ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика, какотрасль промышленности страны, в результате различных видов деятельностиобщества получила ведущее место. Недаром уровень развития современной цивилизацииопределяется количеством потребляемой электрической энергии на душу населения.Так, с повышением научно-технического прогресса, электрическая энергиястановится одним из основных и дешевых видов энергии.
В настоящее времянаблюдается значительный рост механизации и автоматизации сельского хозяйства,значительное увеличение числа бытовых приборов, как следствие, значительныйрост электрических нагрузок и потребления электроэнергии. Поэтому современнаяэлектроэнергетика должна базироваться на новой технической основе, что требуетсовершенствования организации и оперативного управления процессом производстваи передачи электроэнергии. Вместе с тем необходимо повышать экономическуюэффективность данной отрасли за счет улучшенного использования имеющегосяоборудования и по возможности модернизации устаревшего. Необходимо постепенновыводить из эксплуатации изношенное и устаревшее оборудование с заменой его насовременное. При строительстве новых энергообъектов необходимо применятьпоследние достижения в области электроэнергетики. Также необходимо уделятьбольше внимания вопросам связанным с качеством электроэнергии и надежностьюснабжения ею потребителей.
В дипломном проектерассматривается реконструкция подстанции «Городская», связанная с увеличениеммощности подстанции, проведен анализ режимов системы произведена заменатрансформаторов на более мощные, замена устаревшего коммутационного оборудованияна современное и надежное расчет релейной защиты трансформаторов, рассмотренывопросы безопасности и экологичности.
1 Краткая характеристикаТывинской энергосистемы
1.1Экономико-географическая характеристика республики Тыва
Республика Тыварасположена на юге Восточной Сибири, в географическом центре азиатскогоматерика, территория республики равна 168,6 тыс. км2. На западеграничит с Республикой Алтай, на северо-западе и севере — с Красноярским краеми Республикой Хакасия, на северо-востоке – с Иркутской областью и РеспубликойБурятия, на юге и востоке – с Монголией (рисунок 1.1). Население составляет 306тыс. человек, столица − г. Кызыл, образован в 1914 году.
/>
Рисунок 1.1 −Республика Тыва
Тыва − горнаяреспублика, с чередованием высоких хребтов и глубоких котловин. Горы занимают82 % территории республики. Сельскохозяйственные угодья составляют 21,5 %территории, однако преобладающее место в лесах занимают насаждения,отличающиеся низкой производительностью.
Основныеприродно-климатические зоны: тундровые плоскогорья с вечной мерзлотой, таёжныемассивы, соединяющиеся со степью и пустыней. В рельефе западной и центральнойчасти республики выделяется Тывинская котловина, окруженная хребтами ЗападногоСаяна, Шапшальским, Цаган-Шибэту, Танну-Ола и горами восточной Тывы. Кюго-западу от хребта Цаган-Шибэту располагается наиболее высокий в Тыве горныймассив Монгун-Тайга (3970 м). В пределах восточной, наиболее приподнятой части,находятся юго-западные склоны Восточного Саяна, Тоджинская котловина,Восточно-Тувинское нагорье с хребтом Академика Обручева и нагорье Сангилен. Длясеверо-востока и востока республики характерны таёжные леса, сухие степи вТувинской и полупустынные ландшафты в Убсунурской котловинах, горные тундры ввысокогорье. На территории республики протекают около восьми тысяч рек, средикоторых наиболее крупными являются Енисей и Хемчик, имеются 11 солено-грязевыхи более 8 пресных озер общей площадью более 300 км2.
Климатрезко-континентальный, в летнее время температура воздуха может подняться до плюс40 oС, зимой температура понижается до минус50 С. Лето часто бывает засушливым, зима в основном малоснежная.
В недрах Республики Тывасосредоточены значительные запасы руд, содержащих серебро, золото, висмут,медь, никель, кобальт. Имеются предпосылки для создания высокорентабельногогорно-металлургического производства по глубокой переработке рудныхконцентратов месторождений редких видов металлических руд. Ресурсный потенциалреспублики по золоту оценивается в 500 т, из которых 200 т сосредоточено вроссыпных месторождениях. К наиболее ценным видам сырья республики, имеющимбольшое значение как для Тувы, так и для страны в целом, следует отнестикаменный уголь, руды железа, цветных, благородных и редких металлов, сырье дляхимической промышленности, строительные материалы. В настоящее время введены вхозяйственный оборот только ресурсы угля асбеста, используют нерудные материалыдля нужд строительства.
Промышленность являетсяодной из базовых отраслей экономики, которая в значительной мере влияет натенденцию развития созданного валового регионального продукта республики.Ведущими отраслями промышленности республики являются: цветная металлургия(добыча кобальта и золота), электроэнергетика и пищевая промышленность.
Выпуском промышленнойпродукции занимаются около 300 предприятий и подсобных промышленных производствпри непромышленных организациях.
Цветная металлургия. Значительноеувеличение объёмов продукции в последние годы в целом по промышленностидостигнуто за счёт роста производства на 33,3 % в цветной металлургии. Изцветных металлов в настоящее время добывается только золото. Основнымипредприятиями золотодобычи в республике являются старательные артели.
Электроэнергетика. Доляэлектроэнергетики в промышленном производстве составляет 28,6 %. Выработкаэлектроэнергии осуществляется Кызылской ТЭЦ.
Пищевая промышленность.Доля отрасли в промышленном производстве составляет 21,3 %. В республикепроизводятся хлебобулочные, кондитерские, макаронные, колбасные, ликёроводочныеизделия, мясная продукция.
1.2 ЭлектроснабжениеРеспублики Тыва
Внешнее электроснабжениеТува осуществляется по двум ВЛ 220 кВ:
− «Шушенская опорная− Туран − Кызыл» от Красноярской энергосистемы общей протяженностью307 км;
− «Абаза −Ак-Довурак» протяженностью 221 км от Хакасской энергосистемы.
Собственные источникигенерирующей мощности − Кызылская ТЭЦ установленной мощностью 17 МВт.
Тувинская энергосистемасвязана с Западными электрическими сетями Монгольской народной республики по ВЛ110 кВ «Чадан − Хандагайты − Улан-Гом».
2 Расчети анализ электрических режимов2.1 Описаниепрограммного комплекса REGIM
Расчеты, установившихсярежимов электроэнергетических систем и сетей (ЭЭС) составляют значительнуючасть общего объема исследований, выполняемых при решении задач эксплуатации,развития и проектирования ЭЭС. Анализируя результаты этих расчетов, можнополучить ответы на следующие практически важные вопросы: осуществим ли данныйрежим, т. е, возможна ли передача по рассматриваемой электрической системе(сети) данных мощностей; не превышают ли токи и мощности в элементах ЭЭСдопустимых (предельных) значений; не выходят ли напряжения в узловых точках зазаданные пределы; каковы потери активной мощности в сети; как влияет отключениеили включение новых элементов ЭЭС (генераторов, нагрузок, линий электропередачии т. д.) на потокораспределение в расчетной схеме ЭЭС, уровни напряжений ипотери.
Наряду с решениемперечисленных вопросов расчеты установившихся электрических режимов необходимопроводить для проверки допустимости режима при оперативной оценке текущихсостояний и оперативном (до суток) управлении или, при краткосрочном (неделя,сутки), долгосрочном (квартал, год) и перспективном (до 3−5 лет)планировании режимов, при разрешении заявок (нa ремонты основного оборудованияЭЭС и решении ряда других вопросов. Их особое место в общем комплексе режимныхрасчетов определяется тем обстоятельством, что они имеют не только указанноевыше самостоятельное значение, но также являются исходными или основой дляболее сложных расчетов, выполняемых при оценке и планировании потерьэлектроэнергии, оптимизации режимов, анализе статической и динамической устойчивости,при определении токов коротких замыканий и ряда других задач. эксплуатации ипроектирования ЭЭС.
В данной дипломной работедля расчета установившегося режима электроэнергетической системы используетсяпрограммно-математический комплекс REGIM.2.2 Расчет параметров схемы замещения линий электропередач
/>
Рисунок 2 – Схема замещениялинии электропередачи
Исходными даннымиявляются
/> − номинальное напряжениелинии, кВ;
/> − длина линии, км;
марка провода;
/> − удельное активноесопротивление провода, Ом/км;
/> − расстояние междусоседними проводами, м.
Удельное индуктивноесопротивление провода определим по выражению [4], Ом/км
/>
где /> − внутреннееиндуктивное сопротивление провода (для цветных металлов />=1),
Величинасреднегеометрического расстояния между фазными проводами при горизонтальномрасположении определим по выражению, м
/>
Фактический радиусмногопроволочных проводов определим по выражению, мм
/>
где /> − сечениеалюминиевой части провода, мм2; /> − сечение стальной частипровода, мм2.
Полное сопротивлениелинии, Ом
/>
Активной проводимостьюпренебрежем, так как номинальное напряжение линии менее 220 кВ.
Реактивная проводимостьлинии, мкСм
/>
Исходные параметры линийприведены в таблице 2.
Таблица 2 −Исходные параметры линийНомера граничных узлов Номинальное напряжение, кВ Длина линии, км Марка провода Погонное сопротивление, Ом/км 1-2 220 221,0 АС 300/39 0,098+j0,429 2-3 70,3 14-15 220 73,9 АС 240/35 0,120+j0,405 14-16 143,0 6-7 110 87,0 АС 300/39 0,098+j0,429 7-8 26,5 8-9 108,8 АС 240/35 0,120+j0,405 9-10 4,87 10-11 5,9 17-18 17,8
Расчетные параметры линийприведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1−Расчетные параметры линийНомера граничных узлов Полное эквивалентное сопротивление линии, Ом Реактивная проводимость, мкСм 1-2 21,66+j94,88 583,0 2-3 6,89+ j30,14 186,0 6-7 8,53+ j37,32 230,0 7-8 2,6+ j44,1 70,0 8-9 13,75+j44,1 303,9 9-10 0,306+ j1,03 28,7 14-15 17,16+ j57,92 401,8 14-16 8,87+ j29,93 207,7 17-18 2,14+j4,54 29,16 2.3 Параметрысхемы замещения трансформаторов
Так как на подстанции«Городская» 110/35/10 осуществляется реконструкция то в связи с увеличениемнагрузки нужно заменить трансформаторы на более мощные. Полная мощность,предаваемая в режиме максимальных нагрузок, />составляет 25,0 МВ·А
/>
где />– мощностьтрансформатора, МВ·А;
/>– коэффициент загрузки, равный0,7.
Тогда мощностьтрансформатора составит, МВ·А
/>
По справочным материаламвыбираем 2 трансформатора ТРДН-25000/110.
Определимкоэффициент загрузки, %
/>
где />– числотрансформаторов.
Коэффициентзагрузки не должен превышать величины 60–70 %; в рассмотренном случае этоусловие выполняется.
Определимкоэффициент аварийной перегрузки, %
/>
Коэффициентаварийной перегрузки не должен превышать величины 130–140 %; в рассмотренномслучае это условие выполняется.2.3.1Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленнымиобмотками НН
В таблице 2.6 приведеныкаталожные параметры трансформаторов [1].
Таблица 2.2 −Параметры трансформаторовНазвание подстанции Тип
nт
Uвн /Uнн, кВ
pх, кВт
qх, квар R, Ом X, Ом Городская ТРДН-25000/110 2 115/10,5 120 175 2,54 55,9 2.3.2Параметры схемы замещения автотрансформаторов
В таблице 2.3 приведеныкаталожные параметры автотрансформаторов.
Таблица 2.3 – Параметры автотрансформаторовНазвание подстанции Тип
nт
qх, квар
pх, кВт R обмоток, Ом X обмоток, Ом В С Н В С Н Чадан АТДЦТН-32000/220/121/ 3 440 32 3,74 3,74 7,5 198 364 Кызыл АТДЦТН-63000/220/121 2 192 45 1,4 1,4 2,8 104 195.6 2.4Параметры нагрузок игенерирующих узлов
Параметры нагрузок максимальногорежима представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 −Параметры нагрузок максимального режимаНазвание подстанции Номер узла нагрузки Мощность нагрузки
активная, Pн, МВт
реактивная, Qн, Мвар Ак-Довурак 2 16,1 8,6 Чадан (110кВ.) 5 3,4 1,0 Чадан (10 кВ.) 6 17,4 11,6 Арыг-Узю 7 2,7 1,1 Шагонар 8 6,3 2,4 Южная 10 12,6 7,27 Кызыл (110кВ.) 11 3,5 0,4 Кызыл (10кВ.) 13 19,4 4,5 Западная 17 30,0 14,5 Городская 18 23,4 6,7
Параметры нагрузокминимального режима представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 −Параметры нагрузок минимального режимаНазвание подстанции Номер узла нагрузки Мощность нагрузки
активная, Pн, МВт
реактивная, Qн, Мвар Ак-Довурак 2 6,2 18,5 Чадан (110кВ.) 5 1,3 0,6 Чадан (10 кВ.) 6 8,2 12,3 Арыг-Узю 7 1,0 0,4 Шагонар 8 2,3 1,0 Южная 10 7,8 4,4 Кызыл (110кВ.) 11 6,7 0,3 Кызыл (10кВ.) 13 5,7 3,0 Западная 17 20,0 8,72 Городская 18 8,6 6,1
Параметры генерирующихузлов представлены в таблице 2.6
Таблица 2.6 −Параметры генерирующих узловВид генерирующего узла Номер узла Номинальное напряжение, U, кВ ПС Шушенская (балансирующий узел) 15 235 ПС Абаза (опорный узел) 1 232 2.5Анализ нормальных установившихся режимов
Из результатов расчетанормального режима, представленных в приложении А, видно, что напряжения вузлах не соответствуют норме, что отображено в таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Значениянапряжений в узлах в нормальном режиме В килловольтахНазвание подстанции Напряжение в узлах в максимальном режиме, кВ Напряжение в узлах в минимальном режиме, кВ Чадан 107,6 122,0 Арыг-Узю 105,0 119,3 Шагонар 104,2 118,4 Городская 101,8 114,0 Южная 102,7 114,1 Западная 100,5 113,3
Заниженные значениянапряжения в узлах в максимальном режиме – это следствие того, что в даннойсистеме имеет место дефицит реактивной мощности.
Для поддержаниянапряжения на ПС городская необходимо установить БСК мощностью 25 Мвар.
БСК можно установить настороне как ВН так и НН, пересчитав режим с учетом батарей конденсаторов, полученныепараметры режима сведем в таблицу 2.8.
Таблица 2.8 – Значениянапряжений в узлах в и потерь мощности в системе в нормальном режиме сустановкой БСК на ПС Городская в киловольтахНазвание подстанции Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 10 кВ. Потери мощности в сети с БСК 10кВ, МВт Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 110 кВ. Потери мощности в сети с ВСК 110 кВ, МВт Чадан 121,2 6,9 121,3 6,06 Арыг-Узю 118,1 121,3 Шагонар 117,2 117,3 Городская 113,8 114,0 Южная 113,9 114,1 Западная 112,7 112,8 Анализируятаблицу 3.2 установка БСК 110 кВ позволяет получить лучшие напряжения посравнению с установкой БСК 10 кВ, также снижаются потери мощности в сети на 12 %.
2.6Анализ послеаварийных установившихся режимов
Под послеаварийнымрежимом будем принимать два крайних случаях, когда отключаются работающие линииШушенская – Туран (15-14), и Абаза Ак-Довурак (1-2). В данной системефункционирует устройство автоматического ограничения снижения напряжения УАОСН,которое полностью отключает нагрузку при снижении напряжения ниже допустимого вмаксимальном режиме на подстанциях Городская и Кызыл, все расчеты сведем втаблицы.
Значения напряжений вузлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110 кВ наподстанции Городская представлены в таблице 2.9
Таблица 2.9 – Значениянапряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110кВна подстанции Городскаяв киловольтахНазвание подстанции Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2. Потеримощности в сети, МВт Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15. Потери мощности в сети МВт Чадан 103,6 10,51 113,9 11,2 Арыг-Узю 104,0 109,7 Шагонар 104,5 109,1 Городская 111,2 108,1 Южная 111,7 108,1 Западная 110,1 107,2
Значения напряжений вузлах в минимальном послеаварийном режиме представлены в таблице 2.10
Таблица 2.10 – Значениянапряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме в киловольтахНазвание подстанции Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2. Потери мощностив сети, МВт Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15. Потери мощности в сети, МВт Чадан 114,1 2,6 117,9 9,68 Арыг-Узю 114,4 117,5 Шагонар 114,4 115,3 Городская 115,0 115,0 Южная 114,3 114,3 Западная 115,1 115,0
Анализируя полученныерезультаты установка БСК привела к уменьшению потерь мощности, повышения еекачества и осуществимости режима.
3 Расчет токов короткихзамыканий
3.1 Определениепараметров схемы замещения
Для расчета на ЭВМопределяю активные и индуктивные сопротивления элементов в именованныхединицах, приведенных к средне-номинальному напряжению защищаемого объекта. 3.1.1Расчет схемы замещения прямой последовательности
Сопротивления схемызамещения прямой последовательности вычисляют по формулам (см. раздел 2.1).
Сопротивление нагрузок,Ом
/>
/>
/>
/>
/> и/>− удельные активное ииндуктивное сопротивления кабеля, сечением 120 мм2 [2], Ом/км;
n – количество линий (цепей)./>/>3.1.2 Расчетсхемы замещения нулевой последовательности
Для энергетических систем
/>
где /> – индуктивное нулевоесопротивление системы, о. е.
Сопротивление нулевойпоследовательности линий
/>
/>
В минимальном режимесистемы произойдут следующие изменения
/>
/>
Рисунок3 – Схема замещения с нанесенными параметрами
Исходныеданные для расчетов токов КЗ в программе TKZ 3000 представлены в приложение Б.
Результатырасчетов токов коротких замыканий приведены в приложении В.
4 Выборэлектрооборудования
4.1 Расчет токов в цепяхтрансформатора
Ток нормального режима настороне высшего напряжения, А
/>.
Наибольший ток ремонтногоили послеаварийного режима на стороне высшего напряжения, А
/>.
Ток нормального режима настороне низшего напряжения, А
/>.
Наибольший ток ремонтногоили послеаварийного режима на стороне низшего напряжения, А
/>.
4.2 Выбор выключателей
В общих сведениях овыключателях рассматриваются те параметры, которые характеризуют выключатели поГОСТ 687-78Е. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различныхпараметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определеннаязависимость параметров, например
/>; />,
допустимо производитьвыбор выключателей только по важнейшим параметрам [6]:
− по напряжениюустановки;
− по длительномутоку.
После выбора выключателя,его проверяют по ряду условий:
− на симметричныйток отключения;
− возможностьотключения апериодической составляющей тока КЗ;
− наэлектродинамическую стойкость;
− на термическуюстойкость.
4.2.1 Выбор выключателейна стороне высшего напряжения
По условиям выбора подходятотечественные элегазовые выключатели типа ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1 [8]. Основными преимуществами выключателя являются:высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкцийвыключателя; высокий коммутационный ресурс в 2−3 раза превосходящийкоммутационный ресурс лучших зарубежных аналогов (в расчете на каждый полюс), всочетании с высоким механическим ресурсом, повышенными сроками службыуплотнений и комплектующих обеспечивают при нормальных условиях эксплуатации неменее чем 25-летний срок службы выключателя до первого ремонта. Характеристикивыключателей приведены в таблице 4.1
Таблица 4.1 –Характеристики выключателя ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1Номинальное напряжение Номинальный длительный ток Номинальный ток отключения Собственное время отключения Ток электродинамической стойкости (амплитуда) Ток термической стойкости Время термической стойкости
/>, кВ
/>, А
/>, кА
/>, с
/>, кА
/>, кА
/>, с 110 2500 20 0,030 102 40 3
Условия выбора
– по напряжениюустановки, кВ
/>
/>
– по длительному току, А
/>
/>
Выбранный выключательнеобходимо проверить по вышеперечисленным условиям, проверку будем вести потоку трехфазного короткого замыкания.
Проверка по отключающейспособности:
− на симметричныйток отключения, кА
/>.
Считаем, что подстанциясвязана с системой бесконечной мощности, тогда
/>
/>,
/>;
− возможностьотключения апериодической составляющей тока КЗ, кА
/>,
где />– нормированное значение содержания апериодическойсоставляющей в отключаемом токе, %.
Апериодическаясоставляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [9, с. 82], кА
/>
где />= (0,02−0,03) – постоянная времени затуханияапериодической составляющей тока КЗ [5, с. 150], с;
Наименьшее время от начала КЗ домомента расхождения дугогасительных контактов, с
/>
где />– минимальное действие релейной защиты, с;
/> – собственное время отключениявыключателя, с.
Тогда, кА
/>
/>,
/>;
/>.
Проверка наэлектродинамическую стойкость, кА
/>,
/>;
/>.
Ударный ток короткогозамыкания, кА
/>,
где /> − ударныйкоэффициент [6, c. 150];
тогда
/>,
/>.
Проверка на термическуюстойкость, кА2·с
/>.
Тепловой импульс тока КЗ,кА2·с
реконструкцияподстанция трансформатор энергосистема
/>,
где />– время отключения КЗ [6, с. 211].
Тогда, кА
/>;
/>.
Выключатель удовлетворяетвсем условиям проверки.
4.2.2 Выбор выключателейна стороне низшего напряжения
Так как токи длительногорежима работы в цепях трансформатора на низшем напряжении могут достигать двухтысяч ампер, то, следовательно, необходим выключатель, способный длительновыдерживать такие нагрузки. Данным требованиям удовлетворяет выключатель типаВВСТ-3АН (таблица 4.2).
Таблица 4.2 –Характеристики выключателя ВВСТ-3АН-1Номинальное напряжение Номинальный длительный ток Номинальный ток отключения Собственное время отключения Ток электродинамической стойкости Ток термической стойкости Время термической стойкости
/>, кВ
/>, А
/>, кА
/>, с
/>, кА
/>, кА
/>, с 10 2000 31,5 0,045 80 31,5 3
Результаты расчета сведемв таблицы 4.3, 4.4.
Таблица 4.3 – Результаты расчета
/>, кА
/>, с
/>, кА
/>, кА
/>, кА2·с
/>, кА2·с 16,04 0,055 2,22 12,7 36,0 2977
Таблица 4.4 – Условиявыбора и проверкиУсловие Результат
/> 10=10
/> 1650 /> 31,5 > 5,28
/> 2,22 /> 5,42 /> 12,7 /> 36,0 Данный выключательудовлетворяет всем условиям.
4.3 Выбор разъединителейна стороне высшего напряжения
Выбор и проверкуразъединителей осуществляется по следующим параметрам:
− по напряжениюустановки;
− по току;
− поэлектродинамической стойкости;
− по термическойстойкости.
Выберем разъединительтипа РПД-2-110/1600-УХЛ1 (таблица 4.8) [12] с моторным приводом. Основнымипреимуществом данного разъединителя по сравнению с аналогами являетсямаксимальная заводская готовность: разъединитель поставляется в собранном иотрегулированном виде.
Таблица 4.8 –Характеристики разъединителя РПД-1-110/1600-УХЛ1Номинальное напряжение, кВ Номинальный длительный ток, А Ток динамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время термической стойкости, с 110 1600 40 40,0 3
Проверка разъединителя:
− по напряжениюустановки, кВ
/>,
/>;
– по длительному току, А
/>,
/>.
Проверка наэлектродинамическую стойкость, кА
/>,
/>;
/>.
Ударный ток КЗ составляет5,25 кА, тогда по условию выбора
/>
Проверка на термическуюстойкость, кА2·с
/>
Тепловой импульс тока КЗ1,14 кА2∙с, тогда по условию выбора
/>
/>.
Разъединительудовлетворяет всем условиям проверки.
Выбор разъединителей настороне низшего напряжения не проводим, так как предполагается использованиесуществующих ячеек с разъединителями втычного типа.
4.4 Выбор измерительныхтрансформаторов
Для выбора измерительныхтрансформаторов необходимо определить количество измерительных приборов и иххарактеристики (таблица 4.9).
Таблица 4.9 – Видыизмерительных приборов и места их установкиЦепь Место установки Перечень приборов Примечание Понизительного двухобмоточного трансформатора ВН − − НН Амперметр, ваттметр, счетчик активной и реактивной энергии Приборы устанавливаются в каждой цепи НН Сборные шины 10 кВ На каждой секции Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключателем для измерения трех фазных напряжений − Линии 110 кВ − Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии − Цепь Место установки Перечень приборов Примечание Трансформаторы собственных нужд ВН − − НН Амперметр, расчетный счетчик активной энергии −
В настоящее время наподстанции для учета электроэнергии установлены старые счетчики типаСР4У-И673М, данные счетчики имеют класс точности 2,5. Но для коммерческогоучета электроэнергии необходимо использовать приборы с классом точности 0,5.Следовательно, необходимо произвести замену счетчиков. Примем к установкесовременные счетчики электроэнергии фирмы ELESTER типа А1700. Данные счетчики одновременно способнывести учет как активной, так и реактивной электроэнергии.
4.4.1 Выбортрансформатора тока на высшем напряжении
Трансформаторы токавыбирают
− по напряжению установки;
− по току;
− по электродинамической стойкости;
− по термической стойкости;
− по вторичной нагрузке.
К установке на высшемнапряжении можно принять элегазовый трансформатор тока типа ТРГ-110 (таблица 4.10)[13]. Применение в качестве главной изоляцииэлегаза делает трансформатор тока практически не повреждаемым в процессеэксплуатации. Данный трансформатор тока пожаро и взрывобезопасен, в немотсутствует внутренняя твердая изоляция, что снижает уровень частичных разрядовдо минимума и повышает его надежность. Необходимо выполнить проверку по перечисленнымвыше условиям.
Характеристикитрансформатора тока ТРГ-110 (таблица 4.11).
Таблица 4.10 –Характеристики трансформатора тока ТРГ-110 Номинальное напряжение Номинальный первичный ток Номинальный вторичный ток Номинальный класс точности Односикундный ток термической стойкости Время термической стойкости Ток динамической стойкости (амплитуда), кА Номинальная вторичная нагрузка, Ом
/>, кВ
/>, А
/>, А
/>, кА
/>, с
/>, кА 110 400 5 0,5 40 1 102 2,0
Проверка трансформаторатока по напряжению установки, кВ
/>
/>
При выборе трансформаторатока желательно, что бы первичный номинальный ток был как можно ближе к токунагрузки, что способствует повышению качества измерений. Трансформатор токаможет длительно выдерживать ток в 1,2 раза превышающий его номинальноезначение. Проверка трансформатора тока по току нагрузки, А
/>
/>
Проверка на динамическуюстойкость, кА
/>
Ударный ток КЗ составляет6,61 кА, тогда по условию проверки
/>
Проверка на термическуюстойкость, кА2∙с
/>
Тепловой импульс тока КЗсоставляет 1,14 кА2∙с; тогда по условию проверки
/>;
/>.
Проверка по вторичнойнагрузке [6, с. 374]
/>,
/>,
где />− сопротивлениеприборов, Ом;
/> − сопротивление проводов,Ом;
/>− сопротивление контактов,Ом.
Оценим сопротивлениеприборов подключенных к вторичной обмотке (таблица 4.11).
Таблица 4.11 – Вторичнаянагрузка трансформатора токаПрибор Тип Нагрузка фазы, В·А А В С Амперметр Э 351 − 0,5 − Ваттметр Д 365 0,5 − 0,5 Варметр Д 365 0,5 − 0,5 Счетчик активной энергии А 1700 0,2 − 0,2 Счетчик реактивной энергии 1,2 0,5 1,2
Наиболее загруженнымифазами являются фазы А и С.
Сопротивление приборов,Ом
/>
где /> − мощностьизмерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока,В·А;
/> − вторичный токтрансформатора тока, А.
Сопротивление контактов,Ом
/>
Допустимое сопротивлениесоединительных проводов, Ом
/>
Сечение соединительныхпроводов, мм2
/>
где /> − удельноесопротивление алюминия, Ом·мм2/м;
/>− расчетная длина соединительного кабеля [6, с.375], м.
По условию прочности дляалюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм2 [6, с. 375].
Сопротивлениесоединительных проводов, Ом
/>
Суммарное сопротивление,подключенное ко вторичной обмотке трансформатора тока, Ом
/>
Тогда
/>
/>.
Данный трансформатор токаудовлетворяет всем условиям.
Во вводах силовоготрансформатора на высшем напряжении имеются встроенные трансформаторы тока(таблица 4.12) [14, с. 320].
Таблица 4.12 – Параметрывстроенных трансформаторов токаТип Номинальное напряжение, кВ Первичный ток (включая ответвления), А Номинальная вторичная нагрузка, Ом, при вторичном токе 1А (в числителе) и 5А (в знаменателе) − класс точности Параметры, определяющие термическую стойкость Количество трансформаторов тока на одном вводе Номинальная предельная кратность номинальный наибольший Кратность Время, с ТВТ110-І-200 110 200 200 20/0,8 − 3 25 3 2 20
4.4.2 Выбортрансформаторов тока на низшем напряжении
К установке на низшемнапряжении можно принять трансформатор тока типа ТШЛ–10 (таблица 4.13) [15].
Таблица 4.13 –Характеристики трансформатора тока ТШЛ-10Номинальное напряжение Номинальный первичный ток Номинальный вторичный ток Номинальный класс точности Ток термической стойкости Время термической стойкости Ток динамической стойкости (амплитуда), кА Номинальная вторичная нагрузка, Ом
/>, кВ
/>, А
/>, А
/>, кА
/>, с
/>, кА 10 2000 5 0,5 35,0 3 40 0,8
Условия выбора и проверкисведем в таблицу 4.14, за исключением условия проверки по вторичной нагрузке.
Таблица 4.14 – Условиявыбора и проверкиУсловие Результат
/> 10 = 10
/> 1650 /> 5,05 /> 1,14 Оценим сопротивлениеприборов во вторичной обмотке. Также как и в пункте 4.4.1 предыдущем случае дляучета электроэнергии устанавливаем счетчики фирмы ELESTER типа А1700. Результаты приведены в таблице 4.15.
Таблица 4.15 – Вторичнаянагрузка трансформатора токаПрибор Тип Нагрузка фазы, В·А А В С Амперметр Э 351 0,5 Ваттметр Д 365 0,5 0,5 Счетчик активной энергии А 1700 0,2 0,2 Счетчик реактивной энергии 0,7 0,5 0,7
Наиболее загруженнымифазами являются фазы А и С.
Сопротивление приборов,Ом
/>.
Сопротивление контактов,Ом
/>
Допустимое сопротивлениесоединительных проводов, Ом
/>
Сечение соединительныхпроводов, мм2
/>
По условию прочности дляалюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм2.
Сопротивлениесоединительных проводов, Ом
/>
Суммарное сопротивление,подключенное к вторичной обмотке, Ом
/>
Тогда
/>
/>
Данный трансформатор токаудовлетворяет всем условиям выбора.
4.4.3 Выбортрансформатора напряжения на стороне высшего напряжения подстанции
Трансформаторы напряжениявыбирают [6]:
− по напряжениюустановки;
− по классуточности;
− по вторичной нагрузке.
Можно принять емкостныйтрансформатор напряжения типа СРА-123 (таблица 4.16) [16]. В емкостныхэлементах используется компенсируемый диэлектрик, нечувствительный ктемпературным изменениям, при этом по качеству измерений данный трансформаторнапряжения эквивалентен индуктивным трансформаторам напряжения. Данныйтрансформатор напряжения снабжен полимерными изоляторами.
Таблица 4.16 –Характеристики трансформатора напряжения СРА-123 Номинальное напряжение, кВ Вторичное напряжение (обмотка №1), В Вторичное напряжение (обмотка №2), В Вторичное напряжение (обмотка № 3), В Класс точности/вторичная нагрузка, В∙А (по первичной обмотке) 110
100//> 100
100//>
0,2/60
0,5/200
Проверка по напряжению,кВ
/>
/>
Проверка по вторичнойнагрузке
/>
Определение величинывторичной нагрузки представлено в таблице 4.17.
Таблица 4.17 – Вторичнаянагрузка трансформатора напряженияПрибор Тип Мощность одной обмотки, В·А Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Потребляемая мощность P, Вт Q, вар Ваттметр Д365 1,5 2 1,0 0,0 1 3,0 - Варметр Д365 1,5 2 1,0 0,0 1 3,0 - Счетчик активной энергии А1700 4,0 2 0,50 0,866 1 4,0 6,93 Счетчик реактивной энергии Вольтметр Э350 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Вольтметр для измерения фазных напряжений Э351 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Итого 16,0 6,93
Суммарная вторичная, В·А
/>
где />− активнаямощность измерительных приборов подключенных ко вторичной обмоткетрансформатора напряжения, Вт;
/> − реактивная мощностьизмерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформаторанапряжения, вар.
Тогда
/>,
17,4
Соединительные проводапринимаем алюминиевыми сечением 2,5 мм2
Данный трансформаторудовлетворяет всем условиям выбора.
4.4.4 Выбортрансформатора напряжения на стороне низшего напряжения подстанции
Можно принять к установкетрансформатор напряжения типа НАМИ-10 (таблица 4.18) [17]. Данный трансформаторнапряжения является антирезонансным.
Таблица 4.18 –Характеристики трансформатора напряжения НАМИ-10Номинальное напряжение, кВ Вторичное напряжение (обмотка №1), В Вторичное напряжение (обмотка №2), В Класс точности/вторичная нагрузка, В∙А (по первичной обмотке) 10,0 100 100 0,5/200
Проверка по напряжению,кВ
/>
/>
Вторичная нагрузкарассчитана в таблице 5.19.
Таблица 4.19 – Вторичнаянагрузка трансформатора напряженияПрибор Тип Мощность одной обмотки, В·А Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Потребляемая мощность P, Вт Q, вар Ваттметр на вводе 10кВ Д365 1,5 2 1,0 0,0 1 3,0 - Счетчик активной энергии (ввод 10 кВ) А1700 4,0 2 0,50 0,866 1 4,0 6,93 Счетчик реактивной энергии (ввод 10 кВ) Вольтметр Э350 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Вольтметр для измерения фазных напряжений Э351 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Итого 13,0 6,93
Суммарная вторичнаянагрузка, В·А
/>.
Тогда условие
/>
13,9
В качестве соединительныхпроводов принимаем алюминиевые провода сечением 2,5 мм2.
Трансформатор НАМИ-10удовлетворяет всем условиям выбора.
4.5 Выбор шин и ошиновок
4.5.1 Проверка шин навысшем напряжении
На ОРУ 110 кВиспользуются гибкие шины, выполненные проводами АС 120/19. Необходимо оценитьвозможность дальнейшего использования данных шин в связи с возросшими токовыминагрузками.
Выполним проверку шин понагреву, А
/>,
170
При увеличении нагрузки вперспективе до 210 А данные шины также можно использовать.
Так как токи короткогозамыкания на стороне высшего напряжения остались прежними, то нет необходимостивыполнять проверку на электродинамическую стойкость.
4.5.2 Выбор шин на низшемнапряжении
Так как в результатереконструкции увеличивается число секции на низшем напряжении и в перспективетоки могут достигать 2000 А, то следует выбрать шины коробчатого сечения [6, с.218].
Выбираем сечение шин изусловия наибольшего длительно допустимого тока, /> А. Шины изготовлены из алюминиевогосплава АД31Т1 (таблица 5.20) [14, с. 398].
Таблица 4.20 – Параметры шинРазмеры, мм
Поперечное сечение одной шины, мм2
Моменты сопротивления, см3
Моменты инерции, см4 Допустимый длительный ток, А
/>МПа h b c r одной шины
двух сращенных шин Wy0-y0 одной шины
двух сращенных шин Jy0-y0
Wx-x
Wy-y
Jx-x
Jy-y 75 35 5,5 6 695 14,1 3,17 30,1 53,1 7,6 113 2670 90
Необходимо проверитьвыбранные шины.
Проверка по длительнодопустимому току, А
/>,
/>.
Проверка шин натермическую стойкость
/>,
где />− минимальное сечениепроводника, мм2.
Минимальное сечениепроводника, мм2
/>,
где СT –функция, A∙c1/2/мм2 [6];
/> − тепловой импульс тока, кА2∙с.
Тогда условие, мм2
/>,
35,3
Далее проводиммеханический расчет шин. Необходимым условием является
/>.
Расчетное напряжение вматериале шин определяем по формуле, МПа
/>
где /> − напряжение,возникающее в материале шин в результате взаимодействия швеллеров одной фазы,МПа;
/>− напряжение, возникающее вматериале шин в результате взаимодействия фаз между собой, МПа.
Шины будут располагатьсяв вертикальной плоскости.
Тогда момент сопротивлениядвух шин, см3
/>.
Момент инерции двух шин,см4
/>.
При расчете шинкоробчатого сечения можно не учитывать колебательный процесс, вследствиебольшого момента инерции.
Сила взаимодействия междушвеллерами, составляющими шину коробчатого сечения, при протекании по нимударного тока трехфазного короткого замыкания, Н/м
/>
где />− ударный токтрехфазного короткого замыкания при коротком замыкании на секции шин 6 кВ, А;
h – расстояние между внешними краямишвеллеров, мм.
Напряжение в материалешин от действия силы />, МПа
/>
где /> − расстояниемежду опорными изоляторами, м;
/> − момент сопротивления, см3.
Напряжение в материалешин от взаимодействия фаз при протекании по ним ударного тока трехфазногокороткого замыкания, МПа
/>
где /> − расстояниемежду соседними фазами, м;
/> − момент сопротивления, см3.
Расчетное напряжение, МПа
/>.
Тогда
/>
/>
Данные шины удовлетворяютвсем условиям проверки.
4.6 Выбор трансформаторовсобственных нужд
Определим нагрузкусобственных нужд подстанции (таблица 4.21).
Таблица 4.21 – Нагрузкасобственных нужд подстанцииВид потребителя Установленная мощность cosφ tgφ Нагрузка ед., кВт × n всего, кВт
/>, кВт
/>, квар
Охлаждение ТРДН
-25000/110 2,5 × 2 5,0 0,85 0,62 4,25 3,1 Подогрев ВГТ-110 4,5 × 2 9,0 1,0 0,0 9,0 0,0 Подогрев приводов разъединителей 0,6 × 6 3,6 1,0 0,0 3,6 Отопление, вентиляция, освещение ЗРУ, совмещенного с ОПУ − 20,0 1,0 0,0 20,0 0,0 Освещение ОРУ 110 кВ − 20,0 1,0 0,0 20,0 0,0 Итого 56,85 3,10
Расчетная нагрузка, кВ·А
/>
где /> − коэффициентспроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки [6, с. 475].
Определим коэффициентаварийной перегрузки для действующих трансформаторов ,
/>
Коэффициент аварийнойперегрузки превышает 1,4, что не допустимо. Необходимо установить более мощныетрансформаторы.
Расчетная мощностьтрансформатора, кВ·А
/>.
Принимаем к установке дватрансформатора ТМ-40 (таблица 4.22).
Таблица 4.22 – Параметры трансформатораТМ-40/6
/>, кВ∙А
/>, кВ
/>, кВ
/>,%
/>, кВт
/>, кВт
/>% 40 6,0 0,4 4,5 0,19 0,88 3,0
Коэффициент загрузки внормальном режиме
/>
Коэффициент аварийнойперегрузки
/>
Коэффициент аварийнойперегрузки не превышает 1,4.
Данные трансформаторыудовлетворяют всем условиям.
4.7 Выбор ограничителей перенапряжениянелинейных (ОПН)
При защите трансформатораот грозовых и коммутационных перенапряжений ОПН должен устанавливаться узащищаемого объекта до коммутационного аппарата. ОПН как и вентильныеразрядники имеют определенную зону защиты зависящую от схемы распределительногоустройства и параметров волн приходящих с линий [18, с. 19]. Поэтому ОПНустановленные у выводов трансформаторов не защищают как правило удаленныеобъекты распределительного устройства, поэтому не обходимо дополнительноустанавливать дополнительно ОПН на каждой секции распределительного устройства.
4.7.1 Условия выбора ОПН
В РУ, к которымприсоединены ВЛ, для защиты от волн приходящих с линий электропередачи, должныбыть установлены ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН).
Для эффективногоограничения перенапряжений и надежной работы ограничителя решающие значениеимеет правильный выбор его параметров с учетом его назначения, места установкии условий работы.
ОПН выбирают по следующимпараметрам :
а) по наибольшемудлительно допустимому напряжению
/>
где /> – наибольшее рабочеенапряжение сети, /> – наибольшее длительно допустимоерабочее напряжение ограничителя (наибольшее действующее значение промышленнойчастоты, которое неограниченно долго может быть приложено к выводам ОПН).
При выборе ОПН для вновьпроектируемого объекта /> принимается в соответствии ГОСТ1516.3-96. Значение этих напряжений приведены в таблице 3.5
В сетях с изолированнойнейтралью или нейтралью заземленной через дугогосящий реактор однофазноезамыкание на землю (ОЗЗ) приводит к возрастанию напряжения на “здоровых” фазахв /> раз.Поэтому в этих сетях в качестве />в таблице 4.7 указано линейноенапряжение. Предполагая упрощено, что время действия ОЗЗ в сетях 6-35 кВ неограничено, /> беретсяиз таблицы, в противном случае выбор по /> производится по специальнымкривым, которые дают заводы-изготовители;
Таблица 4.7 – Номинальныеи наибольшие напряжения электроустановок и сетей высокого напряжениякиловольтах
/>
/>
/> 10,0 11,5 11,5 110,0 126,0 72,8 220,0 252,0 145,7
— по номинальному разрядному току.
Производится в случаеустановки ОПН для защиты от грозовых перенапряжений. Номинальный разрядный ток– это максимальное значение грозового импульса тока 8/20 мкс (8 – длина фронта,20 – длина волны до полуспада амплитуды), используемое для классификации ОПН.Номинальный разрядный ток должен быть не менее 5 кА, а в перечисленных нижеслучаях 10 кА и более:
в районах с интенсивнойгрозовой деятельностью (более 50 грозовых часов в году); в схемах грозозащитыдвигателей и генераторов, присоединенных к ВЛ; в районах с высокой степеньюпромышленных загрязнений (IVстепень загрязнения атмосферы); в схемах грозозащиты, к которым предъявляютсяповышенные требования к надежности.
— по грозовым перенапряжениям.
В настоящее времяиспытательные напряжения, а значит и уровни изоляции электрооборудования,скоординированы с остающимся напряжением вентельных разрядников (РВ), арасстояние между РВ и защищаемым оборудованием регламентированы ПУЭ. Отсюдаследует, что остающееся напряжение ограничителей (/>) при грозовых перенапряженияхдолжно быть не выше остающегося напряжения РВ при тех же токах координации (5или 10 кА):
/>
Выполнение этого условияпозволяет устанавливать ОПН вместо вентильных разрядников в тех же точкахподключению к распредустройству. Значения остающегося напряжения вентельныхразрядников при токах координации 5 кА для /> и 10 кА для /> преведены в таблице 4.7
Таблица 4.7 –Максимальные значения отстающих напряжений РВ при воздействии грозовыхимпульсов в киловольтахКласс напряжения электрооборудования 10 110 220
/> при токе координации
/> 45 – –
/> – 295 515
Номинальный разрядный токОПН /> долженбыть не менее тока координации /> вентильного разрядника,указанного в таблице 3.8.
– по длине пути утечки
Обычно выпускаемые ОПНимеют несколько модификаций для применения в различных зонах загрязнения.Упрощенно можно выбирать ограничитель по соответствию его модификации зонезагрязнения в планируемом месте установки ОПН. Если ОПН будет эксплуатироватьсяв условиях закрытого распредустройства, выбор по длине пути утечки непроизводится.
В соответствие с ПУЭ,степень загрязнения вблизи тепловых электрических станций относится к категории2, поэтому на электрических станциях следует выбирать ОПН с категориейисполнения по длине пути утечки не менее II.
В сетях НН дополнительнотребуется определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях ирасчет его энергоемкости (способности ОПН рассеивать определенную энергию безпотери своих качеств) при дуговых ОЗЗ.
Поэтому ограничителиперенапряжений для цепей НН можно выбрать только ориентировочно.
Примем: ОПН-10/12-10(II) УХЛ2, ОПН-110/80-10 II УХЛ1.
4.8Заземление подстанции
Требованияк заземлению подстанции [19]:
−заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях сэффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требованийлибо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдениемтребований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения назаземляющем устройстве;
−напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания наземлю не должно, как правило, превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВдопускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов запределы зданий и внешних ограждений электроустановок;
−заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к егосопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом сучетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.
В целяхвыравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединенияэлектрооборудования к заземлителю на территории подстанции, занятойоборудованием, проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители,объединенные между собой в заземляющую сетку.
Продольныезаземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания наглубине 0,6 м от поверхности земли и на расстоянии примерно 0,8−1,0 м отфундаментов и оснований оборудования.
Поперечныезаземлители проложены между оборудованием на глубине 0,6 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся отпериферии к центру заземляющей сетки. Размеры ячеек заземляющей сетки,примыкающие к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов, непревышают 2 × 2 м.
Горизонтальныезаземлители проложены по краю территории, занимаемой заземляющим устройствомтак, что они в совокупности образуют замкнутый контур.
Оценим возможность дальнейшего использования заземления при новыхусловиях.
Площадь, занимаемаязаземлением 48×40 метров. В рабочих местах выполнена гравийная подсыпкатолщиной 0,2 метра. Фактическое сопротивление верхнего слоя грунта с учетомпромерзания около 500 Ом·м, нижнего 50 Ом·м. Суммарная длина горизонтальныхзаземлителей около 1920 метров. Длина одного вертикального заземлителя около 4 метров. Среднее расстояние между вертикальными заземлителями около 2 метров.
Для определениядопустимого напряжения прикосновения необходимо вычислить расчетную длительностьвоздействия
/>,
где />– время действиярелейной защиты;
/> – полное время отключениевыключателя.
Тогда наибольшее допустимоенапряжение прикосновения, В [6, с. 596]
Uп.доп = 425
Коэффициент напряженияприкосновения
/>
где /> − коэффициент,определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока;
/>− длина вертикальногозаземлителя, м;
/>− длина горизонтальных заземлителей,м;
/> − расстояние междувертикальными заземлителями, м;
/>− площадь заземляющегоустройства, м2.
/> − параметр, зависящий от удельных сопротивленийверхнего и нижнего слоев грунта [6, с. 598].
Коэффициент
/>
где /> – сопротивление телачеловека, Ом;
/> − удельное сопротивлениеверхнего слоя грунта с учетом подсыпки, Ом·м.
Тогда коэффициентприкосновения
/>/>
Потенциал на заземлителе,В
/>
Допустимое сопротивлениезаземляющего устройства, Ом
/>
где />− начальноезначение наибольшего тока однофазного короткого замыкания, кА;
/>− суммарное сопротивлениенулевой последовательности, Ом;
/>− сопротивление нулевойпоследовательности трансформатора, Ом.
Определим сопротивлениесложного заземлителя. Действительный план заземляющего устройства при расчетахзаменяют расчетной квадратной моделью.
Число ячеек по сторонеквадрата
/>
Суммарная длина полос врасчетной модели, м
/>
Длина стороны ячейки, м
/>
Число вертикальныхзаземлителей по периметру контура
/>
Общая длина вертикальныхзаземлителей, м
/>
Общее сопротивлениесложного заземлителя определяем по формуле
/>
где A – коэффициент, зависящий отпараметров заземлителя;
/>− эквивалентное удельноесопротивление земли, Ом·м.
Относительная глубиназалегания
/>
где t – расстояние от поверхности земли дозаземлителя, м.
Тогда коэффициент
/>
Для определения удельногоэквивалентного сопротивления земли, необходимо определить относительную толщинуслоя
/>
Тогда удельноеэквивалентное сопротивление земли, Ом·м
/>
Тогда общее сопротивлениесложного заземлителя, Ом
/>
Напряжение прикосновения,В
/>
Напряжение прикосновенияне превышает предельно допустимого.
Вследствиетого, что заземляющие проводники пролежали в земле много лет, то необходимопровести их комплексное обследование. Необходимо проверить коррозионноесостояние заземления.
В общем случае заземляющие устройства энергообъектов подвергаютсясовместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого и двойногозамыкания на землю. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественныхи искусственных заземлителей. Как правило разрушаются:
− заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственнопод поверхностью грунта;
− сварные соединения в грунте;
− горизонтальные заземлители;
− нижние концы вертикальных электродов.
Разрушения бывают: локальные, местные, общие.
Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников можно выявитьпри осмотре (в основном со вскрытием грунта), а также при измерениях напряженияприкосновения и проверке металлосвязи.
Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности проводникаотдельных, иногда множественных, повреждений в форме язв или кратеров, глубинаи поперечные размеры которых соизмеримы и колеблются в пределах от долеймиллиметра до нескольких миллиметров.
Общая коррозия возникает в грунтах с большой коррозионной активностью.
Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное по всейповерхности проводника проникновение в глубь металла с соответствующимуменьшением размеров поперечного сечения элемента. После механического удаленияпродуктов коррозии поверхность металла оказывается шероховатой, но безочевидных язв, точек коррозии или трещин. Количественная оценка степеникоррозионного износа производится выборочно по участкам контролируемогоэлемента заземляющего устройства путем измерения характерных размеров,зависящих от вида коррозии. Эти размеры определяются после удаления споверхности элемента продуктов коррозии. При сплошной поверхностной коррозиихарактерными размерами являются линейные размеры поперечного сечения проводника(диаметр, толщина, ширина), измеряемые штангенциркулем.
При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв (например,с помощью штангенциркуля), а также площадь язв на контролируемом участке.Элемент заземляющего устройства должен быть заменен, если разрушено более 50 %его сечения.
Для выявления тенденции коррозии и прогнозирования срока службызаземлителей рекомендуется произвести измерения электрохимического окислительно-восстановительногопотенциала, удельного сопротивления грунта и определить наличие блуждающихтоков в земле [20].
4.9 Молниезащита подстанции
Защита подстанции от прямых ударов молнии выполняется с помощьюстержневых молниеотводов установленных на порталах ОРУ. Расположениемолниеотводов представлено на рисунке 5.2. В общем, на подстанции установлено 6молниеотводов. Высота одного молниеотвода 19,5 метров. Необходимо обеспечить защиту на высоте 11,0 метров, высота подвески шин. Расстояния между молниеотводами, м
/>; />.
/>
/>
Рисунок 5.2 – Зоны защиты молниеотводов
Длина диагонали, м
/>
Условие защиты внутреннейчасти зоны на высоте hх системы из четырех молниеотводов, м
/>,
/>,
/>,
где />− активная высотамолниеотвода, м;
/> − высота молниеотвода, м;
/>− высота, на которойнеобходимо обеспечить защиту, м;
p = 1 – коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода.
Радиус защиты одногомолниеотвода на высоте hх, м
/>
Оценим ширину зонызащиты. Считаем вероятность прорыва молнии 0,05, при данной вероятности всреднем объект будет поражаться не реже одного раза в 200 лет. Ширина зонызащиты зависит от соотношения, м.
/>
/>, />
/>; />
/>; />
Тогда ширина зоны, м
/>
После реконструкцииоборудование подстанции будет находиться в зоне между молниеотводами то,следовательно, защита оборудования от прямых ударов молнии обеспечена.
4.10 Система постоянного оперативного тока
В связи с заменой силовых трансформаторов, защита которых будет обеспечиватьсяустройствами релейной защиты на микропроцессорной базе, а также установкой навысшем напряжении подстанции выключателей повышаются требования к качеству ихэлектроснабжения.
В качестве источника оперативного постоянного тока можно принять кустановке шкаф «ExOn».
Шкаф состоит из четырех основных модулей, которые определяют качество инадежность его работы:
− зарядное устройство;
− аккумуляторная батарея;
− модуль распределения электроэнергии по потребителям;
− система управления.
Основными преимуществами данного шкафа оперативного тока являются:
− компактная конструкция, за счет применения зарядных устройств модульноготипа;
− герметизированная, необслуживаемая аккумуляторная батарея.
Данные преимущества особенно актуальны в условиях данной подстанции.
5 Релейная защитатрансформатора
51Выбортипов трансформаторов тока, напряжения и их коэффициентовтрансформации
Трансформаторытока и напряжения были выбраны в разделе 3.
Коэффициент трансформациитрансформатора напряжения равен отношению номинального первичного напряжения квторичному
/>
Номинальные первичныенапряжения трансформатора напряжения стандартизированы в соответствии со шкалойноминальных линейных напряжений сети. Номинальные вторичные напряжения, В,установлены равными 100 и />.
Коэффициент трансформациитрансформатора тока равен отношению номинального первичного тока к вторичному
/>
Определяем первичные токидля всех сторон трехобмоточного трансформатора, соответствующие его мощности,кА
/>
/>
Коэффициентытрансформации трансформаторов тока
/>;
/>,
где />, /> - первичные токи для всех сторон трансформатора, А.
Определяем вторичныеноминальные токи, А
/>
/>
Позначениям базисных токов производится выбор числа витков первичных обмотоквходных ТТ терминала (грубое выравнивание) и точное (цифровое) выравниваниетоков присоединений.
Выборвитков входных трансформаторов тока производится по таблице 5.1.
Таблица5.1 – Выбор витков входных ТТ терминала БЭ2704V041Базисный Фаза Зажимы Х1, Х2 терминалов БЭ2704V041 ток сторона ВН сторона СН сторона НН1 сторона НН2 0,251–1,000 А Х2:5–Х2:1 Х2:10–Х2:6 Х1:5–Х1:1 Х1:10–Х1:6 В Х2:15–Х2:11 Х2:20–Х2:16 Х1:15–Х1:11 Х1:20–Х1:16 С Х2:25–Х2:21 Х2:30–Х2:26 Х1:25–Х1:21 Х1:30–Х1:26 1,001–4,000 А Х2:5–Х2:2 Х2:10–Х2:7 Х1:5–Х1:2 Х1:10–Х1:7 В Х2:15–Х2:12 Х2:20–Х2:17 Х1:15–Х1:12 Х1:20–Х1:17 С Х2:25–Х2:22 Х2:30–Х2:27 Х1:25–Х1:22 Х1:30–Х1:27 4,001–16,000 А Х2:5–Х2:4 Х2:10–Х2:9 Х1:5–Х1:4 Х1:10–Х1:9 В Х2:15–Х2:14 Х2:20–Х2:19 Х1:15–Х1:14 Х1:20–Х1:19 С Х2:25–Х2:24 Х2:30–Х2:29 Х1:25–Х1:24 Х1:30–Х1:29
5.2 Дифференциальная защитатрансформатора
Выбираютсяуставки:
–ток срабатывания дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ);
–ток начала торможения ДЗТ;
–ток торможения блокировки ДЗТ;
–коэффициент торможения ДЗТ;
–уровень блокировки по 2-й гармонике;
–ток срабатывания дифференциальной отсечки.
Характеристикасрабатывания ДЗТ приведена на рисунке 6.2.
/>
Рисунок 5.2 –Характеристика срабатывания ДЗТ
Рассчитаем относительныйначальный ток срабатывания ДЗТ (чувствительного органа) Iдо.расч приотсутствии торможения определяется с помощью выражения
/>
где kотс. – коэффициент отстройки;Рекомендовано значение kотс = 1,5.
Значение Iнб.расчопределяется с помощью выражения, А,
/>
kпер – коэффициент, учитывающий переходныйпроцесс (kпер = 2,0, если доля двигательнойнагрузки менее 50%);
kодн – коэффициент однотипностивысоковольтных трансформаторов тока: kодн = 1,0 –для трансформаторов тока с номинальным током 1 А,
kодн = 2,0 – для трансформаторов тока сноминальным током 5 А и при использовании вместе трансформаторов тока сноминальным током 1 и 5А;
e — относительное значение полнойпогрешности ТТ установившемся в режиме. В соответствии с [2] при 10% погрешности принимается равным 0,1, а при 5%погрешности – 0,05;
DUрпн – относительнаяпогрешность, обусловленная наличием РПН, принимается равной половинедействительного диапазона регулирования или ступени регулирования, если РПН неиспользуется;
Dfвыр. – относительная погрешностьвыравнивания токов плеч. Данная погрешность определяется погрешностями входныхТТ и аналого-цифровыми преобразователями терминала. Может быть принята
Dfвыр = 0,02
Токначала торможения ДЗТ
Iт.о = 0,6 – для пускорезервныхтрансформаторов и трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР;
Iт.о = 1,0 – во всех остальных случаях.
Токторможения блокировки Iт.бл. ДЗТ определяется исходя из отстройкиот максимально возможного сквозного тока нагрузки. Своего наибольшего значениясквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя илиАПВ питающих линий и может быть принят равным
Iсвк= (1,5 – 2,0)Iном = 1,75·126 = 202,5
Iт.бл. = Котс. Iсвк.=1,1 · 202,5 = 222,75
где kотс. = 1,1 – коэффициент отстройки отвнешнего КЗ.
Спомощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечиваетсянесрабатывание ДЗТ в диапазоне значений тормозного тока от Iт.0до Iт.бл.
Тормознойток ДЗТ формируется по следующему алгоритму:
/>, если 90º />
если -90º = 0,
где I1 –наибольший из трех токов сторон ВН, НН ( 5039 А);
I2 = Iвн + Iнн1+ Iнн2 – I1 = 126+690+ 690 –5039 = -3533 А – сумма всехтоков
за исключением I'1;
a — угол междувекторами токов I1 и I2, в проектных расчетах может быть принят 10–20 °;
/>
Если позащищаемому трансформатору протекает ток IСВК, он может вызватьдифференциальный ток:
Iд = (kперkодн e + DUрпн+ Dfвыр) Iсвк/I1TA = 0,48·202,5/200 = 0,49
При принятомспособе формирования торможения тормозной ток равен
/>,
Тогда
/>/>
Принимаем КТ= 0,7.
Уставка поуровню блокировки по второй гармонике устанавливаем 11%.
Токсрабатывания дифференциальной отсечки выбирается исходя из двух условий:
– отстройкиот броска тока намагничивания силового трансформатора
/>
/>
– отстройки от максимального первичного тока небаланса припереходном режиме расчетного внешнего КЗ.
Iотс. = 1,5 Iкз.отн. (kпер e + DUрпн+ Dfвыр )/I1ТА = (1,5 · 0,48 )·482/200 = 1,7
где Iкз.отн. – максимальное значение тока внешнегометаллического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ (I(3)K4).
5.3 Максимальная токоваязащита с пуском по напряжению
В терминалепредусмотрены МТЗ на сторонах ВН и НН трансформатора.
Для МТЗ ВНвыбираются следующие уставки:
– ток срабатывания, А;
– время срабатывания, с;
– время срабатывания с ускорением, с;
– пуск по напряжению МТЗ ВН (предусмотрен или не предусмотрен);
– пуск по напряжению МТЗ ВН при выводе МТЗ НН1 (предусмотрен или непредусмотрен);
– пуск по напряжению МТЗ ВН при выводе МТЗ НН1 (предусмотрен или непредусмотрен);
– ускорение МТЗ ВН при отключении СВ1(2) НН (предусмотрено или непредусмотрено).
Первичный токсрабатывания МТЗ ВН с пуском минимального напряжения определяется по условиюотстройки от номинального тока трансформатора
/>
где kотс = 1,2 – коэффициент отстройки, kв = 0,9 – коэффициент возврата.
Необходимо проверитьчувствительность защиты по току с помощью выражения
/>;
/>,
/>
Значение коэффициентачувствительности kчI должно быть не менее 1,2.
Выдержка временипринимается равной МТЗ НН.
Для минимального релемеждуфазного напряжения уставка выбирается исходя из:
– обеспечения возвратареле после отключения внешнего КЗ по выражению
/>
– отстройкиот напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателейнагрузки
/>
где Uмин – междуфазное напряжение в местеустановки реле в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ(определяется расчетом); в ориентировочных расчетах может быть принято равным(0,85–0,9) Uном;
Uзап – междуфазное напряжение в местеустановки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки привключении их от АПВ или АВР (определяется расчетом); в ориентировочных расчетахможет быть принято равным 0,7 Uном
Для максимального реленапряжения обратной последовательности рекомендуется уставка
Uс.з. = (0,5 – 0,7) Uном = 0,7·110 = 77
Чувствительность дляминимального реле междуфазного напряжения определяется с помощью выражения
/>
Чувствительностьдля максимального реле напряжения обратной последовательности определяется спомощью выражения
/>
где UЗ.макс. – первичное значение междуфазногонапряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами врасчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;
U2.З.мин – первичное значение междуфазногонапряжения обратной последовательности в месте установки защиты приметаллическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающемнаименьшее значение этого напряжения.
Для МТЗ НН выбираютсяследующие уставки:
– ток срабатывания 1 ступени, А;
– ток срабатывания 2 ступени, А;
– напряжение срабатывания минимального реле междуфазного напряжениястороны НН1 (НН2), В;
– напряжение срабатывания максимального реле напряжения обратной последовательностистороны НН1 (НН2), В;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) 1 ступень, с;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) 2 ступень, с;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) на отключение трансформатора, с;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) с ускорением, с;
– время задержки ввода ускорения МТЗ НН1 (МТЗ НН2), с;
Уставки потоку срабатывания МТЗ НН1 выбираются аналогично МТЗ ВН.
Ток срабатывания защитыопределяется из условия возврата при протекании через защиту номинального токастороны НН1 трансформатора:
/>
где Iном –номинальный ток стороны НН1 трансформатора,
kотс = 1,2 – коэффициент отстройки,
kв = 0,9 – коэффициент возврата.
Предусмотрено две ступениМТЗ НН1:
1-я ступень – привключенном положении секционного выключателя НН;
2-я ступень – приотключенном положении секционного выключателя НН.
Это позволяет согласоватьток срабатывания МТЗ НН1 с изменением нагрузки на стороне НН1.
Напряжение срабатыванияминимального реле междуфазного напряжения определяется из условия:
– обеспечения возвратареле после отключения внешнего КЗ по выражению
/>
– отстройкиот напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР
/>
где Uмин – междуфазное напряжение в местеустановки реле в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ(определяется расчетом), в ориентировочных расчетах может быть принято равным(0,85–0,9) Uном;
UЗАП – междуфазное напряжение в местеустановки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей при включении ихот АПВ или АВР (определяется расчетом), в ориентировочных расчетах может бытьпринято равным 0,7 Uном;
kотс – коэффициент отстройки, может бытьпринят равным 1,2;
kв = 1,1 – коэффициент возврата.
Напряжение срабатыванияреле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройкиот напряжения небаланса в нагрузочном режиме
U2 с.з. = (0,5–0,7) Uном = 0,7 · 10,5 = 7,35кВ
где Uном – номинальное междуфазноенапряжение.
Чувствительность дляминимального реле междуфазного напряжения определяется с помощью выражения:
/>
Чувствительностьдля максимального реле напряжения обратной последовательности определяется спомощью выражения
/>,
где kчU – коэффициент чувствительности дляминимального реле междуфазного напряжения;
kчU2 – коэффициент чувствительности для максимального реленапряжения обратной последовательности;
Uз.макс – первичное значение междуфазногонапряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами врасчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;
U2з.мин – первичное значение междуфазногонапряжения обратной последовательности в месте установки защиты приметаллическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающемнаименьшее значение этого напряжения.
Минимальные значениякоэффициентов чувствительности защиты по току и напряжению должны быть около1,5 при металлическом междуфазном КЗ на шинах НН.
Первая выдержка временизащиты принимается на ступень селективности (Dt = 0,5 c)больше максимальной выдержки времени защиты на секционном выключателе НН(действие на отключение выключателя НН).
Вторая выдержка временизащиты принимается на ступень селективности (Dt = 0,5 c)больше первой (действие на отключение трансформатора).
Время ввода ускорениядолжно превышать время срабатывания с ускорением на время запаса (Dt = 0,5 c).
Чувствительностьдля реле тока определяется с помощью выражений
/>;
/>,
/>
/>
/>
5.4 Защита от однофазныхкоротких замыканий
Проверим,сможет ли МТЗ служить для защиты от однофазных КЗ.
Определимкоэффициент чувствительности защиты к току однофазного КЗ
/>
Защитапроходит по чувствительности к току однофазного КЗ и установка других видовзащит не требуется.
5.5 Защиты от перегрузки
Защитаустанавливается на ВН и НН1.Настороне ВН, А
/>
где Kотс – коэффициент отстройки, может бытьпринят равным 1,05;
Kв = 0,9 – коэффициент возврата.
/> АНастороне НН1
/> А
Токсрабатывания
/> А
5.7 Газовая защита
Газовые релепредназначены для защиты трансформаторов, имеющих расширитель, от поврежденийвнутри бака, при которых происходит выделение газа, снижение уровня масла иливозникновение ускоренного потока масла из бака трансформатора в расширитель.
При внутренних поврежденияхв трансформаторе, даже самых незначительных, выделяются газообразные продуктыразложения масла или органической изоляции, чем обеспечивается действие газовойзащиты в самом начале возникновения постепенно развивающегося повреждения. Внекоторых случаях опасных внутренних повреждений трансформаторов («пожар»стали, межвитковые замыкания и т. п.) действует только газовая защита, аэлектрические защиты трансформатора не работают из-за недостаточнойчувствительности.
Газовая защитатрансформатора реализована на базе реле типа РГТ80.
Реле состоит из корпуса икрышки из алюминиевого сплава, на которой смонтированы все внутренние элементыреле (реагирующий блок). Цифры в обозначении реле соответствуют диаметрупроходного отверстия фланца корпуса реле.
Основными элементамиконструкции рассматриваемого реле (рисунок 5.2) являются [21]:
а) контактный узел,состоящий из двух одинаковых пластмассовых монтажных колодок (на рисунке невидны), в средней и нижней частях которых установлены соответственно сигнальныйи отключающий герконы, а в верхней — зажимы для подключения выводов герконов ивнешних цепей реле. Верхняя часть колодок с зажимами находится в коробкезажимов 1, а средняя и нижняя с герконами — в цилиндрическом корпусеконтактного узла 2; внутренняя полость коробки зажимов и корпуса контактногоузла изолирована от заполняемого маслом объема корпуса реле;
б) верхний 3 и нижний 4поплавки реле, реагирующие на уровень масла в корпусе реле; в верхней частикаждого поплавка запрессованы магниты, управляющие верхним — сигнальным инижним — отключающим герконами; поплавки реле свободно плавают в масле,используя в качестве направляющих цилиндр корпуса контактного узла и стержень 5кнопки опробования 6 (нижний поплавок) и стержень 7 винта регулировки уставки напорнойпластины (верхний поплавок);
в) напорная пластина 8,реагирующая на скорость потока масла, с установленным на ней магнитом 9,который при срабатывании напорной пластины действует на тот же геркон, что инижний поплавок; напорная пластина удерживается в начальном положении силойпритяжения магнита 9 к стержню 7; после прекращения потока масла напорнаяпластина газового реле автоматически возвращается в начальное положение;
г) кнопка опробования 6,предназначенная в газовых реле для проверки срабатывания герконов либо принажатии на поплавки, либо при нажатии на хвостовик напорной пластины; дляпредотвращения случайного нажатия на
/>
1 – коробка зажимов; 2 – цилиндрическийкорпус; 3 – верхний поплавок; 4 – нижний поплавок; 5 – стержень кнопкиопробования; 6 – кнопка опробования; 7 – стержень винта регулировки уставки; 8– напорная пластина; 9 – магнит напорной пластины; 10 – экран для отбора газа;11 – вводной штуцер.
Рисунок 5.2 −Реагирующий блок газового реле РГТ80 кнопку опробования на верхнюю часть кнопки навинчен защитныйколпачок
д) винт регулировкиуставки срабатывания напорной пластины по скорости потока масла (на рисункеверхняя часть винта закрыта корпусом коробки зажимов) имеет шлиц под отвертку ификсирующую его положение стопорную гайку.
6 Расчет стоимости реконструкцииподстанции
Стоимость реконструкцииПС Городская включает в себя
Крек = Кнов.+ Кдем – Квозв
где Кнов –капитальные вложения в новое оборудование (перечень оборудования и егостоимость приведены в таблице 6);
Квозв –возвратная стоимость демонтируемого оборудования;
Кдем –капитальные вложения в демонтаж оборудования подлежащего замене;
Для расчёта приведённыхвыше капитальных вложений воспользуемся укрупнёнными стоимостными показателями(УСП) приведёнными в [1]. Укрупненные стоимостные показатели распространяютсяна вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые подстанции.
Расчеты ведутся побазовой стоимости. Базисные показатели стоимости ПС соответствуют нормальнымусловиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения. Забазисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.1985 г. Определениестоимости реконструкции в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется сучетом индексов пересчёта равного 105 и территориального коэффициента равного1,4. Постоянная часть затрат принимается после реконструкции при замене двухтрансформаторов равной 20 % от полной суммы.
Приведём расчёткапитальных вложений в ПС 110/10 кВ, которые включают в себя: капитальныевложения в новое оборудование и постоянную часть затрат.
Примечание – Показательстоимости ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование(трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки, а также панелиуправления, защиты и автоматики, относящиеся к ячейке, гибкие связитрансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.
Приосуществлении реконструкции и технического перевооружения возникаетнеобходимость демонтажа оборудования подстанций и опор, проводов игрозозащитных тросов ВЛ.
Демонтажоборудования ПС – разборка оборудования со снятием его с места установки и, внеобходимых случаях, консервацией с целью перемещения на другое место, илизамены новым оборудованием в период реконструкции, расширения, или техническогоперевооружения предприятий, зданий и сооружений. При этом, разборкаоборудования со снятием или без снятия с места установки для выполненияремонта, к демонтажу оборудования не относится.
Таблица 6 – Расчет новойстоимости ПС 110/10 кВ в тысячах рублейОборудование Стоимость единицы в ценах 2010 г. Количество единиц оборудования Общая стоимость в ценах 2010 г. Ячейка трансформатора ТРДН-25000/110/10 10700 2 21400
ВВСТ-3АН-1
ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1
214,0
1765,5
4
5
856
8827,5 БСК 16075,7 1 16075,7 Всего по ПС 32759,2 Постоянная часть с учетом замены трансформаторов 2100,0
Всего по ПС с учетом Кт 34859,2
Затратына демонтаж определяются в зависимости от характеристики оборудования, стоимостиработ по его монтажу, а также от дальнейшего предназначения демонтируемогооборудования.
Стоимостьдемонтажа оборудования 10 % от стоимости оборудования.
Согласноуказанному порядку, затраты на демонтаж оборудования определяются применением кстоимости монтажа оборудования (учитывается сумма затрат на оплату труда иэксплуатацию машин, стоимость материальных ресурсов не учитывается) усредненныхкоэффициентов. Стоимость монтажа оборудования принята так же в соответствии с[15].
Возвратнаястоимость демонтируемого оборудования
/>
где К0–Первоначальная стоимость демонтируемого оборудования;
/> – норма амортизационных отчислений и на реновацию, %;
Т – продолжительностьэксплуатации оборудования да его демонтажа;
Расчётвозвратной стоимости оборудования, и стоимости демонтажа представлены в таблице6.1.
Таблица6.1 – Расчёт возвратной стоимости оборудования, и стоимости демонтажа в тысячахрублейОборудование Стоимость единицы в ценах 2010 г. Количество единиц оборудования Возвратная стоимость Оборудования в ценах 2010г. Стоимость демонтажа оборудования в ценах 2010 г ТДТН-10000/110/35/10 7980 4 6320,2 3192
Выключатели
масляные:
10 кВ
35кВ
110кВ
37,28
343,4
945,0
3
5
5
55,92
858,5
2362,5
11,18
171,7
472,5 БСК 300,8 1 150 31,1 Всего по ПС 9691,2 3877,5
Тогда, используярезультаты расчётов таблиц 6 и 6.1, суммарная стоимость реконструкции ПСсоставляет
Крек=34859,2+3877,5-9691,2=29045,5 тыс. руб.
6.1 Расчёт основныхтехнико-экономических показателей подстанции
Основнымитехнико-экономическими показателями (ТЭП) подстанции являются: нагрузка, отпускэлектроэнергии, потери, коэффициент полезного действия, капитальные вложения,эксплуатационные затраты, в том числе заработанная плата, амортизация.
Эксплуатационные расходыопределяются как
/>
Основная заработная плата
/> тыс. руб. /год
где З – средняязаработная плата руб/год∙чел.;
Ч – численность,определяется нормативно [3], чел.;
Ктер –территориальный коэффициент;
Ксев –северная надбавка (за стаж).
Дополнительная заработнаяплата
/> тыс. руб.
Расходы на оплату труда
/> тыс. руб./год
Отчисления насоциальные нужды
/>0,26·/>0,26·1733,4 = 450,7 тыс. руб./год
Амортизационныеотчисления
/>
где На – нормаамортизации для силового оборудования;
КОРУ –стоимость ОРУ-110 кВ, тыс. руб.;
КТР –стоимость трансформаторов, тыс. руб.
Материальныезатраты
/>= 0,035 ·/>0,035·1733,4=60,7 тыс. руб./год
Прочие расходы
/> тыс. руб./год
Суммарныеэксплуатационные расходы
/>
Отпущенная электроэнергия
/> МВт·ч
Время максимальных потерь
/> ч
Максимальные потеримощности
/> МВт
Коэффициент полезногодействия по мощности
/> %
Потерянная электроэнергия
/> МВт·ч/год
Стоимость годовых потерьЭЭ
ИWпот. = Wпот × b = 4894,8 × 0,75 = 3671,1 тыс. руб./МВ×ч,
где b – стоимость одного кВт×ч.
Годовой полезный отпускЭЭ потребителям
Wпол = Wотп – Wпот = 128700,0 –3671,1 = 1250028,9 МВт·ч
Коэффициент полезногодействия по ЭЭ
/>%
Таблица 6.3 – Технико-экономические показателиПСНаименование показателя Ед. измерения Значение Максимальная нагрузка ПС МВт 23,4 Годовой отпуск ЭЭ МВт·ч 123805,2 Потери мощности в максимальном режиме МВт 1,23 КПД по мощности % 94,7 Годовые потери ЭЭ МВт·ч 4894,8 Годовой полезный отпуск ЭЭ потребителям МВт·ч 232217,56 КПД по ЭЭ % 97,1 Стоимость годовых потерь ЭЭ тыс. руб./год 3671,1 Наименование показателя Ед. измерения Значение Средний процент амортизации % 0,06 Суммарные амортизационные отчисления тыс. руб./год 1669,5 Суммарная численность персонала чел. 6 Расходы на оплату труда руб./чел. 1617,8 Суммарные эксплуатационные расходы тыс. руб./год 3971,5 Cстоимость реконструкции ПС тыс. руб. 29045,5
7 Безопасность и экологичность
Основные вопросы иобласти охраны труда на подстанции регламентируются: кодексом законов о трудеРФ, правилами устройства электроустановок (ПУЭ), правилами техническойэксплуатации электрических станций и сетей, требованиями безопасности приработе с инструментами и приспособлениями, правилами применения и испытаниясредств защиты используемых в электроустановках, системой государственныхстандартов безопасности труда, а также инструкциями по технике безопасности.
Улучшение условий иохраны труда является важным направлением в работе трудовых коллективов поосуществлению трудовой политике на дистанции. Изложенные выше указания и задачиособенное значение имеют для электроэнергетических предприятий, так какэксплуатация электрической подстанции сопряжена с работой многообразного исложного электрооборудования с высокими параметрами электрического тока инапряжения, и многими другими параметрами электрического тока и напряжения, имногими другими опасными для человека факторами. Работы в электроустановкахотносятся к категории работ повышенной опасности. Персонал обслуживающийэлектроустановки, особенно оперативный и ремонтный, в процессе осмотров,ремонта и монтажа электрооборудования подвергается опасности поражения током,различных химических веществ, неблагоприятных климатических условий и др.
При выполнении работ поднапряжением, на большой высоте, а также при аварийных и оперативныхпереключениях, ликвидация аварий и пожаров в электроустановках обслуживающийперсонал подвергается значительным физическим и нервно-психологическимперегрузкам. Важно правильно организовать управление охраны труда наподстанции, обеспечить квалифицированную подготовку оперативного и ремонтногоперсонала, в том числе и психологическую. Надо создать наиболее благоприятныеусловия для отдыха и психологической разгрузки персонала в процессе работы ипосле нее. Необходимо совершенствовать существующие и создавать новые, болеебезопасные и безвредные для людей и окружающей среды электроустановки,удовлетворяющие требования энергетики, эстетики, эргономии и психологиичеловека, обеспечить безопасность при монтаже, обслуживании и ремонтахэлектрооборудования, его планировки в помещениях и на территории подстанции.
К обслуживающемуэлектроустановки персоналу предъявляются повышенные требования и в первуюочередь к здоровью и квалификации.
7.1 Анализ опасных ивредных производственных факторов, условий и причин их проявления вэлектроустановках
Приреконструкции подстанции «Городская» имеют место опасные и вредныепроизводственные факторы, подразделенные по природе действия на следующиегруппы:
физические;
психофизиологические.
Физическиеопасные и вредные производственные факторы следующие:
движущиесямашины и механизмы;
передвигающиесяизделия, заготовки, материалы;
разрушающиесяконструкции;
повышеннаязапыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
повышеннаяили пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;
повышеннаяили пониженная температура воздуха рабочей зоны;
повышенныйуровень шума на рабочем месте;
повышенныйуровень вибрации;
повышенноезначение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойтичерез тело человека;
повышенныйуровень статического электричества;
повышенныйуровень электромагнитных излучений;
повышеннаянапряженность электрического поля;
повышеннаянапряженность магнитного поля;
отсутствиеили недостаток естественного света;
недостаточнаяосвещенность рабочей зоны;
повышеннаяяркость света;
пониженная контрастность;
прямая иотраженная блесткость;
повышеннаяпульсация светового потока.
Психофизиологическиеопасные и вредные производственные факторы следующие:
а) физическиеперегрузки;
б)нервно-психические перегрузки.
Физическиеперегрузки подразделяются на:
статические;
динамические.
Нервно-психическиеперегрузки подразделяются на:
умственноеперенапряжение;
перенапряжениеанализаторов;
монотонностьтруда;
эмоциональныеперегрузки.
7.2 Средства и меры безопасностипри случайном появлении напряжения на металлических корпусахэлектрооборудования и шагового напряжения на подстанции
С целью предупрежденияслучайного появления напряжения на металлических токоведущих частях, корпусах,кожухах электрооборудования и шагового напряжения, а также для снижения степенипоражения электротоком на подстанции применяется:
расчет токов короткихзамыканий, с помощью которого был сделан правильный выбор оборудования. Токтрехфазного короткого замыкания на стороне НН 5,42 кА, на стороне ВН 2,25 кАрасчет выполнен в разделе 4 .
изоляция токоведущихчастей и ее периодический контроль, то есть измерения ее сопротивления приприеме электроустановки после монтажа, периодически в сроки, устанавливаемыеправилами и нормами испытания изоляции;
релейная защита(дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий; максимальнаятоковая защита от сверхтоков при внешнем коротком замыкании, от перегрузок и отвнешних однофазных коротких замыканий; газовая защита от повреждения внутрибака). Расчет релейной защиты выполнен в разделе 5;
защитное заземление –преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентомметаллических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжениемвследствие короткого замыкания на корупус удовлетворяют требованиям.
Расчет заземления выполненв разделе 3
молниезащита – установкамолниеотводов в виде металлических стержней, защищающих электрооборудованиеподстанции от ударов молнии. Количество молниеотводов – 6 высота каждого19,5м.Расчет молниезащиты выполнен в разделе 4.
Приэксплуатации действующих электроустановок важную роль в обеспечениибезопасности электротехнического персонала играют электротехнические средствазащиты (электрозащитные средства) и предохранительные приспособления.Электрозащитными средствами называются переносимые и перевозимые изделия,служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от пораженияэлектрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитногополя.
Всеэлектрозащитные средства делятся на следующие группы [27]:
а)штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для наложения заземления),клещи изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные,указатели напряжения, указатели напряжения для фазировки;
б) изолирующие средства для ремонтныхработ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент сизолирующими рукоятками;
в) диэлектрическиеперчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки, изолирующие подставки;
г)индивидуальные экранирующие комплекты;
д)переносные заземления;
е) временные ограждения, предупредительныеплакаты;
ж)защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные монтерские пояса и когти,страховочные канаты, защитные каски.
Изолирующиеэлектрозащитные средства подразделяются на основные и дополнительные.
Основныминазываются такие изолирующие электрозащитные средства, изоляция которых длительно выдерживает рабочеенапряжение электроустановки и которые позволяют прикасаться к токоведущимчастям, находящимся под напряжением. Основные электрозащитные средстваиспытываются повышенным напряжением, значение которого зависит от рабочегонапряжения электроустановки, в которой они применяются. К основнымэлектрозащитным изолирующим средствам в электроустановках напряжением выше 1000В относятся оперативные и измерительные штанги, изолирующие и электроизмерительныеклещи, указатели напряжения и изолирующие устройства и приспособления дляремонтных работ (изолирующие лестницы, площадки, тяги, непосредственносоприкасающиеся с проводом, щитовые габаритники, захваты для переноски гирлянд изоляторов,изолирующие штанги для укрепления зажимов и для установки габаритников).
Дополнительныминазываются такие изолирующие электрозащитные средства, которые являются лишьдополнительной мерой защиты к основным средствам, а также служащие для защиты отнапряжения прикосновения и напряжения шага. Дополнительные защитные средстваиспытываются повышенным напряжением, не зависящим от рабочего напряженияэлектроустановки, в которой они должны применяться. К дополнительнымэлектрозащитным средствам, применяемым в электроустановках напряжением выше1000 В, относятся диэлектрические перчатки, диэлектрические боты,диэлектрические резиновые коврики, изолирующие подставки на фарфоровыхизоляторах, диэлектрические колпаки, переносные заземления, оградительные устройства.
7.3 Организационные итехнические мероприятия по технике безопасности при выполнении ремонтных работв электроустановках на подстанции
Целью мероприятияявляется:
обеспечить нормальныйбезаварийный режим работы электроустановок;
бесперебойность электроснабжениявысококачественной электроэнергией электроприемников;
нормативная безопасностьперсонала в процессе монтажа, оперативного обслуживания, наладки, ремонта,испытания электрооборудования;
предупредить случайноепоявления напряжения на отключенных токоведущих частях и случайного приближениена опасные расстояния к токоведущим частям под напряжением.
Организационнымимероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках,являются:
оформление работ нарядом,распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
допуск к работе;
надзор во время работы;
оформление перерыва вработе, перевод на друге место, окончания работы.
Работы на подстанции в отношении мер по техникебезопасности подразделяются на работы, выполняемые:
со снятием напряжения;
без снятия напряжения, на токоведущих частях и внутриих;
без снятия напряжения вдали от токоведущих частей,находящихся под напряжением.
Ответственными забезопасность работ являются следующие лица:
выдающий наряд, отдающийраспоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущейэксплуатации (мастер);
ответственныйруководитель работ (начальник группы подстанции);
допускающий к работе изчисла дежурного или оперативно-ремонтного персонала;
производитель работ;
наблюдающий;
член бригады.
Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяетнеобходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает задостаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мербезопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначениеответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе группперечисленных работников.
Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляетсяработникам из числа административно-технического персонала организации, имеющимгруппу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В.Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в нарядемер безопасности их достаточность, за принимаемые им дополнительные мерыбезопасности, за полноту и качества целевого инструктажа бригады, в том числепроводимого допускающим и производителем работ, а также за организациюбезопасного ведения работ [26].
Ответственный руководитель работ должен иметь группупо ТБ — V. Необходимость назначения ответственного руководителяработ определяет выдающий наряд.
Наряд выписывается в двух, а при передачи его потелефону, радио — в трех экземплярах.
В тех случаях, когда производитель работ назначаетсяодновременно допускающим, наряд независимо от способа его передачи заполняетсяв двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.
Число нарядов, выдаваемых на одного ответственногоруководителя работ, определяет выдающий наряд.
Допускающему и производителю работ (наблюдающему)может быть выдано сразу несколько нарядов и распоряжений для поочередногодопуска и работы по ним.
Наряд выдается на срок не более 15 календарных дней содня начала работы и может быть продлен один раз на срок не более 15 календарныхдней со дня продления. При перерывах в работе наряд остается действительным.
Продлевать наряд может работник, выдавший наряд, илидругой работник, имеющий право выдачи наряда на работы в электроустановке.
Учет работ по нарядам ведется в Журнале учета работ понарядам и распоряжениям.
Подготовка рабочего места и допуск бригады к работепроводиться после получения разрешения от оперативного персонала илиуполномоченного на это работника. Разрешение может быть передано выполняющемуподготовку рабочего места и допуск бригады к работе персоналу лично, потелефону, радио, с нарочным или через оперативный персонал промежуточнойподстанции. Не допускается выдача таких разрешений заранее. Допуск бригадыразрешается только по одному наряду.
Допуск к работе по нарядам и распоряжениям проводитьсянепосредственно на рабочем месте, Допуск к работе проводится после проверкиподготовки рабочего места. Началу работ по наряду или распоряжению предшествуетцелевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнениюконкретной работы.
После допуска надзор за соблюдением бригадойтребований безопасности возлагается на производителя работ (наблюдающего),который так организует свою работу, чтобы вести контроль за всеми членамибригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняетсянаиболее опасная работа. Не допускается наблюдающему совмещать надзор свыполнением какой-либо работы.
Перевод бригады на другое рабочее место осуществляетдопускающий, также могут выполнять ответственный руководитель или производительработ. Перевод оформляется в наряде.
При перерыве в работе на протяжении рабочего днябригада удаляется с рабочего места, а двери РУ закрываются. После полногоокончания работы производитель работ удаляет бригаду с рабочего места, снимаетустановленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности,флажки и заземления, закрывает двери электроустановки на замок и оформляет внаряде полное окончание работ своей подписью.
Производитель работ, выполняемых по наряду вэлектроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, авыполняемых по распоряжению — III.
Наблюдающим можетназначаться работник, имеющий группу III.
Каждый член бригады должен соблюдать правила ТБ иинструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, атакже требования инструкций по охране труда [226].
Технические мероприятияпо обеспечению безопасности работ на подстанции включают:
отключение установки ипринятие мер против подачи напряжения на место работы вследствие ошибочного илисамопроизвольного включения коммутационных аппаратов. Это отключениевыполняется, с видимым разрывом электрической цепи для чего помимо выключателяотключается еще и разъединители. Во избежание опасности обратной трансформациинапряжения, силовые трансформаторы и трансформаторы напряжения, связанные свыделенным для работ участком электроустановки должны быть отключены и схемы ихразобраны также со стороны других своих обмоток;
на приводах ручного и наключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешенызапрещающие плакаты «не включать – работают люди» и другие. Чтобы предотвратитьслучайное включения приводы аппаратов запирают механическими запорами;
проверено отсутствиенапряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защитылюдей от поражения электрическим током;
наложено заземление(включены заземляющие ножи, а там где они отсутствуют установлены переносныезаземления);
вывешены указательныеплакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся поднапряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающиеплакаты.
При эксплуатациидействующих электроустановок важную роль в обеспечение безопасностиэлектротехнического персонала играют электротехнические средства защиты:
изолирующие, которыеделятся на основные и дополнительные. К основным изолирующим средствамотносятся – изолирующие штанги (оперативные, измерительные, для наложениязаземления), изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, атакже средства для ремонтных работ под напряжением. Дополнительным изолирующимсредствам защиты относятся – диэлектрические перчатки, боты и ковры,изолирующие подставки и накладки, изолирующие колпаки, штанги для переноса и выравниванияпотенциала;
ограждающие, к которымотносятся – щиты (ширмы), изолирующие накладки, временные переносные заземленияи предупреждающие плакаты;
индивидуальные, к которымотносятся защитные каски, очки, щитки; противогазы и респираторы; специальныерукавицы, изготовленные из трудновоспламеняемой ткани; предохранительныемонтерские пояса; страховочные канаты; монтерские когти, а также индивидуальныеэкранирующие комплекты и переносные экранирующие устройства, защищающиеперсонал от воздействия электрического поля в электроустановках сверхвысокогонапряжения промышленной частоты.
Порядок включенияэлектрооборудования после ремонта представляет собой обратнуюпоследовательность действии отключению этого оборудования.
Технические мероприятиявыполняет оперативно-ремонтный персонал по разрешению мастера, который выдаетнаряд на выполнение ремонтных работ в электроустановках.
7.4 Пожарная безопасностьпри устройстве и эксплуатации подстанции
В данном проекте вэлектроустановках используются пожароопасные вещества и материалы. Особовыделим среди них трансформаторное масло и изоляционные материалы .
Для обеспеченияконструктивного соответствия электротехнических изделий ПУЭ выделяютсяпожароопасные зоны.
Пожароопасные зоны –пространства в помещении или вне его, в котором находятся горючие вещества, какпри нормальном осуществлении технологического процесса, так и в результате егонарушения.
Проектируемаяэлектроустановка относится к П-III – пожароопасная зона вне помещения, вкоторой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61°С или горючие пыли с нижнимконцентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3 [19].
Таблица 7.1 −Классификация пожара и рекомендуемые огнегасительные веществаКласс пожара Характеристика горящ. среды, объекта Огнегасительные средства Е Электроустановки под напряжением
Порошки, двуокись азота, оксид азота, углекислый газ, составы бромэтил+СО2
Применяются следующиетипы огнетушителей:
ОУ-5 (10 или 80) –огнетушитель углекислотный, вместимостью 5 (10 или 80 килограммов). Служит для тушения пожаров и загораний классов B, Е (только электроустановок,находящихся под напряжением до 1000 В). Преимуществом углекислотныхогнетушителей является возможность тушения электроустановок под напряжением ипроизводственных помещений с огнеопасными жидкостями без нанесения ущерба отогнетушащего вещества товарам и оборудованию. Огнетушащее вещество −двуокись углерода.
ОП-5 (10, 100)–огнетушитель порошковый, вместимостью 5 (10 или 100 литров) предназначен для тушения загораний тлеющих материалов, горючих жидкостей, газов иэлектроустановок, находящихся под напряжением не более 1000 В, на промышленныхпредприятиях, складах хранения горючих материалов, а также на транспортныхсредствах.
ОУБ-8 – огнетушительэтиловый, вместимостью 8 килограммов
ОХП – огнетушительбромхладоновый
Ответственным заорганизацию пожарной безопасности является директор. В его обязанности входит:
создание комиссии подпредставительством главного инженера;
назначение ответственныхпо наиболее опасным отделам.
Ответственность запожарную безопасность отдельных подразделений несут их руководители, которыеобязаны:
обеспечить на подстанциисоблюдение противопожарного режима;
следить за исправностьюоборудования и немедленно принимать меры по устранению неполадок;
следить за уборкойрабочих мест по окончанию работы, отключением электроприборов и электросетей,кроме дежурного освещения и тех установок, которые по условиям производствадолжны действовать круглосуточно;
обеспечить постояннуюготовность к действию имеющихся средств пожаротушения, связи и сигнализации.
В задачи комиссии попрофилактике пожаров входят:
оценка пожарной опасностиобъекта, соответствия проекта пожарной безопасности;
снабжения подстанцииавтоматическими средствами пожаротушения;
разработка инструкций попожарной безопасности, плана ликвидации аварий на подстанции, разработкаоперативного плана;
создание добровольнойпожарной дружины;
обучение рабочих пожарнойбезопасности.
7.5 Экологичность проекта
Вопросы охраны окружающейсреды решают на основе системного подхода, рассматривая систему «Человек — производство — окружающая среда» как единую и неразрывную.
Так при строительствеподстанции существуют проблемы связанные со строительством и монтажомоборудования подстанции – это нарушение естественного ландшафта за счетзастройки территории, производства земляных работ, строительства дорог, а такжеза счет сооружения линии электропередачи. При этом естественный почвенный слойгубится, что ведет к непоправимым последствиям. Самым ценным слоем почвыявляется верхний слой-гумус. Его толщина составляет 15 – 20 см и при строительстве он разрушается. Искусственные насыпи песка и гравия при строительствеподстанции нарушают естественный минеральный и органический состав почв. Помимоэтого в результате строительства подстанции и прокладки линий электропередачипроисходит отчуждении земли из пользования сельскохозяйственных районов. Таккак подстанция находится в сельскохозяйственном районе, то возможно загрязнениепочвы трансформаторным маслом, отходами строительства и ведет к загрязнениюатмосферы и биосферы. В последствии этого нарушается биологический баланс,изменяется физико-химический состав почвы, что приводит к непоправимымпоследствиям для окружающей среды. При повреждении трансформатора и растеканиитрансформаторного масла, масло из поврежденного трансформатора, которое можетрастечься тонкой пленкой по поверхности близ лежащих водоемов, препятствуетдоступу кислорода к воде. Это может привести к гибели рыб, водорослей и другихорганизмов, живущих в воде. Увеличение уровня шума отпугивает животных с близлежащих территорий. Это нарушает биосферы.
Мероприятия по охранеокружающей среды регламентируются
ГОСТ 17.0.001-76(Основныеположения), ГОСТ17.2.1.01-76 (Атмосфера) и ГОСТ 17.1.1.02-77(Гидросфера) идругими нормативными документами, которые предусматривают [24]:
ограничения поступлений вокружающую среду промышленных, транспортных, сельскохозяйственных и бытовыхсточных вод и выбросов в атмосферу;
рациональноеиспользование и охрана водоемов;
сохранение и рациональноеиспользование земли;
охрану и рациональноеиспользование биологических ресурсов;
обеспечениевоспроизводства других животных, поддержание в благоприятном состоянии условийих обитания;
улучшение использованиянедр и др.
В 1992 году был принятзакон об охране окружающей природной среды, который в комплексе с мерамиорганизационного, правового, экономического и воспитательного воздействияпризван создавать формирование и укрепление правопорядка и обеспеченияэкологической безопасности.
Так для строительстваподстанции использовалась большая территория. Чтобы уменьшить занимаемуюплощадь, оборудование подстанции смонтировано на минимально допустимом,правилами устройства электроустановок, расстоянии друг от друга по условиямтехники безопасности и условиям эксплуатации подстанции. Для уменьшения площадизанимаемой воздушными линиями электропередачи две параллельно проложенные линииподвешиваются на двухцепных опорах.
Трансформаторное маслохранится в специальных емкостях, не допускающих его попадания в почву. Утечкамасла из бака трансформатора предотвращается релейной защитой. В трансформаторахустановлены показатели уровня масла. Его постоянно контролирует оперативныйперсонал подстанции. Ведется своевременная очистка масла в селикогелевыхосушителях, для продолжения срока службы масла. Предусмотрены емкости дляаварийного слива масла. Слитое масло используется для нужд смазки, а остальноеотправляется на переработку. Территория подстанции ограждена забором, поэтомупопадание животных на территорию подстанции исключено. Также на подстанции ведутсяработы по охране окружающей среды.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХИСТОЧНИКОВ
1 Герасименко, А. А. Передача ираспределение электрической энергии [Текст]: учеб. пособие / А. А.Герасименко, В. Т. Федин. − Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательскиепроекты, 2006. − 720 с.
2 Крючков, И. П. Расчет короткихзамыканий и выбор электрооборудования [Текст]: учеб. пособие / И. П. Крючков,Б. Н. Неклепаев, В. А Старшинов. − М.: Академия, 2005. − 416 с.
3 Рожкова, Л. А. Электрооборудование станции и подстанции[Текст]: учеб. пособие Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – М.: Энергоатомиздат,1987. – 648 с.
4 Неклепаев, Б. Н. Электрическаячасть электростанций и подстанций:Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: учеб. пособие / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. –М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
5 Каталог на выключатели серииВГТ-110 кВ [Электронный ресурс]. − Режим доступа: www.ielectro.ru. −Загл. с экрана.
6 Каталог на выключатели серииВВСТ-3АН [Электронный ресурс]. − Режим доступа: www.yanviktor.ru. − Загл. с экрана.
7 Каталог на выключатели серии BB/TEL [Электронный ресурс]. − Режим доступа: www.tavrida.ru. − Загл. с экрана.
8 Каталог на разъединители серии РПД-110кВ [Электронный ресурс]. − режим доступа: www.uezc.ru. − Загл. с экрана.
9 Инструкция по эксплуатации ТРГ-110кВ
10 Каталог на трансформаторы токаТЛШ-10 кВ [Электронный ресурс]. − режим доступа: www.zaovec.ru. − Загл. с экрана.
11 Каталог на трансформаторынапряжения СРА-123
12 Каталог на трансформаторынапряжения НАМИ-6 кВ [Электронный ресурс] − Режим доступа: www.ielectro.ru.
-Загл. с экрана.
13 Тимофеев, С. А. Основы выборанелинейных ограничителей перенапряжений [Текст]: метод. указания по курсовому идипломному проектированию / С. А. Тимофеев. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003.− 50 с.
14 Ершов, Ю. А. Релейная защита иавтоматика электрических систем. Расчет релейной защиты объектовэлектроэнергетической системы [Текст]: учеб. пособие / Ю. А. Ершов, О.П.Халезина. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. − 126 с
15 Правила устройстваэлектроустановок [Текст]. − СПб.: ДЕАН, 2008. − 1168 с.
16 РД153-34.0-20.525-00. Методическиеуказания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок;дата введ. 01.09.2000.
17 РД 153-34.0-35.518-2001.Инструкция по эксплуатации газовой защиты; дата введ. 09.01.2001.
18 Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломномупроектированию для электроэнергетических специальностей [Текст]: учеб. пособие для студентов вузов / В. М. Блок. –М.: Высш. школа, 1981. – 304 с.
19 Файбисович, Д. Л. Справочник попроектированию электрических сетей [Текст] / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян,И. М. Шапиро. − М.: НЦ ЭНАС, 2006. − 352 с.
20 Поликарпова, Т. И. Электрическиесистемы [Текст]: метод. указ. по экономической части дипломных проектов / Т. И.Поликарпова. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 1994. 16 с.
21 Поликарпова, Т. И. Планированиесебестоимости передачи электрической энергии [Текст]: метод. указ. к выполнениюкурсовой работы / Т. И. Поликарпова. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. −39 с.
22 Межотраслевые правила по охране труда (правилабезопасности) при эксплуатации электроустановок [Текст]. − М.: НЦ ЭНАС,2003. − 192 с.
23 ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ.Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты; дата введ.01.07.1980.
24 ГОСТ 17.0.001-76. Системастандартов в области охраны природы и улучшения использования природныхресурсов. Основные положения; дата введ. 01.01.1976.
25 СТО 4.2−07−2008.Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению иоформлению документов учебной и научной деятельности. − Введ. впервые;дата введ. – 22.12.2008. − Красноярск. 2008. − 47 с.