Аннотация
Данныйдипломный проект посвящен реконструкции подстанции «Гежская» 110/6 кВ,находящейся в Соликамском районе ОАО «Березниковских электрических сетей» –филиала ОАО «Пермэнерго».
В работе рассмотрена модернизациярелейной защиты и автоматики, которая выполнена на базе современногомикропроцессорного оборудования.
/>ОглавлениеВВЕДЕНИЕГлава 1. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1 Общая характеристика объекта1.2 Анализ существующей системы электроснабжения1.3 Анализ вариантов модернизации или реконструкции1.4 Разработка технического задания (определение состава иэтапов проектирования)1.5 Выводы по главе 1Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ2.1 Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская»110/6 кВ2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида токакороткого замыкания2.4 Составление расчётной схемы и схемы замещения2.5 Расчёт токов короткого замыкания в рассматриваемых точкахсистемы электроснабжения2.6 Выводы по главе 2Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ3.1 Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (поусловию длительного режима электропотребления)3.1.1 Выбор и расчёт питающей линии3.1.2 Выбор оборудования на стороне 110 кВ3.1.2.1 Комплектная блочная трансформаторная подстанцияКТПБР-110/63.1.2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей3.1.2.3 Выбор и проверка разъединителей3.1.2.4 Выбор и проверка трансформаторов тока3.1.3. Выбор оборудования на стороне 6 кВ3.1.3.1 Комплектные распределительные устройства серииКУ-10ц3.1.3.2 Выбор и проверка выключателей3.1.3.3 Выбор и проверка трансформаторов тока3.1.3.4 Выбор трансформаторов напряжения3.1.3.5 Выбор и проверка предохранителей3.1.4 Многофункциональный счетчик электрической энергииЕВРО-Альфа3.2 Выводы по главе 3Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА4.1 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты системэлектроснабжения4.2 Выбор вида и типа защит элементов системы электроснабженияПС «Гежская»4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки4.3.1 Расчёт токовой отсечки4.3.2 Расчёт максимальной токовой защиты4.4 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора4.5 Противоаварийная автоматика4.6 Составление карты селективного действия РЗиА4.7 Выводы по главе 4Глава 5. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ5.1 Одноуровневая и многоуровневые системы5.2 Система управления MicroSCADA5.3 Автоматизация ПС 110/6 кВ «Гежская»5.4 Выводы по главе 7Глава 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ6.1 Расчёт параметров и выбор технических средствзаземлителей6.1.1 Охрана и условия труда работников6.1.2 Перечень опасных и вредных производственных факторов6.1.3 Мероприятия по охране труда работников6.1.4 Повышение квалификации рабочих кадров и разработкамероприятий от воздействия опасных и вредных факторов 6.2 Выводы по главе 6Глава 7. РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧСЕКОЙЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА7.1 Расчёт капитальных затрат на электрооборудование7.2 Расчёт эксплуатационных затрат7.3 Расчёт численности обслуживающего и ремонтного персонала7.4 Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии7.5 Расчёт эффективности инвестиций7.6 Выводы по главе 7ЗАКЛЮЧЕНИЕСписок используемой литературыПРИЛОЖЕНИЯ
/>ВВЕДЕНИЕ
Новыерубежи развития энергетики нашей страны повышают роль электрической энергии вовсех сферах народного хозяйства. Рост производительности труда и снижениясебестоимости продукции являются необходимым условиями энергетическогопрогресса общества, развития единого народно-хозяйственного комплекса страны.Одно из главных средств выполнения этого условия- это механизация иавтоматизация технологических процессов, осуществляемых на основеэнерговооруженности производства, которая возрастает за счёт совершенствованияи внедрения электрооборудования.
Реконструкцияподстанции представляет собой сложный процесс принятия решений по схемамэлектрических соединений, составу электрооборудования и его размещению,связанных с производством расчётов, пространственной компоновкой, оптимизациейфрагментов и объекта в целом. Этот процесс требует системного подхода приизучении объекта реконструкции, а также использование результатов новейшихдостижений науки техники, и передового опыта проектных работ, строительно-монтажных и эксплуатационных организаций.
Процессреконструкции электрических подстанций, электрических сетей и системзаключается в составлении описаний объектов, предназначенных для производства,передачи и распределении электроэнергии. Эти описания составляют совокупностьдокументов, необходимых для создания нового энергетического оборудованияустановок.
Электрическиестанции и подстанции реконструируются как составляющие единой энергетическойсистемы (ЕЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) или районной энергетическойсистемы (ЭЭС).
Основныецели реконструкции электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем:
–производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии;
–надёжная работа установок и энергосистем в целом;
–заданное качество электроэнергии;
–снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
ОАО«Пермэнерго» является региональной электросетевой компанией осуществляющейпередачу электрической энергии по распределительным сетям напряжение 0,4- 110кВ. Предприятие обслуживает территорию Пермского края общей площадью 160,6 тыс.кв. км с населённым пунктом почти 3 млн. человек.
Основнымизадачи ОАО «Пермэнерго» являются надёжная и бесперебойная поставкаэлектроэнергии потребителям, удовлетворение возрастающего спроса наэлектроэнергию, поддержание качества отпускаемой электроэнергии в соответствиис требованиями ГОСТа.
ПС«Гежская» 110/6 кВ принадлежит к Березниковским электрическим сетям ОАО«Пермэнерго» и находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти свысоким уровнем потребления электрической энергии. В 2005 году от ООО «УралОйл»поступил запрос в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемоймощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощностиустановленных трансформаторов.
Вдипломном проекте приведено обоснование увеличение мощности за счет заменысиловых трансформаторов, обоснование необходимых схем их подключения. А такжевыбор пуско — регулирующих устройств, выключателей, устройств компенсацииреактивной мощности, рассмотрены вопросы защит и автоматизацииэлектрооборудования подстанции «Гежская».
Глава 1. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1 Общая характеристика объекта
Проектвыполняется на основании:
– Техническогозадания на проектирование ООО «УралОйл»
– Договора №659 от04.09.2006г. на выполнение проектно-изыскательских работ по объекту:«Реконструкция подстанции «Гежская».
Исходными данными для проектированияпослужили следующие нормативные документы:
– задание напроектирование «Реконструкция подстанции «Гежская»;
– техническиеусловия ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» №046/1-05/57 от 02.11.06г. на реконструкцию ПС 110/6«Гежская»;
– изменениетехнических условий ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» №046/1-05/60 от 28.11.06г.;
– техническиеусловия ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» Филиал Березниковские электрические сети №102-7/6598от 21.12.06г. в части организации связи и передачи телеметрии с ПС «Гежская»;
– письмо ООО«УралОйл» № 246 от 01.02.2007 г. о выдаче исходных данных дляразработки разделов «Организация труда работников» и ООС;
– мероприятия поорганизации учёта электроэнергии ООО «Энергобаланс» Филиал «Пермский» №200 от26.12.2006г.;
Подстанция«Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефтиЦДНГ-3 ООО «УралОйл» с высоким уровнем потребления электрической энергии.
Вадминистративном отношении площадка ПС «Гежская» расположена в Соликамскомрайоне Пермского края, на территории Гежского нефтяного месторождения.Ближайшим населенным пунктом является г. Красновишерск, расположенный в 16 км северо-западнее подстанции.
Нефтянаяпромышленность относиться к потребителям I-ой категории поэлектроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом, поэтому наподстанции необходимо установить два трансформатора и обеспечить их питание отдвух независимых линий энергосистемы.
Повышенноевнимание уделяется вопросам качества электроэнергии, объясняемое главнымобразом значительными экономическими и экологическими ущербами, возникающимипри пониженном качестве электроэнергии или полном его отсутствии. 1.2 Анализ существующей системы электроснабжения
Питаниеподстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ
«Бумажная– Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца (Приложениелист1).
Основнымикоммутационными аппаратами подстанции «Гежская» являются масляные выключатели,разъединители, автоматические выключатели, предохранители.
ПСсостоит из силовых трансформаторов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 6 кВ.
Коборудованию ОРУ 110 кВ относятся:
разъединители,масляные выключатели, трансформаторы тока, разрядники (Приложение А.1).
Разъединителислужат для разъединения и переключения участков цепи, находящихся поднапряжением, но не под нагрузкой. Разъединители создают необходимый видимыйразрыв электрической цепи, требуемый условиями эксплуатации электроустановок.
Выключатели предназначены для включения, отключения ипереключения электрической цепи под нагрузкой. Они должны отключать и включатьтоки, как в нормальном, так и в аварийном режиме работы электроустановок. Породу дугогасящей среды подразделяются на масляные, воздушные, газогенерирующие,вакуумные, элегазовые.
Трансформаторытока применяются в установках напряжением до 1 кВ и выше. Они относятся кизмерительным трансформаторам и предназначены для расширения предела измеренияизмерительных приборов, а в высоковольтных цепях, кроме того, для изолированияприборов и реле от высокого напряжения.
Разрядникипредназначены для защиты электрического оборудования от внешних и внутреннихперенапряжений.
КЗРУ 10 кВ относится следующее оборудование: шины, масляные выключатели,трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники (Приложение А.1).
Шиныизготавливают из меди, алюминия, стали. Имеют круглое, прямоугольное иликоробчатое сечение. В зависимости от величины тока нагрузки шины собираются изодной, двух, трёх и т.д. полос в одном пакете на фазу.
Токоведущиечасти электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению к землепри помощи изоляторов. Изоляторы изготавливают из фарфора, т. к. он обладаетвысокой механической и электрической прочностью, и достаточной теплоёмкостью. Впоследнее время для изготовления изоляторов применяется стекло икремнеорганические материалы. Изоляторы делятся на опорные, подвесные,проходные.
Трансформаторынапряжения применяются для измерения напряжения в сетях до и свыше 1000 В.
Силовыетрансформаторы предназначены для преобразования одной величины в другую.
СхемаПС представляет собой подстанцию с двусторонним питанием, выключателямиВМТ-110/1250, с трансформаторами тока ТВТ-110-100/5 в линиях 110 кВ и силовымитрансформаторами ТМН-6300/110, ТМН-2500/110 (имеющим встроенное устройствоРПН).
Схемаподстанции состоит из вводов высокого напряжения трансформаторов и отходящихлиний низкого напряжения.
ЗРУ-6кВвыполнено комплектным модульным распределительным устройством, без реакторов наотходящих линиях, масляными выключателями ВМП-10/1500 с приводом ПЭ-11.
Настороне 6 кВ между линиями энергосистемы установлена ремонтная перемычка. Схемапозволяет соединить оба трансформатора к одной линии. Данная схема позволяетсохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждении на его линии,совпавшим с ревизией второго трансформатора, питающегося по другой линии.
Для питания собственных нуждпеременного тока и оперативных цепей 220В установлены два трансформатора ТМ63/6/0,4.
Управление выключателями 110 кВобеспечивается со щита управления. Управление вводными выключателями 6 кВ ивыключателями отходящих линий производится со шкафов РУ-6 кВ.
Управление разъединителями ручное.Питание оперативных цепей предусмотрено на постоянном токе 220 В.
Устройство центральной сигнализациипредусматривает индивидуальную световую и общую звуковую предупреждающую иаварийную сигнализацию с передачей на диспетчерский пункт.
С подстанции «Гежская» 110/6 кВполучают напряжение 6 кВ такие потребители как комплектные трансформаторныеподстанции, установленные на каждом фидере.
Паспортныеданные установленного на подстанции оборудования приведены в Приложении А.1.1.3 Анализ вариантов модернизации или реконструкции
Примодернизации схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность ихразвития и функционирования с учётом рационального сочетания сооружаемыхэлементов сети с действующими.
Схемаэлектрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение принятыхрешений её развитию при возможных небольших отклонениях:
1) уровнейэлектрических нагрузок и балансов мощности от планируемых;
2) трассВЛ и площадок ПС от намеченных;
3) сроковввода в работу отдельных энергообъектов.
Навсех этапах реконструкции сети следует предусматривать возможность еёпреобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем ипараметров линии ПС. При проектировании развития электрических сетей необходимообеспечить снижение потерь электроэнергии до экономически обоснованного уровня.
Схемаэлектрической сети должна допускать возможность эффективного применениясовременных устройств релейной защиты (РЗ), режимной и противоаварийнойавтоматики (ПА).
Всоответствии с действующими нормативными документами схемы ПС ксистемообразующей сети должны обеспечивать надёжность питания энергооузлов итранзит мощности по принципу «N-1».
Схемаи параметры электрической сети должны обеспечивать надёжность электроснабжения,при котором в случае отключения линии или трансформатора сохраняется питаниепотребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качестваэлектроэнергии.
Преждевсего поводом для реконструкции в 2005 году от ООО «УралОйл» послужил запрос ОАО«Пермэнерго» в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемоймощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощностиустановленных трансформаторов.
Приотказе от реконструкции (увеличении мощности):
1. Уже с 2005 г. возможны длительные перерывы в электроснабжении потребителей по причине отказовоборудования подстанции, в результате – снижение полезного отпускаэлектроэнергии и прибыли от реализации электроэнергии;
2. Возможно привлечение руководителейпредприятия к ответственности за нарушение договорных обязательств в отношенииабонентов;
3.Невозможно удовлетворение запросов предприятий с высоким уровнем потребленияэлектроэнергии на увеличение потребляемой мощности, следовательно – отказ от дополнительнойприбыли.
Всвязи с этим предусмотрено:
Заменатрансформатора 110/6 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор мощностью6,3 МВА с реконструкцией ячеек 110, 6 кВ.
Врезультате проведения реконструкции:
1.Обеспечивается надёжное электроснабжение потребителей.
Техническим заданием на проектированиеопределена необходимость увеличения установленной мощности подстанции, чтообеспечивает наличие технической возможности увеличения полезного отпускаэлектроэнергии.
2. Создание имиджа ОАО «Пермэнерго» какнадёжного и делового партнёра в отношениях с областной администрацией, крупнымипредприятиями, что позволит успешно вести и развивать бизнес в области.
3. Увеличивается капитализация компании,так как после проведения реконструкции вновь установленное оборудованиеставится на баланс Березниковских электрических сетей ОАО «Пермэнерго», споследующим начислением амортизационных отчислений, соответственно увеличитсяамортизационный фонд предприятия.
ГОСТ 14209- 85 «Нагрузочная способностьтрансформаторов и автотрансформаторов» позволяет осуществить рациональнуюзагрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальноймощности трансформаторов при проектировании или реконструкции ПС. В соответствиис «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного окас высшим напряжением 35-750 кВ» выбор мощности трансформаторов осуществляетсяследующим образом.
Мощность трансформаторов выбирается так,чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или заменыоставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям)перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.
При росте нагрузок (в нашем случае)сверх расчётного уровня увеличение мощности ПС производиться, как правило,путём замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительныхтрансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиков.
Решение о замене трансформаторапринимается на основании данных о фактическом состоянии работающихтрансформаторов, надёжности их работы за истекший период, техническом уровне,фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку работы, ростунагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемыэлектрических соединений ПС.
При замене одного из двухтрансформаторов ПС проверятся условия, обеспечивающее параллельную работуоставшегося в работе и нового трансформаторов в автоматическом режимерегулирования напряжения на соответствующей стороне. При применении линейныхрегулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическаястойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения.
Выбор мощности трансформаторов на ПС принефтеперекачивающих станциях (НПС) следует производить с учётом обеспечения имиполной производительности и нормальных оперативных переключений технологическихагрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего) в режиме длительногоотключения одного трансформатора.
1.4 Разработка технического задания (определение состава иэтапов проектирования)
1. Основаниедля проектирования
1.1План-прогноз капитального строительства по БЭС на 2007 г.;
1.2Технические условия ОАО «Пермэнерго».
2.Характер строительства
2.1Реконструкция.
3.Требования к режиму предприятия
3.1Режим работы постоянный, круглосуточный.
4.Особые условия строительства
4.1В рабочем проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.
5.Основные технико- экономические показатели
5.1Подстанция предназначена для электроснабжения Гежского месторождения нефтиЦДНГ-3 по 9 отходящим фидерам.
6.Основные технические решения
6.1 На стороне 110 кВ принять существующую схему. Предусмотретьпроектом замену масляных выключателей ВМТ-110кВ силовых трансформаторов Т1 и Т2на элегазовые выключатели ВГТ-110-40/2500 производства «Уралэлектротяжмаш»;
6.2 Вместо установленных в ОРУ-110 кВ вентильных разрядниковРВС-110 установить ограничители перенапряжения ОПН-110 кВ;
6.3 Предусмотретьпроектом замену трехобмоточного силового трансформатора Т2 типа ТМН-2500/110 натрансформатор типа ТМН-6300/110 с напряжением обмоток 110/6 кВ, савтоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и модернизациейсуществующих панелей защит;
6.4 Выполнитьсистему маслоотведения силовых трансформаторов с устройством маслосборников,ливнемаслостоков, подземного маслоуловителя;
6.5 Предусмотреть(при необходимости) замену металлических траверс и стоек порталов 110 кВ,металлоконструкций, стоек под оборудование и контура заземления ПС.Необходимость замены определить по результатам обследования при проведении ПИР;
6.6 Настороне 6 кВ предусмотреть замену масляных выключателей ВМП-110К-1500элегазовыми выключателями типа ВР1-10-20-630;
6.7 Принятькомплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 с трансформаторамимощностью 6.3 МВА, климатического исполнения ХЛ1;
6.8 ОРУ-110 кВ выполнить из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных ввиде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппаратывысокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки;
6.9 ЗРУ-6 кВ выполнить в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельныхтранспортабельных блоков (8 штук);
6.10 Всеоборудование и модули установить на стойки, фундаменты высотой 0,5 м;
6.11 Защиту всехэлементов подстанции предусмотреть в объеме ПУЭ с применением микропроцессорныхустройств типа Micom P632 и Р139;
6.12 На шинах 6 кВустановить 2 БСК, по 1350 кВар каждая;
6.13 Установитьэлектронные счетчики типа ЕВРО-Альфа по учету расхода электроэнергии по 6 и110 кВ;
6.14 На ЩУ выполнитьцепи телеметрии со счетчиками для организации АСКУЭ;
6.15 Предусмотретьполный комплект противоаварийной автоматики АВР и АПВ;
6.16 Ошиновкуподстанции выполнить сталеалюминевым проводом АС-70/11 (110 кВ);
6.17 Заземление наподстанции выполнить заново. В целях снижения сопротивления контура заземления,в траншею с горизонтальным заземлением засыпать глину, толщиной 0,4 м;
6.18 Установить аппаратуру телемеханики и связи в ОПУ;
6.19 Согласно техническим условиям телемеханизацию подстанции предусмотреть вследующем объёме:
— телесигнализация положения выключателей 110 кВ;
— телесигнализация положения выкл. ввода и секционного6кВ;
— текущие телеизмерения тока на вводах 110 кВ и 6 кВ;
- текущее телеизмерение напряжения на каждой секции шин6 кВ.
6.20 Систему телемеханизации подстанции 110/6 кВ выполнить нааппаратуре АКП «Исеть» разработки НТК «Интерфейс» г.Екатеринбург;
6.21 Организоватьпередачу сигналов ТМ, ТС, ТУ, ТИ по радиоканалам.
6.22 Молниезащитуна подстанции выполнить заново;
6.23 Заземлениена подстанции выполнить заново;
6.24 Предусмотретьместа заземления пожарной техники на ОРУ-110 кВ.
7.Разработка демонстрационных материалов
7.1Разработка не требуется.
8.Основные требования к технике безопасности
8.1Выполнить в соответствии с нормами (Правила безопасности в нефтяной и газовойпромышленности ПБ 08-624-03) и действующим законодательством.
9.Условия строительства
9.1В проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.
10.Особые условия проектирования
10.1Документацию в 2-х экземплярах дляпроведения торгов на строительство и приобретения оборудования в составе:
— техническое задание на реконструкцию ПС;
— ведомость объемов работ;
— ведомость строительных материалов;
— ведомость оборудования;
— обзорные чертежи;
— стоимость работ, в том числе: строительных работ,электромонтажных и пусконаладочных работ.
10.2 К проекту приложить сводную спецификацию настроительные материалы и конструкции;
10.3 Рабочий проект согласовать в установленном порядке;
11.Проектная организация
11.1Определится на конкурсной основе.
12.Строительная организация
12.1Определится на конкурсной основе.
13.Срок выполнения проекта
13.1Проект выполнить в 2008 году.Выводы по главе 1
Вданной главе были рассмотрена общая характеристика ПС 110/6 кВ «Гежская».Реконструируемая ПС 110/6 кВ «Гежская» находится в зоне Гежского месторождениянефти с высоким уровнем потребления электроэнергии.
Питаниеподстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная –Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца.
Вглаве проведён анализ существующей системы электроснабжения до реконструкции,описано установленное на подстанции оборудование.
Такжепроведён анализ вариантов реконструкции, отмечены основные требования,предъявляемые к электрическим сетям и возможные ситуации при отказе отреконструкции.
Былапоставлена задача на реконструкцию на основании технических условий итехнического задания, выданных заказчиком на проект.
Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ 2.1 Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская»110/6 кВ
Первымэтапом проектирования системы электроснабжения является определениеэлектрических нагрузок (ЭН). По значению электрических нагрузок выбирают илипроверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потеримощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависяткапитальные затраты на систему электроснабжения. В случае излишнего увеличениярасчётных электрических нагрузок увеличиваются капитальные затраты, чтоприводит к неполному использованию дефицитного оборудования и проводниковогоматериала. Эксплутационные расходы и надёжность работы электрооборудованиятакже зависят от правильности выбора нагрузок, если в расчётах будут заниженыэлектрические нагрузки, то величина потерь электроэнергии в электрическойсистеме возрастает, что в конечном итоге приведёт к быстрому износу оборудованияи увеличению эксплуатационных расходов.
Электрическиенагрузки потребителей определяют выбор всех элементов системы электроснабжения:линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питательных ираспределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузокявляется решающим фактором при реконструкции и эксплуатации электрическихсетей.
Прирассмотрении вопроса о реконструкции ПС «Гежская» 110/6 кВ существуют такиехарактерные места определения расчетных электрических нагрузок: определениеобщей расчетной нагрузки на шинах 6 кВ каждой секции ПС, необходимой для выборачисла и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ПС и выбора отключающихаппаратов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения 6 кВ трансформаторовПС.
Приопределении расчетных нагрузок должны учитываться:
а)постоянное совершенствование производства (автоматизация и
механизацияпроизводственных процессов) увеличивает расход электроэнергии, потребляемойпредприятием. Это обстоятельство влечет за собой рост электрических нагрузок;
б)графики нагрузок по каждому фидеру (изменяются во времени, растут и по мересовершенствования техники производства выравниваются);
в)перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрическихнагрузок потребителей в ближайшие 10 лет.
Расчет электрических нагрузок различных узлов системыэлектроснабжения выполним, прежде всего с целью выбора сечения питающей и распределительнойсетей, числа и мощности трансформаторов подстанции. Расчёт нагрузокпотребителей подстанции «Гежская» произведём по суммарной поминальной мощноститрансформаторов на каждом фидере шины 6 кВ. Расчёт представим в виде таблицы.
Таблица 2.1Расчёт нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВШины 6 кВ
/>
∑/>
кВА Расчётная нагрузка Обозначение и расчётная формула*
Р, кВт
Q, квар
/>
/> Фидер №01 0,71/0,99 1130 802,3 794,3 103,56 144,9 Фидер №02 0,71/0,99 250 177,5 175,7 24,24 33,81 Фидер №03 0,70/1,02 519 363,0 370,6 47,56 66,83 Фидер №04 0,86/0,58 229 196,9 134,2 20,98 29,65 Фидер №06 0,80/0,75 260 208,0 176,0 25,6 35,24 Фидер №14 0,80/0,75 260 208,0 176,0 25,6 35,24 Фидер №21 0,70/1,02 700 490 499,8 64,15 89,92 Фидер №24 0,71/0,99 813 597,2 591,3 73,3 102,32 Итого: 4161 3042 2918 КУ -2700 129,9** Всего на шинах: 3049 3042 218
Примечание:
1)По суммарной мощности трансформаторов на КТП вычислим номинальный и рабочиймаксимальный токи на каждом фидере.
2)Расчёт максимального рабочего тока конденсаторной установки вычислим последующим формулам:
/>Ом;
/>А. 2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Выбор рациональной мощности силовыхтрансформаторов является одной из основных задач при оптимизации системпромышленного электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов следуетосуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы исоответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключенииодного из трансформаторов. Мощность силовых трансформаторов в нормальных условияхдолжна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленныхпредприятий.
ПС«Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти свысоким уровнем потребления электрической энергии. Если из двухработающих трансформаторов будет поврежден и отключен трансформатор, меньший помощности (2500 кВА), то трансформатор 6300 кВА с допустимой перегрузкой 1,4обеспечит нагрузку большую, чем нужно, т.е. 6300 × 1,4 = 8820 кВА. Но если отключитсятрансформатор 6300 кВА, то трансформатор 2500 кВА сможет обеспечить всего лишьнагрузку 3500 кВА, что в нашем случае в связи с увеличением потребления необеспечит надёжности.
Такимобразом, при установке трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на ПС нельзя обеспечитьэкономически целесообразный режим работы трансформаторов и потребную мощность ваварийном режиме. Последнее можно выполнить только при условии завышенияноминальной мощности, которая в нормальном режиме будет недоиспользоваться.
СогласноГОСТ 14209-69 и 11677-75 условия нормальной работы силовых масляныхтрансформаторов предусматривают, чтобы:
1) температураокружающей среды была равной 20оС;
2) превышениесредней температуры масла над температурой окружающей среды составляло длясистем М и Д 44оС;
3) превышениетемпературы наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмоткибыло равно 130оС;
4) отношениепотерь КЗ к потерям ХХ было рано пяти (принимают наибольшее значение запаса понагреву изоляции);
5) приизменении температуры на 6оС от среднего ее значения при номинальнойнагрузке, равной 85оС, срок службы изоляции изменялся вдвое(сокращался при повышении температуры или увеличивался при ее понижении);
6) вовремя переходных процессов в течение суток наибольшая
температураверхних слоев масла не превышала 95оС и наиболее
нагретойточки металла обмотки 140оС. Это условие справедливо только дляэквивалентной температуры окружающей среды, равной 20оС. Приснижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора поконтрольно-измерительным прибора и во всех случаях не допускать превышениенагрузки сверх 150% номинальной (ГОСТ 14209-69).
Выборчисла, типа и мощности силовых трансформаторов для питания потребителейподстанции производят на основании расчетов и обоснований по графикамэлектрических нагрузок.
1. Определяемчисло трансформаторов на подстанции, исходя из обеспечения надежности питания сучетом категории потребителей;
2. Намечаемвозможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетомдопустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийномрежиме;
3. Сучетом возможности расширения или развития подстанции решаем вопрос о возможнойустановке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.
Нефтянаяпромышленность относиться к потребителям I-ой категории поэлектроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом. Согласно ПУЭпотребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двухнезависимых взаимно резервируемых источников питания. Из этого следует, что нареконструируемой подстанции необходимо установить два трансформатора, мощностьюдостаточной для принятия всей нагрузки первой категории одним трансформатором ваварийном режиме, с учетом работы с допустимой перегрузкой в часы пик.
Перегрузкатрансформаторов допускается сверх номинального тока до 40% общейпродолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, приусловии что коэффициент загрузки в нормальном режиме не превышал 93%.
Выборноминальной мощности трансформаторов ПС осуществляем по полной расчётноймощности (п. 2.1): />= 3049 кВА. По справочнику выбираемближайший по мощности трансформатор марки ТМН 6300/110 с низшим напряжением 6,3кВ и следующими техническими данными: />= 44 кВт, />=10,5%.
Проверяемвозможность работы выбранного трансформатора в аварийном режиме:
/>;
/>кВА.
Определимкоэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме: />;
/>
Данный трансформатор подходит дляустановки на модернизируемой подстанции, т.к. в аварийном режиме он способенполностью принять на себя нагрузку также учитывая заданные условия о будущемувеличении нагрузки потребителей, окончательно останавливаемся на вариантезамены масляного трансформатора 2,5 МВА трансформатором мощностью 6,3 МВА типаТМН 6300/110. 2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и видатока короткого замыкания
Основнойпричиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения являетсявозникновение коротких замыканий в сети или в элементах электрооборудованиявследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающегоперсонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строяэлектрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстроговосстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимоправильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитнуюаппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
Местарасположения точек КЗвыбирают таким образом, чтобы при КЗ проверяемое электрооборудование,проводники находились в наиболее неблагоприятных условиях. Например, для выборакоммутационной аппаратуры необходимо выбирать место КЗ непосредственно на ихвыходных зажимах, выбор сечения кабельной линии производят по току КЗ в началелинии. Места расположения точек КЗ при расчётах релейной защиты определяют поее назначению – в начале или конце защищаемого участка.
Выделимчто место короткого замыкания в зависимости от назначения выбирается изследующих основных соображений:
1.Ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается (проверяется)аппаратура или рассчитываются параметры релейной защиты;
2. Дляопределения наибольшего значения тока КЗ при данном режиме место короткогозамыкания выбирается у места установки защиты (в начале линии, дотрансформатора и т.д., считая от источника питания). Для определениянаименьшего значения тока КЗ место короткого замыкания выбирается в концезащищаемого участка или в конце следующего (резервируемого) участка дляпроверки резервирующего действия защиты;
3. Длясогласования чувствительности двух устройств релейной защиты место короткогозамыкания выбирается в конце зоны действия того устройства, с которым ведётсясогласование;
4.Для определения коэффициентов распределения место короткого замыканиявыбирается в конце участка, следующего за узлом, в котором «происходит подпиткаили распределение токов КЗ».
Исходяиз вышесказанного произведём расчёт токов КЗ на шинах 110, 6 кВ и на отходящихфидерах в дальнейшем для расчёта релейной защиты в точках начала и концазащищаемого участка.
Выборвида КЗ в расчётах релейной защиты определяется её функциональным назначением иможет быть трёх-, двух-, однофазным и двухфазным КЗ на землю. Для определенияэлектродинамической стойкости аппаратов и жестких шин в качестве расчётногопринимают трёхфазное КЗ; для определения термической стойкости аппаратов,проводников — трёхфазное или двухфазное КЗ в зависимости от тока. Проверкуотключающей и включающей способностей аппаратов проводят по трёхфазному или пооднофазному току КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю) взависимости от его значения. Трёхфазные КЗ являются симметричными, так как вэтом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. все остальные виды КЗявляются несимметричными, поскольку при каждом их них фазы находятся не водинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.
Внашем случае необходимым и достаточным условием является расчёт трёх- и двухфазныхтоков короткого замыкания. 2.4 Составление расчётной схемы и схемы замещения
Расчеттоков короткого замыкания произведем исходя из значений токов короткогозамыкания на шинах 110 кВ ПС «Бумажная», письмо «Пермского РДУ» «О токахкороткого замыкания». Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему, затемсхему замещения.
Составлениерасчётной схемы. Расчётную схему составляют в однолинейном изображении; в неёвводят все источники, участвующие в питании места КЗ, и все элементы системыэлектроснабжения (трансформаторы, линии, выключатели), расположенные между нимии местом КЗ. Синхронные компенсаторы учитывают как источники питания. Нарасчётной схеме указывают основные параметры элементов (мощности, напряжения КЗтрансформаторов, длины и сечения линий, сопротивления источников и т.д.) и намечаютточки КЗ.
Составлениесхемы замещения. По расчётной схеме составляют схему замещения, где все еёэлементы заменяют сопротивлениями, приведёнными к базисным условиям. Затемпреобразуют и упрощают схемы замещения в направлении от источника до точки КЗ.
Длятрансформаторов, высоковольтных линий и коротких участков распределительнойсети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительнойпротяженности сети (кабельной и воздушной) учитываются так же их активныесопротивления, так как в удаленных от генераторов точках КЗ сказываетсяснижение ударного коэффициента.
Дляотдельных элементов схемы принимают следующие значения индуктивныхсопротивлений:
а)для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение КЗ /> (%) численноравно их индуктивному сопротивлению х (%);
б)для ВЛ напряжением выше 1 кВ значение /> = 0,4 Ом/км;
в)для КЛ напряжением 6 – 20 кВ величина /> = 0,08 Ом/км;
Активноесопротивление линии, выражаемое в Ом/км, учитывается при их большом удельномсопротивлении и в расчете определяются по выбранному сечению s или находятсяпо справочным таблицам. 2.5 Расчёт токов короткого замыкания в рассматриваемыхточках системы электроснабжения
Расчётнаясхема в нашем случае будет выглядеть следующим образом, расчёт ведём иззначения токов КЗ на шинах 110 кВ, в максимальном и минимальных режимах,численные значения указаны на расчётной схеме (рисунок 2.1).
/>
Рисунок2.1 Расчетная схема для определения токов КЗ
Составимобщую схему замещения ПС «Гежская» для основных точек короткого замыкания, заосновные точки принимаем точки на шинах 110 и 6 кВ, и точки замыкания натрансформаторах собственных нужд (Рисунок 2.2).
Расчётведём в именованных единицах, активным сопротивлением пренебрегаем. При расчётетоков КЗ в в максимальном и минимальном режимах все величины сравниваются сбазисными, в качестве которых принимаем базисную мощность /> и базисное напряжение /> за базиснуюмощность принимаем мощность одного трансформатора ПС «Гежская» 110/6 кВ />= 6,3 МВА. Вкачестве базисного напряжения принимаем среднее напряжение той ступени, накоторой имеет место КЗ (в нашем случае />= 6,3; 115;).
/>
Рисунок2.2 Схема замещения для определения токов КЗ точек К1-К4
Расчетыпроизводим для режима раздельной работы питающих линий и трансформаторов ПС,считая, что секции шин 6 кВ работают раздельно. Расчёты точек К1 и К2производим учитывая положение переключателя РПН в минимальном, среднем имаксимальном положении. Расчёт сводим в Приложение А.2.
Послерасчёт тока короткого замыкания, необходимо вычислить значение ударного тока.Ударный ток КЗ определяется из выражения:
/>,
где/> - ударныйкоэффициент, учитывающий участие апериодического тока в образовании ударноготока.
Величина/> зависитот соотношения индуктивного и активного сопротивлений цепи КЗ и может бытьпринята 1,8 — при КЗ в установках и сетях напряжением свыше 1000 В.
Поданным расчётов получаем, что токи КЗ протекающие по стороне ВН трансформатора,в зависимости от положения переключателя РПН, отличаются почти в 2 раза. Настороне 6 кВ разница токов меньше в 1,4 раза. Реально невозможно использоватьвесь диапазон РПН, и диапазон изменения токов КЗ меньше.
Внашем случае при расчёте токов КЗ учитывался весь диапазон изменения тока, и втаблицу сводим только подходящие для нас значения, полученные при расчёте вовсех положениях переключателя, это ток короткого замыкания в на стороне 110 кВ6,89 и 3,36 кА, 2,62 и 1,41 КА на стороне 6 кВ.
Длярасчёта точек К3 и К4 на трансформаторах собственных нужд ведём из расчёта чтобазовое напряжение на шине КЗ /> кВ.
Расчётточки К3:
/>
Полноесопротивление до точки КЗ, с учётом сопротивления энергосистемы Z= 32.195 Ом.Исходя из этого получим значения трёхфазного и двухфазного токов КЗ:
/>
Расчётдля точки К4 соответствует расчёту КЗ в точке К3, т.к трансформаторы имеютодинаковые мощности, а соответственно и расчётные данные.
Длярасчёта защит и автоматики оборудования ВЛ-6 кВ произведём расчёт токов КЗсогласно ГОСТ 27514–87 [10]. Расчёт выполним по каждому фидеру вотдельности. Схема замещения по отходящим фидерам представлена в Приложениилист 3. Местом коротких замыканий являются точки перед и после трансформаторана каждой КТП.
Длярасчёта токов КЗ по отходящим фидерам необходимо привести сопротивления стороны110 кВ к стороне 6 кВ:
/>
Данныенеобходимые для расчёта токов КЗ представлены в Приложении А.3.
Расчёттоков КЗ по фидерам представлен в Приложении А.4. 2.6 Выводы по главе 2
Таккак первым этапом проектирования системы электроснабжения является определениеэлектрических нагрузок, в нашем случае в данной главе рассчитаны электрическиенагрузки потребителей по суммарной мощности трансформаторов КТП.
Такжев главе проведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Мощностьтрансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них навремя ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (потехническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивалипитание полной нагрузки. К установке приняли силовой трансформатор ТМН-6300/110кВ.
Вданной главе были выбраны и просчитаны точки короткого замыкания, т.е. такиеточки, в которых электрооборудование, проводники находятся в наиболеенеблагоприятных условиях. Произведены расчеты коротких замыканий с цельюопределения токов, протекающих по участкам сети в максимальном режиме и вминимальном режиме.
Токикороткого замыкания в дальнейшем необходимы для выбора электрооборудования,выбора средств ограничения токов короткого замыкания и для расчета уставокрелейной защиты и противоаварийной автоматики.
Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (поусловию длительного режима электропотребления)
Высокуюнадёжность всех отраслей народного хозяйства страны обеспечивает современноеэлектротехническое оборудование.
Особуюроль в этом играют изделия и оборудование установленные в режимах питания иэлектроснабжения, причём как в сетях низкого, так и высокого напряжения.
Внастоящее время перед энергетиками остро стоит задача техническогоперевооружения парка электротехнического оборудования. для решения этой задачинеобходимо владеть информацией о современном его состоянии, новых типах,технических характеристиках, принципах действия, области применения оборудования,а также теоретических обоснованиях их работы, что позволит специалистамэнергетикам в их работе реально определит состояние оборудования и существенноповысить электробезопасность, надёжность, безаварийность и экономичность работыэлектроснабжения.
Электрическиеаппараты, шины и кабели на подстанции выберем по условиям длительной работы ипроверим по условиям КЗ в соответствии с указаниями «Правил устройствэлектроустановок» и руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выборуи проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания [1].
Приэтом для всех аппаратов производится:
1. выборпо напряжению;
2. выборпо нагреву при длительных токах;
3. проверкана электродинамискую стойкость(согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники,защищенные плавкими предохранителями с номинальным до 60 А включительно);
4. проверкана термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники,защищённые плавкими предохранителями);
5. выборпо форме исполнения (для наружной и внутренней установки).
Оборудованиевыбираем исходя из технического задания на разработку проекта и техническихусловий ОАО «Пермэнерго» № 046/1-05/57 от 02.11.2006г. 3.1.1 Выбор и расчёт питающей линии
Примодернизации воздушных линий рекомендуется ориентироваться на утверждённуюсхему развития энергосистемы или электросетей на ближайшие пять лет, а с учётомперспективы на 10 лет. Для линий напряжением 35-110 кВ это условие являетсяобязательным.
Трассалиний электропередач должна быть по возможности кратчайшей. Для проектированиянеобходимо применять вариант в наибольшей степени обеспечивающий оптимальныеусловия строительства и эксплуатации, и наносящий минимальный ущерб окружающейсреде.
Определим расчётный ток ЛЭП:
/>А
где/> –номинальная мощность трансформатора подключенного к линии, кВА; /> – номинальноенапряжение линии, кВ.
Поэкономической плотности тока определим экономическое сечение провода:
/>мм2
где/> –экономическая плотность тока, определяемая по таблице, в зависимости от числачасов использования максимума нагрузки в год и максимума материала провода.
Всоответствии с ПУЭ провод марки: АС – 150 с />А.
Проверяем сечение провода по нагреву:/>А,
где/> –длительно допустимый ток для данного провода, для марки АС – 150 равен 440 А.
Условияокружающей среды – нормальные. 429
Таккак условие выполняется, значит, провод по нагреву подходит. Проверяемвыбранное сечение провода по потере напряжения в линии. В сетях высокогонапряжения (U > 35 кВ) нет необходимости выбиратьсечение проводника по допустимой потере напряжения. Во — первых, к нимнепосредственно не подключаются электроприемники. Во-вторых, на подстанциях,связывающих сети 110 кВ с сетями низшего напряжения, всегда устанавливаютсятрансформаторы с регулированием напряжения у электроприемников. И в-третьих, в такихсетях активное сопротивление не больше индуктивного и изменение сечения проводникане оказывает существенного влияния на величину потери напряжения.
Надежнаяработа подстанции «Гежская» 110/6 кВ может быть обеспечена только тогда, когдакаждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы,так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудованиесначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку надействие токов короткого замыкания (расчёт токов короткого замыканияпредставлен в главе 2.6). 3.1.2 Выбор оборудования на стороне 110 кВ
Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работатькак в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийногократковременного режима. К аппаратам предъявляется ряд общих требованийнадежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки;отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме,термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях, а так же такиетребования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасностьэксплуатации, малая стоимость.
Приреконструкции ПС «Гежская» на стороне 110 кВ принимаем схему «Два блока свыключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Для возможностиработы силовых трансформаторов как с разземлной, так и с заземленной нейтралью110 кВ, предусмотрим установку в нейтралях заземлителей и ограничителейперенапряжения.
Настороне 110 кВ примем комплектную блочную трансформаторную подстанциюКТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью6,3 МВА, климатического исполнения ХЛ1.
ОРУ-110кВ выполним из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в видеметаллических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокогонапряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки. Сторона 110кВ комплектуетсяэлегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».Для ограничения напряжения при реконструкции ПС «Гежская» используетсяограничители перенапряжения ОПН на стороне высокого напряжения 110 кВОПН-110/80-10 УХЛ1 (Приложение лист 2). 3.1.2.1 Комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6
Комплектныетрансформаторные подстанции блочные, производства Ровенского завода высоковольтнойаппаратуры, КТПБР-110/10(6) предназначены для приёма, преобразования ираспределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленнойчастоты 50 Гц с номинальным напряжением 110и 10(6) кВ. Подстанции служат дляэлектроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальныхпотребителей, объектов строительства и транспорта.
Подстанциипредназначены для работы в условиях климатического района У категорииразмещения I (в соответствии с ГОСТ 15150), рассчитаны для работы в I-IVрайонах по ветру и гололёду.
В составе КТПБР поставляются следующие основные блоки и элементы:
1) одинили два силовых трансформатора мощностью от 2 500 кВА до 40 МВА;
2) реакторымасляные заземляющие дугогасящие;
3) блокиоткрытых распределительные устройств 110 кВ, с элементами жесткой и гибкойошиновки;
4) распределительныеустройства 10 кВ, которые комплектуются шкафами КРУ серий КУ-10Ц с вакуумнымивыключателями ВР1 и ВР2, и монтируются в капитальном строении или собираемом наместе строительства подстанции из отдельных транспортабельных секций сооружении;
5) общестанционныйпункт управления;
6) оборудованиеи аппаратура связи и телемеханики, источники резервного питания;
7) шкафытрансформаторов собственных нужд мощностью от 25 до 250 кВА;
8) устройствагрозозащиты, заземления и освещения, а так же ограждение;
9) запасныечасти инструменты и принадлежности, комплект средств индивидуальной ипротивопожарной защиты, а так же другие блоки и элементы в соответствии спроектом подстанции.
Сторонаподстанций с высоким напряжением 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателямиВГТ-110-40/2500 (производства «Уралэлектротяжмаш», Россия). 3.1.2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей
Выбор и проверка высоковольтныхвыключателей производится по номинальному напряжению сети, номинальному току,отключающейся способности, электродинамической и термической стойкости.
Условия выбора выключателей:
1)Выбор по номинальному напряжению:
/>, (2.1)
где/> –номинальное напряжение аппарата, кВ; /> – номинальное напряжение сети,кВ.
2)Выбор по номинальному току:
/>, (2.2)
где/> –номинальный ток аппарата, А; /> – максимальный действующийрабочий ток цепи, А,
Выбранныеаппараты необходимо проверить по условиям электродинамической и термическойстойкости.
а)Проверка на электродинамическую стойкость:
/>, (2.3)
где/> – токэлектродинамической устойчивости, кА; /> – ударный ток короткогозамыкания, кА.
б)Проводники, аппараты не должны нагреваться выше максимальной температуры,установленной нормами для кратковременного нагрева при прохождении через нихтока КЗ.
/> , (2.4)
где/>– номинальныйток термической стойкости, который аппарат может выдержать без повреждений втечение время />; />– установившейся ток КЗ; /> –приведенное время действия КЗ, равное 0,6 с.
Проверяемвыключатель по отключающей способности:
/>, (2.5)
где /> – ток отключения, с; />– ток отключения, кА.
Внастоящее время в устройствах 110- 220 кВ широко применяются элегазовыевыключатели. В качестве дугогасительной, теплопроводящей и изолирующей среды вних применяется элегаз. В нашем случае сторона 110 кВ комплектуется элегазовымивыключателями типа ВГТ-110-40/2500.
Техническиехарактеристики выключателя представлены в таблице 3.1.
Таблица3.1 Технические характеристики выключателя ВГТ-110-40/2500Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 110 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 126 Номинальный ток, А 2500 Номинальный ток отключения, кА 40
Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА
– наибольший пик
– начальное действующее значение периодической составляющей
– ток термической стойкости (трехсекундный)
102
40
40
Параметры тока включения, кА
– наибольший пик
– начальное действующее значение периодической составляющей
102
40 Собственное время отключения, с 19-25 Полное время отключения, с 0,035 Собственное время включения, с 40 Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с 0,062
Нормированное испытательное напряжение, кВ
– промышленной частоты 50 Гц, 1мин
– грозового импульса
относительно земли и между полюсами
между разомкнутыми контактами
230
550
630 Номинальное давление элегаза при 20єС абсолютное и избыточное, МПА 0,5 и 0,4 Масса выключателя, кг 1360 Масса привода, кг 205 Масса элегаза, кг 5,0
Преимуществавыключателя:
1.Отключение емкостных токов без повторных зажиганий, что обеспечивается за счетвысокой собственной электрической прочности элегаза и оптимизированногоперемещения контактов;
2. Снижениеэксплуатационных затрат;
3.Низкий уровень шума, т.е. пригоден для установки в жилых районах;
4. Высокаянадежность, обусловленная малыми приводными силами,
отдельнымидугогасильными контактами, двойными уплотненными кольцами во всех уплотнениях,за счет чего обеспечена минимально допустимая интенсивность утечки, надежнымикомплектующими узлами;
5.Простота монтажа и сдачи в эксплуатацию;
6.Выключатель предназначен для использования в экстремальных условиях.
Выбори проверку выключателей производим по следующим параметрам (Таблица 3.2):
Таблица3.2 Условия выбора и проверки выключателейПаспортные данные выключателя Условия выбора Проверка
Номинальное напряжение />, кВ
/>
110/>110
Номинальный ток />, А
/>
2500 />44,24
Ток отключения />, кА
/>
50/>3,36
Ток электродинамической устойчивости />, кA
/>
102/>8,55
Ток термической устойчивости /> за время/>, кА
/>
40/>1,5 3.1.2.3 Выбор и проверка разъединителей
Непрерывнорастущий спрос на электроэнергию предъявляет повышенные требования краспределительным устройствам и их элементам. В этой связи надежность, а такженизкие расходы на эксплуатацию играют большую роль. Опыт эксплуатации постоянноотражается в разработке новых изделий и улучшении существующих.
Изанализа технических требований на реконструкцию следует, что в ячейках силовыхтрансформаторов Т1 и Т2 принимаем на стороне 110 кВ комплектную блочнуютрансформаторную подстанцию КТПБР-110/6, укомплектованную разъединителями типаРГНП.2-110/1000 и ОПН-110-80-10.
Разъединителисерии РНГП предназначены для создания видимых разрывов в электрических цепях и(в случае необходимости) заземления отключенных участков. Они также пригодныдля коммутации малых токов или токов, при которых на их выводах не происходитзначительного изменения напряжения. Технические характеристики разъединителяпредставлены в таблице 3.3:
Таблица3.3 Технические характеристики выключателя РНГП.2-110/1000Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 110 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 126 Номинальный ток, А 1000 Ток электродинамической стойкости для разъединителя и заземлителя, кА 80 Ток термической стойкости для разъединителя и заземлителя, кА 31,5 Привод главных ножей ПДГ-9-00 УХЛ1 Привод ножей заземмления ПРГ-6-01 УХЛ1
Выбори проверку разъединителей производим по следующим параметрам (Таблица 3.4):
Таблица3.4 Условия выбора и проверки разъединителейПаспортные данные разъединителя Условия выбора Проверка
Номинальное напряжение />, кВ
/>
110 />110
Номинальный ток />, А
/>
1000 />44,24
Ток электродинамической устойчивости />, кA
/>
80/>8,85
Ток термической устойчивости /> за время/>, кА
/>
31,5/>1,5
Разъединителиданного типа устанавливаем на ремонтной и шинной перемычках, а так же на вводах110 кВ. 3.1.2.4 Выбор и проверка трансформаторов тока
Вместес разъединителями в ячейках силовых трансформаторов Т1 и Т2 производится заменатрансформаторов тока.
Трансформаторытока выбираем по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, породу установки (внутренняя, наружная) конструкции, классу точности и проверяемна термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. Номинальный первичныйток выбирается с учётом параметров основного оборудования, его перегрузочнаяспособность.
Классточности ТТ выбирается соответственно необходимой точности измерения: дляизмерительных приборов класса точности 1 и 1,5 – ТТ класса 0,5; для приборовкласса 2,5 – ТТ класса 1; для расчётных счётчиков – ТТ класса 0,5.
Выбортрансформаторов тока:
1.Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1).
2.Выбор по номинальному току по формуле (2.2).
Выбортрансформаторов тока необходимо проверить по условиям электродинамической итермической стойкости, формулы (2.3) и (2.4).
Дляввода 110 кВ силового трансформатора выбираем трансформатор тока маркиТФЗМ-110Б- IV.
Трансформаторытока марки ТФЗМ-110Б-IV отличаютсявысокой надежностью, отсутствием существующих эксплутационных затрат. Конструкциятрансформаторов устойчива к воздействию окружающей среды, а высокий классточности измерительной обмотки 0,2 позволяет использовать их для коммерческогоучета электроэнергии. Предназначены для передачи сигнала измерительнойинформации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установкахпеременного тока частотой 50 Гц и напряжением 110-220 кВ. Техническиехарактеристики трансформатора тока представлены в таблице 3.5
Таблица3.5 Технические характеристики ТТ ТФЗМ--110Б-IVНаименование параметра Величина Номинальное напряжение сети, кВ 110 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 126 Номинальная частота, Гц 50 Номинальный первичный ток, А 100 Номинальный вторичный ток, А 5
Ток термической стойкости, кА
1-секундный
3-секундный
31,5
20 Ток электродинамической стойкости, кА 80
Число вторичных обмоток, из них
для измерений
для защиты
4
1
3 Материал изолятора Силикон или фарфор Диапазон рабочих температур, єС -60 до +45
Выбори проверку трансформаторов тока производим по следующим параметрам (Таблица 3.6):
Таблица3.6 Условия выбора и проверки трансформаторов токаПаспортные данные трансформатора тока Условия выбора Проверка
Номинальное напряжение/>, кВ
/>
110 />110
Номинальный ток />, А
/>
100 />44,24 Проверка на электродинамическую стойкость
/>
80/>8,85 Проверка на односекундную термическую стойкость
/>
31,5/>26,03
Устанавливаемтрансформаторы тока на вводах 110 кВ силовых трансформаторов. 3.1.3 Выбор оборудования на стороне 6 кВ
Вследствиеморального и физического износа устаревшего оборудования модернизируемойподстанции имеется необходимость замены его на более совершенное сиспользованием современных технологий в области высоких напряжений, аконкретней установка вакуумных выключателей и микроконтроллерной РЗиА.
Вкачестве отличительных достоинств вакуумных выключателей, обеспечивающих импреимущества перед другими типами выключателей на средний класс напряжений,можно отметить следующее:
1)Высокая надежность;
2)Низкие эксплуатационные затраты;
3)Высокий коммутационный и механический ресурс;
4)Безопасность эксплуатации и экологичность.
Исходяиз всего вышеизложенного, ЗРУ-6 кВ выполняем в виде металлического сооружения КРПЗ-10состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук). Блоки КРПЗ-10укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ устанавливаются вакуумныевыключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК. На каждуюсекцию шин предусмотрено по комплекту трансформаторов напряжения НАМИТ-10.
Длякомпенсации реактивной энергии на 1 и 2 секциях шин 6 кВ предусмотрены по однойбатареи статических конденсаторов, мощностью по 1350 кВАр каждая, наружнойустановки производства «СевЗапТехника» г. Санкт-Петербург. 3.1.3.1 Комплектные распределительные устройства серии КУ-10ц
КУ-10Ц наиболее развитая и наиболее универсальная сериякомплектных распределительных устройств (КРУ) внутренней установки на номинальноенапряжение 6-10 кВ.
Комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установкисерии КУ-10Ц, с вакуумными выключателями, предназначены для приема ираспределения электроэнергии трехфазного переменного тока с частотой 50 и 60 Гци номинальным напряжением 6-10 кВ в системах с изолированной или частичнозаземленной нейтралью.
КРУ серии КУ-10Ц используется в распределительных устройствахсобственных нужд электростанций всех видов на электрических подстанциях, вэлектроустановках предприятий всех отраслей промышленности, железных дорог иметрополитенов.
КРУ серии КУ-10Ц комплектуются вакуумными выключателями ВР1 иВР2. Надежность шкафов по механическому и коммутационному ресурсу определяетсяпараметрами установленных выключателей, и для ячеек с выключателями серий ВРсоставляет:
— механическийресурс — до 100 000 циклов
— коммутационныйресурс при номинальном токе — до 50 000 циклов
— коммутационныйресурс при номинальном токе отключения — до 100 отключений
Шкафыс вакуумными выключателями комплектуются ограничителями перенапряжений,рекомендуются ОПН типов Polim D, производства АВВ.
ШкафыКРУ комплектуются современными микропроцессорными устройствами релейной защитыавтоматики и управления Micom – производства фирмы ALSTOM.
Дляреализации общих функций защиты, контроля, автоматики и управления враспредустройстве в целом, в составе серий предусмотрен отдельно стоящий(навесной) релейный шкаф.
Большоеколичество типоисполнений и высокая универсальность шкафов КРУ серии КУ-10Цпозволяет с успехом применять их как при строительстве новых, так приреконструкции или наращивании мощности действующих распределительных устройств6-10 кВ любой сложности:
а)одностороннее обслуживание и малые габаритные размеры ячеек позволяютразместить распредустройство на строительной площади минимальных размеров;
б)по схемному решению шкафы КУ-10Ц, могут заменить КРУ большинства серий, каквыпускавшихся ранее, так и производимых в настоящее время;
в)КУ-10Ц могут стыковаться по сборным шинам с ячейками других серий, от любыхпроизводителей, при помощи переходных шкафов;
г)большой выбор схем вспомогательных соединений, как на переменном, так и напостоянном оперативном токе;
д)схемы вспомогательных соединений выполняются как на традиционных реле, так и сиспользованием современных микропроцессорных устройств;
ж)схемы учета активной и реактивной энергии выполняются как с использованиеобычных, так и многотарифных программируемых счетчиков;
з)возможность интеграции в информационно-компьютерные системы контроля иуправления, благодаря использованию устройств микропроцессорной релейнойзащиты.
Техническиехарактеристики КРУ серии КУ-10Ц приведены в таблице 3.7
Таблица3.7 Технические характеристики КРУ серии КУ-10ЦНаименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 6,10 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 7,2; 12 Номинальный ток главных цепей, А 630,1000,1600 Номинальный ток сборных шин, А 1000, 1600, 2000, 3150 ток термической стойкости, кА 20,31,5 время протекания тока термической стойкости, с 3 ток электродинамической стойкости, кА 51, 81
to окружающего воздуха -40…+40 3.1.3.2 Выбор и проверка выключателей
Выбори проверка выключателей осуществляется всоответствии с алгоритмом, приведенным в главе 3.1.2.2.
Устанавливаем согласно комплектации КРУ выключателивакуумные серии ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000 на номинальное напряжение 6 кВ. Расчетные токи КЗ и ударный ток для проверки наэлектродинамическую и термическую устойчивость рассчитаны в главе 2.5.
Технические характеристики выключателя ВР-10-20/630 иВР-10-20/1000 представлены в таблице 3.8.
Таблица 3.8 Технические характеристики выключателя ВР-10-20/630 иВР-10-20/1000 Наименование параметра Величина Номинальное напряжение сети, кВ 10 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12 Номинальный ток, А 630, 1000 Номинальный ток отключения, кА 20 Ток термической стойкости (трехсекундный), кА 20
Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА
– наибольший пик
– периодической составляющей
51
20 Ток электродинамической стойкости, кА 51 Время протекания КЗ, мс, не менее 120 Разновременность замыкания и размыкания контактов, мс, 4 Номинальное напряжение электромагнитов привода (постоянный ток), В 220 Электрическое сопротивление главной цепи полюса, мкОм 40
Масса коммутационного модуля, кг, не более
а) с междуполюсным расстоянием 200 мм
б) с междуполюсным расстоянием 250 мм
35
37 Срок службы, лет 25
Данные по выбору и проверке оборудования приведены вПриложении лист 4.3.1.3.3 Выбор и проверка трансформаторовтока
Выбори проверка трансформаторов токапроизводится по методике, приведенной вглаве 3.1.2.3.
Устанавливаем согласно комплектации КРУ трансформаторытока серии ТЛК-10 на номинальное напряжение 6 кВ. Расчетные токи КЗ и ударный ток для проверки на электродинамическую итермическую устойчивость рассчитаны в главе 2.5.
Технические характеристики трансформатора тока ТЛК-10 представлены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 Технические характеристики трансформаторатока ТЛК-10Наименование параметра Величина Номинальное напряжение сети, кВ 10 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12 Номинальная частота, Гц 50 Номинальный первичный ток, А 1000 Номинальный вторичный ток, А 5 Число вторичных обмоток, не более 4
Номинальные вторичные нагрузки с коэффициентом мощности cos ц=0,8, ВА
– обмотки измерения
– обмотки для защиты
5, 10
15
Номинальный класс точности:
–измерений и учета
– для защиты
0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5
5P или 10Р Ток термической стойкости, кА, 40 Ток электродинамической стойкости, кА, 100
Данные по выбору и проверке оборудования приведены вПриложении лист 4./> 3.1.3.4 Выбор трансформаторов напряжения
Накаждую секцию шин КРУ предусмотрено по комплекту трансформаторов напряженияНАМИТ-10-2. Выбор производится по номинальному напряжению.
Электромагнитныйоднофазный трансформатор НАМИТ-10-2 предназначен для установки в электрическихсетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с глухо заземленной нейтральюс целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защитыустройств автоматики, сигнализации и управления.
Н−трансформатор напряжения; А − антирезонансный; М − охлаждение −естественная циркуляция воздуха и масла; И − для контроля изоляции сети;110 − класс напряжения первичной обмотки, кВ; УХЛ1 − климатическоеисполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.3.1.3.5 Выбор и проверка предохранителей
Условиявыбора:
1.Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1).
2.Выбор по номинальному длительному току по формуле (2.2).
/>,
где/> –мощность трансформатора собственных нужд.
Паспортныеданные трансформатора собственных нужд:
/>
3.Выбор по номинальному току отключения по формуле (2.5).
4.Выбор по номинальной мощности отключения по формуле:
/>,
где/>–номинальная мощность отключения; />– мощность КЗ.
Выбираем предохранитель на трансформатор собственных нужд типа ПКН11-10-5-31,5УЗ, по таблице 23-18 [2]. 3.1.4 Многофункциональный счетчикэлектрической энергии ЕВРО-Альфа
Техническимзаданием предусмотрено установка многофункциональных электронных счётчиковЕВРО- Альфа по учёту расхода электроэнергии.
Счетчикпредназначен для учета активной и реактивной энергии и мощности в цепяхпеременного тока в многотарифном или однотарифном режимах, для использования всоставе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), дляпередачи измерительных или вычислительных параметров на диспетчерский пункт поконтролю, учету и распределению электрической энергии.
СчетчикиЕВРО-Альфа предназначены для применения на перетоках, генерации, высоковольтныхподстанциях, в распределительных сетях и у промышленного потребителя.Технические характеристики счётчика указаны в таблице 3.10.
Таблица3.10 Технические характеристики счётчика ЕВРО-АльфаНаименование ЕА02 ЕА05 Класс точности 0,2S 0,5S Количество тарифов 4 в сутках, 4 сезона, будни, выходные и праздничные дни, летнее и зимнее время Номинальное напряжение
3*57-230/100-400 В
3*100-400 В Частота сети, Гц 50±5% Номинальный (максимальный) ток, А 1-5 (10)
Примерзаписи счетчика EA02-RA-LX-P3-B-N-4:
EA – ЕвроАльфа; 02– класс точности ( 02 – класс точности 0,2S, 05 – класс точности 0,5S); RA – измерениеактивной или активной и реактивной энергии (R – до 2-хвеличин, RA – до 2-хвеличин); LX – (LX – расширеннаяпамять для хранения данных графика электрической нагрузки, Т – режим многотарифности,L – многотарифность и хранение данных графика нигрузки); P3 –телеметрические выходы ( Р1 – плата с одним полупроводниковых реле, Р2 – платас двумя группами по 2 полупроводниковых реле, Р3 – плата с тремя полупроводниковыхреле, Р4 – плата с двумя группами по 4 полупроводниковых реле); B – цифровыеинтерфейсы (С – ИРПС «токовая петля», В – RS 485, S1 – RS 232); N – реле ( N – управлениенагрузкой, F – переключениетарифов других счетчиков); 4 – число элементов (3 – двухэлементный счетчик (3-хпроводная линия), 4 – трехэлементный счетчик (4-х проводная линия)).
НаПС «Гежская» 110/6 кВ в систему АСКУЭ включаются расчетные счетчики и счётчикитехнического учёта, установленные:
— на вводах 6 кВ силовых трансформаторов -2 сч;
— на вводах 0,4 кВ трансформаторов собственных нужд -2 сч;
— на отходящих линиях 6 кВ -8сч;
Данныепо местам установки счетчиков, типам применяемых счётчиков, их связным номерам,данные трансформаторов тока и напряжения приведены в таблице 3.11 и соответствуютсхеме установки приборов учёта электроэнергии на подстанции «Гежская»,утверждённой Главным энергетиком ООО «УралОйл».
Таблица3.11 Таблица счётчиков№ п/п Тип счетчика Место установки Коэффициенты трансформации
Ki
Ku 1 EA05RL-B-3
Ввод Тр-р1, КРПЗ-10
ячейка №4 1000/5 6000/100 2 EA05RL-B-3
Ввод Тр-р2, КРПЗ-10
ячейка №17 1000/5 6000/100 3 EA05RL-B-3
Ввод т.с.н №1
ОПУ шкаф ввода тр-ов собственных нужд 300/5 1 4 EA05RL-B-3
Ввод т.с.н №2
ОПУ шкаф ввода тр-ов собственных нужд 300/5 1 5 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №5 150/5 6000/100 6 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №7 50/5 6000/100 7 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №8 50/5 6000/100 8 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №9 50/5 6000/100 9 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №12 50/5 6000/100 10 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №13 100/5 6000/100 11 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №16 50/5 6000/100 12 EA05RL-B-3
КРПЗ-10
Ячейка №19 150/5 6000/100 3.2 Выводы по главе 3
Даннаяглава была посвящена выбору и проверке оборудования: силовых трансформаторов,питающих линии, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока, предохранителей,КРУ.
Настороне 110 кВ приняли комплектную блочную трансформаторную подстанциюКТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью6,3 МВА укомплектованную элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500,производства «Уралэлектротяжмаш».
ЗРУ-6кВ выполнили в виде металлического сооружения КРПЗ-10, блоки КРПЗ-10укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ установили вакуумные выключателиВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК.
Всёустановленной на ПС оборудование выбрано по условиям длительного режима работыи проверено по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратовпроизводилось:
1. выборпо напряжению;
2. выборпо нагреву при длительных токах;
3. проверкана электродинамискую стойкость;
4. проверкана термическую стойкость.
Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ИАВТОМАТИКА 4.1 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты системэлектроснабжения
В настоящеевремя большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханическихреле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.
Переходна новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты иэлектроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощаетэксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорныереле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных.
Основнымихарактеристиками микропроцессорных защит значительно выше микроэлектронных, атем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительныхтрансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0,1- 0,5 ВА,аппаратная погрешность в приделах 2-5 %, коэффициент возвратаизмерительных органов составляет 0,96-0,97.
Мировымилидерами в производстве релейной защиты и автоматики являются европейскиеконцерны ALSTOM, ABB и SIMENS. Общим являетсявсё больший переход на цифровую технику. Цифровые защиты, выпускаемые этимифирмами, имеют высокую стоимость, которая впрочем, окупается их высокимитехническими характеристиками и многофункциональностью.
Современныецифровые устройства РЗА интегрированы в рамках единого информационногокомплекса функций релейной защиты, измерения, регулирования и управленияэлектроустановкой. Такие устройства в структуре автоматизированной системыуправления технологическим процессом энергетического объекта являютсяоконечными устройствами сбора информации. В интегрированных цифровых комплексахРЗА появляется возможность перехода к новым нетрадиционным измерительнымпреобразователям тока и напряжения – на основе оптоэлектронных датчиков,трансформаторов без ферромагнитных сердечников и т.д. Эти преобразователитехнологичнее при производстве, обладают очень высокими метрологическимихарактеристиками, но имеют алую выходную мощность и непригодны для работы страдиционной аппаратурой.
Цифровыемикропроцессорные комплексы РЗ являются интеллектуальными техническимисредствами. Им присущи:
а)многофункциональность и малые размеры (одно цифровое измерительное релезаменяет десятки аналоговых);
б)дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления;
в)ускорение противоаварийных отключений и включений;
г)непрерывная самодиагностика и высокая надёжность;
д)регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;
е)дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатыванияхустройств РЗ;
ж)возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровнейавтоматизированного управления;
з)отсутствие специального технического обслуживания – периодических проверокнастройки и исправности.
Вусловиях конкуренции, фирмы часто выпускают рекламные проспекты на ещеразрабатывающиеся устройства и, когда дело доходит до заказа, то выясняется,что ряд функций в этом устройстве еще не доработано или совсем не разработано.Хотя с другой стороны, жизнь не стоит на месте, и чтобы выжить, фирмы постоянносовершенствуют свои устройства, часто перехватывая, а то и«заимствуя» друг у друга новинки или удачные решения, и поэтому тяжелопоспевать за их разработками. Плохо, если приобретешь такую промежуточнуюразработку, которая быстро снимается с производства, и потом в дальнейшем будуттрудности с ремонтом, т.к. замена чипов или полных блоков не всегда возможна,потому что технология производства тоже не стоит на месте и изменяютсяконструктивы элементов и комплектующих.
Длявыбора необходимых нам устройств защиты проведём сравнительный анализразработок различных фирм производителей. В основном все подходы пофункциональному признаку тесно переплетаются во всех разработках в сети 110-220кВ. Основными характерными моментами являются:
1) не менее 5 зондистанционной защиты от всех видов КЗ, с возможностью их блокирования прикачаниях и при неисправности цепей напряжения;
2) возможностьтелеускорения в дистанционной защите, определенных ее зон (по выбору) сиспользованием различных (по выбору) схем связи, определенные схемытелеускорения могут иметь свой ВЧ канал также для телеускорения токовойнаправленной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;
3) возможностьавтоматического ускорения определенных ступеней дистанционной защиты при ручномвключении и АПВ;
4) возможность вводаудлиненной зоны до АПВ;
5) наличие аварийныхтоковых защит, вводимых автоматически при неисправности цепей напряжения иблокировании дистанционной защиты;
6) наличие отдельныхтоковых защит вводимых автоматически на время опробования линии при ручномвключении линии или АПВ;
7) наличие токовыхзащит, используемых как МТЗ для различных режимов, например: междуфазнойтоковой отсечки, защиты ошиновки ВЛ при полуторной схеме, резервных токовыхзащит линии, в том числе с различной степенью инверсности токозависимых повремени характеристик срабатывания;
8) наличие токовыхзащит нулевой последовательности с использованием направленности (по выбору),телеускорения и автоматического ускорения отдельных ступеней;
9) наличие токовыхзащит обратной последовательности, для работы при несимметричных КЗ, особенноза обмотками трансформаторов «звезда»/«треугольник»;
10) функции УРОВ;
11) функции АПВ,включающие в себя ОАПВ, УТАПВ, ТАПВ, причем последние могут выполняться сконтролями напряжений и контролем синхронизма;
12) функцииопределения места повреждения на линии;
13) функциирегистрации аварийных параметров и сигналов;
14) контроль цепейтока и напряжения;
15) измерение рабочихзначений токов, напряжения, мощности, частоты, в амплитудных и среднихзначениях;
16) контроль цепейотключения и включения выключателя;
17) контроль числакоммутаций выключателя, с регистрацией суммы токов отключения;
18) переключениенаборов уставок (4 набора).
Подробнеерассмотрим защиты, которые в настоящее время производятся серийно и уженаходятся в эксплуатации во многих странах мира. Это защиты SPAC801 фирмы «ABB» и защита Micom фирмы «ALSTOM». Ввидубольшого числа функций и возможных вариантов использования характеристик втерминалах, сравнение производится по основным из них. Второстепенные характеристикии параметры настройки следует смотреть в заводской (фирменной) документации наизделия. Сравнение будем вести по техническим и функциональным признакам.Сравнительная характеристика представлена в таблице 4.1
Таблица4.1 Сравнительная характеристика микропроцессорных защитОписание функций
Micom P123
SPAC801 Направленная трехфазная МТЗ Трехфазная МТЗ Х Х Защита от тепловой перегрузки Х Х Трехфазная защита по минимальному току Х Х МТЗ обратной последовательности Х Х Однофазная МТЗ (ЗНЗ) Х Х АПВ Х Х Включение на повреждение Х Х Мест./дист. управл. выключателем Х Х Выбор чередования фаз Х – УРОВ Х Х Контроль ресурса выключателя и цепей откл. Х Х
Определение обрыва провода L2/L1 Х – Отстройка от пусковых токов Х – Подхват выходных реле Х Х Логика блокирования Х – Логика селективности Х Х Режим наладки реле Х Х Дистанционное упр. выходными реле Х Х Количество групп уставок 2 2 Дополнительные таймеры Х Х Измерения Х Х Макс. и средние значения тока Х – Регистрация аварий Х Х Регистрация пусков защит Х Х Регистрация событий Х – Запись переходных процессов Х – Дискретные входы/выходные реле 5/8 5/8 Входы тока/напряжения 4/0 4/0
Протокол связи Modbus RTU Х –
Протокол связи I EC 60870-5-1 03 Х –
Протокол связи Courier Х –
Программа связи Micom S1 Х –
Познакомившисьс Micom P123 и SPAC801, приходим квыводу, что по набору защит они одинаковы, поэтому рассмотрим по дополнительнымфункциям:
1. Габаритныеразмеры у Micom P123, в 2 разаменьше SPAC801;
2. Micom P123 имеет 4-хстрочный ЖКД, а SPAC801однострочный с тремя символам;
3. Micom P123 выражаетреальные величины, а SPAC801 – в относительных, требуетсяперерасчет;
4. Micom P123 регистрируетдо 75 аварий и переходных процессов, SPAC801только 5последних событий и срабатывает индикатор;
5. Различныефункции терминала Micom P123 можносвязать между собой с помощью логических элементов, SPAC801 жесткозабитая логика вывод защиты через диаграмму ключей, нет возможности логическойсвязи.
Изданной таблице можно сделать вывод, что микропроцессорная защита Micom P123, превосходитпо некоторым функциональным параметрам. Также следует учесть тот факт, чтоперсонал Березниковских электрических сетей ознакомлен с микропроцессорамифирмы «ALSTOM» – это и является главным критериемдля их установки на подстанции. 4.2 Выбор вида и типа защит элементов системы электроснабженияПС «Гежская»
Защитаэлементов системы электроснабжения должна ограничить или полностью устранить вних возможные нарушения нормального режима работы, вызванные электрическими,тепловыми или механическими перегрузками, а так же аварийными повреждениями,основными причинами которых обычно являются различные виды КЗ. Для обеспечениязащиты применяются аппараты отключения: а) плавкие предохранители ВН и НН иавтоматические выключатели НН; б) аппараты релейной защиты, действующие наотключение выключателя.
Релейнаязащита– совокупность специальных устройств и средств (реле, измерительныетрансформаторы и другие аппараты), обеспечивающие автоматическое отключениеповрежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляетдля электроустановки непосредственной опасности, то релейная защита должнаприводить в действие сигнальные устройства, не отключая установку. Основныеусловия надежной работы релейной защиты:
1) обеспечениеселективности, т.е. отключение только поврежденных участков. Время срабатываниязащиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей селективность.Выдержка определяется полным временем действия защиты до отключения поврежденногоучастка;
2) остаточнаячувствительность ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях,питаемых от нее, а так же к изменению в связи с этим параметров (тока,напряжения и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;
3) максимальнаяпростота схем с наименьшим числом аппаратов и достаточная надежность ибыстродействие;
4) наличиесигнализации о неисправностях в цепях, питающих аппараты релейной защиты.
Исходя,из главы 5.1 примем и рассчитаем, устройства релейной защиты выполненные натерминале MicomР632, Р139производства «ALSTOM». Проектом предусмотрено техническоезадание на устройства защиты, автоматики, управления и измерения ОРУ-110 кВ,ЗРУ-6 кВ и силового трансформатора.
1.Трансформатор силовой трёхфазный ТМН-6300/110-У1; 115/6,6 кВ№ Наименование Стороны трансформатора 115 кВ 6,6 кВ Защита 1 Дифференциальная токовая защита ● ● 2 МТЗ с выдержкой времени ● ● 3 Защита от перегрузки ● ● Измерения 1 Ток ● ● 2 Напряжение ● ● Автоматика и управление 1 Автоматическое регулирование напряжения (АРН) ● 2 Выключатель ●
2.ЗРУ-6 кВ№ Наименование СВ ВВ ТСН КЛ ВЛ Линия КУ Защита 1 МТЗ с выдержкой времени ● ● ● ● ● 2 Токовая отсечка ● ● ● Измерения 1 Коммерческий учёт электроэнергии ● ● 2 Технический учёт электроэнергии ● ●
Всоответствии с ПУЭ на ПС «Гежская» 110/6 кВ предусматриваются следующие видызащиты:
1)защита силового трансформатора:
а) максимальнаятоковая защита от токов короткого замыкания с двумя выдержками времени«меньшей» — отключается выключатель ввода 6 кВ, со второй выдержкой времени«большей» — отключается выключатель 110 кВ.
Прииспользовании микропроцессорного блока Micom Р632 защитаназывается максимально-токовой с независимой характеристикой временисрабатывания;
б) защита отперегрузки на вводе 110 кВ силового трансформатора, действующая на сигнал;
в) дифференциальнаятоковая защита от токов короткого замыкания, действующая на отключение вводов110 и 6 кВ силового трансформатора.
2) защиташин 6 кВ
Специальнойзащиты шин 6 кВ на подстанции не предусмотрено. При коротком замыкании. Прикоротком замыкании на шинах 6 кВ отключается выключатель ввода 6 кВ илисекционный выключатель 6 кВ при работе одного трансформатора на две секции шин6 кВ.
Выключательввода 6 кВ отключается от защиты силового трансформатора. Секционныйвыключатель 6 кВ отключается от собственной максимальной токовой защиты.
3) защитаотходящих линий 6 кВ
Наотходящих линиях 6 кВ предусмотрена двухступенчатая максимальная токоваязащита. Защита выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении намикропроцессорном блоке Micom Р123 и действует наотключение выключателя.
Перваяступень действует мгновенно, вторая с выдержкой времени.
НаПС предусмотрен следующий объем автоматики:
1) автоматическоеповторное включение (АПВ) выключателей вводов 6 кВ и отходящих линий 6 кВ;
2)автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционном выключателе 6кВ. 4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки
Общиеположения расчёта и выбора уставок на терминале Micom Р123:
Накаждой из сторон трансформатора предусмотрено по три ступени максимальнойтоковой защиты, используется одна из них.
Токсрабатывания максимальной токовой защиты выбирается с учетом следующихсоображений: отстройка от максимально возможного тока нагрузки, согласованиезащиты по току с защитами последующих элементов, обеспечение необходимойчувствительности.
Выдержкавремени выбирается, исходя из условия согласования с выдержкой временипоследующей защиты. 1 ступень защиты может быть выбрана с зависимой илинезависимой от тока характеристикой выдержки времени. Как правило, натрансформаторах применяется независимая выдержка времени. Для этого в уставкиступени I > реле необходимо ввести
тип– НЕЗАВИС.
Расчётуставок производится с учетом требований выпуска 13Б Руководящих указаний порелейной защите (Москва 1985год) и методике по выбору уставок с учетом особенностейзащит, уставки которых выбираются [14].
Доначала выбора защиты трансформатора 110 кВ ПС «Гежская» необходимо рассчитатьзащиты отходящих линий 6 кВ.
4.3.1 Расчёт токовой отсечки
Токовуюотсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатоймаксимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии илиобмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечкасрабатывает без специального замедления, то есть t=0 с.
Расчёттока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени,установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия-трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действияобеспечивается выбором её тока срабатывания /> большим, чем значение тока КЗ /> приповреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне ННзащищаемого понижающего трансформатора:
/>≥/>/>
Коэффициентнадёжности /> длятоковых отсечек без выдержки времени, установленных на линии электропередачи ипонижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматьсяв пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использованиив электромеханических дисковых реле РТ- 40 электромагнитного элемента(отстройки) принимаются в приделах />= 1,3 – 1,4.
Ещеодним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броскатока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски токавозникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора имогут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. Прирасчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколькотрансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗобеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором идополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарномзначении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемойлинии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются поднапряжение. При включении линии под
напряжениепри выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки долженбыть равен пяти суммарным номинальным токам:
/>≥/>
Еслиэто последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использоватьзагрубление на время включения.
Проверкачувствительности защиты:
ПУЭтребуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при короткихзамыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициентчувствительности определяется по выражению:
/>
Длярасчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме.
Расчёттоковой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5.
4.3.2 Расчёт максимальной токовой защиты
Принципдействия МТЗ основан на том, что при возникновении КЗ ток увеличивается иначинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия при этомдостигается выбором выдержек времени.
Впределах каждого элемента МТЗ устанавливается как можно ближе к источнику питания.
Длятого чтобы защита работала при КЗ и не работала в нормальных режимах необходимоопределять ток срабатывания защиты – />.
/> – этонаименьший первичный ток, необходимый для действия ПО защиты. При этомнеобходимо обеспечить несрабатывание МТЗ при максимальных токах (/>) и пусковых токов (/>) нагрузки. Дляэтого необходимо выполнение следующих условий:
1. /> – пусковыеорганы защит не должны приходить в действие при максимальном рабочем токенагрузки;
2. Пусковые органызащиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходноесостояние после его отключения и снижения до />. Для выполнения этого условия токвозврата защиты /> должен удовлетворять требованию />, где /> - коэффициентсамозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание тока при самозапускедвигателей, />.
Токи/> и /> связаныкоэффициентом возврата />:
/>,
где/>, для МТЗна цифровых реле />.
Следовательно,при выполнении условия 2 всегда выполняется условие 1, поэтому выражение дляопределения /> можнополучить следующим образом:
/>
где/> -коэффициент надёжности, учитывает погрешность в определении />, при использованиицифровых реле, в том числе Micom, можетприниматься в пределах от 1,1 до 1,15.
/>.
Знаявеличину />,можно определить /> - ток срабатывания реле, как ток />, пересчитанныйна вторичную обмотку ТА />, где /> - коэффициент схемы, зависящий отсхемы соединения ТА и обмоток реле и равный отношению тока в реле ко вторичномутоку ТА; /> -коэффициент трансформации ТА. По рассчитанному значению /> определяют /> - ток уставки.Участи токовых реле /> регулируется плавно, у других –ступенчато, при этом округление /> до /> производится в большую сторону.
Данныерасчета уставок МТЗ ЗРУ-6 кВ представлены в Приложении лист 6.
4.3.3Выполнение уставок на устройстве
Токисрабатывания защиты МТЗ должны быть пересчитаны в доли номинального тока релеили номинального вторичного тока трансформатора согласно [15].
Еслиуставки защиты выбраны в первичном токе, то они должны быть приведены кнапряжению, где установлена защита, а затем определен относительный вторичныйток срабатывания реле, делением первичного тока срабатывания на первичный токтрансформатора тока соответствующей стороны:
/>>>=/>
Еслиуставки защиты выбраны в относительных единицах к номинальному токусоответствующей стороны, должен быть определен относительный вторичный токсрабатывания, умножением относительного тока срабатывания на базисный ток этойстороны:
/>>>=/>
Базисныйток (коэффициент) на каждой стороне трансформатора /> – отношение номинального токасоответствующей стороны трансформатора к номинальному первичному токутрансформатора тока этой стороны:
/>
Диапазонуставок по току срабатывания 0,2 – 50 /> по каждой сторонетрансформатора. У реле Micom P123 одиндиапазон 0,5-40х с точностью 0,01. Необходимо устанавливать ближайшее красчетному значение. Заводом установлено 0,5/>.
Ступеньимеет выход с выдержкой времени и мгновенный выход. Мгновенный выходиспользуется для блокировки вышестоящей защиты (логическая селективность). Диапазонуставок по времени отключения Micom P123 0-150сек.по времени отключения 0,06 — точность установки составляет 0,01сек.
Расчётуставки секционного выключателя, уставок ввода 6 кв и МТЗ стороны 110 кВ нареле MicomР123 приведены вПриложении лист 7.4.4 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора
1.Дифференциальная защита трансформатора использует 2 комплекта трансформаторовтока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токовпо величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, длячего при задании общих характеристик задаются параметры трансформатора итрансформаторов тока. При этом возникает возможность собрать трансформаторытока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей. Токнулевой последовательности при этом устраняется расчетом, что делаетхарактеристики независимыми от режима нейтрали трансформатора.
2.Реле имеет тормозную характеристику пропорционального типа (процентноеторможение)- ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально увеличениютока короткого замыкания. Тормозным током является самый большой ток средиподводимых к реле, по каждой фазе отдельно.
3.Характеристика состоит из четырех участков.
/>
Характеристикадифференциальной защиты Micom P632.
/> – дифференциальныйток;
/>– тормозной ток– равен наибольшему из двух вторичных токов.
УчастокАВ – начальный, на этом участке ток срабатывания не зависит от торможения. Вточке В характеристика начального участка пересекается с первой тормознойхарактеристикой. Она имеет наклон Р1 и начинается от начала координат. Этахарактеристика работает при малых токах короткого замыкания, когда погрешностьтрансформаторов тока невелика.
Притоках, больших 2.5/>, начинаетсявторая тормозная характеристика, которая пересекается с первой в точке С иимеет более крутой наклон – Р2, учитывая большую погрешность трансформаторовтока при больших токах короткого замыкания.
Ипоследний участок – DE – ток срабатывания опять не зависит от тормозного тока.
Ломанаялиния ABCDE представляет общую характеристику дифференциальной защиты.
4.Блокировка током второй гармоники предназначена для обеспечения отстройкидифзащиты от броска тока намагничивания при подаче напряжения. Благодаряналичию блокировки ток срабатывания дифзащиты может быть выполнен значительноменьшим номинального тока трансформатора.
5.Блокировка по току пятой гармоники, предназначена для предотвращения ложнойработы дифзащиты от повышенного тока намагничивания при перевозбуждении (подачинапряжения на обмотку трансформатора значительно выше номинального).Предполагается, что на трансформаторах украинского и российского производствабез такой блокировки можно обойтись.
Выборуставок выполняется по условиям:
1) Релеградуировано в относительных единицах к номинальному вторичному токутрансформаторов тока стороны ВН, принятой за основную. Вторичные токи остальныхсторон пересчитываются к основной стороне автоматически.
2) Релеотстроено от броска намагничивающего тока при токе срабатывания 1 участкахарактеристики (АВ), 02 номинального тока трансформатора.
3) Привыборе коэффициента торможения Р1 первого участка тормозной характеристики взоне малых токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока сучетом переходных процессов при внешних коротких замыканиях не превышает 5%.
4) Привыборе коэффициента торможения Р2 второго участка тормозной характеристики взоне больших токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов токасоставляет 10%, а влияние переходных процессов на погрешность трансформаторовтока при внешних коротких замыканиях учитывается коэффициентом 1,5.
5) Токсрабатывания второго горизонтального участка (отсечки), не зависящий отторможения, принимается равным небалансу при внешнем коротком замыкании, сучетом загрубляющего коэффициента, при расчете погрешности трансформатора тока,равном 3. С учетом необходимости отстройки от броска тока намагничивания токсрабатывания отсечки должен быть не менее 6.
6) Токблокировки по 2 гармонике принимается установленный заводом – 12%.
7) Погрешностьвыравнивания вторичных токов расчетным путем за счет дискретности этих расчетовможно не учитывать во всем диапазоне уставок реле.
8) Учитываявысокую точность работы микропроцессорной защиты, коэффициенты запаса привыборе уставок можно принять равными 1,2.
Выборуставок дифзащиты трансформатора
Выборуставок дифзащиты сводится к выбору параметров тормозной характеристики ипроверки чувствительности.
Прииспользовании микропроцессорного реле Micom P632 появляетсявозможность скомпенсировать отличие вторичных токов сторон ВН и НН и угловойсдвиг, появляющейся при трансформации токов со стороны ВН(Y) и НН(∆).Расчёт общих уставок сведён в таблицу 4.2.
Таблица4.2 Общие уставки№ Наименование величины Расчётная формула Числовое значение для стороны 110 6 1 Напряжения обмоток, кВ
/> 115
6,3
22 2 Первичные номинальные токи, А
/> 31,62 551,1 3
Соединение обмоток
трансформаторов тока Y Y 4 Коэффициент трансформации трансформаторов тока
/> 6,64 115,7 5 Принятый коэффициент трансформации ТТ
/>
100/5
(20)
1000/5
(200) 6 Номинальный первичный ток ТТ, А
/> 100 1000 7 Базисный ток, А
/> 0,32 0,51 8
Максимальные первичные токи при скв. 3-х фазных КЗ
(повреждение на шинах 6 кВ), А
/> (из расчёта токов КЗ) 396 6,89 /> /> /> /> /> />
1.Уставка первой ступени дифференциального тока (начального участкахарактеристики). Согласно рекомендациям завода – изготовителя:
/>> = 0,2
где/>> – токсрабатывания 1ступени, приведенный к номинальному току трансформатора.
Уставканабираемая на реле:
/>>=/>,
где/> – уставканабираемая на реле;
/>– базисный токстороны ВН трансформатора ( см. таблицу общих уставок).
Онаможет быть выполнена в пределах 0,15 – 1,5. Принимаем минимальную уставку 0,15и получаем что она составляет: />>=0,15/0,32=0,45 номинальноготока трансформатора.
2.Наклон характеристики (коэффициент торможения) первого участка – участокнаходится в зоне малых токов – от 0 до 2.5/>трансформаторов тока с малымипогрешностями, предполагается, что погрешность трансформатора тока при внешнихКЗ не превышает 5%:
/>%
где/>– коэффициентзапаса равен 1.2;
/>– погрешностьтрансформаторов тока, принимается для малых токов равной 5%;
/>– диапазонрегулирования коэффициента трансформации устройством РПН– 16%.
Принимаем:25%
3.Наклон характеристики (коэффициент торможения) второго участка– в зоне большихтоков:
/>%,
где/> – коэффициентучитывающий рост погрешности за счет апериоди-ческой составляющей. Принимаетсяравным 1.5;
/>– погрешностьтрансформаторов тока, принимается для больших токов равной 10%, при условиивыбора трансформаторов тока по кривым 10% погрешности;
/>– диапазонрегулирования коэффициента трансформации устройством РПН – 16% .
Принимаемминимально возможное: 40%
4.Уставка второй ступени дифференциального тока (отсечки).
Отстройкаот небаланса при внешних КЗ:
/>> > =/>А
где/>– ток короткогозамыкания в амперах в максимальном режиме на стороне низкого напряжения с учетомимеющегося регулирования. напряжения на этой стороне;
/>– коэффициентучитывающий рост погрешности за счет апериодической составляющей. Принимаетсяравным 3.
Отстройкаот броска тока намагничивания:
Полученныйрасчетом ток сравнивается с номинальным током силового трансформатора и, еслиэто отношение меньше 6, то ток берется равным шестикратному номинальному токутрансформатора.
/>> > =/>/>А
Уставкана реле:
/>>> = />>> / />
Полученныйток округляется до ближайшего большего целого числа, которое и задается вкачестве уставки. Может регулироваться в пределах от 1 до 30/>.
5.Выбор уставки блокировки защиты током второй гармоники. Отношение токаблокировки к основному дифференциальному току. В связи с отсутствием методикидля выбора принимается установленная заводом уставка:
/>%
Можетбыть отрегулировано в пределах 10 – 50%.
Способблокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС):блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировкаотключена.
Используетсязаводская настройка:
БЛОК/>/> = ВКЛ АВС
6.Выбор режима блокировки током пятой гармоники.
Способблокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС):блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировкаотключена.
БЛОК/> = ОТКЛ
7.Проверка чувствительности защиты.
Всвязи с тем, что уставка 1 ступени защиты при малых токах мала (уставка />> составляет около0,2 номинального тока трансформатора), в проверке чувствительности нет необходимости. 4.5 Противоаварийная автоматика
Микропроцессорныеустройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM» содержитпрограммную логическую часть, выполняющую функцию АПВ и АВР.
АПВдвукратного действия предусматриваем на отходящих фидерах напряжением не более 10кВ согласно ПУЭ. АПВ однократного действия предусматриваем на вводахнапряжением 10 кВ при раздельной работе трансформаторов [1], необходимой дляавтоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений,несвязанных с внутренними повреждениями трансформатора.
УстройстваАПВ выполнены так, что исключена возможность многократного включения на КЗ прилюбой неисправности в схеме устройства.
СущностьАПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившейся присрабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5-1,5 с) сновавключается под напряжение, если нет запрета на включение или причина отключенияэлемента исчезла.
Присрабатывании релейной защиты на любом отходящем фидере ПС «Гежская»,выключается выключатель и происходит пуск устройства АПВ, вызываякратковременное срабатывание. После включения выключателя, АПВ отключается.Если АПВ оказывается неуспешным, то повторного включения выключателяопределяется временем заряда конденсатора, который входит в состав АПВ, а приАПВ однократного действия повторного включения не происходит.
Дляускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержкувремени устройства АПВ принимаем минимальной.
СогласноПУЭ устройстваАВР предусматриваем для восстановления питания потребителей путемавтоматического присоединения резервного источника питания при отключениирабочего источника питания, которое приводит к обесточиванию электроустановокпотребителя. Устройства АВР предусматриваем для автоматического включениярезервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем кнарушению нормального технологического процесса.
УстройстваАВР устанавливаем на секционном выключателе. Секционный выключатель нормальноотключен и включается под действием средств АВР при отключении любоготрансформатора на 6,3 МВА. АВР также срабатывает при обесточивании одной изшин. 4.6 Составление карты селективного действия РЗиА
Присогласовании защиты по времени, выдержка времени вышестоящей защитыувеличивается на ступень по сравнению с нижестоящей защитой:
/> ,
где/> –выдержка времени вышестоящей защиты;
/> – выдержкавремени нижестоящей защиты;
/> – ступеньселективности по времени.
Ступеньселективности для Micome Р123 состовляет: /> = 0,20 сек. приуставках по времени до 1с.; /> = 0,30 с. при уставках повремени до 2 с.
Защитасогласована по времени с защитой секционного выключателя и с защитой отходящихлиний, расчетным условием является защита секционного выключателя. Согласованиезащит по времени занесено в таблицу 4.3.
Таблица4.3 Согласование защит по времени
/>№
п/п
Наименование
присоединения Тип трансформ. тока
Коэфф. трансформации />
Ток уставки/>, А
Ток уставки/>, А
Время срабатыванияt, с Сторона 110 кВ ТФЗМ-110Б 100/5 40 2 2,3 Ввод 6 кВ ТЛК-10-3-7 1000/5 1200 6 1,9 СМВ 6 кВ ТЛК-10-3-7 500/5 760 7,6 1,4 Ячейка №5 (фидер 24) ТЛК-10-3 150/5 130 4,3 1,0 Ячейка №7 (фидер 4) ТЛК-10-3 50/5 40 3,8 1,0 Ячейка №8 (фидер 21) ТЛК-10-3 50/5 120 3,8 1,0 Ячейка №9 (фидер 14) ТЛК-10-3 50/5 40 2 1,0 Ячейка №12 (фидер 6) ТЛК-10-3 100/5 45 4,4 1,0 Ячейка №13 (фидер 3) ТЛК-10-3 50/5 90 4,2 1,0 Ячейка №16 (фидер 2) ТЛК-10-3 50/5 45 4,3 1,0 Ячейка №19 (фидер 1) ТЛК-10-3 150/5 195 6,1 1,0
4.7 Выводы по главе 4
Даннаяглава посвящена выбору и расчету релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Длятрансформаторов и линии согласно техническому заданию установили устройстварелейной защиты на микропроцессорной основе. Одним из главных достоинствмикропроцессорных реле защиты является осуществимость реализации целого рядафункций и характеристик. Для выборы необходимых нам микропроцессорных блоков вглаве проведено сравнение нескольких видов микропроцессорных устройств. Дляустановки на подстанции «Гежская» предусмотрены терминалы Micom Р123 и Р632.
/>Micom Р123устанавливаем по низкой стороне трансформатора и секционного выключателя.Дифференциальная защита осуществляем на терминале Micom Р632.
Особенностьдифференциальной защиты трансформатора в том, что используется 2 комплектатрансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравниваниевторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматическирасчетным путем, при этом возникает возможность собрать трансформаторы тока совсех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей.
Чувствительностьзащит удовлетворяет условиям ПУЭ.
Дляповышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применилипротивоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Функцию АПВ и АВР выполняютмикропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM», содержащуюсяв программной логической части.
Глава 5. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Внедрениесистем автоматизации и диспетчерского управления на современной цифровойтехнике коренным образом повышает качество и надежность процессов производства,передачи и распределения электроэнергии. В настоящее время существует множествосистем специально разработанных для решения задач автоматизации идиспетчерского управления.
Врезультате оснащения энергообьектов системами автоматизации, микропроцессорнымисредствами противоаварийной автоматики и релейной защиты достигаетсясущественный экономический эффект за счет оптимизации режимов производства,передачи и распределения электроэнергии, предотвращения аварийных ситуаций и минимизацииущерба в случае их возникновения.
Следуетучесть, что на подстанции применены новые типы панелей защиты и автоматики Micom, которыепозволяя.n ликвидироватькороткие замыкания в сети за минимальный промежуток времени с требуемойселективностью и высокой надёжностью отключения основного оборудования, а такжедают возможность не только отслеживать в реальном времени показатели работывсего технологического комплекса подстанции, но и на основе принятой концепциипостроения системы диспетчерского и технологического управления организовыватьавтоматизированное рабочее место для релейного персонала, позволяющее вестиединую базу данных событий с последующим ретроспективным анализом аварийныхситуаций, произошедших на данном оборудовании.
По своему принципу построения все АСУ делятся на два типа:одноуровневые и многоуровневые. Различия между двумя этими типами следующее: водноуровневой системе вся информация с конечных устройств поступает в одинкомпьютер и не передается дальше, в многоуровневых системах вся информациясобранная одним компьютером (или несколькими ПК) передается на следующийуровень, т.е. на следующий ПК. 5.1 Одноуровневая и многоуровневые системы
Одноуровневая система применяется в случае, если компьютер диспетчераи конечные устройства (с которых происходит сбор информации) находятся на одномобъекте и расстояние между ними не превышает 1200 м.
Многоуровневая система применяется, если:
1) междукомпьютером диспетчера и конечными устройствами расстояние более 1200 м;
2) необходимоконтролировать с одного диспетчерского места несколько объектов (например, ПС,РП);
3) необходимообеспечить несколько диспетчерских мест;
4) необходимостьстыковки нашей системы АСУ с другой системой АСУ;
При внедрении на ПС «Гежская» микропроцессорных устройствРЗА, центральная сигнализация и телемеханика организовывается через локальнуюсеть и коммутируемые каналы связи (телефонная АТС, выделенный канал и т.д.). Вмногоуровневой системе вся информация собранная микропроцессорными устройствамиРЗА поступает на шлюзовый компьютер, где она проходит первичную обработку(выделение приоритетных сигналов, создание базы данных и т.д.). Послеустановления связи с компьютером диспетчера, установленным на расстоянии отсотен метров до десятков километров, сначала передается информация с высокимприоритетом (аварийные сигналы и срабатывания защит), а затем с более низкимиприоритетами (кратковременные незначительные отклонения от нормы и текущиеизмерения и т.д.). После полного опроса ПС, в автоматическом режиме, компьютердиспетчера (верхнего уровня) перейдет к опросу следующей ПС.
Для выполнения любых оперативных действий (например,включить/отключить выключатель, вкатить/выкатить тележку выключателя), диспетчерудостаточно установить связь (если она не установлена) с требуемой ПС идать команду компьютеру на выполнение конкретного действия. Все действияоператора, аварийные и текущие измерения и срабатывания защит заносятся взащищенную базу данных, которая доступна только для просмотра и анализа. 5.2 Система управления MicroSCADA
Дляосуществления сбора, хранения, обработки и представления информации в удобномдля диспетчера виде на верхнем уровне предлогаем установку SCADA производстваABB типа MicroSCADA.
MicroSCADAоднаиз системразработанных для решения задач автоматизации и диспетчерскогоуправления в энергетике.
Функциисистемы MicroSCADA:
1. Сбор и первичнаяобработка информации телеконтроля (ТС и ТИ) от устройств процесса;
2. Организация иведение процесса оперативной базы данных (БД), обновляемой в темпе процесса;
3. Дополнительнаяобработка информации, расчеты, формирование ретроспективных отчетов исохранение их в специальной неоперативной базе данных;
4. Контроль за состояниемобъектов управления, формирование предупреждающих и аварийных сигналов исообщений, управление событиями и аварийными сигналами;
5. Ручной вводданных и команд управления с помощью средств человеко-машинного интерфейса;
6. Формирование ипередача команд телеуправления устройствам процесса с предварительной проверкойвозможности операций;
7. Выполнениеавтоматических процедур управления по заданному условию;
8. Контроль иуправление доступом пользователей системы;
9. Автоматическаясамодиагностика состояния оборудования системы управления, устройств связи иустройств процесса;
10. Автоматизацияведения оперативной диспетчерской документации установленной формы;
11. Обеспечениеобмена информацией с другими программными пакетами, БД и АСУ на данном иливерхнем уровнях управления;
12. Системноеобслуживание и администрирование системы;
13. Графическийинтерфейс пользователей для взаимодействия с системой управления и суправляемым процессом, построенный по стандартам Windows;
14. Циклическаясинхронизация системного времени и др.
Характеристикисистемы:
1) Высокая степеньапробированности технологии построения АСДУ (Автоматизированных СистемДиспетчерского Управления) на базе системы MicroSCADA и базового ПО(более 1300 объектов, более чем в 40 странах);
2) Высокие пределыдопустимой емкости информационной модели процесса (более 200 млн. значенийпараметров с объемом памяти для БД 3,2 Гбайт), обновляемой в темпе процесса;
3) Развитые средстваописания, регистрации, обработки, хранения информации в базах данных реальноговремени и ретроспективы, а также обмена данными между компонентами системами,основанные на использовании специальных логических понятий: объекты системы (9типов), объекты процесса (8 типов), прикладные объекты (9 типов), и их статическихи динамических характеристик (атрибутов);
4) Многообразиевариантов наглядного графического отображения контролируемого процесса сиспользованием стандартных и специальных для прикладной области графическихэлементов и приемов (мнемосхемы, однолинейные схемы электрических соединений,граф топологии сети в масштабе и географических координатах, фон географическойкарты);
5) Возможностьинтеграции в единую систему управления компонент MicroSCADA с имеющимисяи новыми прикладными пакетами пользователя (АРМами, АСУ ТП, организационно-хозяйственными АСУ), а также обеспечение обмена данными с офисными приложениямиWindows (MS WORD, MS EXCEL и т.п.) и базами данных (ORACLEи т.п.) за счет использования широкого спектра поддерживаемых протоколов ипроцедур обмена данными;
6) Поддержкапараллельных независимых каналов связи с определением отдельного вида протоколадля каждого канала, возможность оперативного и неоперативного выбораиспользуемых линий связи;
7) Возможностьстыковки с практически любыми устройствами телемеханики и контроллерамипроцесса зарубежных и отечественных производителей за счет использования:стандартных протоколов обмена, специальных адаптеров, разработки конверторовпротоколов;
8) Возможностьподключения различных дополнительных диспетчерских средств отображения:мозаичных щитов, панелей индикации, проекционных систем и т.д. 5.3 Автоматизация ПС 110/6 кВ «Гежская»
АСУ Э представляет собойпрограммно-технический комплекс (ПТК), реализованный в виде иерархической (многоуровневой)системы.
Устройства верхнегоуровня:
– базовые компьютеры(серверы, системы);
– компьютеры(процессоры, серверы) связи;
– компьютерыавтоматизированных рабочих мест операторов (рабочие станции);
– средства визуализации:мониторы, принтеры, проекторы, мнемощиты.
Процессор связиобеспечивает связь по шинам с низовыми устройствами и обмен данными с базовымсервером MicroSCADA.
Базовый сервер получаетот процессора связи данные, относящиеся к технологическому процессу, ведет иобрабатывает базу данных реального времени
Автоматизированныерабочие места операторов служат для контроля и оперативного управленияоборудованием, работы с устройствами РЗА, администрирования системы ивыполнения других функций.
Компьютеры верхнегоуровня АСУ Э работают под управлением операционной системы Windows. Связь между ними в пределах объектаосуществляется по сети Ethernet с протоколом TCP/IP.
Архитектура ПТК являетсямасштабируемой, что позволяет строить на единой платформе системы различнойсложности: от минимальной конфигурации, где функции базового сервера,процессора связи и АРМ совмещены на одном ПК, до распределенных многоуровневыхсистем с несколькими базовыми серверами, выделенными процессорами связи, АРМразличного назначения, резервированием технических средств.
Низовые устройства ПТК:
– устройства (терминалы)МП РЗА;
– устройства сопряженияс объектом (УСО);
– счетчикиэлектроэнергии;
– специализированныеконтроллеры;
– прочие устройства.
Микропроцессорныетерминалы РЗА выполняют, помимо защитных функций, также функции сбора данных ипередачи их на верхний уровень. УСО обеспечивают ввод в систему сигналов (ТС,ТИ, ТУ), не охваченных терминалами МП РЗА. В качестве УСО используютсяустройства телемеханики RTU-211и RTU-560, терминалы управления REC-561, REC-523.
АСУ ТП «Гежская» 110/6кВ представлено в Приложении А.7. 5.4 Выводы по главе 7
Вданной главе рассмотрена перспектива внедрения на подстанцииавтоматизированного диспетчерского управления.
Основнымпреимуществом системы диспетчерского управления является оперативность вобнаружении и устранении перебоев в электроснабжении промышленных предприятийгорода и населения.
Предлагаетсявнедрение на подстанции системы MicroSCADA для осуществления сбора,хранения, обработки и представления информации в удобном для диспетчера виде.
Экономическаяэффективность от применения данной системы достигается за счет уменьшенияштрафных санкций от уменьшения времени перебоев в электроснабжении и увеличениясобираемости в оплате за отпущенную электроэнергии за счет использованиясистемы технического учета электроэнергии.
/>/>Глава 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 6.1 Расчёт параметров и выбор технических средств заземлителей
Приобслуживании электроустановок опасность представляют не только неизолированныетоковедущие части, находящиеся под напряжением, но и те конструктивные частиэлектрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могутоказаться под напряжением при повреждении изоляции.
Длязащиты персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляцииприменяются одно из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитноеотключение, разделительный трансформатор, двойная изоляция, малое напряжение,выравнивание потенциалов.
Именнопоэтому в электроустановках выше 1 кВ с изолированной нейтралью целесообразновыполнять защитное заземление.
В электроустановках заземляются:корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приводов, вторичныеобмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных устройств,металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броняконтрольных и силовых кабелей, кожухи и опорные конструкции шинопроводов,лотки, короба и другие металлические конструкции, на которых устанавливаетсяэлектрооборудование. Заземление какой–либо части электрической установки – этопреднамеренное соединение её с заземляющим устройством с целью сохранения наней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы илиеё элементов в выбранном режиме. Различают три вида заземлений: рабочее,защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.
Рабочеезаземление сети – это соединение с землёй некоторых точек сети (обычно нейтралиобмоток части силовых трансформаторов и генераторов, реакторы поперечнойкомпенсации в дальних ЛЭП) со следующей целью: снижение уровня изоляцииэлементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферныхперенапряжений, снижение коммутационных перенапряжений, упрощение релейнойзащиты от однофазных КЗ, возможность удержания повреждённой линии в работе.
Защитноезаземление – это заземление всех металлических частей установки (корпуса,каркасы, приводы аппаратов, опорные и монтажные конструкции, ограждения и др.),которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним приповреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повыситьбезопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животныхэлектрическим током в процессе эксплуатации электрических установок.
Рабочееи защитное заземления должны выполнять своё назначение в течение всего года,заземление грозозащиты — только в грозовой период. Так как системы заземленияразличного назначения в пределах установки практически не могут быть выполненыизолированными друг от друга и должны иметь при замыкании на землю одинаковыйпотенциал, то все они объединяются между собой в общую систему заземлениястанции или подстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивлениезаземления и общие затраты на заземляющие устройства.
Заземляющееустройство любого вида состоит из заземлителя, располагаемого в земле, ипроводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлителемназывают металлический проводник или группу проводников, находящихся всоприкосновение с землёй. Различают естественные и искусственные заземлители.
Естественныезаземлители – это различные конструкции и устройства, которые по своимсвойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопроводные идругие металлические трубопроводы (кроме трубопроводов горючих или взрывчатыхжидкостей и газов, а также трубопроводов, покрытых изоляцией от коррозии),металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющеенадёжное соединение с землёй.
Подискусственными заземлителями понимают закладываемые в землю металлическиеэлектроды, специально предназначенные для устройства заземлений. В качествеискусственных заземлителей применяют: для вертикального погружения в землю –стальные стержни диаметром 12 – 16 мм, угловую сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы (некондиционные) с толщиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки – стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6 мм.
Рекомендуетсяпринимать длину вертикальных стержневых электродов 2–5 м, а электродов изугловой стали 2,5–3 м. Верхний конец вертикального заземлителя целесообразнозаглублять на 0,5–0,7 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлителиприменяют для связи между собой вертикальных заземлителей и как самостоятельныезаземлители.
Заземляющеепроводники служат для присоединения частей электроустановки с заземлителем.Помимо обычных проводов соответствующего сечения, заземляющими проводникамимогут служить металлические конструкции зданий и сооружений: колонны, фермы, каркасыРУ.
Такимобразом заземлитель может состоять из одного или многих вертикальных игоризонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающаяземля оказывает стекающему току. Сопротивление заземлителя определяетсяотношением потенциала заземлителя к стекающему с него току.
Сопротивлениеобщей системы заземления станции или подстанции должно удовлетворятьтребованиям к заземлению того электрооборудования, для которого необходимонаименьшее сопротивление заземляющего устройства.
Требованияк эксплуатации заземляющих устройств
1.Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспеченияэлектробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационныхрежимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок,которые могут оказаться под напряжением в следствие нарушения изоляции, должныбыть заземлены или занулены.
2. Присдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажнойорганизацией кроме документации, должны быть представлены протоколыприёмо-сдаточных испытаний этих устройств.
3. Каждыйэлемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединён к заземлителюили к заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника.Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частейустановки запрещается.
4. Присоединениезаземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемымконструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин иопорам воздушных линий электропередачи – сваркой или болтовым соединением.
5. Заземляющиепроводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенныезаземляющие проводники должны иметь чёрную окраску.
6. Дляконтроля заземляющего устройства должны проводиться:
а)измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже одного раза в 12 летвыборочная проверка со вскрытием грунта для – осмотра элементов заземлителя,находящихся в земле;
б)проверка наличия и состояния цепей между заземлителями и заземляемымиэлементами;
в)в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полногосопротивления петли фаза – нуль;
г)измерение напряжения прикосновения у заземляющих устройств, выполненных понормам на напряжение прикосновения.
7.Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться:
а)после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств наэлектростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;
б)при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следовперекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;
в)на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже — нереже одного раза в 12 лет.
8.Измерения напряжений прикосновения должны проводиться после монтажа,переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1раза в 6 лет. Измерения должны выполняться при присоединённых естественныхзаземлителях и тросах ВЛ.
Расчётзаземляющих устройств
После выполнения плана размещения на территорииподстанции оборудования, конструкций распредустройств, сооружений с указаниемвсех необходимых габаритов и расстояний приступим к разработке раздела по расчётузаземляющего устройства.
Расчёт заземляющих устройств сводится к расчётузаземлителя, так как заземляющее проводники в большинстве случаев принимают поусловиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ.
СогласноПУЭ 1.7.90 заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требованийк его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление растеканиюне более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственныхзаземлителей;
Определимрасчетное удельное сопротивление грунта /> с учетом повышающих коэффициентов,учитывающих высыхание грунта летом и
промерзаниезимой: />/>Ом*м
где/> – среднееудельное сопротивление грунта, принимаем 50 Ом*м для глины; /> – коэффициентсезонности, принимаем 1,2 для вертикальных
заземлителей;
Глубина заложения заземлителя 0,7 м от поверхности земли;
С учётом отведённой территории намечаемрасположение заземлителей – по контуру;
СогласноПУЭ в целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединенияэлектрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следуетпрокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять ихмежду собой в заземляющую сетку. Материал и наименьшие размеры заземлителейдолжны соответствовать приведенным в ПУЭ глава 1.7 таблице 1.7.4. значениям. Материал Профиль сечения
Диаметр,
мм Площадь поперечного сечения, мм Толщина стенки, мм Сталь черная Круглый: для вертикальных заземлителей; 16 - -
Внашем случае используем в качестве вертикального электрода – стальной кругдиаметром 16 мм длиной 5 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м. Сопротивление растеканию заземляющего устройства выполненного в виде контурного заземлителя,состоящего из горизонтальной сетки и вертикальных электродов рассчитывается поформуле:
/>,
где /> – сопротивлениерастеканию горизонтальной сетки, Ом;
/> – сопротивлениерастеканию вертикальных электродов, Ом;
/> – взаимноесопротивление между горизонтальной сеткой и вертикальными электродами, Ом.
Сопротивления /> определяютсяпо выражениям:
/>;
/>;
/>,
где/>= 60 – удельноесопротивление грунта, Ом*м;
L= 640 – полнаядлина проводников, образующих горизонтальную сетку, м;
S= 1680 – площадьпокрытая сеткой, м*м;
l= 5 – длинавертикального электрода, м;
d= 0,016 –диаметр вертикального электрода, м;
n= 20 – числовертикальных электродов, м;
b= 0,04 – ширинаполосы горизонтального проводника, образующего сетку, м;
h= 0,7 – глубиназаложение горизонтальной сетки, м.
Послеподстановки значений в формулы получаем следующие значения сопротивлений:
/>= 0,4 Ом; />= 0,005 Ом; />= 0,4 Ом.
Получаем,что сопротивление контурного заземлителя – />= 0,4 Ом.
Втраншее вокруг горизонтальных заземлителей необходимо уложить влажный глинистыйгрунт с последующей трамбовкой и засыпкой щебнем до верха траншеи.
Электродыустанавливаем через 10000 мм, верхние концы электродов заглубляем на 0,7 м (Приложение А.8) от поверхности земли.
6.1.1 Охрана и условия труда работников
Производственныепроцессы на предприятии должны организовываться с учетом действующей системыуправления охраной труда, представляющей комплекс положений, определяющихединый порядок организации работы, направленный на создание и обеспечениебезопасных условий труда.
Мероприятия по охране труда приэксплуатации объекта должны быть направлены на сохранение здоровья,работоспособности работников, на снижение потерь рабочего времени и, какследствие, на повышение производительности труда.
Мероприятияпо обеспечению безопасных условий труда предусматривают создание нормальныхсанитарно-гигиенических условий, механизацию и автоматизацию всеготехнологического процесса и льготы, устанавливаемые аттестацией рабочих мест.
Мероприятияразрабатываются в соответствии с основами законодательства Российской Федерацииоб охране труда (постановление Правительства России от 26.08.95 г.№ 843 «О мерах по улучшению условий и охраны труда»), а также другиминормативно-правовыми актами по охране труда.
Организацияусловий и охраны труда работающих на нефтяном месторождении предусматривается сучетом соблюдения действующих строительных норм и правил, правил по охранетруда, правил технической эксплуатации объектов системы сбора и транспортагаза, правил пожарной безопасности, правил по технике безопасности приэксплуатации электроустановок и т. д.
Технологическиерешения принимались в соответствии с технологическими и строительными нормамипроектирования./>/> 6.1.2 Перечень опасных и вредных производственных факторов
Несмотряна достигнутый научно-технический уровень, современная технология добычи иподготовки нефти продолжает иметь комплекс неблагоприятных производственныхфакторов, таких как: повышенная или пониженная температура поверхностейоборудования; повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;повышенный уровень шума на рабочем месте; повышенный уровень вибрации;пониженная или повышенная влажность воздуха; повышенная или пониженнаяподвижность воздуха; повышенное значение напряжения в электрической цепи,замыкание которой может произойти через тело человека; повышенный уровеньстатического электричества; недостаточная освещенность рабочей зоны;электромагнитное излучение; химический фактор; тяжелый физический труд.
Всеэти факторы могут явиться причиной значительного распространения заболеванийсреди работающих в нефтедобывающей отрасли.
Действиешума на организм работающих
Шумотносится к неблагоприятным факторам производственной и внешней среды. Действиеего на организм человека связано, главным образом, с применением нового,высокопроизводительного оборудования, с механизацией и автоматизацией трудовыхпроцессов: переходом на большие скорости при эксплуатации различных станков и агрегатов.Источниками шума могут быть двигатели, насосы, компрессоры, турбины,пневматические и электрические инструменты, молоты, дробилки, станки,центрифуги, бункеры и прочие установки, имеющие движущиеся детали.
Воздействиешума на организм человека вызывает изменения, прежде всего, в органе слуха,нервной и сердечно-сосудистой системе. При этом степень выраженности этихизменений в значительной мере зависит от параметров шума (интенсивность и егоспектральный состав), стажа работы в условиях воздействия шума, длительностидействия шума в течение рабочего дня и индивидуальной чувствительностиорганизма.
Действиена организм работающих низких температур
Трудоваядеятельность человека на открытом воздухе может быть связана с воздействиемнизких температур. На воздействие низких температур внешней среды организмреагирует понижением теплоотдачи и повышением теплообразования. В таких случаяхнаблюдаются спастические явления в сосудах кожи, замедление кровотока,повышение обмена веществ, усиление секреторной деятельности щитовидной железы,гипофиза, надпочечников; отмечается сокращение пиломоторных мышц,сопровождающееся появлением непроизвольного дрожания.
Припереохлаждении организма могут наблюдаться как местные повреждения,преимущественно открытых или малозащищенных участков тела, так и общиевыраженные изменения некоторых органов и систем. Постоянное переохлаждениеприводит к снижению иммунитета и повышению уровня простудных заболеваний.
Действиевибрации на организм работающих
Механическиеколебания (вибрация) воспринимаются всеми тканями организма, но главным образомнервной и костной, причем последняя является хорошим проводником и резонаторомвибрации. Наиболее чувствительны к воздействию вибрации нервные окончания,прежде всего рецепторы кожного покрова дистальных отделов рук, подошвеннойповерхности стопы. В передаче вибрационных раздражений принимает участиевестибулярный аппарат. Вибрации высоких частот могут оказывать на слуховойаппарат действие, близкое к действию шума.
Внастоящее время доказано, что влияние вибрации на организм вызываетсосудосуживающий эффект. Параллельно с прогрессирующим снижением вибрационноговосприятия под действием вибрации нарушается болевая, тактильная итемпературная чувствительность.
Влияниеэлектромагнитных полей на организм работающих
Придлительном и интенсивном воздействии электромагнитных волн наблюдаютсянарушения ЦНС и сердечно-сосудистой системы. Изменения нервной системыхарактеризуются наличием астенических, невротических и вегетативных реакций.Основные признаки – общая слабость, утомляемость, снижение работоспособности,раздражительность, головные боли. Также отмечают усиление пиломоторногорефлекса, акроцианоз, гипергидроз, дрожание век и пальцев рук.
Состороны сердечно-сосудистой системы отмечаются следующие нарушения – увеличениеграниц сердца влево, приглушение тонов, наблюдается брадикардия, нарушенияартериального давления./>/> 6.1.3 Мероприятия по охране труда работников
Дляисключения возможного неблагоприятного воздействия вредных факторов наобслуживающий персонал класс условий труда должен быть допустимым: взависимости от уровня шума и вибрации рабочих мест, содержания вредных веществв воздухе рабочей зоны, параметров световой среды производственных участков ипомещений (для постоянных рабочих мест); по показателям напряженности трудовогопроцесса по показателям микроклимата для производственных помещений и открытыхтерриторий в теплый и холодный периоды года.
Освещенностьдолжна соответствовать требованиям СНиП 23-05-95 г. «Естественное и искусственное освещение».
Фактическоесостояние условий труда определяется во время проведения аттестации рабочихмест. Согласно Постановлению Минтруда и социального развития РФ № 12 от14.03.97 г. «О проведении аттестации рабочих мест по условиям труда», 1раз в 5 лет проводится оценка условий труда по показателям вредности иопасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудовогопроцесса. Аттестация рабочих мест предусматривает:
– выявление на рабочем месте вредныхи опасных производственных факторов и причин их возникновения;
– исследованиесанитарно-гигиенических факторов производственной среды, трудность инапряженность трудового процесса на рабочем месте;
– комплекснуюоценку факторов производственной среды и характера труда на соответствие ихтребованиям стандартов, санитарных норм и правил;
– обоснованиеотнесения рабочего места к соответствующей категории с вредными условиямигруда;
– подтверждение(установление) права работников на льготное пенсионное обеспечение,дополнительный отпуск, сокращенный рабочий день, другие льготы и компенсации взависимости от условий труда;
– проверкуправильности применения списков производств, работ, профессий, должностей ипоказателей, которые дают право на льготное пенсионное обеспечение;
– разрешениеспоров, которые могут возникнуть между юридическими лицами и работникамиотносительно условий работы, льгот и компенсаций;
– разработкукомплекса мероприятий относительно оптимизации уровня гигиены и безопасности,характера труда и оздоровления трудящихся;
– изучениесоответствия условий труда уровню развития техники и технологии,усовершенствование порядка и условий установления и назначения льгот и компенсации.
Периодичностьаттестации устанавливается самим предприятием в коллективном договоре, но нереже одного раза в 5 лет. Ответственность за своевременное и качественноепроведение аттестации возлагается на руководителя предприятия. Если припроведении аттестации условия труда будут расценены как вредные или опасные,работникам будут установлены доплаты на основании ПостановленияГосударственного комитета СССР по труду и социальным вопросам № 387/22-78от 3.10.1986 г.
Обслуживающийперсонал нефтяных месторождений должен быть застрахован от несчастных случаевна производстве и профессиональных заболеваний согласно Федеральному закону от24.07.98 г. № 125-ФЗ.
Всепроизводственные объекты с постоянным пребыванием на них дежурного иобслуживающего персонала должны быть оснащены медицинским аптечками на случайоказания доврачебной помощи.
Длязащиты работающих от опасных и вредных производственных факторов должно бытьпредусмотрено обеспечение бесплатной специальной одеждой, специальной обувью идругими средствами индивидуальной защиты, на основании Постановления № 41Министерства труда и социального развития РФ от 26.05.2000 г.
Срокиноски СИЗ указаны в типовых отраслевых нормах и исчисляются со дня фактическойвыдачи их рабочим и служащим.
Средстваколлективной и индивидуальной защиты работников на предприятии должнысоответствовать ГОСТ 12.4.011.89 и храниться на рабочем месте.
Цельювсех мероприятий охраны труда является повышение эффективности работ попрофилактике производственного травматизма, профессиональной заболеваемости,аварийности и других инцидентов за счет:
– своевременного выявления иустранения опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах;
– устранениянедостатков в организации работ по охране труда;
– принятия порезультатам проведенных проверок оперативных мер, способствующих исключениюнегативных явлений в области охраны труда, и разработки научно-организационныхмероприятий по повышению безопасности труда.
ПостановлениемПравительства РФ от 10.03.99 г. № 263 утверждены и введены в действие«Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдениемтребований промышленной безопасности на опасном производственном объекте».
ВПравилах производственного контроля установлено, что в каждой организации,эксплуатирующей опасные производственные объекты, должен быть разработансоответствующий нормативный документ, определяющий порядок организациипроизводственного контроля, который утверждается руководителем предприятия исогласовывается с Госгортехнадзором России или его территориальным органом.
ВПравилах производственного контроля определены основные задачи производственногоконтроля, к которым относятся:
– обеспечение соблюдения требованийпромышленной безопасности в эксплуатирующей организации;
– анализ состоянияпромышленной безопасности в эксплуатирующей организации, в том числе путеморганизации проведения соответствующих экспертиз;
– разработка мер,направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращениеущерба окружающей среде;
– контроль засоблюдением требований промышленной безопасности, установленных федеральнымизаконами и иными нормативными правовыми актами;
– координацияработ, направленных на предупреждение аварий на опасных производственныхобъектах и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации ихпоследствий;
– контроль засвоевременным проведением необходимых испытаний, техническихосвидетельствований и ремонта технических устройств, применяемых на опасныхпроизводственных объектах, и поверкой контрольных средств измерений;
– контроль засоблюдением технологической дисциплины.
ВПравилах производственного контроля даны рекомендации по организации(численному составу) служб производственного контроля, определены права иобязанности работников этих служб. Функции лица, ответственного за осуществлениепроизводственного контроля, рекомендуется возлагать на одного из заместителейруководителя эксплуатирующей организации.
Проверкасостояния условий труда в зависимости от этапа контроля и вида целевых проверокосуществляется, как отдельными руководителями и специалистами (мастерами,механиками, начальниками цехов, главными и ведущими специалистами ит. д.), так и комиссиями по промышленной безопасности и охране труда.
Проверкасостояния условий труда проводится в присутствии руководителей проверяемогообъекта, и соответствующих специалистов (механиков, операторов, энергетиков идр.). Проверка состояния условий труда осуществляется путем осмотра рабочихмест и оборудования, механизмов и приспособлений, опроса работающих, ознакомленияс организацией работ по охране труда и с имеющейся документацией.
Допускаетсяпроверять у отдельных работников знания требований норм, правил безопасности иинструкций по охране труда.
Впроцессе проверки объектов и рабочих мест принимаются оперативные меры поустранению выявленных недостатков, создающих угрозу жизни и здоровьюработающих, работникам проверяемых объектов оказывается практическая помощь врешении возникающих вопросов.
Результатыконтроля обязательно отражаются в журналах проверки состояния условий труда,имеющихся на объектах. В необходимых случаях, в зависимости от этапа контроля вобобщенном виде эти результаты оформляются актом, один экземпляр которогопередается руководству для устранения выявленных недостатков и нарушений,выполнения соответствующих мероприятий. В журналах проверки состояния условийтруда указываются сроки устранения выявленных нарушений, недостатков иответственные лица за их устранение./> 6.1.4 Повышение квалификации рабочих кадров и разработкамероприятий от воздействия опасных и вредных факторов
Повышениеквалификации работников, переподготовка и обучение вторым профессиям должныпроводиться через НП «Центр повышения квалификации кадров Пермь-нефть».
Администрациейдолжно быть предусмотрено периодическое повышение квалификации работников, также должно быть организовано периодическое обучение по курсу «Охрана труда» вобъеме не менее 20 часов согласно ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучениябезопасности труда» и проверка знаний по безопасности труда.
Персонал предприятия долженпроходить инструктажи по безопасности труда:
– вводный – приприеме на работу, независимо от образования и стажа работы по данной профессии;
– первичный – нарабочем месте до начала производственной деятельности;
– повторный – нереже 1 раза в полугодие;
– внеплановый – принарушении требований безопасности труда, изменении технологического процесса,замене оборудования и др.
– целевой – привыполнении разовых работ, не связанных с прямыми обязанностями поспециальности. 6.2 Вывод по главе 6
Вданном разделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охранытруда работников, приведён перечень опасных и вредных производственныхфакторов, таких как:
1)действие шума на организм работающих;
2)воздействие низких температур;
3)действие вибрации;
4)влияние электромагнитных полей на организм работающих.
Такжев разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов, подробнорассмотрен вопрос аттестации рабочих мест.
Вкачестве основной темы выбран расчёт сопротивления контурного заземлителя на ПС«Гежская», так как большую опасность и поражение электрическим токомпредставляет прикосновение к металлическим нетоковедущим частям, оказавшимсяпод напряжением при повреждении изоляции. Защитное заземление является основноймерой защиты при прикосновении к металлическим частям, случайно оказавшимся поднапряжением.
Произведянебольшой расчёт получаем что сопротивление контурного заземлителя составило0,4 Ом. В случае получения при замерах величины сопротивления заземляющегоустройства более 0,5 Ом, следует принять дополнительные меры к его понижению(забивка дополнительных электродов и т.д.).
Глава 7. РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧСЕКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
Вданной главе рассмотрим вопросы капиталовложений при реконструкции подстанции,расчет эксплуатационных затрат при проведении текущих ремонтов и техническихобслуживаний, определение затрат на потреблённую электроэнергию, расчетэкономических показателей при внедрении микропроцессорных блоков защит и расчетэффективности установки вакуумных выключателей. 7.1 Расчёт капитальных затрат на электрооборудование
Капитальныевложения – инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числезатраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническоеперевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования,инструмента, инвентаря, проектно – изыскательские работы и другие затраты.
Производственныекапитальные вложения по формам воспроизводства основных фондов различают:
а)на основное строительство;
б)на реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий;
в)на расширение действующих предприятий;
г)на модернизацию оборудования.
Планкапитального строительства состоит из следующих разделов:
1.Плановое задание по вводу в действие производственных мощностей и основныхфондов;
2.Объем капитальных вложений и их структура;
3.Титульные списки строек и объектов;
4.План проектно — изыскательских работ;
5.Программа строительно – монтажных работ;
6.Экономическая эффективность капитальных вложений.
Важнейшимипоказателями плана капитального строительства является: ввод в действиепроизводственных мощностей и основных фондов, сметная стоимость, срокстроительства и срок окупаемости.
Источникомфинансирования капитальных вложений являются собственные средства предприятия.Источником собственных средств предприятия для капитальных вложений являютсяфонд развития предприятия, образуемый за счет отчислений от прибыли; частиамортизационных отчислений, оставляемых в распоряжении предприятия; выручка отреализации излишнего и неиспользуемого оборудования; выручка от попутной добычинефти при разведочном бурении и др.
Втаблице 7.1 приводится первичная стоимость электрооборудования при реконструкцииПС «Гежская» 110/6 кВ и расчёт балансовой стоимости электрооборудования (ПриложениеА.9).
Таблица7.1 Расчёт стоимости электрооборудования
№ Тип электрооборудования
Количество
единиц, шт. Цена единицы, руб. Общая стоимость, руб. 1 Трансформатор ТМН 6300/110 1 1 090 000 1 090 000 2 Разъединитель РНГП-110 6 140 000 840 000 3 Трансформатор напряжения НКФ-110 2 300 000 600 000 4 Трансформатор тока ТФЗМ-110 2 170 000 340 000 5 Выключатель элегазовый ВГТ 2 220 000 440 000 6 Ограничитель перенапряжения ОПН-110 2 130 000 260 000 7 Заземлитесь однополюсный ЗОН-110 2 125 000 250 000 8 Ячейка КРУ серии КУ-10ц 20 325 000 6 500 000 9 Конденсаторные установки 2 250 000 500 000 10
Микропроцессорное устойство
Micome Р123 12 650 000 7 800 000 11
Микропроцессорное устойство
Micome Р623 2 860 000 1 720 000 12 ОПУ 6 300 000 6 300 000 13 Сети связи и сигнализации 218 000 218 000 Всего: 26 856 000 7.2 Расчёт эксплуатационных затрат
Плановоеперенесение стоимости основных фондов на продукцию называется амортизацией, асумма средств, включаемых в себестоимость продукции – амортизационнымиотчислениями.
Амортизационныеотчисления (/>)по электрооборудованию определяются в процентах от первоначальной балансовойстоимости по формуле:/>,
где/>– нормаамортизационных отчислений (%) для каждого вида оборудования принимается поданным предприятия. Расчет амортизационных отчислений выполним в виде таблице7.3
Таблица7.3 Расчет амортизационных отчислений№ Тип электрооборудования Балансовая стоимость, руб Норма амортизации, % Амортизационные отчисления, руб 1 Трансформатор ТМН 6300/110 1 340 700 4 53 628 2 Разъединитель РНГП-110 1 033 200 4 41 328 3 Трансформатор напряжения НКФ-110 738 000 4 29 520 4 Трансформатор тока ТФЗМ-110 418 200 4 16 728 5 Выключатель элегазовый ВГТ 541 200 4 21 648 6 Ограничитель перенапряжения ОПН-110 319 800 4 12 792 7 Заземлитесь однополюсный ЗОН-110 332 500 4 13 300 8 Ячейка КРУ серии КУ-10ц 7 995 000 4 319 800 9 Конденсаторные установки 615 000 4 24 600 10
Микропроцессорное устойство Micome Р123 9 594 000 4 383 760 11
Микропроцессорное устойство Micome Р623 2 115 600 4 84 624 12 ОПУ 7 749 000 4 309 960 13 Сети связи и сигнализации 265 140 4 10 605 Всего: 33 057 340 1 322 293 7.3 Расчёт численности обслуживающего и ремонтного персонала
Производственныйэксплуатационный и ремонтный персонал предприятий выполняет межремонтноеэксплуатационное обслуживание оборудования (наблюдение за оборудованием,смазка, устранение мелких неисправностей), а также производит все виды ремонтов(текущий, средний, капитальный) согласно графиков планово-предупредительныхремонтов.
Количество ремонтных рабочихопределяется на основе годового объема ремонтных работ по текущим ремонтам иданным баланса рабочего времени одного рабочего.
Таблица 7.4 Баланс рабочего временина одного рабочего в году№ Составные части баланса Непрерывный режим работы предприятия 1
Календарный фонд времени, дни 365 2
Число нерабочих дней:
выходные
праздничные дни
115
104
11 3
Номинальный фонд рабочего времени, дни
часы
250
2000 4
Неявки на работу:
отпуск основной и дополнительный, дни
болезни
выполнение гос. обязанностей
30
28
3
2 5
Эффективный фонд рабочего времени, дни
часы
215
1720 6 Номинальная продолжительность рабочего времени, час 8 7.4 Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии
Затратына потребляемую электроэнергию за год определяются по одноставочному тарифу (/>):
/> руб/год
где/> –тарифная ставка за 1 кВт*час потреблённой электроэнергии, в нашем случае = 1,57руб;
/>– потериэлектроэнергии, кВт*час.
Примерноепотребление электроэнергии за год на подстанции
/>=250 290 000кВт*ч.
Затратына потребление электроэнергии составят:
/>=392 955300 руб.
Величинаэкономии электроэнергии при реконструкции может составлять от 12 до 20 %. Всреднем по опыту установки эта величина колеблется в районе 12 %. Экономия загод составит 47 154 636 руб. 7.5 Расчёт эффективности инвестиций
Расчётэффективности инвестиций представляет собой описание ожидаемых экономическихрезультатов от запланированных капитальных вложений. Эффективностьинвестиционных проектов характеризуется системой показателей:
1) чистыйдисконтированный доход (ЧДД) или интегральный доход;
2) индексдоходности (ИД);
3) внутренняянорма доходности (ВДН);
4) срококупаемости (/>).
ЧДД=/>
где/> – результаты,достигаемые на t -том шаге расчета;
/> – затраты,осуществляемые на том же шаге;
Е – нормадисконта;
t–номер шага расчета (t= 0, 1, 2… Т);
K–дисконтированныекапиталовложения.
Дляпроведения разновременных затрат, результатов и эффектов используется нормадисконта (Е), равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал.
Длярасчёта дисконтированного дохода определим норму дисконта:
Е= />+ />,
гдеr–ставкарефинансирования, объявленная ЦБ РФ на данный период, 13%;
i– темп инфляции,объявленный Правительством РФ на данный период,
8%;
р – поправка напредпринимательский риск в зависимости от целей проекта. Величина р можетбыть принята 5%;
Е = />+ />= 0,096.
Вкачестве поправки на риск – взята норма для проектов вложений приинтенсификации на базе освоенной техники. Получаем Е=9,6%.
Коэффициентдисконтирования для постоянной нормы дисконта:
/>,
гдеt – номер шагарасчёта (t =0, 1, 2...n).
ЧДД – это разностьмежду текущей дисконтированной на базе расчётной ставки процента стоимостипоступлений от инвестиций и величиной капитальных вложений.
Напрактике часто пользуются модифицированной формулой. Для этого из состава /> исключаюткапитальные вложения и обозначают через K:
/>,
где/> –капитальные вложения на t-том шаге;
K – суммадисконтированных капиталовложений.
Тогдаформула ЧДД примет вид:
/>,
где/>– затраты на t-том шаге учетакапиталовложений.
Индексдоходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведённых эффектовк величине капиталовложений:
/>
Правило:если ЧДД >0, а ИД > 1, то проект эффективен.
Внутренняянорма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (/>), при которойвеличина приведённых эффектов равно приведённым капиталовложениям. ВНДопределяется из условия:
/>
Покоторому при ставке дисконта /> чистый дисконтированный доход (ЧДД)окажется равным нулю: в этом случае
/>
Правило:если ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, тоинвестиции в данный инвестиционный проект оправданы.
Срококупаемости проекта (СО) – время, за которое поступления от производственнойдеятельности предприятия покроют затраты на инвестиции. Измеряется СО в годахили месяцах.
Результатыи затраты, связанные с осуществлением проекта, можно вычислить сдисконтированием или без него. Соответственно получается два различных срокаокупаемости. Срок окупаемости рекомендуется определять с использованиемдисконтирования.
/>
где/> – годовая величинаэкономии при реализации проектных решений.
РасчётЧДД и ИД представлен в Приложении А.9.
Поданным таблицы получаем, что, начиная со 2-го года проекта ИД > 1, т.е. срококупаемости проекта с учетом дисконтирования 2 года.
Наоснове ЧДД определим внутреннюю норму доходности (ВНД).
ОпределимВНД графическим методом. ЧДД1– это значениеЧДД определенное в проекте по таблице 7.5 с расчетным значением Е = Е1, а ЧДД2– это новое значение ЧДД определенноепри значении Евн = Е2, причем Е2 > Е1.
Е1=0,1;ЧДД = 18 892 326
Е2=0,2;ЧДД = 15 806 834, по даннымзначениям построим график зависимости ЧДД от ВНД. Тогда точкапересечения графика с осью ОХ и будет значение ВНД.
/>
Рисунок7.1 Определение ВНД графическим методом
Получаем,что графическим методом значение ВНД = 27%.
Итогирасчета инвестиционной оценки проводятся в обобщающей таблице показателейэффективности проекта (Таблица 7.6):
Таблица7.6 Показатели эффективности проекта№ Наименование показателей Единица измерения Величина 1 Инвестиции в реализацию проекта руб. 33 057 340 2
ЧДД за 5 лет руб. 53 892 893 3
ЧДД руб. 6 548 264 4
ИД 1,19 5
ВНД % 27 6 Срок окупаемости лет 2 7.6 Вывод по главе 7
Вразделе экономика произведён расчёт экономической эффективности внедренияданного проекта. Затраты на реализацию проекта составляют 33 057 340рублей.
Напротяжении всего срока службы проект будет приносить следующие эффекты:
1) Экономияэлектроэнергии.
2) Минимизациязатрат на обслуживание.
3) Продлеваетсясрок службы оборудования.
4) Снижаетсявероятность аварийных ситуаций.
5) Имеетсявозможность точной настройки режима работы технологической системы.
6) Повышаетсяпроизводственная безопасность.
Засрок жизни проекта ЧДД = 53 892 893 рублей, чтоявляется вполне нормальным для энергетической промышленности. ИД на срок жизнипроекта составляет 2,55. Срок окупаемости составляет 2 года.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Вданной выпускной квалификационной работе были рассмотрены вопросы реконструкцииПС 110/6 кВ «Гежская», которая необходима для Гежского месторождения нефтиСоликамского района.
Даннаяработа посвящена повышению надёжности системы электроснабжения Березниковскихэлектрических сетей. Актуальность реконструкции ПС 110/6 кВ «Гежская»заключается в замене силовых трансформаторов на более мощные, в связи сувеличением потребления и замене устаревшего оборудования. Для проведенияреконструкции мною изучены материалы, выданные заказчиком на разработку проекта.
На подстанциипроизводим выбор нового электрооборудования для надежной работы системы и дляэкономий электроэнергии. Все электрические устанавливаемые аппараты провереныпо условиям термической и электродинамической стойкости. При этом электрические аппараты в системе электроснабжениянадежно работают как в нормальном длительном режиме, так и в условияхаварийного кратковременного режима, простоты и компактны в конструкции, удобныи безопасны в эксплуатации.
Проектомпринята комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3МВА, климатическогоисполнения ХЛ1.
Сторона110 кВ укомплектовываем элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства«Уралэлектротяжмаш».
ЗРУ-6кВ выполняем в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельныхтранспортабельных блоков (8 штук). Аппаратуру телемеханики приняли к установке вОПУ.
Таккак надёжная работа электроустановок немыслима без развитой энергетическойсистемы, то имеет место правильное выполнение и настройка релейной защиты ипротивоаварийной автоматики. Поэтому в работе произведён выбор релейной защитыи автоматики на микропроцессорных устройствах Micom, что даетвозможность повысить чувствительность защит и значительноуменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностьюпозволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении.В проекте производим расчёт дифференциальнойзащиты силового трансформатора на терминале Micom Р632 отмеждуфазных коротких замыканиях и расчётмаксимальной токовой защиты отвнешних коротких замыканий натерминале Micom Р123.
Дляповышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применемаемпротивоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Их функции в проекте выполняютмикропроцессорные устройства защиты Micom, содержащуюся впрограммной логической части.
Такжев работе рассмотрели возможность внедрения на ПС автоматизированногодиспетчерского управления. Внедрение систем автоматизации и диспетчерскогоуправления на современной цифровой технике коренным образом повышает качество инадежность процессов производства, передачи и распределения электроэнергии.
Вразделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охраны труда работников,разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов. Произведёнрасчёт сопротивления контурного заземлителя на ПС «Гежская».
Отметимчто реконструкция ПС 110/6 кВ «Гежская» позволила решить такие проблемы как:
1) необходимаямощность для потребителей ПС;
2) надежностьи бесперебойностьработы уставок и системы в целом;
3) перспективавнедрения новых технологических комплексов и средств автоматизации.
Таким образом, ПС110/6 кВ «Гежская» отвечает всем требованиям, предъявляемым техническим заданиена реконструкцию.
Список используемой литературы
1. Правилаустройства электроустановок. — 7-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
2. Справочникпо электроснабжению промышленных предприятий. Под общ. ред. А.А. Фёдорова иГ.В. Сербиновского.– М., “Энергия”, 1980.
3. БлокВ.М., Обушев Г. К., Паперно Л.Б. Пособие к курсовому и дипломномупроектированию для электроэнергетических специальностей вузов. – М.: Высш. шк.,1990. – 383 с.
4. ФедоровА.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектированияпо электроснабжению промышленных предприятий. Уч. пособие для вузов., М.,Энергоатомиздат., 1987., 368 с.
5. Справочникпо проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича .– М.: НЦЭНАС, 2005 .– 314 с.
6. Справочникпо проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г.Барыбина и др., –М.,Энергоатомиздат, 1990., 576 с.
7. Электрическаячасть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового идипломного проектирования. Учебное пособие для электроэнергетическихспециальностей вузов. Под ред. Б.Н. Неклопова. 3-е изд., перераб. и доп., М.,Энергия., 1978., 456 с.
8. Шеховцов,Вячеслав Петрович. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Метод.пособие для курс. проектирования: Учеб. пособие для сред. проф. образования /В.П. Шеховцов .– М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2003 .– 213 с.
9. КрючковИ.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций иподстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебноепособие для электроэнергетических специальностей вузов. –М.: Энергия, 1978.
10. Расчет короткихзамыканий и выбор электрооборудования: учеб. пособие / И.П. Крючков [и др.];Под ред. И.П. Крючкова .– М.: Академия, 2005 .– 411 с .
11. Басс Э.И. Релейнаязащита электроэнергетических систем. Учеб. пособие для вузов. – М.: Изд-во МЭИ,2002–295 с.
12. ЧернобрововН.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем. –М.: Энергоатомиздат,1998. – 800 с.
13. ГОСТ 27514—87.Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением 1 кВ.
14. Шабад М.А.Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей–Л.: Энергоатомиздат, 1985.
15. Рекомендации по выбору уставок защитэлектротехнического оборудования с использованием микропроцессорных устройствконцерна ALSTOM, 2000
16. Электротехническийсправочник: В 4т. Т.1. Электротехнические изделия и устройства../Под ред.Профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др.- М.: МЭИ, 2003.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПриложениеА.1 Паспортные данные установленного на подстанции оборудования
1.Трансформаторы
ТМН- 6300/110Наименование параметра Величина Номинальная мощность, кВА 6300
Номинальное напряжение, кВ:
- ВН
- НН
115±9*1,78%
6,6
Потери, кВт:
- холостого хода
- короткого замыкания
10
44 Напряжение короткого замыкания, % 10,5 Ток холостого хода, % 1 Схема и группа соединения обмоток ∆/Y-11
ТМН-2500/110Наименование параметра Величина Номинальная мощность, кВА 2500
Номинальное напряжение, кВ:
- ВН
- НН
110±9*1,5%
6,6
Потери, кВт:
- холостого хода
- короткого замыкания
5
22 Напряжение короткого замыкания, % 10,5 Ток холостого хода, % 1,5 Схема и группа соединения обмоток ∆/Y-11
2.Разъединители
РНДЗ-2-110/630с пр. ПРН-220М (2шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 110 Номинальный ток, А 630
Придельный сквозной ток главных ножей, кА
Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек
80
31,5/4
Придельный сквозной ток заземляющих ножей, кА
Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек
80
31,5/1
3.Выключатели
ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1(2шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 110 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 126 Номинальный ток, А 1250 Номинальный ток отключения, кА 25
Придельный сквозной ток, кА
- наибольший пик
- начальное действующее значение
апериодической составляющей
65
25
Номинальный ток включения, кА
- наибольший пик
- начальное действующее значение
апериодической составляющей
65
25 Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек 25/3 Время отключения (с приводом), сек 0,6
ВМП-10К-1500с пр. ПЭ-11 (2шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 10 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12 Номинальный ток, А 1500 Номинальный ток отключения, кА 20
Придельный сквозной ток, кА
- наибольший пик
- начальное действующее значение
апериодической составляющей
52
20
Номинальный ток включения, кА
- наибольший пик
- начальное действующее значение
апериодической составляющей
50
20 Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек 20/8 Полное время отключения, сек 0,1
4.Трансформаторы тока
ТВТ-110-1-100/5(2 шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ 110 Номинальный первичный ток, А 100 Первичный ток наибольший рабочий, А 160 Коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе 100/5 Количество ТТ на одном вводе 2
Термическая стойкость:
- кратность тока / допустимое время, сек
- номинальная придельная кратность
25/3
12
ТПЛ-10-1000/5(2шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 10 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12 Номинальный первичный ток, А 100 Номинальный вторичный, А 5 Коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе 1000/5
Электродинамическая стойкость:
- кратность тока 250
Термическая стойкость:
- кратность тока / допустимое время, А/сек
- номинальная придельная кратность второй
Обмотки для защиты
45/3
13
5.Трансформаторы собственных нужд
ТМ-63(2шт)Наименование параметра Величина Номинальная мощность, кВА 63
Номинальное напряжение, В
- ВН
- НН
6
0,4
Потери, кВт:
- холостого хода
- короткого замыкания
360
1280 Напряжение короткого замыкания, % 4,5 Ток холостого хода, % 4,5 Схема и группа соединения обмоток Y/Y-0
6.Трансформаторы напряжения
НТМИ-6(2шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 6
Номинальное напряжение обмоток, В
- первичной
- основной вторичной
- дополнительной
6000
100
100/3
Номинальная мощность, ВА:
- в классе точности 0,5
- в классе точности 1
- в классе точности 3
75
150
300 Придельная мощность, ВА 640 Схема и группа соединения обмоток Y/Y/∆-0
7.Разрядники
РВМГ-110МТ1(2шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 110 Наибольшее допустимое действующее значение напряжения, кВ 100
Пробивное напряжение при f=50 Гц, кВ:
- не менее
- не более
170
195
Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мсек), кВ:
- не более 260
РВО-6Т1(4 шт)Наименование параметра Величина Номинальное напряжение, кВ 6 Наибольшее допустимое действующее значение напряжения, кВ 7,6
Пробивное напряжение при f=50 Гц, кВ:
- не менее
- не более
16
19
Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мсек), кВ:
- не более 32
ПриложениеА.2 Расчёт токов КЗ 110 кВНаименование Обозначение и расчётная формула Численное значение в точках K1 K2
max
min
max
min Номинальное напряжение
/>
115.0
(96,6)
115.0
(133*) 115.0 115.0
Данные
источ.
питания Ток КЗ на шинах ист. питания, кА
/> 3.55 1.64 3.55 1.64
Сопрот-ие
источника
питания
реактивное,
Ом
/> 18.70 40.48 18.71 40.48 активное, Ом
/> Линия
Длина участка L, км
L 16 16 16 16
Реактив.
сопрот-ие на 1 км, Ом/км
/> 0.4 0.4 0.4 0.4
на L км, Ом
/> 6.4 6.4 6.4 6.4
Активное
сопрот-ие на 1 км, Ом/км
/> 0.2 0.2 0.2 0.2
на L км, Ом
/> 3.2 3.2 3.2 3.2
Трансф-
орматор
ТМН-
6300 Ном. мощность, кВА
/> 6300 6300 - - Потери КЗ, кВт
/>/> 44 44 - - Напряжение КЗ, %
/>
10.5
(9,68)
10.5
(11,7) - -
Активное
сопротивление, Ом
/>
14.66
(10,3)
14.66
(17,6) - -
Полное
сопротивление, Ом
/> 142.57 314.01 - - Индук-ое сопрот-ие, Ом
/> 142.21 313.68 - -
Результирующее
сопротивление до
места КЗ, Ом реактивное, Ом
/> 167.30 360.57 25.10 46.88 активное, Ом
/> 13.54 17.86 3.20 3.20 полное, Ом
/> 167.85 361.01 25.30 46.99 Периодическая слагающая тока в месте КЗ (приведённое к ВН), кА
/> 0.396 0.193 2.62 1.41 Приведённый ток КЗ на стороне НН, кА
/> 6.89 3.36 - - Значение ударного тока КЗ, кА
/> 17.53 8.55 - - /> /> /> /> /> /> /> /> />
ПриложениеА.3 Данные для расчёта токов КЗ ПС «Гежская» 110/6 кВ
№
фидера
№ п/п
точки
КЗ Трансформатор Линия
Кол.
опор, шт
Марка
провода
/>,
км
/>, Ом/км
/>, Ом/км
х, Ом
r, Ом
z, Ом
/>кВА
/>Вт
/>
%
/>Ом Ф. №01 К5 21 АС- 50 1,25 0,36 0,63 0,45 0,79 0,91 - - - - К6 21 АС- 50 1,25 0,36 0,63 0,45 0,79 0,91 630 7600 5,5 4,21 К7 21 АС- 50 1,25 0,36 0,63 0,45 0,79 0,91 - - - - К8 21 АС- 50 1,25 0,36 0,63 0,45 0,79 0,91 250 3700 6,5 11,2 К9 21 АС- 50 1,25 0,36 0,63 0,45 0,79 0,91 - - - - К10 21 АС- 50 1,25 0,36 0,63 0,45 0,79 0,91 250 3700 6,5 11,2 Ф. №02 К11 73 АС-50 4,4 0,36 0,63 1,58 2,78 3,2 - - - - К12 73 АС-50 4,4 0,36 0,63 1,58 2,78 3,2 250 3700 6,5 12,9 Ф. №03 К13 31 А-70 1,86 0,35 0,45 0,65 0,84 1,07 - - - - К14 31 А-70 1,86 0,35 0,45 0,65 0,84 1,07 250 3700 6,5 11,4 К15 43 А-70 2,58 0,35 0,45 0,9 1,17 1,48 - - - - К16 43 А-70 2,58 0,35 0,45 0,9 1,17 1,48 63 1280 4,5 32,4 К17 77 А-70 4,62 0,35 0,45 1,62 2,1 2,65 - - - - К18 77 А-70 4,62 0,35 0,45 1,62 2,1 2,65 63 1280 4,5 33,4 К19 81 А-70 4,86 0,35 0,45 1,7 2,2 2,79 - - - - К20 81 А-70 4,86 0,35 0,45 1,7 2,2 2,79 40 880 4,5 52,2 К21 128 А-70 7,7 0,35 0,45 2,69 3,48 4,4 - - - - К22 128 А-70 7,7 0,35 0,45 2,69 3,48 4,4 40 880 4,5 53,6 К23 128 А-70 7,7 0,35 0,45 2,69 3,48 4,4 - - - - К24 128 А-70 7,7 0,35 0,45 2,69 3,48 4,4 63 1280 4,5 35,1 Ф. №04 К25 139 А-50 8,34 0,36 0,63 3,0 5,3 6,08 - - - - К26 139 А-50 8,34 0,36 0,63 3,0 5,3 6,08 40 880 4,5 54,8 К27 135 А-50 8,1 0,36 0,63 2,93 5,14 5,14 - - - - К28 135 А-50 8,1 0,36 0,63 2,93 5,14 5,14 63 1280 4,5 36,0 К29 267 А-50 16,0 0,36 0,63 5,74 10,17 11,68 - - - - К30 267 А-50 16,0 0,36 0,63 5,74 10,17 11,68 63 1280 4,5 41,1 К31 266 А-50 15,9 0,36 0,63 5,76 10,13 11,66 - - - - К32 266 А-50 15,9 0,36 0,63 5,76 10,13 11,66 63 1280 4,5 41,0 Ф. №21 К33 36 АС-50 2,16 0,36 0,63 0,78 1,37 1,58 - - - - К34 36 АС-50 2,16 0,36 0,63 0,78 1,37 1,58 40 880 4,5 51,0 К35 64 АС-50 3,84 0,36 0,63 1,39 2,44 2,8 - - - - К36 64 АС-50 3,84 0,36 0,63 1,39 2,44 2,8 160 2650 4,5 14,1 К37 78 АС-50 4,7 0,36 0,63 1,69 2,97 3,42 - - - - К38 78 АС-50 4,7 0,36 0,63 1,69 2,97 3,42 250 3700 6,5 13,1 К39 78 АС-50 4,7 0,36 0,63 1,69 2,97 3,42 - - - - К40 78 АС-50 4,7 0,36 0,63 1,69 2,97 3,42 250 3700 6,5 13,1 Ф. №24 К41 39 А-50 2,34 0,36 0,63 0,85 1,49 1,71 - - - - К42 39 А-50 2,34 0,36 0,63 0,85 1,49 1,71 160 2650 4,5 13,2 К43 45 А-50 2,7 0,36 0,63 0,98 1,71 1,97 - - - - К44 45 А-50 2,7 0,36 0,63 0,98 1,71 1,97 250 3700 6,5 12,0 К45 42 А-50 2,52 0,36 0,63 0,91 1,6 1,84 - - - - К46 42 А-50 2,52 0,36 0,63 0,91 1,6 1,84 63 1280 4,5 32,6 К47 55 А-50 3,3 0,36 0,63 1,19 2,1 2,41 - - - - К48 55 А-50 3,3 0,36 0,63 1,19 2,1 2,41 63 1280 4,5 33,1 К49 113 А-50 6,78 0,36 0,63 2,45 4,3 4,95 - - - - К50 113 А-50 6,78 0,36 0,63 2,45 4,3 4,95 63 1280 4,5 35,2 К51 141 А-50 8,46 0,36 0,63 3,06 5,37 6,18 - - - - К52 141 А-50 8,46 0,36 0,63 3,06 5,37 6,18 25 600 4,5 86,2 К53 142 А-50 8,52 0,36 0,63 3,08 5,41 6,22 - - - - К54 142 А-50 8,52 0,36 0,63 3,08 5,41 6,22 63 1280 4,5 36,3 К55 167 А-50 10,02 0,36 0,63 3,62 6,36 7,32 - - - - К56 167 А-50 10,02 0,36 0,63 3,62 6,36 7,32 63 1280 4,5 37,3 К57 185 А-50 11,1 0,36 0,63 4,01 7,05 8,11 - - - - К58 185 А-50 11,1 0,36 0,63 4,01 7,05 8,11 63 1280 4,5 37,9 Ф. №14 К59 10 ААШОУ-95 0,6 0,34 0,33 0,2 0,2 0,29 - - - - К60 10 ААШОУ-95 0,6 0,34 0,33 0,2 0,2 0,29 160 2650 4,5 12,1 Ф. №06 К61 10 ААШОУ-95 0,6 0,34 0,33 0,2 0,2 0,29 - - - - К62 10
ААШОУ-
95 0,6 0,34 0,33 0,2 0,2 0,29 100 1970 4,5 19,7
ПриложениеА.4 Результаты расчётов токов КЗ ПС «Гежская»
№
фидера
№ п/п
точки
КЗ
Базовое напряжение
/>, кВ
Место КЗ
/>, кВ
Сопрот-ние до точки КЗ
/>, Ом
Значение
3-х фаз.КЗ
/>, А
Значение
2-х фаз.КЗ
/>, А Ф. №01 К5 6,3 6 1,995 1823 1579 К6 6,3 0,4 5,295 10819 9370 К7 6,3 6 1,995 1823 1579 К8 6,3 0,4 12,305 4656 4032 К9 6,3 6 1,995 1823 1579 К10 6,3 0,4 12,305 4656 4032 Ф. №02 К11 6,3 6 4,285 849 735 К12 6,3 0,4 14,045 4079 3532 Ф. №03 К13 6,3 6 2,155 1688 1462 К14 6,3 0,4 12,515 4578 3964 К15 6,3 6 2,656 1418 1228 К16 6,3 0,4 33,505 1710 1481 К17 6,3 6 3,735 974 843 К18 6,3 0,4 34,55 1658 1436 К19 6,3 6 3,875 939 813 К20 6,3 0,4 53,305 1075 931 К21 6,3 6 5,485 663 574 К22 6,3 0,4 54,775 1046 906 К23 6,3 6 5,485 663 574 К24 6,3 0,4 36,135 1585 1373 Ф. №04 К25 6,3 6 7,165 508 440 К26 6,3 0,4 55,915 1025 887 К27 6,3 6 7,005 519 450 К28 6,3 0,4 37,145 1542 1336 К29 6,3 6 12,765 285 247 К30 6,3 0,4 42,195 1358 1176 К31 6,3 6 12,745 292 253 К32 6,3 0,4 42,195 1358 1176 Ф. №21 К33 6,3 6 2,665 1365 1182 К34 6,3 0,4 52,095 1100 952 К35 6,3 6 3,885 936 811 К36 6,3 0,4 15,235 3760 3256 К37 6,3 6 4,505 807 699 К38 6,3 0,4 14,225 4027 3488 К39 6,3 6 4,505 807 699 К40 6,3 0,4 14,225 4027 3488 Ф. №24 К41 6,3 6 2,795 1301 1127 К42 6,3 0,4 14,335 3991 3456 К43 6,3 6 3,055 1190 1031 К44 6,3 0,4 13,085 4387 3799 К45 6,3 6 2,925 1585 1373 К46 6,3 0,4 33,695 1700 1472 К47 6,3 6 3,495 1041 901 К48 6,3 0,4 34,165 1677 1452 К49 6,3 6 6,035 603 522 Ф. №24 К50 6,3 0,4 3,305 1578 1367 К51 6,3 6 7,265 501 434 К52 6,3 0,4 87,335 656 568 К53 6,3 6 7,305 498 431 К54 6,3 0,4 37,405 1532 1326 К55 6,3 6 8,405 433 375 К56 6,3 0,4 38,355 1494 1294 К57 6,3 6 9,195 396 343 К58 6,3 0,4 39,045 1467 1241 Ф. №14 К59 6,3 6 1,375 2645 2291 К60 6,3 0,4 13,245 4325 3746 Ф. №06 К61 6,3 6 1,375 2645 2291 К62 6,3 0,4 20,855 2747 2379
ПриложениеА.5 Расчёт ТО без выдержки времениМесто установки защиты Условия выборы параметров срабатывания
Ток мин.
3-х фазного КЗ в начале линии, А Ток 3-х фазного КЗ в конце линии, А Чув-ть защиты при расчетном значении уставки Условия согласования защит Расчётные формулы и условия выбора защит Фидер №1 отстройка от броска тока намагничивания
/>=103,56 А
/>≥/>=
517,8 А 3360 1823
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>=
295,6 А
/>≥/>=325,2 А Фидер №2 отстройка от броска тока намагничивания
/>=24,2 А
/>≥/>=
121 А 3360 849
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>= 258,9 А
/>≥/>=284,8 А Фидер №3 отстройка от броска тока намагничивания
/>=47,65 А
/>≥/>=
237,8 А 3360 663
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>=
290,6 А
/>≥/>=319,7 А Фидер №4 отстройка от броска тока намагничивания
/>=20,98 А
/>≥/>=
104,9 А 3360 285
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>=
86,22 А
/>≥/>= 94,8 А Фидер №21 отстройка от броска тока намагничивания
/>=64,15 А
/>≥/>=
320,0 А 3360 807
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>=
255,68 А
/>≥/>= 281,2 А Фидер №24 отстройка от броска тока намагничивания
/>=73,3 А
/>≥/>=
366,5 А 3360 396
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>=
93,1 А
/>≥/>= 102,4 А Фидер №6, №14 отстройка от броска тока намагничивания
/>=25,6 А
/>≥/>=
128 А 3360 2645
/> отстройка от минимального тока КЗ
/>=
274,6 А
/>≥/>=302 А
ПриложениеА.6 Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВНаименование Обозначение и расчётная формула ЗРУ- 6кВ (I секция) Ф. №1 Ф. №2 Ф. №3 Ф. №6 КУ яч. 19 яч. 16 яч.13 яч. 12 яч. 15 Исходные данные Максимальный рабочий ток, А
/> 145 34 67 35 130 Трансформаторы тока - 150/5 50/5 100/5 50/5 150/5
Коэффициент трансформации
трансформаторов тока
/> 30 10 20 10 30 Минимальное значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты Основной, А
/> 3360 3360 3360 3360 3360 В конце линии, А
/> 1823 849 663 2645 - Максимальная токовая защита Расчетные коэффициенты Кратности максимального тока
/> 1 1 1 1 1 Схемы включения реле
/> 1 1 1 1 1 Отстройки
/> 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 Возврата реле
/> 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 Ток срабатывания реле Iср и защиты Iсз Расчетный, А
/> 6,1 4,3 4,2 4,4 5,5 Принятый, А
/> 6,5 4,5 4,5 4,5 6,0 Первичный, А
/> 195 45 90 45 180 Коэффициенты Kсч для определения чувствит-ти От сборных шин до тр-ра
/> - - - - 0,87 За трансформатором, А
/> 1 1 1 1 - Чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ В зоне защиты от сборных шин до тр-ра
/> - - - - 14,1 За трансформатором в зоне защиты
/> 8,1 16,3 6,1 50,9 - Тип микропроцессорного блока -
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123 Принятая уставка времени защиты, с
/> 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
ПриложениеА.6 (продолжение) Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВНаименование Обозначение и расчётная формула ЗРУ- 6кВ (II секция) Ф. №4 Ф. №14 Ф. №21 Ф. №24 КУ яч. 7 яч. 9 яч.8 яч. 5 яч. 6 Исходные данные Максимальный рабочий ток, А
/> 30 35 90 102 130 Трансформаторы тока - 50/5 50/5 150/5 150/5 150/5
Коэффициент трансформации
трансформаторов тока
/> 10 10 30 30 30 Минимальное значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты Основной, А
/> 3360 3360 3360 3360 3360 В конце линии, А
/> 285 2645 807 396 - Максимальная токовая защита Расчетные коэффициенты Кратности максимального тока
/> 1 1 1 1 1 Схемы включения реле
/> 1 1 1 1 1 Отстройки
/> 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 Возврата реле
/> 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 Ток срабатывания реле Iср и защиты Iсз Расчетный, А
/> 3,8 4,4 3,8 4,3 5,5 Принятый, А
/> 4 4,5 4 4,5 6,0 Первичный, А
/> 40 45 120 130 180 Коэффициенты Kсч для определения чувствит-ти От сборных шин до тр-ра
/> - - - - 0,87 За трансформатором, А
/> 1 1 1 1 - Чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ В зоне защиты от сборных шин до тр-ра
/> - - - - 14,1 За трансформатором в зоне защиты
/> 6,2 50,9 5,8 2,5 - Тип микропроцессорного блока -
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123
Micom
Р123 Принятая уставка времени защиты, с
/> 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
ПриложениеА.7 Расчёт защитного заземления
/>
/>
ПриложениеА.8 АСУ ТП 110/6 кВ «Гежская»
/>
ПриложениеА.9 Расчёт балансовой стоимости№ Тип электрооборудования Затраты по оптовым ценам, руб Транспортные расходы, 10%
Складские расходы,
2% Затраты на создание фунд., 3%
Монтаж,
8% Всего первоначальная балансовая стоимость 1 Трансформатор ТМН 6300/110 1 090 000 109 000 21 800 32 700 87 200 1 340 700 2 Разъединитель РНГП-110 840 000 84 000 16 800 25 200 67 200 1 033 200 3
Трансформатор
напряжения НКФ-110 600 000 60 000 12 000 18 000 48 000 738 000 4 Трансформатор тока ТФЗМ-110 340 000 34 000 6 800 10 200 27 200 418 200 5
Выключатель
элегазовый ВГТ 440 000 44 000 8 800 13 200 35 200 541 200 6 Ограничитель перенапряжения ОПН-110 260 000 26 000 5 200 7 800 20 800 319 800 7 Заземлитесь однополюсный ЗОН-110 250 000 25 000 5 000 7 500 20 000 332 500 8 Ячейка КРУ серии КУ-10ц 6 500 000 650 000 130 000 195 000 520 000 7 995 000 9
Конденсаторные
установки 500 000 50 000 10 000 15 000 40 000 615 000 10
Микропроцессорное устойство
Micome Р123 7 800 000 780 000 158 000 234 000 622 000 9 594 000 11
Микропроцессорное устойство
Micome Р623 1 720 000 172 000 34 400 51 600 137 600 2 115 600 12 ОПУ 6 300 000 630 000 126 000 189 000 504 00 7 749 000 13 Сети связи и сигнализации 218 000 21 800 4 360 6 540 14 440 265 140 Всего: 26 856 000 2 685 800 539 160 832 740 2 143 640 33 057 340
ПриложениеА.10 Расчёт дисконтированного доходаНаименование показателя Годы 1 2 3 4 5
Результаты, /> 47 154 636 47 154 636 47 154 636 47 154 636 47 154 636 Инвестиции проекта, К 33 057 340
Эксплуатационные расходы, /> 2 612 809 2 612 809 2 612 809 2 612 809 2 612 809
Прибыль
налогооблагаемая 44 541 827 44 541 827 44 541 827 44 541 827 44 541 827 Налог на прибыль, 24% 10 690 038 10 690 038 10 690 038 10 690 038 10 690 038 Чистая прибыль 33 851 789 33 851 789 33 851 789 33 851 789 33 851 789 Амортизация 11 089 947 11 089 947 11 089 947 11 089 947 11 089 947 Денежный поток-эффект проекта 22 761 842 22 761 842 22 761 842 22 761 842 22 761 842 Коэффициент дисконтирования 0,91 0,83 0,76 0,69 0,63 Дисконтированный эффект по годам 20 713 276 18 892 328 17 298 999 15 705 670 14 339 960 Чистый дисконтированный доход за t лет — 12 344 064 6 548 264 23 847 263 39 552 933 53 892 893 ИД 0,63 1,19 1,72 2,19 2,55