % Цена, р. ТДТН– 40000/110 115 11 6, 6 2 50 230 0, 9 10, 5 117000 Таблица 1. 4 Паспортные данные второго варианта трансформатора Тип трансформатора Uвн, кВ Uсн, кВ Uсн, кВ n, шт. DDРхх, кВт DDРкз, кВт Iхх, % Uкз, % Цена, р. ТДТН– 25000/110 242 110 6, 6 4 36 145 1 10, 5 91000
Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика рис. 1. 2. Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна кВЧА (3. 3) кВЧА (3. 4) Тогда коэффициент загрузки определяется
Определяем коэффициент допустимой перегрузки мл трансформатора зимой мл1 = 1 – кз. т. 1. = 1 – 0, 43 = 0, 57 мл2 = 1 – кз. т. 2. = 1 – 0, 35 = 0, 65
Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем мл=0, 15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен ; .
Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна кВЧА; кВЧА
Из приведенного расчета можно сделать вывод о том, что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям. Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, представленного в главе 5.
Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с существенной недогрузкой. Установка четырех трансформаторов приведет к усложнению схемы, увеличится число коммутационных аппаратов, что приведет к увеличению капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, обоснованность использования двух трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН–25000/110. Анализ схемного решения подстанции "Южная"
Главная схема электрических соединений подстанции —это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.
Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальной схемы электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и так далее. Принципиальная схема подстанции 110/6/10 кВ «Южная» представлена на рис. 1. 3.
При выборе схемы электроустановок должны учитываться различные факторы: значение и роль подстанции для энергосистемы; положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей; категория потребителей по степени надежности электроснабжения; перспектива расширения подстанции и прилегающего участка сети. Из всего комплекса условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования: - надежность электроснабжения потребителей; - приспособленность к проведению ремонтных работ;
Рис. 1. 3. Принципиальная схема подстанции 110/10/6 кВ «Южная». - оперативная гибкость электрической схемы; - экономическая целесообразность.
Подстанция «Южная» получает питание по линии 110 кВ, присоединяется к двухцепному ответвлению от линии 110 кВ Правобережная–Бугор. На подстанции осуществляется понижение напряжения от 110 кВ до 10 и 6 кВ. Электроэнергия поступает на открытое распределительное устройство 110 кВ по двухцепной воздушной ЛЭП, затем трансформируется и распределяется между потребителями в закрытом распределительном устройстве 6, 10 кВ. На подстанции «Южная» применена широко используемая сегодня для тупиковых подстанций упрощенная схема с отделителями и короткозамыкателями со стороны высшего напряжения. Отказ от установки выключателя (маслянного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения, сокращается численность персонала по ремонту и эксплуатации. Вместо выключателя на стороне высшего напряжения установлен короткозамыкактели и отделители, и отключение питающей лини происходит посредством срабатывания головного выключателя. В случае возникновения повреждения на трансформаторе или шинах подстанции устройства релейной защиты трансформатора дает сигнал короткозамыкателю. Он создает искусственное короткое замыкание в линии. Линия отключается линейной защитой. После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию. Перемычка на стороне высшего напряжения увеличивает маневренность тупиковой подстанции. При эксплуатации упрощенных подстанций выявились существенные недостатки в работе ОД и короткозамыкателя открытого исполнения. Время срабатывания этих аппаратов велико, что затрудняет автоматическое повторное включение (АПВ) головного выключателя и вызывает развитие возникшего в трансформаторе повреждения. Кроме того, включение короткозамыкателя вызывает резкое снижение напряжения в электрической сети. Применение телеотключающего импульса позволяет избежать снижения напряжения, вызываемого включением короткозамыкателя. В настоящее время ОД и короткозамыкатели модернизируют, помещая контакты в закрытую оболочку заполненную элегазом.
Подстанция «Южная» имеет две секции шин по 6 кВ и две секции шин по 10 кВ. Из ЗРУ по кабельным линиям 6 и 10 кВ электрическая энергия передается потребителям. Для распределения энергии по кабельным линиям 6 и 10 кВ используется радиальная схема. Радиальная схема выбрана по ряду причин: потребители электроэнергии размещены в разных направлениях от подстанции; радиальная схема более надежна по сравнению с магистральной схемой; в данной схеме электрическая энергия передается прямо к приемникам, без ответвлений на пути для питания других потребителей.
Каждый из двух трансформаторов питает свои секции шины 6 и 10 кВ с одним выключателем на цепь. Шины соединены секционным выключателем. Эта схема выбрана из-за того, что к шинам присоединено большое количество приемников, а также учитывается необходимость сто процентного резервирования. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен и каждый трансформатор питает свою секцию шин. При выходе из строя одного из трансформаторов, он отключается, срабатывает секционный выключатель и питание всех потребителей производится через второй трансформатор. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы. Однако эта схема имеет свои недостатки. Так повреждение шиносоединительного выключателя равноценно короткому замыканию на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений. 1. 5. Определение токов короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а в системах с изолированной нейтралью также замыкание фаз на землю. Такой режим является самым тяжелым для элементов системы. И именно по нему производят выбор и проверку электрооборудования подстанции.
При коротких замыканиях токи в фазах увеличиваются, а напряжение снижается. Как правило, в месте К. З. возникает электрическая дуга, которая вместе с сопротивлением пути тока образует переходное сопротивление. Непосредственное К. З. без переходного сопротивления в месте повреждения называется металлическим К. З. Пренебрежение переходным сопротивлением значительно упрощает расчет и дает максимально возможное при одних и тех же исходных условиях значения тока К. З. для выбора аппаратуры необходим именно этот расчет. При расчете токов К. З. примем следующие допущения [4]:
- не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в кабельной линии; - трехфазная цепь считается симметричной, сопротивления фаз равными друг другу; - отсутствует насыщение стали электрических машин - не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
- не учитывается сдвиг по фазе э. д. с. различных источников питания, входящих в расчетную схему;
- не учитывается влияние регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов на величину напряжения короткого замыкания (UКЗ%) этих трансформаторов; - не учитываются переходные сопротивления в месте короткого замыкания. Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо)[2]. Расчетная схема подстанции приведена на рис. 1. 4. На расчетной схеме в однолинейном изображении указываются источники питания (в данном случае энергосистема) и элементы сети (линии электропередач, трансформаторы), связывающие источники питания с точками К. З. ; а так же параметры всех элементов, необходимых для расчета токов К. З. Схему замещения подстанции «Южная» для расчета тока короткого замыкания рис. 1. 5 составляют по расчетной схеме. Для этого все элементы схемы заменяются соответствующими сопротивлениями В целях упрощения расчета для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указано среднее напряжениеUср , кВ.
Наибольшие токи К. З. в нашей схеме могут возникнуть при отключенных секционных выключателях. Рассмотрим этот режим, определим токи К. З. в точках К-1, К-2, К-3 очевидно, что в точках К-4, К-5, К-6, токи будут такими же из-за симметричности схемы.
Для расчета токов короткого замыкания в точках К-1, К-2, К-3 необходимо определить индуктивные сопротивления всех
Рис. 1. 4. Расчетная схема подстанции «Южная» для определения токов короткого замыкания.
Рис. 1. 5. Схема замещения для расчета тока короткого замыкания
элементов схемы. Определим сопротивления всех элементов схемы рис. 1. 4 и приведем их к базисному напряжению 115 кВ. Расчеты представлены в таблице 1. 5. Точки, для которых проведем расчет токов короткого замыкания, указаны на расчетной схеме рис. 1. 5. Расчеты устойчивого, ударного токов короткого замыкания и мощности короткого замыкания в этих точках приведены в таблице 1. 6. Выбор электрооборудования подстанции
Сначала произведем выбор токоведущих частей. Подстанция получает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов: - нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;
- нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания; - падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах;
- механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер); - коронирование —фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и свойств окружающей среды.
Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономической плотности токаjэк[3. ]. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению . (1. 5) Таблица 1. 5 Расчет сопротивлений элементов схемы приведенное к 115 кВ № п/п Наименование величины Расчетная формула Числовое значение 1
Сопротивление линии электропередач 110 кВ при погонном сопротивлении линии ХЛП = 0, 4 Ом/км Х1 , Ом ХЛП Чl 0, 4Ч11, 5=4, 6 2 Сопротивление трансформатора в % UКВ% UКС% UКН% 0, 5ЧЧ(ИК В-С + ИК В-Н – ИК С-Н) 0, 5ЧЧ(ИК В-С + ИК С-Н – ИК В-Н) 0, 5ЧЧ(ИК В-Н + ИК С-Н – ИК В-С) 0, 5ЧЧ(10, 5 + 17, 5 – 6, 5)=10, 75 0, 5ЧЧ(10, 5 + 6, 6 – 17, 5) = -0, 25 0, 5ЧЧ(17, 5 + 6, 5 – 10, 5) = 6, 75 Сопротивление трансформатора, Ом 3 Х2В Х3С 0 Х4Н Таблица 1. 6 Расчет токов короткого замыкания Точка КЗ Сопротивление, результирующее, приведен ное к UБ =115 кВ, Ом Периодическая составляющая тока КЗ, I11 = Iµ кА на стороне Ударный ток КЗ , кА Мощность КЗ , МВЧА 110 кВ 10 кВ 6 кВ К1 4, 6 36, 73 2874, 25 К3 4, 6+35, 5+22, 3=62, 4 47, 02 211, 14 К2 4, 6+35, 5=40, 1 44, 17 330, 56
Тогда, по (1. 5) для линии электропередач 110 кВ при расчетном токе I=181 А сечение равно мм2, где jэк = 1, 0 А/мм2.
По полученным значениям выбираем марку провода. Для двухцепной линии напряжением 110 кВ— АС –185/29. Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потери напряжения. , (1. 6) где - активная мощность, кВт; - реактивная мощность, кВар; - активное сопротивление линии, Ом/км; - индуктивное сопротивление линии, Ом/км; U – напряжение сети, кВ.
Используя формулу (1. 6) определяем потерю напряжения для линии В
Определим допустимую потерю напряжения в линии. Допускается потеря напряжения в линии не более 7% , В.
Как видно из расчета расчетное значение потерь напряжения в линии на много меньше допустимых потерь напряжения, это объясняется малой длиной линии, следовательно, данный провод подходит.
Надежная работа подстанции «Южная» может быть обеспечена только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания.
Проведем выбор ОРУ. В соответствии со схемой подстанции необходимо выбрать разъединители, отделители, короткозамыкатели и разрядники.
На подстанции применяются разъединители РНДЗ-110/1000. Они относятся к разъединителям горизонтально-поворотного типа. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей, которые перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов, на которых закреплены. В горизонтально-поворотных разъединителях при отключении нож как бы «ломается» на две части, поэтому облегчается работа привода в случае обледенения контактов. Выбор разъединителей и отделителей производится по напряжению установки, по току, по электродинамической стойкости и по термической стойкости.
На подстанции «Южная» применена схема с короткозамыкателями и отделителями на стороне высшего напряжения. Произведем выбор данного оборудования. Короткозамыкатели выбираем по номинальному напряжению, току К. З. , по электродинамической стойкости и по термической стойкости. Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на напряжение 110 кВ сведены в табл. 1. 7. Таблица 1. 7 Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей Тип электрооборудования Расчетный параметр электрической цепи Каталожные данные оборудования Условие выбора РЛНД – 1 – 110У – 1000 Uном. с, кВ 110 Uном, кВ 110 Uном. с ЈЈ Uном Iном, с, А 181 Iном, А 1000 Iном, с ЈЈ Iном Iп, с, кА 12 Iп, кА 31, 5 Iп, с ЈЈ Iп Iу, с, кА 37 Iу, с, кА 80 Iу, с ЈЈ Iу Bк, кАЧЧс 9 Iтер, кА 31, 5/4 Вк ЈЈ I2терЧЧ tтер ОД – 110 – 630 Uном, с, кВ 110 Uном, кВ 110 Uном, с ЈЈ Uном Iном, с, А 181 Iном, А 630 Iном, с ЈЈ Iном Iу, с, кА 37 Iу, с, кА 80 Iу, с ЈЈ Iу Вк, кАЧЧс 11 Iтер, кА 31, 5/3 Вк ЈЈ I2терЧЧ tтер КЗ– 110 Uном, с, кВ 110 Uном, кВ 110 Uном, с ЈЈ Uном Iу, с, кА 37 Iу, с, кА 51 Iу, с ЈЈ Iу Вк, кАЧЧс 11 Iтер, кА 12, 5/3 Вк ЈЈ I2терЧЧ tтер
Установленные на подстанции разъединители, отделители и короткозамыкатели полностью удовлетворяют условиям выбора, поэтому их выбор следует признать верным.
На подстанции приняты следующие средства защиты трансформатора от перенапряжений: со стороны 110 кВ установлен вентильный разрядник РВС-110; со стороны 6 кВ - РВП-6; со стороны 10 кВ - РВП-10.
При выборе разрядников необходимо учитывать следующие электрические параметры: - номинальное напряжение указывает, в какой сети может применяться данный разрядник. Если он будет установлен в сеть с меньшим номинальным напряжением, чем указано на его паспорте, защита будет неэффективна, а если с большим напряжением, то разрядник при срабатывании разрушится; - импульсное пробивное напряжение. При выборе разрядника его вольт-секундная характеристика должна лежать ниже вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции не менее чем на 25%. Если вольт-секундная характеристика разрядника будет располагаться выше
вольт-секундной характеристики защищаемой изоляции, то разрядник не защитит изоляцию от перенапряжении;
- остающееся напряжение UОСТ, представляющее собой падение напряжения на сопротивлении резистора при определенном импульсном токе. Остающееся напряжение и близкое к нему по значению пробивное напряжение должны быть на 20-25% ниже пробивного напряжения защищаемой изоляции;
- предел обрываемых токов, определяющийся максимально и минимально допустимым значением тока короткого замыкания при котором уже возможно гашение дуги, но еще не происходит разрушения разрядника.
На подстанции «Южная» все выключатели установленны внутренней установки. Закрытое распределительное устройство 6, 10 кВ в исполнении с шкафами КРУ. Все выключатели являются маломасляными типа ВМПЭ-10 на выкатных тележках. Проверим правильность выбранных вводных выключателей для присоединения низшей и средней обмоток трансформатора соответственно к шинам 6 и 10 кВ, а так же секционных выключателей.
Выключатель является основным аппаратом на подстанции. Наиболее тяжелой операцией для выключателя является отключение трехфазного короткого замыкания и включение на существующие короткое замыкание. К выключателям предъявляются следующие требования[5]: - надежное отключение любых токов; - быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения; - возможность пофазного (пополюсного) управления; - легкость ревизии и осмотра контактов; - взрыво- и пожаробезопасность; - удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения выбираются по номинальному напряжению, току, номинальному току отключения, по ударному току, по термической устойчивости. Параметры выбора выключателей приведены в табл. 1. 8. Таблица 1. 8 Параметры выбора выключателей Тип электрооборудования Расчетный параметр электрической цепи Каталожные данные оборудования Условие выбора ВМПЭ -10 -3150 (ввод 6 кВ) Uном, с, кВ 6 Uном, кВ 10 Uном, с ЈЈ Uном Iном, с, А 800 Iном, А 3150 Iном, с ЈЈ Iном Iкз, кА 18, 47 Iотк, кА 31, 5 Iкз ЈЈ Iотк Sкз, МВЧЧА 211, 14 Sотк, МВЧЧА 350 Sкз ЈЈ Sотк Iу, С, кА 47, 02 Iу, кА 64 Iу, С ЈЈ Iу ВМПЭ -10 - 3150 (ввод 10 кВ) Uном, с, кВ 10 Uном, кВ 10 Uном, с ЈЈ Uном Iном, с, А 800 Iном, А 3150 Iном, с ЈЈ Iном Iкз, кА 17, 35 Iотк, кА 31, 5 Iкз ЈЈ Iотк Sкз, МВЧЧА 330, 56 Sотк, МВЧЧА 350 Sкз ЈЈ Sотк Iу, С, кА 44, 17 Iу, кА 80 Iу, С ЈЈ Iу
Проведенный расчет показывает, что данный тип выключателей подходит для эксплуатации на подстанции «Южная». В третьей главе приведена экономическая оценка варианта установки вакуумных выключателей взамен маломасляных. 2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ПОДСТАНЦИИ 2. 1. Надежность работы тупиковых подстанций
Сегодня методы анализа надежности используются уже во многих отраслях техники. Однако проблема надежности в ее количественной постановке при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения необыкновенно сложна. Так для рассмотрения вопросов надежности, при эксплуатации систем электроснабжения необходимо учесть как современные достижения современной теории надежности, так и специфику функционирования систем силового типа, подверженных в значительной степени влиянию неблагоприятных воздействий внешней среды и непосредственно связанных с электрической системой.
Большинство сооружаемых в последнее время тупиковых подстанций имеют со стороны высокого напряжения упрощенную схему с отделителем и короткозамыкателем. На подстанции "Южная" применена схема блок трансформатор-линия Защита трансформатора действует на выключатель 6-10 кВ и на короткозамыкатель. Последний создает искусственное короткое замыкание замыкание (при напряжении 110 кВ–однофазное) в линии. Линия отключается линейной защитой. После этого в бестоковую паузу отключается отделитель поврежденного трансформатора и АПВ снова включает линию.
Эксплуатационная надежность схемы из-за отсутствия выключателей очень высока[6]. Кроме того отказ от установки выключателя (масляного или воздушного) дает экономию капитальных и эксплуатационных затрат, сокращает сроки сооружения. Так, например, стоимость ячейки силового трансформатора ОРУ-110 кВ с ОД более чем в три раза меньше стоимости такой же ячейки с воздушным выключателем ВВН-110.
В соответствии с необходимая численность монтеров по ремонту и эксплуатационному обслуживанию 10 ячеек с ОД составляет 0, 16 чел. , а 10 ячеек с ВВН-110 - 1, 38 чел [7]. 2. 2. Расчет показателей надежности элементов схемы
2. 2. 1. Модель отказов и восстановления силового трансформатора. Рассмотрим трансформатор как элемент, условно состоящий из двух последовательно соединенных элементов, в одном из которых могут появляться внезапные отказы, а в другом–постепенные [8]. Внезапные отказы появляются вследствие резкого, внезапного изменения основных параметров под воздействием одного или нескольких случайных факторов внешней среды либо вследствие ошибок обслуживающего персонала. При постепенных отказах наблюдается плавное, постепенное изменение параметра элементов в результате износа отдельных частей или всего элемента в целом. Вероятность безотказной работы представим произведением вероятностей Ртр(t)=Рв(t)*Ри(t), (2. 1)
где Рв(t) и Ри(t) —соответственно вероятности безотказной работы условных элементов, соответствующих внезапному и постепенному отказу в следствии износа. В теории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах принимается показательное распределение . (2. 2)
Постепенные отказы трансформатора происходит в основном по причине износа изоляции. Износ можно описать законом распределения Вейбулла-Гнеденко , (2. 3)
где t0 —порог чувствительности, то есть элемент гарантировано не откажет, в интервале времени от 0 до t0 может быть равно нулю. Тогда окончательно имеем Pтр(t) = e-ltЧe-ct. (2. 4)
Причинами внезапных отказов трансформатора являются повреждения вводов трансформатора вследствие перекрытия контактных соединений, утечка масла. Причинами постепенных отказов в свою очередь будут нарушения изоляции обмоток вследствие возникновения внешних и внутренних перенапряжений, сквозных токов коротких замыканий и дефектов изготовления. На основании принятых критериев выделим два статистических ряда для внезапных и постепенных отказов табл. 2. 1. Таблица 2. 1
Статистический ряд внезапных и постепенных отказов силового трансформатора Y, ч Y, ч Y, ч X, ч X, ч X, ч 61039 57546 53529 43774 45022 45850 59612 55392 51355 41283 42078 42906 57981 53986 60205 38793 39628 40455 56107 52062 58217 36302 36728 37554 54349 60483 56438 44608 45436 46264 52573 58564 55216 41664 42492 43320 60761 56854 52914 39215 40041 40869 58783 55739 50785 36581 37141 37967 54733 38380 Yср Dt Т l 56209 1827 40974 2, 44057E-05 Параметр показательного закона l находим по формуле: (2. 5) где хср— среднеее значение наработок на отказ. Среднее время безотказной работы определим по формуле . (2. 6)
Оценим параметры распределения Вейбулла-Гнеденко [8]. Для этого вычислим среднее значение наработки на отказ . (2. 7) Разобьем выборку на интервалы, которые выберем по формуле . (2. 8) Подсчитаем сколько отказов попало в каждый из полученных интервалов Таблица 2. 2 интервалы 1 2 3 4 5 6 мин 50785 52612 54439 56265 58092 59919 макс 52612 54439 56265 58092 59919 61746 1 52573 54349 57981 56107 59612 61039 2 52062 53986 57546 55392 58783 60761 3 51355 53529 56854 55739 58564 60483 4 50785 52914 56438 55261 58217 60205 Yicp 51694 53695 57205 55444 58794 60622 pi 0, 16 0, 16 0, 16 0, 2 0, 16 0, 16 D s n 1/a C T l 8734345 2955 0, 052578 0, 045 1, 63E-106 56209 1, 779E-05 Отностительную частоту событий определяем по формуле pi= mi/m. (2. 9) Определим среднее значение для каждого интервала . (2. 10) Вычислим значение дисперсии D по формуле . (2. 11) Определим среднеквадратичное отклонение . (2. 12) Вычислим коэффициент вариации по формуле
. (2. 13) По номограмме [8] находим значение параметра формы 1/a=0, 31. По найденным значениям вычислим параметр масштаба С распределения Вейбула-Гнеденко : ; (2. 14) Г(1, 0351)=0, 987.
Среднее время безотказной работы для распределения Вейбула-Гнеденко определим по формуле ; (2. 15) l2тр=1/Т2тр=0, 00002. (2. 16)
Интенсивность восстановления определим по данным статистического ряда представленном в таблице 2. 3. Таблица 2. 3 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов силового трансформатора восстановление 15, 8 18, 7 22, 4 26, 1 18, 2 21, 7 25, 4 20, 5 21, 2 24, 7 17, 6 23, 6 24, 2 17, 1 20, 1 26, 5 16, 4 19, 5 22, 9 27, 2 Т=21, 49 m=0, 0465333 Интенсивность восстановления определим по формуле . (2. 17)
Вероятность восстановления силовых трансформаторов определим по формуле Рвос. тр=1-е-m тр... (2. 18)
Результаты расчетов по формулам (2. 1)-(2. 18) представлены в табл. 2. 1, 2. 2, 2. 3. 2. 2. 2. Модель отказов автоматического выключателя. Рассмотрим масляный выключатель как элемент состоящий из двух элементов, в одном из которых может появиться внезапный отказ, а в другом постепенный [8]. Вероятность безотказной работы представлена формулой Рвк(t)=Рв(t)*Ри(t),
где Рв(t) и Ри(t) —соответственно вероятности безотказной работы условных элементов соответствующих внезапному и постепенному отказу в следствии износа. Постепенные отказы выключателя происходят в следствии износа дугогасительных камер и контактов. Причинами внезапного отказа являются: несрабатывание приводов, механические повреждения, перекрытие изоляции при внешних и внутренних перенапряжениях. На основании принятых критериев сформируем два статистических ряда представленных в таблице 2. 4. Таблица 2. 4 Статистический ряд внезапных и постепенных отказов вводного масляного выключателя X, ч X, ч X, ч Y, ч Y, ч Y, ч 7842 8557 8554 8961 11568 7568 8749 10412 10715 10052 14008 11434 10436 11238 11102 8499 14699 9918 12650 11476 12317 10955 11463 8079 15540 20379 15451 10662 11650 14350 9452 11510 13480 9462 9734 17044 6358 6693 7752 17465 16484 13927 7075 7683 6958 16155 17535 16736 10349 Т l Yср l0 10516 9, 5E-05 12350 8, 1E-05
Согласно теории надежности внезапные отказы имеют показательный закон распределения наработки на отказ
Параметр показательного закона распределения опеределим по формуле (2. 5) где хср— среднеее значение наработок на отказ.
Среднее время безотказной работы определим по формуле (2. 6). Постепенные отказы выключателя имеют следующий закон распределения (2. 19)
где l0 –это интенсивность срабатывания выключателя, которая определяется по данным статистического ряда ; R— допустимое число отключений.
Предполагая, что коммутирующий ток распределен по нормальному закону между максимальным и минимальным значением. Определим расход рr ; .
где Imax и Imin— максимальный и минимальный коммутируемый ток; SI— произведение номинального тока отключения на гарантированое число отключений. Допустимое число отключений определим по формуле Среднее время безотказной работы при постепенных отказах
Интенсивность восстановления определим по данным из таблицы 2. 5 и формуле (2. 17). Таблица 2. 5 Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов вводного масляного выключателя восстановление 16, 6 20, 0 22, 8 19, 8 25, 6 25, 9 19, 6 21, 4 18, 0 24, 6 19, 4 21, 2 18, 4 22, 0 17, 1 18, 6 21, 3 21, 1 17, 5 17, 5 Т=20, 4196 m=0, 04897 Таблица 2. 6 Результаты расчетов Imax Imin n Iоткл 7, 5 5 20 20 SI рr sr k 400 0, 0066 0, 01381 121 Интенсивность восстановления определим по формуле .
Вероятность восстановления масляного выключателя определяется по формуле Рвос. вк = 1-е-m.
Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл. 2. 4, 2. 5, 2. 6. Аналогично проведем расчеты для секционного масляного выключателя. Исходные данные и результаты расчетов сведены в табл. 2. 7, 2. 8, 2. 9. Таблица 2. 7. Статистический ряд внезапных и постепенных отказов секционного масляного выключателя X, ч X, ч X, ч Y, ч Y, ч Y, ч 8341, 45 9107, 29 9104 9637 12466 8128 9313, 07 11096, 7 11422, 3 10820 15119 12321 11123 11982, 9 11837 9137 15871 10675 13500 12238, 5 13142 11801 12352 8682 16607, 9 21820, 4 16512, 2 11483 12556 15490 10066, 5 12275, 9 14392, 1 10180 10475 18424 6752, 77 7111, 97 8245, 21 18883 17814 15031 7520, 51 8170, 86 7394, 87 17455 18960 18088 11143 Т l Yср l0 11212 8, 9E-05 13320 7, 5E-05 Таблица 2. 8. Статистический ряд времени восстановления внезапных и постепенных отказов секционного масляного выключателя восстановление 16, 5 19, 9 22, 6 19, 7 25, 5 25, 8 19, 5 21, 2 17, 9 24, 5 19, 3 21, 0 18, 3 21, 8 17, 0 18, 5 21, 1 20, 9 17, 4 17, 4 Т=20, 2969 m=0, 04927 Таблица 2. 9. Результаты расчетов Imax Imin n Iоткл 5, 5 4 20 20 SI рr sr k 400 0, 00507 0, 01057 162
2. 2. 3. Модель отказов воздушной линии электропередач. ЛЭП рассмотрим как элемент условно состоящий из двух последовательно соединенных элементов. В одном из которых может появиться внезапный отказ, а в другом постепенный. Вероятность безотказной работы представим как произведение вероятности двух независимых событий соединенных последовательно относительно надежности [8] РЛЭП(t)=Рв(t)*Ри(t).
Дальнейший расчет проведем как и для трансформатора. Статистические данные приведенные в таблице 2. 10 приведены к единичной длине 1 км, как для внезапных и постепенных отказов. Таблица 2. 10.
Статистический ряд внезапных и постепенных отказов для ЛЭП X, г X, г X, г Y, г Y, г Y, г 174, 11 203, 04 179, 13 309, 12 326, 04 343, 86 180, 83 41213 187, 67 316, 75 334, 17 351, 59 189, 38 208, 17 194, 54 324, 5 341, 94 313, 62 201, 33 177, 41 211, 58 332, 25 349, 68 321, 37 206, 46 185, 96 196, 21 340, 02 312, 08 329, 12 175, 72 192, 79 213, 29 347, 75 319, 82 338, 01 184, 25 204, 75 197, 92 310, 54 327, 58 345, 78 191, 08 209, 88 215, 67 318, 29 336, 09 363, 25 Т l Yср Dt 1904 0, 00052523 331 10
В теории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах ЛЭП принимается показательное распределение
Постепенные отказы ЛЭП происходят в основном по причине износа изоляции. Износ можно описать законом распределения Вейбула-Гниденко.
где t0 —порог чувствительности, то есть элемент гарантировано не откажет, в интервале времени от0 до t0 может быть равно нулю. Тогда окончательно имеем PЛЭП(t) = e-ltЧe-ct. Параметр показательного закона l находим по формуле . где хср— среднеее значение наработок на отказ. Среднее время безотказной работы определим по формуле . Оценим параметры распределения Вейбула-Гнеденко. Для этого вычислим среднеее значение наработки на отказ . Разобьем выборку y на интервалы, которые выберем по формуле Подсчитаем сколько отказов попало в каждый из полученных интервалов Таблица 2. 11 интервалы 1 2 3 4 5 6 мин 309, 12 318, 86 328, 61 338, 35 348, 10 357, 84 макс 319 329 338 348 358 368 1 309, 12 316, 75 324, 5 332, 25 340, 02 347, 75 2 310, 54 318, 29 326, 04 334, 17 341, 94 349, 68 3 312, 08 319, 82 327, 58 336, 09 343, 86 351, 59 4 313, 62 321, 37 329, 12 338, 01 345, 78 363, 25 Yicp 311 319 327 335 343 353 pi 0, 1666666 0, 1666666 0, 1666666 0, 16667 0, 16667 0, 16667 D s n 1/a C T l 199 14 0, 0425237 0, 035 5, 7E-73 331 0, 00302 Отностительную частоту событий определяем по формуле pi= mi/m. Определим среднее значение для каждого интервала . Вычислим значение дисперсии D по формуле Определим среднеквадратичное отклонение . Вычислим коэффициент вариации по формуле .
По номограмме находим значение параметра формы [8] 1/a=0, 36. По найденным значениям вычислим параметр масштаба С распределения Вейбула-Гнеденко ; Г(1, 36)=0, 8902
Среднее время безотказной работы для распределения Вейбула-Гнеденко определим по формуле ; l2ЛЭП=1/Т2ЛЭП.
В таблице 2. 10 представлен статистический ряд восстановления отказов ЛЭП. Интенсивность восстановления определим по формуле (2. 17). Вероятность восстановления ЛЭП определяется по формуле Рвос. ЛЭП=1-е-m. Таблица 2. 12 Статистический ряд восстановления внезапных и постепенных отказов ЛЭП восстановление 7, 1 9, 2 11, 3 13, 4 8, 9 10, 9 13 8, 6 10, 7 12, 7 8, 1 10, 3 12, 3 4, 8 9, 9 12, 1 4, 5 9, 6 11, 7 18, 8 Т=10, 395 m=0, 0962
Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл. 2. 10, 2. 11, 2. 12.
2. 2. 4. Модель отказов и восстановления для разъединителей. Представим разъединитель как элемент состоящий из одного элемента с внезапным отказом, с показательным законом распределения наработки на отказ (2. 1). Статистический ряд наработок на отказ и времени восстановления представлен в таблице 2. 13, 2. 14. Параметр показательного закона l находим по формуле . где хср— среднеее значение наработок на отказ. Среднее время безотказной работы определим по формуле Таблица 2. 13. Статистический ряд внезапных отказов разъединителей X, г X, г X, г X, г 6, 64 7, 40 6, 68 7, 13 7, 06 7, 17 7, 44 7, 06 6, 86 7, 12 7, 20 7, 22 7, 20 6, 98 6, 83 7, 11 6, 79 6, 83 7, 24 7, 48 Т=7 l=0, 14143 Интенсивность восстановления определим по формуле (2. 17) Вероятность восстановления разъединителей определяется Рвос. раз=1-е-m. Таблица 2. 14. Статистический ряд времени восстановления разъединителей восстановление 8, 3 6 6, 2 7 7, 5 8 8, 3 7, 2 9, 1 9, 2 10, 9 9 6, 8 10, 4 9, 4 8, 1 10, 1 7, 1 8, 5 6, 1 Т=8, 16 m=0, 12255
Результаты расчетов по приведенным выше формулам сведены в табл. 2. 13, 2. 14. 2. 2. 6. Модель отказов и восстановления для отделителей и короткозамыкателей. Для отделителей и короткозамыкателей составим модель аналогичную разъединителям и проведем подобный расчет. Исходные данные и результаты расчета сведем в таблицу 2. 15, 2. 16, 2. 17. Таблица 2. 15 Статистический ряд внезапных отказов отделителей X, ч X, ч X, ч X, ч 31377 35695 31623 34179 33786 34416 35974 33762 32653 34130 34558 34679 34579 33325 32455 34091 32231 32471 34825 36149 Т=33848 l=3E-05 Таблица 2. 16 Статистический ряд времени восстановления отделителей восстановление 8, 1 5, 9 6, 1 6, 9 7, 4 7, 8 8, 1 7, 1 8, 9 9, 0 10, 6 8, 8 6, 7 10, 2 9, 2 7, 9 9, 9 7, 0 8, 3 6, 0 Т=7, 98933 m=0, 12517 Таблица 2. 17 Статистический ряд внезапных отказов короткозамыкателей X, ч X, ч X, ч X, ч 32430 36893 32685 35326 34920 35570 37181 34895 33749 35275 35718 35842 35739 34443 33544 35235 33312 33560 35993 37362 Т= 34984 l= 2, 9E-05 Таблица 2. 18 Статистический ряд времени восстановления короткозамыкателей восстановление 8, 3 6 6, 2 7 7, 5 8 8, 3 7, 2 9, 1 9, 2 10, 9 9 6, 8 10, 4 9, 4 8, 1 10, 1 7, 1 8, 5 6, 1 Т=8, 16 m=0, 12255
2. 2. 7. Модель отказов и восстановления для шин. Рассматриваем два типа шин: питающие шины, идущие от трансформатора к вводному выключателю; секции шины. Так как шины голые то для них применим показательный закон распределения внезапных отказов [8]. Причиной внезапных отказов является воздействие токов короткого замыкания. Расчет произведем аналогично результаты расчетов сведем в таблицы 2. 19, 2. 20, 2. 21, 2. 22. Таблица 2. 19. Статистический ряд внезапных отказов питающих шин X, ч X, ч X, ч X, ч 760215 856936 768768 867865 1001326 870594 1001022 874998 794916 905950 964405 814378 969966 956631 840253 903270 888089 806707 894381 823804 Т=878224 l=1, 14E-06 Таблица 2. 20. Статистический ряд времени восстановления питающих шин восстановление 2, 1 2, 9 2, 3 3, 5 3, 7 3, 8 3, 8 3, 9 3, 0 4, 3 3, 0 3, 7 4, 4 3, 9 4, 7 2, 4 3, 3 3, 6 3, 1 4, 2 Т=3, 48353 m=0, 28707 Таблица 2. 21. Статистический ряд внезапных отказов секций шин X, ч X, ч X, ч X, ч 760215 856936 768768 867865 1001326 870594 1001022 874998 794916 905950 964405 814378 969966 956631 840253 903270 888089 806707 894381 823804 Т=878224 l=1, 1E-06 Таблица 2. 22 Статистический ряд времени восстановления секций шин восстановление 2, 0 2, 7 2, 2 3, 3 3, 5 3, 6 3, 6 3, 7 2, 8 4, 2 2, 8 3, 5 4, 3 3, 7 4, 5 2, 3 3, 1 3, 4 2, 9 4, 1 Т=3, 33011 m=0, 30029
На основании полученных показателей надежности элементов можно определить надежность всей схемы. 2. 3. Расчет надежности схемы электроснабжения
2. 3. 1. Расчет последовательных соединений. Расчет проведем аналитическим методом. Представляем связи между элементами в виде последовательных и параллельного их соединения, описываем отключение потребителей. Поэтапное эквивалентирование расчетной схемы рис. 1. 3. из последовательно и параллельно соединенных элементов позволяет оценить показатели надежности схемы электроснабжения. Анализ системы последовательно соединенных, восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом двух условий: первое при отказе одного элемента интенсивности отказа оставшихся в работе элементов не изменяются; второе восстановление не ограничено, т. е. любой отказавший элемент начинает немедленно восстанавливаться. Для электротехнического оборудования принято выделять четыре составляющих времени восстановления t=tОБ + tOP + tЛ + tOВ,
где tOБ – время обнаружения; tOP – время организации; tЛ – время ликвидации отказа; tOВ – время опробывания и включения в работу. Поскольку каждая составляющая представляет собой случайную величину со своим законом распределения, интенсивность восстановления являются величиной не постоянной. Однако на основании теоремы теории восстановления с достаточной точностью можно воспользоваться показательным законом распределения. Интенсивность восстановления определяется по данным статистического рядаZ1.... Zn, где Zi – время восстановления после отказа. Интенсивность восстановления (2. 20)
Интенсивность восстановления всех элементов схемы была рассчитана в предыдущем разделе.
Для системы из n последовательно соединенных восстанавливаемых элементов суммарная интенсивность отказав цепи может быть найдена по выражению (2. 21) Среднее время безотказной работы последовательной цепи ТСР = 1/L. (2. 22) Среднее время восстановления tСР (2. 23)
Вероятность безотказной работы системы из n последовательно соединенных элементов на интервале времени от0 до t0 P=e -Lt (2. 24) Коэффициент готовности (2. 25)
При расчете учитываем, что сами шины и вводные выключатели на 6 и 10 кВ одинаковые, и будем рассматривать надежность электроснабжения по одному из низших напряжений, упростим исходную схему рис. 2. 1. до расчетной рис. 2. 2. Рассчитаем последовательные звенья схемы, представленной на рис. 3. Так как схема состоит из двух одинаковых в отношении надежности параллельных ветвей, то проведем расчет только для одной ветви. Упростим схему для этого каждую последовательную цепочку элементов заменим на эквивалентный в отношении надежности элемент Э1 иЭ2 см рис. 2. 3. Тогда заменим последовательно соединенные элементы: Л1. 1, Л1. 2, Р1, О1, КЗ1, Т1. 1, Т1. 2, Ш1, В1. 1, В1. 2, Ш3 на эквивалентный элемент Э1 см рис. 2. 3. Характеристики надежности данного элемента определим по выражениям (2. 21)-(2. 25). Интенсивность отказов
L=l/ТЛ1. 1+l/ТЛ1. 2+1/ТР1+1/ТО1+1/ТКЗ1+1/ТТ1. 1+1/ТТ1. 2+1/ТШ1+ 1/ТВ1. 1+1/ТВ1. 2+1/ТШ3=5. 8/1699440 +5. 8/2899560+1/61320+ +1/33848+1/34984 +1/40974 +1/56209 +1/878224 + +1/11212 +1/13320 +1/878224=0. 000289 , ч-1. Рис. 2. 1. Схема электроснабжения в отношении надежности Рис. 2. 2. Упрощенная схема электроснабжения в отношении надежности Рис. 2. 3. Эквивалентная схема Рис. 2. 4. Преобразованная эквивалентная схема Среднее время безотказной работы последовательной цепи ТСР = 1/L=1/0. 000289=3460, ч. Среднее время восстановления
Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления . Коэффициент готовности .
Секционный выключатель, представленный в отношении надежности как два последовательно включенных элемента заменим на один эквивалентный Э2 см. рис. 2. 3. , и произведем его расчет. Интенсивность отказов L=1/ТВ3. 1+1/ТВ3. 2=1/10516 +1/12350=0. 000176 , ч-1. Среднее время безотказной работы последовательной цепи ТСР = 1/L=1/0. 000176=5679, ч. Среднее время восстановления
Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления . Коэффициент готовности .
Далее определим параметры последовательного соединения элементов Э1 и Э2 по выражениям (2. 21)-(2. 25) Интенсивность отказов L=1/ТЭ1+1/ТЭ2=1/3460 +1/5679=0. 000465 , ч-1. Среднее время безотказной работы последовательной цепи ТСР = 1/L=1/0. 000465=2150, ч. Среднее время восстановления .
Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления . Коэффициент готовности Схема преобразуется к виду, представленному на рис. 2. 4. 2. 4. Учет резервирования
Анализ систем параллельно соединенных восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом четырех условий [9]: резервный элемент работает в нагруженном режиме; восстановление отказавших элементов не ограниченно;
во время восстановления в элементах не могут возникать вторичные отказы; совпадение моментов наступления двух различных событий считаем практически невозможным.
Интенсивность отказов каждого из элементов Liнайдена в предыдущем расчете. Интенсивность восстановления можно определить как величину, обратную среднему времени восстановления
Определим вероятности каждого из четырех состояний для стационарного режима. Система может находиться в четырех состояниях, три из которых являются работоспособными, четвертое– отказ: оба элемента работают; отказал первый элемент; отказал второй элемент; отказали оба элемента. Вероятность первого состояния Вероятность второго состояния Вероятность третьего состояния Вероятность четвертого состояния Коэффициент готовности системы КS = p1 +p2 +p3 . Коэффициент простоя системы RS = p4.
Определив коэффициент простоя, коэффициент готовности найдем как КS = 1 - p4. Вероятность четвертого состояния Коэффициент готовности КS = 1 - p4 = 1-0, 000032=0, 999968
Интенсивность отказа системы из двух взаиморезервирующих элементов LS = LЭ3 Ч RЭ3 + LЭ12 Ч RЭ12 = 0, 000289Ч(1-0, 996) +0, 000465Ч(1-0, 9924)=0, 00000469. Среднее время безотказной работы системы ТСРS = 1/LS = 1/0, 00000469=213219 ч.
Для большей части элементов электрических систем отношения l/m=10-3.... 10-4, поэтому в пределах tЈ 4.... 5ЧtB справедливо соотношение MS = MЭ3 +MЭ12= 0, 07+0, 06 = 0, 13. Поскольку ограничение на восстановление не вводилось, то ч.
Таким образом результаты вычислений показывают, что существующая схема подстанция "Южная" обладает достаточной надежностью. 3. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА 3. 1. Общие положения
В данной части проекта рассматривается экономическое обоснование технических решений и организационных вопросов. Решения должны носить комплексный характер, отражающий связь организационно-технических вопросов с результатами, полученными на основании технико-экономических расчетов. Надежная работа систем электроснабжения невозможна без организации грамотной, рациональной эксплуатации, и четко поставленного, своевременного обслуживания оборудования. К вопросам организации и управления процессом эксплуатации проектируемого объекта относятся следующие разделы: грамотная организация технического обслуживания и ремонта электрических сетей; организация к планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции; организация технического обслуживания и ремонта электрических аппаратов напряжением до 1000 В; контроль за качеством ремонта и технического обслуживания электрического оборудования и систем электроснабжения; организация и планирование работы электрослужбы предприятия. Большую важность для будущего имеет правильная организация контроля за состоянием электрического оборудования - накопление статистических данных. На каждую единицу оборудования должно быть заведена карта в которой фиксируются время, продолжительность простоя и причина отказа, записываются результаты испытаний, проводимых по графику и после ремонтов.
3. 2. Организация и планирование технического обслуживания и ремонта оборудования подстанции
Рассмотрим организацию и планирование технического обслуживания аппаратуры высокого напряжения подстанции. Этот вопрос включает в себя несколько разделов.
3. 2. 1. Расчет затрат труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий на проведение технического обслуживания и ремонта. Норма трудоемкости ремонтов и технического обслуживания аппаратов высокого напряжения определены на основании типовых объемов ремонтных работ для каждого вида оборудования и его параметрами–мощностью, конструктивным исполнением и их назначением с учетом опытных данных. В Липецких электрических сетях, к которым относится подстанция "Южная" в качестве руководства при проведении ремонта оборудования принята технологическая карта, в которой указаны состав бригады, основные затраты на ремонт, меры безопасности, последовательность операций, контрольные параметры. Для примера в табл1, 2 представлены выдержки из технологической карты на капитальный ремонт выключателей типа ВМПЭ-10, которые установлены в ЗРУ подстанции, по затратам труда, основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий приведены в табл. 3. 1, 3. 2. Таблица 3. 1 Трудозатраты при проведении ремонта выключателя ВМПЭ-10 Состав бригады Трудозатраты Эл. слесарь 5 р. (производитель работ) – 1 чел Эл. слесарь 3 р. (член бригады) – 1 чел На один выключатель с приводом 24 челЧчас. Таблица 3. 2 Затраты основных материалов, запасных частей и комплектующих изделий при проведении ремонта выключателя Материалы и запасные части Кол-во Смазка литол 0, 1 кг Машинное масло 0, 2 кг Трансформаторное масло 15 л Шлифшкурка 0, 25 см2 Ветошь 1 кг Салфетки 2 шт Краска красная, желтая, зеленая, серая 1 кг Кисть 2 шт Растворитель 0, 25 л Наконечник контактного стержня 3 шт Розеточный контакт в сборе 1 шт Ламель контактного контакта 1 шт Дугогасительная камера 1 шт Подвижной стержень 1 шт Стекло маслоуказателя 1 шт Нижнее кольцо дугогасительной камеры 3 шт Прокладка маслоказателя 3 шт Пружина розеточного контакта 5 шт
3. 2. 2. График проведения технических обслуживаний и ремонтов. Оборудование подстанций работает непрерывно, и поэтому ремонтные циклы не учитывают сменности работы. Продолжительность межосмотрового периода планируется только для установок, не имеющих постоянного дежурного персонала. Подстанции не имеющие постоянного дежурного персонала подвергаются осмотру не реже чем раз в месяц. На подстанции "Южная" постоянно находится дежурный персонал, который совершает ежедневные осмотры оборудования согласно графика. Внеочередные осмотры оборудования подстанций производятся при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от газовой и дифференциальных защит. Распределительные устройства со всей аппаратурой подлежат внеочередному осмотру после отключения тока КЗ. Сроки проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования установленного на подстанции "Южная" приведены табл. 3. 3. Таблица 3. 3
График проведения текущих и капитальных ремонтов оборудования Наименование оборудования Сроки текущих ремонтов Сроки капитальных ремонтов Примечание Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН Ежегодно
Внеочередной ремонт РПН производится в соответствии с заводскими инструкциями Системы охлаждения Д, ДЦ и Ц трансформаторов. Ежегодно При ремонтах трансформаторов Масляные выключатели: У-ВМПП-10, ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э, - 1 р 3-4 г. ;
1 раз в 6-8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период.
Число отключений К. З. любой из фаз выключателями 10-35-110-220 кВ, после которых они выводятся в ремонт: Масляные выключатели ВМП-10к, ВМПЭ-10, ВМП-10Э - 15раз Отделители и короткозамыкатели 2 раза в год 1 раз в 2-3 года Текущие ремонты ежегодно весной и осенью Разъединители и заземляющие ножи ЛР 1 раз в 3-4 года 1 раз в 6 лет Шинные разъединители по мере необходимости Остальные аппараты РУ По мере необходимости, по результатам проф. испытаний
3. 2. 3. Порядок проведения ремонта для основного высоковольтного оборудования определен в технологической карте. При проведении ремонтов трансформаторов необходимо руководствоваться проектом производства работ, составленным по результатам проведенного комиссией осмотра и составленного акта дефектации. Рассмотрим порядок производства работ при проведении капитального ремонта на примере выключателей типа ВМПЭ-10, ВМП-10, установленных на подстанция табл. 3. 4. Таблица 3. 4 Порядок проведения ремонта выключателя типа ВМП-10. № п/п Операция 1
Оформление распоряжения на работу. Допуск бригады на выключатель 2
Подготовка инструмента, материалов, запасных частей к работе. 3 Осмотр выключателя и выявление дефектов 4
Слив масла из полюсов с одновременной проверкой работы маслоуказателей 5
Разборка полюсов, ремонт и при необходимости замена дугогасительных камер, розеточных контактов, подвижных стержней, механизмов полюсов, ламелей розеточных контактов, наконечников контактных стержней, нижних колец дугогасительных камер. 6 Сборка полюсов выключателя. 7
Регулировка полюсов выключателя. Снятие механических параметров. 8 Замер переходного сопротивления выключателя. 9 Обтяжка болтовых соединений выключателя и его ошиновки. 10 Залив трансформаторного масла. 11 Осмотр и при необходимости ремонт выключателя. 12 Регулировка привода и замер его механических параметров. 13
Смазка трущихся поверхностей: вала выключателя, привода, устройств блокировки, и вкатывающего механизма тележки. 14
Проверка работы масляного буфера и устройств блокировки тележки. 15 Зачистка и смазка втычных контактов выкатной тележки. 16
Регулировка выключателя с приводом, снятие скоростных характеристик. 17 Проведение высоковольтных испытаний выключателя. 18 Проверка работы выключателя от устройств РЗА. 19 Покраска ошиновки выключателя. 20 Уборка рабочего места. 21 Оформление окончания работы.
Подстанция "Южная" входит в состав и обслуживается предприятием Липецкие электрические сети. Липецкие электрические сети входят в состав акционерного общества энергетики и электрификации «Липецкэнерго». В зоне обслуживания пять административных районов Липецкой области: Липецкий, Грязинский, Добровский, Добринский, Усманьский, а также города Липецк и Грязи. На предприятии создана служба, занимающаяся непосредственно эксплуатацией и ремонтом оборудования подстанций - служба подстанций. В настоящее время в службе подстанций 76 подстанций напряжение 35-110-220 кВ. Численность работников службы подстанций к которым относятся: начальник службы подстанций, зам начальника службы подстанций; инженер службы подстанций, начальники групп подстанций, мастера, электромонтеры, электрослесаря, водители и т. д. составляет примерно 180 человек. Оплата труда согласно штатному расписанию. В таблице 3. 5. представлено штатное расписание службы подстанций. Система оплаты труда у всех работников службы–повременная премиальная. Премия включает в себя премию за безаварийную работу, за экономию электроэнергии а также надбавку за разъездной характер работы. Таблица 3. 5 Штатное расписание службы подстанций Должность Кол-во Система оплаты труда Оклад Премия Итого Начальник службы 1 Повременая-премиальная 2933 р 75 % 5133 Зам. нач. службы 1 Повременая-премиальная 2327 р 75 % 4072 Начальник группы подстанций 11 Повременая-премиальная 2428 р 75 % 4249 Инженер службы 1 Повременая-премиальная 1786 р 75 % 3126 Мастер службы 3 Повременая-премиальная 1889 р 75 % 3306 Эл. монтер подстанции 117 Повременая-премиальная 1580 р 40 % 2212 Эл. слесарь по ремонту РУ 5 разряда 15 Повременая-премиальная 1615 р 85 % 2988 Эл. слесарь по ремонту РУ 4 разряда 10 Повременая-премиальная 1403 р 85 % 2596 Эл. слесарь по ремонту РУ 3 разряда 7 Повременая-премиальная 1258 р 85 % 2327 Водитель службы 9 Повременая-премиальная 1353 р 72 % 2327 Уборщица служебных помещений 5 Повременая-премиальная 697 р 45 % 1011
3. 2. 4. Сетевое планирование. В управлении и организации ремонтных работ большое значение имеет правильное их планирование. В этом существенно может помочь сетевое планирование, которое является простым и наглядным инструментом позволяющим учитывать все резервы и оптимизировать работы.
В данном разделе приведен экономический расчет ремонта трансформатора с использованием метода сетевого планирования и управления. Важнейшим этапом при использовании метода сетевого планирования и управления является построение сетевого графика, когда необходимо учесть последовательность событий а так же все логические связи между ними. В данном случае построен сетевой график рис. 3. 1. ремонта трансформатор без учета ограничений на трудовые ресурсы. Использована сетевая модель в терминах работ и событий. Здесь использованы данные по силовому трансформатору типа ТМ-100/10, который используется на подстанции «Южная» как трансформатор собственных нужд. Ремонт таких не больших трансформаторов в Липецкие электрические сети проводят своими силами на базе ремонтного цеха.
Исходными данными являются типовые нормы времени [10] на ремонт силового трансформатора мощностью 100 кВЧА, данные приведены в табл. 3. 6. Каждому номеру операции соответствует своя работа. Обозначение операций и соответствующих работ приведено в табл. 3. 6.
Использование сетевых графиков при планировании ремонта электрооборудования подстанции уменьшить затраты времени и трудовых ресурсов. Рис. 3. 1. Сетевой график ремонта силового трансформатора - действительная работа; - n-е событие; ожидание. Таблица 3. 6
Типовые нормы времени на ремонт силового трансформатора типа ТМ-100/10 Номер Операции Наименование операции Профессия Разряд работы Норма времени, чел-ч 1 Слив масла из трансформатора (самотёком)
Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов 2 2, 23 2 Разборка трансформатора Электромонтёр по ремонту электрооборудования 3 6, 67 3 Промывка и очистка деталей трансформатора Мойщик 1 5, 51 4 Ремонт указателя уровня масла Электромонтёр по ремонту электрооборудования 3 0, 24 5 Ремонт переключателя напряжения 3 0, 6 6 Ремонт изоляторов 3 1, 12 7 Намотка катушки
Электромонтёр-обмотчик и изолировщик по ремонту трансформаторов 3 10, 8 8 Пропитка катушки лаком и сушка до и после пропитки 2 0, 32 9 Сборка трансформатора Электромонтёр по ремонту электрооборудования 3 21, 5 10 Заполнение трансформатора маслом 2 1, 56 11 Окраска трансформатора Маляр 2 0, 43 Каждому номеру операции соответствует своя работа. Таблица 3. 7 Обозначение работ № операции Обозначение работы № операции Обозначение работы 1 1-2 8 8-9 2 2-3 9 9-10 3 3-4 10 10-11 4 4-5 11 11-12 5 4-6 12 5-9 6 4-7 13 6-9 7 4-8 14 7-9
Формулы расчёта временных параметров сетевых моделей представлены ниже. Ранний срок начала работы –суммарная продолжительность работ, лежащих на максимальном из путей, ведущих к данной работе от исходного события: .
Ранний срок окончания работы – сумма раннего срока начала и продолжительности работы ,
где ti-j-продолжительность работы – оценка времени выполнения работы, полученная расчётным путём. Поздний срок начала работы – разность позднего срока окончания и продолжительности работы .
Поздний срок окончания работы –разность между продолжительностью критического пути и суммарной продолжительностью работ, лежащих на максимальном из путей, ведущих от данного события (конца работы) к завершающему событию .
Полный резерв времени работы –величина резерва времени максимального из путей, проходящих через данную работу .
Свободный резерв времени работы –максимальное время, на которое можно увеличить продолжительность работы, не изменяя при этом ранних сроков начала последующих работ при условии, что непосредственно предшествующее событие поступило в свой ранний срок . Таблица 3. 8 Расчёт продолжительности путей сетевого графика № Номера событий, через которые проходит путь Продолжительность, ч 1 1+2+3+7+8+9+10+11 t(L1)=2, 23+6, 67+5, 51+10, 8+0, 32++21, 5+1, 56+ +0, 43=49, 02 2 1+2+3+4+12+9+10+11 t(L2)= 2, 23+6, 67+5, 51+0, 24+21, 5+1, 56+ +0, 43=38, 14 3 1+2+3+5+13+9+10+11 t(L3)= 2, 23+6, 67+5, 51+0, 6+21, 5+1, 56+0, 43=38, 5 4 1+2+3+6+14+9+10+11 t(L4)= 2, 23+6, 67+5, 51+1, 12+21, 5+1, 56+ +0, 43=39, 02
Продолжительность критического пути tкр –суммарная продолжительность работ, лежащих на максимальном пути между исходным и завершающим событием, равном 49, 02 ч. Таблица 3. 9. Результаты расчета параметров сетевого графика Операция Работа 1 1-2 2, 23 0 2, 23 0 2, 23 0 0 2 2-3 6, 67 2, 23 8, 9 2, 23 8, 9 0 0 3 3-4 5, 51 8, 9 14, 41 8, 9 14, 41 0 0 4 4-5 0, 24 14, 41 14, 65 14, 41 14, 65 0 0 5 4-6 0, 6 14, 41 15, 01 14, 41 15, 01 0 0 6 4-7 1, 12 14, 41 15, 53 14, 41 15, 53 0 0 7 4-8 10, 8 14, 41 25, 21 14, 41 25, 21 0 0 8 8-9 0, 32 25, 21 25, 53 25, 21 25, 53 0 0 9 9-10 21, 5 25, 53 47, 03 25, 53 47, 03 0 0 10 10-11 1, 56 47, 03 48, 59 47, 03 48, 59 0 0 11 11-12 0, 43 48, 59 49, 02 48, 59 49, 02 0 0 12 5-9 0 14, 65 14, 65 25, 53 25, 53 10, 88 10, 88 13 6-9 0 15, 01 15, 01 25, 53 25, 53 10, 52 10, 52 14 7-9 0 15, 53 15, 53 25, 53 25, 53 10, 00 10, 00 3. 3. Экономическая эффективность электрической системы
Произведем расчет экономической эффективности проектируемой электрической системы на основании технико-экономического сравнения различных вариантов, с учётом, что все новые электросетевые объекты сооружаются единовременно в течение одного года. Следовательно, не учитывается распределение затрат во времени. Определяем следующие технико-экономические показатели: - капитальные вложения; - издержки эксплуатации.
На их базе осуществляется технико-экономическое сопоставление вариантов рассматриваемых электрических систем и выбор из них наилучшего. При определении капитальных вложений и издержек эксплуатация используются укрупненный показатели стоимости элементов системы. В данной работе проведено технико-экономическое сравнение силовых трансформаторов подстанции выключателей на 6-10 кВ, рассчитаны капитальные вложения и эксплуатационные издержки для этих вариантов.
3. 3. 1. Экономическое обоснование выбора трансформатора Для правильного выбора трансформаторов необходимо кроме сравнения технических параметров, представленного в пункте 1. 3. , провести экономический расчет. Расчет проведем в ценах 1991 года. Так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе трансформаторов. Паспортные данные приведены в табл. 1. 3, 1. 4. Приведенные потери мощности для первого варианта Для второго варианта Годовые потери электроэнергии для первого варианта DDWгод1 = 8760ЧЧDDP’ = 8760ЧЧ297, 4 = 2605224 кВтЧч; DDWгод1 = 8760ЧЧDDP’’ = 8760ЧЧ234, 6 = 2055096 кВтЧч.
Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе двух трансформаторов Сп1 = DDWгод1ЧЧСа = 2605224ЧЧ0, 02 = 52104, 4 р, где Са – стоимость одного кВтЧч электрической энергии, р.
Стоимость годовых потерь электрической энергии при работе четырех трансформаторов Сп2 = DDWгод2ЧЧСа = 2055096ЧЧ0, 02 = 41101, 9 р. Капитальные затраты при работе двух трансформаторов К1 = nЧК0 = 2ЧЧ117000 = 234000 р, где К0–капитальные затраты одного трансформатора, р. Капитальные затраты при работе четырех трансформаторов К2 = nЧК0 = 4ЧЧ91000 = 361000 р. Амортизационные отчисления при работе двух трансформаторов СА1 = КАЧЧК = 0, 064ЧЧ234000 = 14976 р,
где КАЧЧ - коэффициент амортизационных отчислений на трансформаторы. В случае работы четырех трансформаторов СА2 = КАЧК = 0, 064Ч361000 = 23104 р. Суммарные годовые потери при работе двух трансформаторов С1 = СА1 + СП1 = 14976 + 52104, 4 = 67080, 4 р. В случае работы четырех трансформаторов С2 = Са2 + Сп2 = 23104 + 41101, 9 = 64205, 9 р. Суммарные приведенные затраты для первого варианта З1 = aaЧК1 + С1 = 0, 25Ч234000 + 67080, 4 = 125580, 4 р. При втором варианте З2 =aaЧК2 + С2= 0, 25Ч361000+64205, 9=154455, 9 р.
Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что первый вариант является более рациональным по экономическим показателям. Расчет показал, что более выгодно использовать два трансформатора ТДТН-40000/110, вместо четырех трансформаторов ТДТН–25000/110. Этот тип трансформаторов и установлен на подстанции «Южная» в настоящее время.
3. 3. 2. Экономический эффект при модернизации распределительных устройств. Для повышения надежности работы оборудования и облегчения обслуживания предлагается заменить установленные на подстанции "Южная" в ЗРУ с КРУ 6-10 кВ маломасляные выключатели типа ВМП-10, ВМПЭ-10, на вакуумные типа ВВЭ-10. Как известно вакуумные выключатели имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными масляными и маломасляными выключателями. Они имеют больше ресурс, проще в обслуживании, практически не нуждаются в ремонте.
Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года, так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе. Приведенные затраты находим по формуле З=aЧК+И, (3. 1) где a= 0, 25 – нормативный коэффициент; К – капиталовложения; И – издержки.
Для масляного выключателя капиталовложения определяем по формуле К1 = Ц1 + 0, 12ЧЦ1 + 0, 03ЧЦ1 =19248+2310+577=22135 р.
При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим 32 установленных на подстанции выключателей, и стоимость материалов. И1=Ч(З1+З2)Ч12+ИМ =(1400+1180)Ч12+792=31752, где З1 =1400 – заработная плата одного рабочего; З2Ч=1180 - заработная плата второго рабочего; ИМ = СМ ЧmМ Чn = 8Ч5, 5Ч18=792 р,
где СМ =8 р/кг –стоимость масла, основная составляющая стоимости материалов, необходимых для ремонта; mМ =5, 5 кг – масса масла в выключателе; n =18 – количество ремонтов Тогда приведенные затраты находим по формуле (3. 1) З1=aЧК1+И1=0, 25Ч22135+31752=37286 р.
Аналогично рассчитаем капитальные затраты для второго варианта установки вакуумного выключателя. З2=aЧК2+И2=0, 25Ч47849+16800=28763 р. где a = 0, 25 – нормативный коэффициент; К2 – капиталовложения; И – издержки.
Для вакуумного выключателя капиталовложения, включая демонтаж и монтаж, определяем по формуле
К2=Ц2 + 0, 12ЧЦ 2+ 0, 03ЧЦ2+ СД =40270+4832+1208+1539=47849 р, где СД = 0, 08Ц1 – стоимость демонтажа.
Так как вакуумные выключатели не нуждаются в ремонте в течении всего срока службы, и необходимо проводить только осмотры [11], то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов. И2=З1Ч12+ИМ =1400Ч12=16800, где З1 =1400 – заработная плата рабочего 3 разряда;
При эксплуатации вакуумных выключателей отсутствуют расходы на масло. Сравнивая полученные результаты можно сделать вывод, что приведенные затраты на установку и эксплуатацию вакуумных выключателей меньше чем для маломасляных, и хотя стоимость вакуумных выключателей превосходит стоимость маломасляных выключателей их замена будет иметь явный технический эффект и потому являются целесообразной. 4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 4. 1. Безопасность производства
4. 1. 1. Заземление подстанции. Одной из основных мер обеспечивающих безопасность работ в электроустановках является защитное заземление. Мероприятия от прикосновения к частям нормально не находящимся под напряжением, но оказавшимся под напряжением являются надежные заземления корпусов электрооборудования и конструктивных металлических частей электроустановок.
К заземлениям подстанций предъявляются особые требования [12]. Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в большинстве случаев принимаются по условиям механической прочности и устойчивости к коррозии по ПТЭ и ПУЭ [13]. Расчет сопротивления заземлителя проводится в следующем порядке:
Устанавливается необходимое по ПУЭ допустимое сопротивление заземляющего устройства;
Определяется расчетное удельное сопротивление грунта rрасч. С учетом повышающих коэффициентов учитывающих высыхание грунта летом и промерзание зимой;
Определяется расчетное сопротивление растеканию одного вертикального электрода RВО; Определяется примерное число вертикальных заземлителей n при предварительно принятом коэффициенте использованияhВ ;
Определяется сопротивление растеканию горизонтальных электродов RГ; Уточняется необходимое сопротивление растеканию вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединений;
Уточняется число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования. Сопротивление заземляющего устройства в электроустановках напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю не должно превышать 0, 5 Ом. В нашем случае нужно рассчитать контурный заземлитель подстанции с следующими данными. Грунт в месте сооружения подстанции–ил и песок мелкий влажный средней плотности. Климатическая зона - третья. Дополнительно в качестве заземления используется система трос-опора с сопротивлением заземления 1, 3 Ом. Так как для стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления 0, 5 Ом, проверим величину сопротивления заземления для стороны 10 кВ. В сетях с незаземленной нейтралью заземляющее устройтво заземлений подстанций высокого напряжения должно иметь сопротивление Ом,
где UРАСЧ –расчетное напряжение принимаем 125 В, так как заземляющее устройство используется также и для установок подстанции напряжением до 1000 В; IРАСЧ – полный ток замыкания фазы на землю.
Таким образом в качестве расчетного принимается сопротивление r3 = 0, 5 Ом. Сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается с учетом использования системы трос- опора. Это сопротивлениеRn можно вычислить следующим образом См; Ом, где rC – сопротивление системы трос – опора.
Рекомендуемое для предварительных расчетов удельное сопротивление грунта в месте сооружения заземлителя для нашего грунта составляет 30 ОмЧм. Повышающие коэффициенты Кr и КВравны соответственно 3, 5 и 1, 5. Определяются из таблиц [14] для горизонтальных протяженных электродов при глубине заложения 0, 8 м и для вертикальных электродов при глубине заложения вершины 0, 5...0, 8 м. В качестве вертикальных электродов применяются электроды, изготовленные из круглой стали диаметром 12 мм, длиной 5 м с одним отточенным концом. К ним присоединяются горизонтальные электроды– полосы 30ґ4 мм2, приваренные к верхним концам вертикальных. Расчетное удельное сопротивление для горизонтальных электродов rрасч. г = КгЧrгр=3, 5Ч30=105 ОмЧм; rрасч. в = КвЧrгр=1, 5Ч30=45 ОмЧм, где Чrгр – удельное сопротивление грунта.
Определим сопротивление растеканию одного вертикального электрода при погружении ниже уровня земли на 0, 8 м где l – длина вертикального электрода, равняется 5 м; d – диаметр вертикального электрода, равный 0, 012 м;
t – геометрический параметр, в данном случае равный l/2+0, 8 , м. Таким образом t= l/2+0, 8= 5/2+0, 8=3, 3 м;
Определим примерное число вертикальных электродов при предварительном коэффициенте использования, принятом равнымhв = 0, 6 .
Определим сопротивление растеканию горизонтальных электродов. Коэффициент использования соединительной полосы в контуре при числе электродов порядка 20 и отношении между расстояниями между вертикальными электродами и их длиной, равном 1 равен по таблицамhв=0, 27.
Сопротивление растеканию полосы по периметру контура (l=296, 4) равно Ом, где в = 30 мм – ширина полосы.
Уточненное число вертикальных электродов определяется при коэффициенте использованияhв=0, 47, принятого при числе электродов порядка 20 и отношении расстояний между вертикальными электродами и их длине равном 1.
Окончательно принимаем 22 вертикальных электрода. Все соединения элементов заземляющих устройств, в том числе и пересечения, выполняются сваркой в нахлест. У входов и выходов на территорию ОРУ должно быть обеспечено выравнивание потенциалов путем укладки двух полос на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1, 5 м соответственно. Расстояние от границ заземлителя до забора с внутренней стороны должно быть не менее 3 м. Число и месторасположения заземлителей представлены на рис. 4. 1.
4. 1. 2. Молниезащита подстанции. ОРУ подстанции должно быть надежно защищено от попадания высоких потенциалов в результате грозовых разрядов молнии. Устройства молниезащиты подстанции должны практически полностью исключать такую возможность. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется с помощью отдельно стоящих стержневых молниеотводов [15].
Защитное действие молниеотвода основано на том, что во время лидерной стадии на вершине молниеотвода скапливаются заряды и наибольшие напряженности электрического поля создаются на пути между развивающимся лидером и вершиной молниеотвода. Возникновение и развитие с молниеотвода встречного лидера еще более усиливает напряженность поля на этом пути, что окончательно предопределяет удар молнии в молниеотвод. Защищаемый объект более низкий, чем молниеотвод, будучи расположен поблизости от него, оказывается заэкранированным молниеотводом и встречным лидером и практически не может быть поврежден молнией [16].
Рис. 4. 1. Место расположения заземлителей на территории подстанции
Защитное действие молниеотвода характеризуется его зоной защиты, т. е. пространством вблизи молниеотвода, вероятность попадания в которое не превышает заранее определенное малое значение.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой до 150 м представляет собой круговой конус рис. 4. 2. с вершиной на высотеh0 h0 = h Ч0, 85; .
Вероятность прорыва молнии не превышает 0, 005. Если допустить вероятность прорыва молнии 0, 05, что вполне удовлетворяет потребностям практики, так как для объектов менее 30 м число разрядов в год менее 0, 1 и объект будет поражаться молнией в средне не чаще 1 раз в 200 лет, границы зоны защиты находятся по формулам h0 = h Ч0, 92; .
Зона защиты двух молниеотводов, находящихся на расстоянии, менее 3ё5 h, расширяется по сравнению с зонами отдельных молниеотводов рис. 4. 3. Возникает дополнительный объем защиты обусловленный совместным действием двух молниеотводов. Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода описываются формулами Рис. 4. 2. Сечение зоны защиты стержневого молниеотвода Рис. 4. 3. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода при вероятности прорыва РПР = 0, 005 h0 при l hmin =h0 –(0, 17+3Ч10-4Чh)Ч(l-h) при l>h; rX при l dX =r0Ч(hmin-hX)/hmin при l>h; при вероятности прорыва РПР = 0, 005 h0 при l hmin =h0 –0, 14Ч(l-1, 5Чh) при l>hЧ1, 5; rX при l dX =r0Ч(hmin-hX)/hmin при l>hЧ1, 5;
где r0 – зона защиты одиночного молниеотвода на уровне земли. Если расстояние l превышает 3Чh (РПР = 0, 005) и 5Чh (РПР = 0, 05), каждый молниеотвод следует рассматривать как одиночный. Несколько близко расположенных молниеотводов образуют многократный молниеотвод. Его зона защиты определяется зонами защит ближайших молниеотводов. При этом принимается, что зона защиты имеет вероятность прорыва как у зоны взятых попарно молниеотводов. Для установки молниеотводов целесообразно использовать все высокие сооружения, расположенные на территории и вблизи подстанции. Поэтому на подстанции "Южная" молниеотводы установим рис. 4. 1. на порталах ЛЭП 110 кВ– два молниеотвода высотой 17 м, на углах крыши камер трансформаторов – два высотой 17м и на крыше ЗРУ –два высотой 14м. Эти молниеотводы обеспечивают многократное экранирование ОРУ и здания ЗРУ подстанции.
Проверим зону защиты молниеотвода для самой высокой и уязвимой точки подстанции– середины крыши камер первого и второго трансформаторов.
где h0 вычисляется в зависимости от требуемой ширины зоны защиты: м
Видно, что высота молниеотводов превосходит минимально допустимую.
4. 2. Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях.
4. 2. 1. Устойчивость. Под устойчивостью работы объекта понимается его способность выполнять свои функции в установленных объемах и нормах, в условиях воздействия оружия массового поражения и других средств нападения противника, а также приспособленность этого объекта к восстановлению в случае повреждения. Мероприятия по обеспечению устойчивости работы объекта, прежде всего, должны быть направлены на защиту рабочих и служащих от оружия массового поражения и других средств нападения противника; они тесно связаны с мероприятиями по подготовке и проведению спасательных и неотложных аварийно-спасательных работ в очагах поражения.
К основным мероприятиям обеспечивающим повышение устойчивости работы объекта относятся [17]:
- защита рабочих и служащих от воздействия оружия массового поражения; - повышение прочности и устойчивости важнейших элементов объекта и совершенствование технологического процесса;
- повышение устойчивости материально-технического снабжения; - повышение устойчивости управления объектом;
- разработка мероприятий по уменьшению вероятности возникновения вторичных факторов поражения и ущерба от них;
- подготовка к восстановлению производства после поражения объекта. 4. 2. 2. Работа подстанции "Южная" в случае получения сигнала воздушная тревога Подстанция 110/10/6 "Южная" является важным объектом электроснабжения. Она снабжает потребителей первой и второй категории. С подстанции "Южная" через центральный распределительный пункт городских электросетей запитана вся центральная часть города, большинство тяговых подстанций городского электротранспорта, важный объект электроснабжения Станкозавод. Поэтому подстанция должна поддерживаться в рабочем состоянии в любых условиях. Оперативный персонал подстанции специально обучен действиям в случае подачи согнала воздушной тревоги, стихийных бедствий. В числе документов хранящихся на подстанции обязательно присутствует инструкция по светомаскировке данного объекта.
Сигнал воздушной тревоги подается в случае непосредственной угрозы нападения противника. По этому сигналу должны быть приняты меры светомаскировки. Есть определенный перечень предприятий которые, по сигналу воздушной тревоги прекращают технологический процесс работы. К таким объектам и общественные зданиям относятся:
операционные больниц и госпиталей, помещения неотложной помощи, анестезии и реанимации;
узлы связи, городской телеграф, междугородние телефонные станции, городские АТС общего пользования;
радиостанции, телевизионные центры, центральные и опорные усилительные станции радиотрансляционных сетей;
районные котельные с паровыми котлами давление более 0, 7 кгс/см2 и водогрейными котлами с теплоносителем температурой более 1150С; главный и районные водопроводные насосные станции и канализационные насосные станции, не имеющие аварийного выпуска;
диспетчерские пункты энергосистемы, электросетевых предприятий и районов электрических сетей; объекты Министерства обороны РФ; объекты Министерства гражданской авиации; объекты газопровода и нефтепровода "Дружба"; общественные здания администрации, прокуратуры; другие объекты по указанию местной администрации.
Предприятия и промышленные объекты, которые по сигналу воздушной тревоги прекращают технологический процесс работы должны ввести в действие график безаварийной остановки. График безаварийной остановки цеха должен предусматривать: получение сигнала воздушная тревога; оповещение;
остановка и местное выключение станков и оборудования на рабочих местах; выключение нагревательных печей, перекрытие подачи газа, снятие напряжения со щитов питания и шинных мостов; эвакуация в укрытие; другие мероприятия по усмотрению начальника цеха.
Мероприятия по светомаскировки по сигналу воздушная тревога в рабочее время производится под руководством начальников служб, отделов, цеха и районных электрических сетей.
Получение сигнала воздушная тревога и передача его в операционную диспетчерскую службу должно занимать не более трех минут.
Линии электропередачи и подстанции 220 кВ, 110 кВ, 35 кВ, 6-10 кВ по сигналу должны оставаться под напряжением (в рабочем состоянии).
Световую маскировку населенных пунктов и объектов народного хозяйства следует осуществлять электрическим, технологическим и механическим способом. Электротехническим способом – отключение (снятие напряжения с ЛЭП наружного освещения); Технологический –применяется на предприятиях горячих цехов, коксовых печей, при грануляции шлаков;
Механический –для светомаскировки оконных проемов, лестничных маршей должны применяться следующий устройства: раздвижные и подъемные шторы из тканевых и полимерных материалов, щиты ставни и экран из рулонных и листовых материалов. Наружное освещение на всех объектах предприятия при получении сигнала воздушная тревога должно отключится. Отключение наружного освещения возлагается на дежурный персонал.
Диспетчерские пункты, операционный пункт управления подстанций, рабочие кабинеты руководящего и начальствующего состава обеспечивают светомаскировку путем зашторивания оконных проемов и выключения некоторой части осветительных ламп.
Выполнение мероприятий по светомаскировке дежурным персоналом не должно превышать 5 минут.
Ответственный за состояние светомаскировки на предприятии – главный инженер. Ответственные в службах отделах, цехе и районных электрических сетях – их первые руководители. Контроль за состоянием светомаскировки и оказание помощи в проведении мероприятий возлагается на начальника штаба гражданской обороны предприятия. Состояние оборудования светомаскировки и знание обязанностей персонала проводится периодически, но не реже 1 раза в год и их состояние отражается в отчетных документациях по гражданской обороне. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Перед энергетикой стоят ответственные задачи по рациональному расходованию электрической энергии. Большое значение приобретает внедрение прогрессивных и рациональных решений в области электроснабжения. Это возможно только при правильном расчете режимов электропотребления и выборе элементов системы электроснабжения, линий электропередач, питающих и распределительных сетей. Выбор всех эти элементов производится на основании электрических нагрузок, поэтому верное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании. На основании электрических нагрузок выбирается место расположение подстанции. Правильное размещение понижающей подстанции позволяет существенно снизить потери электрической энергии.
В данной работе проведен анализ работы подстанции «Южная» и произведен выбор электрооборудования необходимого для работы. При выборе числа трансформаторов было оценено два варианта и выбран наилучший по экономическим показателям–вариант установки двух трансформаторов ТДТН 40000/110. Выбор сечения проводов произведен по экономической плотности тока, но наиболее точные результаты можно получить используя метод экономических интервалов. При выборе электрооборудования рассматривались различные типы оборудования и выбраны те, которые удовлетворяют как в номинальном, так и в аварийном режимах. Рассмотрен вариант замены маломасляных выключателей вакуумными. Произведено определение надежности электроснабжения данной подстанции и вероятность отказа оборудования. Результаты вычислений показывают, что существующая схема подстанция "Южная" обладает достаточной надежностью. Среднее время безотказной работы системы составляет 24, 3 г. Система имеет коэффициент стационарной готовности равный 0, 999968.
В экономической части работы рассмотрена вопросы рационального обслуживания и эксплуатации электрооборудования. На примере ремонта трансформатора собственных нужд подстанции был представлен метод сетевого планирования при организации ремонтных работ. Произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов установки трансформаторов.
Таким образом, в данном курсовом проекте были рассмотрены все основные вопросы эффективной работы подстанции. Полученные знания пригодятся для дальнейшей работы на предприятии. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ОРУ – открытое распределительное устройство. ЛЭП – линия электропередач. ЦЭН – центр электрических нагрузок. ЦРП – центральный распределительный пункт. РП – распределительный пункт. КТП – комплектная трансформаторная подстанция. РПН – регулировка под напряжением. ВН –напряжение на высокой стороне. СН –напряжение на средней стороне. НН –напряжение на низкой стороне. ПБВ – переключение без возбуждения. АПВ – автоматическое повторное включение. ОД – отделитель. КЗ – короткое замыкание. ЗРУ – закрытое распределительное устройство. ЭДС – электродвижущая сила. КРУ – комплектное распределительное устройство. ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА Схема электрических соединений подстанции «Южная» А1 Картограмма активных нагрузок А1 Расчет токов короткого замыкания А1 Выбор оборудования и результаты расчета надежности А1 Расчет надежности электроснабжения А1 Заземление подстанции "Южная" А1 Молниезащита подстанции "Южная" А1 Сетевое планирование ремонта трансформатора А1 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. –М. : Энергоатомиздат, 1985. –352 с.
2. Федоров А. А. , Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. –М. : Энергоатомиздат, 1984. –472с.
3. Крючков И. П, Кувшинский Н. Н. , Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М. : Энергия, 1978. – 456 с.
4. Ульянов С. А. Короткие замыкания в электрических системах. – М. : Госэнергоиздат, 1952. – 280 с. 5. Баптиданов Л. Н. , Тарасов В. И. Электрооборудование электрических станций и подстанций. –М. : Госэнергоиздат, 1960. – 408 с.
6. Гук Ю. Б. Основы надежности электроэнергетических установок. – Л. : ЛГУ, 1980 – 478 с. 7. Овчаренко А. С. , Рабинович М. Л. Технико-экономическая эффективность систем электроснабжения промышленных предприятий. Киев. : Техника, 1977. – 172 с. 8. Гук Ю. Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. – Л. : Энергоатомиздат, 1988. – 224 с. 9. Неклепаев Б. Н. , Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. 10. Синягин А. Н. , Афанасьев Н. А. , Новиков С. А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. –М. : Энергоатомиздат, 1984. - 448 с.
11. Рожкова Л. Д. , Козулин В. С. Электрооборудовние станций и подстанций. – М. : Энергоатомиздат, 1987. – 648 с. 12. Долин П. А. Основы техники безопасности в электроустановках. – М. : Энергия, 1979. – 408 с. 13. Правила устройства электроустановок. – М. : Энергоатомиздат, 1986. – 634 с. 14. Электротехнический справочник. – М. : Энергия, 1964. -758 с. 15. Блок В. М. , Обушев Г. К. , Паперно Л. Б... Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. –М. : Высш. шк. , 1990. – 383 с. 16. Базукин В. В. , Ларионов В. П. Пинталь Ю. С. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. – М. : Энергоатомиздат, 1986. – 464 с. 17. Атаманюк В. Г. , Ширшев А Г. , Акинмов Н. И. Гражданская оборона. – М. : Высш. шк. , 1986. – 207 с.