1. Введение
Электрическая энергия насовременном этапе развития общества занимает одно из самых главных мест,сравнится с ней, по широте применения могут лишь быстроразвивающиесяинформационные технологии, существование которых невозможно без использованияэлектрической энергии.
Быт современного человекатак же повсеместно и неразрывно связан с электрической энергией.
Еще в недалеком прошломгремели стройки века, и проводилась повсеместная электрификация, рослиэлектрические нагрузки, а вместе с ними количество и мощность электростанций,подстанций, линий электропередач. Смена идеалов, перестройка, развал СоветскогоСоюза, кризисы в экономике — все это не прошло бесследно для энергетическойсистемы. В наше время многие крупные и мелкие предприятия закрыты или работаютс минимальной мощностью и как следствие этого снижение электрических нагрузок.Хотя в последнее время стала наблюдаться тенденция небольшого роста нагрузок.
Особенностьюэнергетической отрасли является то, что нельзя закрыть станцию, подстанцию ит.п. так как это обусловлено следующими особенностями:
во-первых, в большинствеслучаях от энергетических объектов питается не только один потребитель, а какправило группа потребителей;
во-вторых; наряду спроизводственными потребителями существуют бытовые потребители, особенно этоактуально для сельской местности, где потребление электрической энергии напроизводственные нужды снизилось очень значительно, а бытовое потребление незначительно и имеет рассредоточенный характер,
в-третьих, энергетическиеобъекты состоят из сложного и дорогостоящего оборудования, которое нуждается впостоянном и систематическом контроле и обслуживании.
Так же, одной из причин,по которой не целесообразно консервировать энергетические объекты, является то,что большинство оборудования состоит из цветных металлов, которые присложившейся экономической обстановке в государстве, будут демонтированы и сданыв утиль.
Из всего выше сказанногоможно сделать вывод, что энергетические объекты, а в первую очередь подстанциинеобходимо реконструировать. Особое внимание, уделяемое подстанциям, из всегомногообразия энергосистемы объясняется тем, что уменьшение нагрузок наэлектростанциях можно компенсировать остановкой некоторого числа энергоблоков,ЛЭП при уменьшении нагрузок работают в более щадящем режиме, а снижениенагрузок на подстанциях вызывает увеличение потерь энергии в трансформаторах иавтотрансформаторах, при неизменном потреблении энергии на собственные нужды,так как освещение и обогрев подстанции не зависят от мощности потребителей.
В данном дипломномпроекте рассмотрен вопрос реконструкции подстанции 35/6 кВ «Байдарка». Решениеэтого вопроса заключается в том, чтобы после реконструкции подстанция имеланаилучшие технико-экономические показатели, то есть при минимальных затратахденежных средств, оборудования и материалов она обеспечивала требуемуюнадежность электроснабжения и качество электроэнергии. Кроме того, припроектировании задача по электроснабжению решается комплексно, с учетомперспективы развития потребителей.
Проектированиепроводилось в соответствии как с общими директивными и нормативными документами(ПУЭ, ПТЭ и т.д.), так и со специально разработанными для сетей материалами.
Целью данного дипломногопроекта явилась установка нового оборудования, отвечающего требованиямизменившегося режима работы. А именно: установка трансформаторов меньшеймощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установкараспределительного устройства более современной серии и специальноразработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; атакже произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателейна вакуумные.
Данная реконструкцияподстанции позволяет повысить надежность электроснабжения и качествоэлектроэнергии у потребителей, а так же снизить потери электроэнергии и какследствие затраты на эксплуатацию.
2Технические условия района проектирования
Краткая характеристикарайона расположения подстанции «Байдарка»:
Существующая подстанциянаходится в поселке «Красная байдарка» рядом с калориферным заводом, в 400 м от реки «Волга», предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных и производственныхпотребителей. (генеральный план подстанции смотри графическая часть лист 4)
1.1 Сейсмичность пункта(в баллах по ГОСТ 6249 – 52) ниже 6 баллов.
1.2 Среднее годовоеколичество осадков — 554 мм.
1.3 Средняя годоваяпродолжительность без морозного периода – 204 дня.
1.4 Средняя высотаснежного покрова – 43 мм.
1.5 Нормативныйскоростной напор ветра на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1раз в 10 лет – 40 кг/м2.
1.6 Толщина стенкигололеда на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 летдля второго района по гололеду – 10 мм.
1.7 Нормативная глубинапромерзания грунта -1,5 м.
1.8 Среднее годовое числогрозовых дней – 24 дня продолжительностью 54 часа в год.
1.9 Окружающая атмосферане загрязнена концентрация пыли в окружающей среде – 10 мг/м3.
1.10Температура наружноговоздуха:
— средняя, наиболеехолодной пятидневки -31оС
— максимальная 37оС
— минимальная -46оС
— при гололеде -50С
1.11 Основанием фундаментовслужат насыпные супесчаные грунты, подстилаемые суглинками. Грунтовые водывскрыты на глубине 2 м. В весенний период возможен подъем на 1 м по сравнению с замеренными. Грунтовые воды агрессивными свойствами не обладают.
3Характеристика подстанции «Байдарка»
Существующая подстанция«Байдарка» 35/6 кВ является подстанцией тупикового типа и предназначена дляснабжения электрической энергией сельскохозяйственных и производственныхпотребителей. Подстанция была построена в 1970 году. Она имеет двараспределительных устройства.(смотри графическая часть лист1)
Распределительноеустройство – 35 кВ – открытого типа (ОРУ) для наружной установки с двумясекциями шин и не автоматической секционной перемычкой. В состав ОРУ – 35 кВвходят два линейных разъединителя (ЛР) типа РЛНД 2-35/600, двумя секционнымиразъединителями (СР) типа РЛНД2-35/600, двумя шинными разъединителями (ШР) типаРЛНД1-35/600 и двумя вводными трансформаторными масляными выключателями (МВ)типа ВТ – 35/630. Так же на ОРУ – 35 кВ установлены два силовых трансформаторамарки ТМ – 6300/35 мощностью 6300 ква. Так же для защиты трансформатора отгрозовых перенапряжений на стороне 35 кВ на каждой секции установленыразрядники типа РВС – 35, а на стороне 6 кВ на шинном мосту установлены разрядникиРВП – 6.
Питание подстанция «Байдарка»получает от подстанции «Восточная – II» с классами напряжений 110/35/10 с шин 35кВ по двух цепной линииэлектропередач 35 кВ Байдарка – 1 цепь и Байдарка – 2 цепь.
Распределительноеустройство 6 кВ выполнено комплектным для наружной установки тина КРН III – 10 со стационарно установленнымимасляными выключателями (МВ) типа ВМГ -133 с приводами ПП – 61. Для вывода времонт, а точнее для создания видимого разрыва у МВ – 6 кВ в КРУН установленыразъединители 6 кВ типа РВ – 10 – 400. РУ 6 кВ имеет две секции шин которые внормальном режиме работают раздельно ( СМВ – 6 кВ связывающий две секции внормальном режиме отключен). Число ячеек на подстанции 20. Количество отходящихфидеров 12. Три из них резервные. А три в данный момент отключены. Кроме тогона каждой из секций по вводному масляному выключателю 6кВ, по ячейке странсформатором напряжения (ТН – 6 кВ) типа НТМИ – 6/0,1 для измерения уровнейнапряжений, сигнализации, питания зарядных устройств, подключения измерительныхприборов, для питания цепей напряжения устройств релейной защиты. На даннойподстанции они защищены предохранителями типа ПКТ – 10. Кроме того, на каждойсекции по ячейки с трансформатором собственных нужд (ТСН) типа ТМ25 6/0,23,которые так же защищены предохранителями ПКТ – 10. Одна ячейка с секционныммасляным выключателем (СМВ) и ячейка с секционным разъединителем. Длябесперебойного снабжения электрической энергией потребителей предусмотреноавтоматическое включение СМВ-6 кВ (АВР) при исчезновении напряжения на одной изсекции шин 6 кВ.
Защиты установленные наподстанции:
Защиты трансформаторов Т-1 (Т-2)
-Дифференциальная защита– является основной защитой трансформатора от всех видов короткого замыкания втрансформаторе, на вводах 35 и 6 кВ на ошиновке 6 кВ. Защита действует безвыдержки времени на отключение МВ-35 кВ вводов трансформаторов.
-Максимально – токоваязащита на стороне 35 кВ – является резервной защитой трансформатора отмеждуфазных коротких замыканий. Защита действует на отключение МВ-35 кВ вводовтрансформатора с выдержкой времени.
-Максимально – токоваязащита на стороне 6 кВ – защита действует на отключение МВ-6 кВ вводовтрансформатора с выдержкой времени. Предусмотрено однократное автоматическоеповторное включение (АПВ).
-Газовая защита – служитдля защиты трансформатора от внутренних повреждений. Защита действует наотключение вводов трансформатора 35 и 6 кВ. Предусмотрено срабатывание газовойзащиты на «сигнал» и на «отключение».
— Защита от перегруза постороне 6 кВ – защита от перегруза выполнена на стороне 6 кВ. Защита действуетна «сигнал».
-Защита от перегрева –выполнена на термометрическом сигнализаторе типа ТСМ-100. Защита от перегревадействует на сигнал.
Защита отходящих фидеров:
-Максимальная токоваязащита (МТЗ) – отходящих фидеров 6 кВ выполнена на токовых реле. Защитадействует на отключение МВ-6 кВ отходящего фидера.
-Токовая отсечка – защитапозволяющая обеспечить быстрое отключение короткого замыкания на отходящемфидере. Защита действует без выдержки времени.
Кроме того установленамаксимальная токовая защита на СМВ – 6.
Так же на подстанциисуществует аварийная и предупредительная сигнализация.
Предупредительнаясигнализация срабатывает при:
-отключении автоматов вячейках, перегрузе трансформаторов, перегреве трансформаторов;
— появлении «земли» нашинах 6 кВ;
-исчезновении напряженияна шинах 6 кВ;
Аварийная сигнализациясрабатывает при:
аварийном отключенииотходящих фидеров, вводов 35 и 6 кВ, при работе газовой защиты на отключении,при работе дифференциальной защиты трансформаторов.
Таблица 2.1 – характеристикапотребителей подстанции «Байдарка» Номер фидера Наименование потребителя Максимальная мощность в летний режимный день, ква Максимальная мощность в зимний режимный день, ква Категория Б — 01 Свинарник 226 160 2 Б — 02 Калориферный завод 519 602 2 Б — 03 ЦЭС (демонтирован кабель) - - - Б — 07 Береговая насосная ТЭЦ — 2 246 619 2 Б — 08 Калориферный завод 744 1029 2 Б — 09 Резерв - - - Б -12 Грузовой порт 905 691 2 Б — 16 Резерв - - Б — 17 Калориферный завод (резерв) - - 2 Б — 18 Калориферный завод - 18 2 Б — 19 Резерв - - Б — 20 Речной порт (резерв) - - 2
4Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции подстанции «Байдарка»
На подстанции «Байдарка»в 1990 году на ОРУ-35 кВ отделители и короткозамыкатели 35 кВ были заменены маслянымивыключатели 35 кВ типа ВТ-35. В эксплуатации эти МВ зарекомендовали себя какнадежные выключатели, разъединители 35 кВ также находятся в хорошем состоянии,поэтому принимаем решение реконструкцию ОРУ-35 кВ не проводить, лишь проверитьсиловые трансформаторы на систематическую и аварийную перегрузку и как покажутдальнейшие расчеты принять решение установить трансформаторы меньшей мощности.
Что касается КРУН-6 кВ топрименяемые сейчас там масляные выключатели 6 кВ типа ВМГ-133, сейчас сняты спроизводства, существуют сложности с приобретение запасных частей квыключателям, кроме того, они морально устарели. Привода применяемые дляуправления МВ типа пп-61к также морально устарели, к тому же выработали свойкоммутационный ресурс. В данный момент существуют сложности при регулировкеприводов. Поэтому принимаем решение о замене морально устаревших масляныхвыключателей типа ВМГ-133 и приводов типа ПП-61 на более современные, вакуумныевыключатели с электромагнитными приводами.
Сейчас многие заводывыпускающие вакуумные выключатели изготавливают комплекты адаптации длямодернизации шкафов КРУ, но в их числе нет серии КРУН-III-10. К тому же масляные выключатели на выкатныхтележках удобны в обслуживании. Поэтому принимаем решение заменить старую сериюКРУН на более новую. В связи с заменой КРУН возникнут сложности при монтажестарой релейной защиты.
Из всего выше сказанногоделаем вывод: при реконструкции подстанции «Байдарка» установить новые ячейкиКРУ с вакуумными выключатеями. На выкатных тележках с организацией монтажановой релейной защиты и автоматики.
5Характеристика существующего оборудования на подстанции «Байдарка»
Комплектноераспределительное устройство наружной установки КРУН серии К-III-10
Комплектноераспределительное устройство КРН-III-10входят в состав комплектных трансформаторных подстанций 35/6-10 мощностью до6300 ква в качестве распределительного устройства 6-10 кВ. Комплектныетрансформаторные подстанции вместе со шкафами КРН-III-10 предназначены для электроснабжения потребителей.Шкафы КРН-III-10 рассчитаны для эксплуатации вклиматических условиях категории исполнения У1 при температуре окружающеговоздуха от – 40 до+ 40оС для I-III ветровых игололедных климатических условий. [1]
Таблица 5.1 — техническиеданные шкафов КРН-III-10Параметры или аппарат Технические данные для КРН-III-10 Номинальное напряжение (линейное), кВ 6;10 Наибольшее напряжение, кВ 12
Номинальный ток, А
Шкафа
Сборных шин
400;630
400;630 Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 51 Номинальный ток отключения выключателя, кА 20 Номинальный ток термической стойкости для промежутка времени 4 с, кА 20 Выключатель ВМГ-10; ВМП-10К; ВМГ-133 Привод ПП-61; ПП-67 Трансформатор тока ТЛМ-10 Трансформатор напряжения НТМИ
Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2 2(3х240)
Размеры шкафа, мм
Ширина
Глубина
Высота
1000
1600
2800 Масса шкафа, кг 650-1170
Шкафы КРН-III-10 разделены перегородками на триотсека: аппаратуры высокого напряжения; сборных шин; аппаратуры управления ирелейной защиты. В отсеке аппаратуры высокого напряжения в зависимости отназначения шкафа могут размещаться масляный выключатель, линейныйразъединитель, измерительные трансформаторы тока или напряжения, разрядники,силовые предохранители или трансформатор собственных нужд. Вместе со сборнымишинами в отдельном отсеке расположен шинный разъединитель. В отсеке управленияразмещают привод к масленому выключателю, приводы шинного и линейногоразъединителей, элементы блокировки, а также аппаратура релейной защиты,управления, автоматики и измерительные приборы. Отсек сборных шин и отсекуправления имеют наружные двери. Отсек аппаратуры высокого напряжения илинейного разъединителя имеет две двери (верхнюю и нижнюю). Кроме тогопредусмотрены две сетчатые двери для осмотра аппаратуры, установленной в шкафу.Линейный и шинный разъединители управляются ручными приводами.
Шкафы КРУН снабженыподогревающими устройствами с автоматическим режимом работы. Одно установленониже выключателя, другое – под приводом к нему. Эти устройства могут бытьиспользованы также для предотвращения выпадения росы. В этом случае включениеобогрева выполняется вручную. ы также дляпредотвращения выпадения росы. линейного разъединителя имеет дВ отсекахшкафов предусмотрены жалюзи, улучшающих эвакуацию выхлопных газов выключателейи снятия избыточного давления при отключении токов короткого замыкания.
Для уменьшениявоздействия солнечной радиации наружная поверхность шкафов КРУН окрашивается вфисташковый цвет.
В шкафах предусмотреноосвещение двумя лампами мощностью по 40 Вт.
В шкафах КРУН-III-10 выполнены блокировки, исключающиевозможность отключения или включения разъединителей при включенном масляномвыключателе, включения выключателя при включенных заземляющих ножах, включениезаземляющих ножей на шины, находящиеся под напряжением. Блокировки выполнены спомощью механических блок- замков.
Собственные нуждыподстанции
В шкафах КРУН на каждойсекции установлено по трансформатору собственных нужд (ТСН), выполненные нанапряжение 220 В. Они используются для организации собственных нужд подстанции:для освещения; обогрева; управления масляными выключателями 35 и 6 кВ;сигнализации; защиты трансформаторов. В ячейках образуются шинки 220В, инапряжение через автоматы распределяется через автоматы. В ячейке ТСН-1выполнено автоматическое включение резерва (АВР) шинок управления, для питаниязащит так же используется напряжение от трансформаторов напряжения 6 кВ.
Открытоераспределительное устройство 35 кВ
Открытоераспределительное устройство (ОРУ) -35 кВ на подстанции «Байдарка» открытоготипа. На нем установлено два силовых трансформатора Биробиджанскоготрансформаторного завода 1970 года выпуска марки ТМ-6300/35.Для защиты его отгрозовых перенапряжений установлены разрядники на стороне 6 кВ типа РВП-6, а настороне 35 кВ РВС-35. Все разъединители на ОРУ-35 кВ марки РЛНД отличаются другот друга только числом комплектов заземляющих ножей. Две секции 35 кВ связаны междусобой не автоматической секционной перемычкой. В качестве вводных выключателейна стороне 35 кВ используются масляные выключатели типа ВТ-35/10 со встроеннымитрансформаторами тока типа ТВ с коэффициентом трансформации 200/5
Для защиты оборудованияподстанции от попадания прямых ударов молнии на ОРУ-35 кВ установлены четыремолниеотвода на порталах ошиновки. Молниеотводы типа ТУ-5 высотой 5650 мм они надежно закреплены электросваркой к траверсе портала. Траверса портала металлическая типаТУ-4 закреплена на стойках. Металлоконструкция имеет надежное соединение сзаземляющим контуром подстанции.
Заземление подстанциивыполнено в виде сетки.
Расчет молниезащиты изаземления подстанции приведены в разделе 12 и 13.
6. Сравнениетехнических характеристик КРУН различных марок
Шкафы КРУН применяют, какправило, для комплектования распределительных устройств подстанцийэнергосистем, а также в составе комплектных трансформаторных подстанций.
Отказ от строительствазданий, в которых размещались КРУ внутренней установки, и переход на применениешкафов КРУН со стационарно установленным оборудованием обеспечили большойэкономический эффект за счет значительного сокращения строительных работ.
Освоение промышленногопроизводства новых конструкций шкафов КРУН с выдвижными элементами помимоэкономической эффективности обеспечило так же целый ряд эксплуатационныхпреимуществ, а именно:
-повысилась надежность ибесперебойность энергоснабжения потребителей за счет возможности быстрой заменывышедшего из строя выключателя, установленного на выдвижном элементе резервнымвыключателем или выключателем менее ответственного потребителя;
-появилась возможностькруглогодичного, в любую погоду, выполнять осмотры, текущие и капитальныеремонты;
-значительно увеличилисьпараметры шкафов КРУН по номинальному току за счет отказа от применениястационарных разъединителей, улучшились условия прокладки силовых кабелей;
-появилась возможностьобеспечить размещение современных сложных схем релейной защиты, автоматики,управления, сигнализации и одновременно сократить расход контрольных кабелей;
-представиласьвозможность значительно сократить на стройплощадке работы по монтажу, наладке,регулировке и приемочным испытаниям шкафов КРУН за счет перенесения работ по укрупнениюблочности и повышению монтажной готовности в централизованные мастерские;
-резко сократились срокиввода в эксплуатацию подстанции в целом.[5]
В данном дипломномпроекте приведены технические данные КРУН 3-х различных серий и выбраноптимальный вариант для установки на подстанции «Байдарка» [1], [2].
Таблица 6.1- Техническиеданные шкафов КРУПараметр или аппарат Технические данные для КРУН К-37 К-34 К-59 Номинальное напряжение (линейное), кВ 6;10 6;10 6;10 Наибольшее напряжение, кВ 12 12 12
Номинальный ток, А
Шкафа
Сборных шин
630;1000;1600
1000;1600;3200
400;630
400;630
630;1000;1600
1000;1600;2000;3200 Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 51 25 52 Номинальный ток отключения выключателя, кА 20 10 20;31,5 Номинальный ток термической стойкости, для промежутка времени 4с, кА 20 10 20;31,5 Выключатель
ВМПП10;
ВМПЭ-10
ВММ-10-400-10
ВММ-10-630-10 ВБУ-10; ВВЭ-М-10; ВБПЭ-10; ВБЭК-10; ВБЭМ-10; ВБКЭ-10; ВК-10 и т.д. кроме того возможна установка зарубежных выключателей, в том числе элегазовых Привод Встроенный пружинный или электромагнитный Встроенный пружинный Встроенный пружинно-моторный или электромагнитный Трансформатор тока ТЛМ-10 ТВЛМ-10; ТЛМ-10 ТЛК-10; ТЛМ-10 Трансформатор напряжения НТМИ НТМИ НАМИ
Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2 6(3×240) 2(3×240) 2(3×240)
Размеры шкафа, мм
Ширина
Глубина
Высота
900;
1600;3500*
2400;3300*
750
1400
1620
750
1250
2200 Масса шкафа, кг 776-1286 450-740 850-920
*Размер с коридором управления
Как видно из таблицынаиболее лучшими техническими характеристиками обладают КРУН серии К-59 этопроявляется в том что эта серия обладает наиболее широкими возможностями вотношении встраиваемого оборудования, кроме того, только в эти КРУ возможновстраивать как масляные, вакуумные и даже элегазовые выключатели. Эта серияболее современная и широко применяется в «Костромаэнерго», то есть персоналобслуживающий подстанции знаком с устройством КРУН этой серии и не требуетсядополнительного обучения и инструктажей. К тому же у КРУН серий К-37 и К-34существуют существенные недостатки, которые исключены в КРУН серии К-59, аименно:
· в КРУН серии К-37существуют механизмы для закатывания ячеек, которые часто выходят из строя
· кроме тогосборные шины в КРУН серии К-37 расположены в верхней части КРУН, что создаетсложности при осмотре и ремонтах
· главныйнедостаток КРУН серии К-34, то, что в них отсутствует коридор управления, тоесть тележки с масляными выключателями на салазках выкатываются прямо на улицу,что затрудняет их обслуживание зимой
· так же при частомвыкатывании тележек происходит деформация шторок
· кроме тогоштепсельные разъемы для подключения сигнализации и управления находятся внизуячейки, из-за этого происходит их частое повреждение
Принимаем решение в качествеКРУН на подстанции «Байдарка» применить КРУН серии К-59
6.1 КРУ 10кВ наружной установки серии К-59
Комплектноераспределительное устройство наружной установки серии К-59 для умеренногоклимата представляет собой в общем случае отдельно стоящие блоки высоковольтныхячеек с коридором управления, шкаф трансформатора собственных нужд (ТСН) и шкафВЧ-связи. В КРУ исполнения У1 может входить навесной шкаф с трансформатораминапряжения, может так же поставляться отдельно стоящие шкафы с трансформатораминапряжения (ТН) типа НАМИТ.
КРУ серии К-59У1предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ.
КРУ серии К-59 применяютв качестве распределительных устройств 6 – 10 кВ, в том числе ираспределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектныетрансформаторные подстанции (блочные) 35/6-10, 110/6-10,110/35/6-10 кВ.
КРУ серии К-59 рассчитанодля работы в условиях климатических районов У и ХЛ (в нашем случае У).Категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70.
Температура окружающеговоздуха для исполнения У1 не выше +40оС и не ниже -40оС(эпизодически -45оС).
Нормальная работа КРУсерии К-59 обеспечивается при следующих условиях:
высота над уровнем моряне выше 1000 м
скорость ветра – до34м/сек при толщине льда до 20 мм, при отсутствии гололеда скорости ветра – до 40м/сек.
КРУ серии К-59соответствует требованиям ГОСТ 14693-77 и имеет сертификат соответствиятребованиям нормативных документов № РОСС.RU.МВО2.Н.00102.
Ниже в таблице приводимболее подробные сведения о КРУ серии К-59: [2]
Таблица 6.2 – техническиеданные, основные параметры и характеристики КРУН серии К-59№ пп Наименование параметра, показателя классификации
Значение параметра,
исполнение 1. Номинальное напряжение (линейное), кВ: а) при частоте 50 Гц 6; 10 б) при частоте 60 Гц 6,6; 11 Наименование параметра, показателя классификации
Значение параметра,
исполнение 2. Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ. 7,2; 12,0 3. Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ, А: а) при частоте 50 Гц 630, 1000,1600 б) при частоте 60 Гц 630, 1000, 1250 4. Номинальный ток сборных шин, А: а) при частоте 50 Гц 1000* ,1600, 2000, 3150 б) при частоте 60 Гц 800*, 1250, 1600, 2500 5. Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ, кА: а) при частоте 50 Гц 20; 31,5*** б) при частоте 60 Гц 16, 25** 6. Ток термической стойкости (кратковременный ток) при времени протекания 3с, кА 20; 31,5** 7. Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ, кА 51; 81*** 8. Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76 Нормальная изоляция, уровень «б» 9. Вид изоляции Воздушная 10. Наличие изоляции токоведущих частей С неизолированными шинами
Продолжение таблицы 6.2 Наименование параметра, показателя классификации
Значение параметра,
исполнение 11. Вид линейных высоковольтных подсоединений Кабельные, воздушные, шинные – по просьбе заказчика 12. Условия обслуживания С двусторонним обслуживанием 13. Степень защиты по ГОСТ 14254-80
— КРУ исполнения У1 – брызгозащищенное исполнение IP34
14. Виды основных ячеек КРУ в зависимости от встраиваемого электрооборудования
- С выключателями высокого напряжения;
- с разъединяющими контактами;
- с трансформаторами напряжения;
- комбинированные;
- с разрядниками
- со статическими конденсаторами; 15. Наличие теплоизоляции в КРУ Исполнение У1- без теплоизоляции; 16. Вид управления Местное, дистанционное 17. Габаритные размеры, мм, не более: ячейки КРУ: Высота 2200 Глубина 1250 ширина (длина) 750 блока ячеек КРУ исполнения У1: Наименование параметра, показателя классификации
Значение параметра,
исполнение высота (без кронштейнов линии, ввода) 2695 Ширина 3065 Наименование параметра, показателя классификации Значение параметра, исполнение Длина определяется количеством ячеек в блоке КРУ 18. Масса, кг, не более: блока КРУ из шести ячеек: исполнения У1 5900 шкафа ТСН (отдельностоящего) без трансформаторов и разрядников для трансформаторов мощностью: 25-63 кВА 260
* КРУ со сборными шинами на ток 1000А при частоте 50Гц на ток 800А при частоте 60 Гц выполняются только на ток электродинамической стойкости 51 кА.
** В зависимости от встраиваемого выключателя параметры тока отключения могут уточняться.
*** Для КРУ с трансформаторами тока на номинальные токи 600 А термическая и электродинамическая стойкость определяется стойкостью трансформаторов тока.
7 Сравнениетехнических характеристик вакуумных выключателей разных марок
Подстанция «Байдарка»была спроектирована и построена в 1970 году. С тех пор на ней периодическипроводились капитальные и текущие ремонты с определенными интервалами,проверкой защит и высоковольтными испытаниями оборудования. Запасные частименялись лишь в том случае, если в этом нужна была крайняя необходимость.
В 1990 году былапроведена реконструкция открытого распределительного устройства 35кВ (ОРУ-35).Она заключалась в том, что вместо установленных отделителей (ОД) икороткозамыкателей (КЗ) на стороне 35 кВ, на обеих секциях были установленымасляные выключатели 35кВ (МВ) марки ВТ. Это было вызвано тем, что требоваласьнадежность в энергоснабжении, к тому же при постановке трансформатора поднапряжение, приходилось это делать разъединителем, что при мощноститрансформатора 6300 ква не всегда бывает безопасным. Так же по циркулярам«Костромаэнерго» ремонт отделителей и короткозамыкателей нужно проводить спериодичностью 2 раза в год.
На стороне 6 кВ с моментапостройки было установлено комплектное распределительное устройство наружнойустановки 6 кВ (КРУН) серии КРН-III-10c масляными выключатели 6кВ маркиВМГ-133 с пружинными приводами марки ПП-61.
В сетях защиты,сигнализации и автоматики так же никакой реконструкции не проводилось. Это всеговорит от том, что необходимо заменить морально и физически устаревшееоборудование, к тому же выработавшее свой нормативный срок. Поэтому принимаемрешение, при реконструкции КРН-6 кВ старое оборудование заменять полностью именять его на новое, с установкой комплектного распределительного устройстванаружной установки напряжением 6 кВ с вакуумными выключателями.
Выбор в пользу вакуумныхвыключателей объясняется тем, что в современной энергетике они имеют широкоеприменение и зарекомендовали себя как надежное и долговечное оборудование.Кроме того, они имеют ряд преимуществ перед масляными выключателями, а вчастности: полная взрыво и пожаробезопасность; возможность осуществлениясверхбыстродействия и применения для работы в любых циклах АПВ; надежноеотключение емкостных токов холостых линий; малая масса; малые размеры;относительно малая мощность привода; легкая замена дугогасительной камеры;простота эксплуатации.
Сейчас нашапромышленность выпускает достаточно различных вакуумных выключателей различныхмарок и серий. Принцип работы у них одинаковый, отличаются они, лишьконструктивным исполнением и каждый из них имеет свои преимущества.
В данном дипломномпроекте приводится сравнение вакуумных выключателей двух заводов изготовителей,сравнивая их технические характеристики, и особенности и обосновываем свойвыбор одного из них.
Для сравнения возьмемвакуумные выключатели промышленной группы ООО РК «Таврида электрик» марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 [3] и группы компаний«Электрощит» ТМ Самара марки ВБУ-10-20/1000У2. [4]
Оба эти вакуумныхвыключателя предназначены для эксплуатации в сетях трех фазного переменноготока частотой 50 Герц, номинальным напряжением 6-10 кВ с изолированной икомпенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.
Вакуумный выключательмарки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2
ВВ — выключательвакуумный
ТЕL – фирменная марка выключателя
10 – номинальноенапряжение, кВ
20 – номинальный токотключения, кА
1000 – номинальный ток, А
У – климатическоеисполнение
2 – категория размещения
Вакуумный выключательВВ/TEL применяют в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также вкамерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежнихлет выпуска. В основе конструктивного решения выключателя лежит использованиепо фазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой» механическисвязанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводовфаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженнымконденсаторам в блоках управления такая конструкция позволяет достичь следующихосновных отличительных особенностей вакуумных выключателей ВВ/ТЕL:
— высокий коммутационныйи механический ресурс.
-отсутствие необходимостив проведении текущих, средних и капитальных ремонтов
— питание от сетипостоянного, выпрямленного и переменного и переменного оперативного тока вшироком диапазоне напряжений.
-малое потреблениемощности по цепям оперативного питания.
-высокое быстродействиепри включении и отключении.
-возможность отключенияпри потере оперативного питания.
-совместимость с любымисуществующими типами ячеек КРУ и КСО.
— допускается работа влюбом пространственном положении.
-малые габариты и вес.
— все вакуумныевыключатели серии ВВ/ТЕLполностью испытаны на соответствование требований российских стандартов и имеютсертификаты соответствия системы ГОСТ.
Вакуумный выключательВБУЭ(П)3 – 10 – 20/1000У2
В – выключатель.
Б – вакуумный.
У – унифицированный.
Э (П) – тип приводаэлектромагнитный «Э», пружинно – моторный «П».
3 – номер вариантаконструктивного исполнения.
10 – номинальноенапряжение, кВ.
20 – номинальный токотключения, кА.
1000 – номинальный ток.
У – вид климатическогоисполнения.
2 – категория размещенияпо ГОСТ 15150.
Вакуумный выключатель ВБУизготавливаются с двумя типами приводов, пружинно – моторными иэлектромагнитными. У каждого привода есть достоинства и недостатки. Еслианализировать мировой опыт, в распределительных электрических сетях установленывакуумные выключатели с пружинно – моторными приводами. Эти сетихарактеризуются достаточно редкими коммутациями, но исключительнымитребованиями по надежности электроснабжения потребителей. Пружинно – моторныепривода полностью соответствуют этим требованиям, у них меньший по сравнению сэлектромагнитными приводами коммутационный ресурс, но обеспечено ручноевключение выключателя под нагрузкой, даже при полном отсутствии питания нашинках управления, кроме того пружинно – моторные привода потребляют длязаводки пружины включения очень маленький ток 1,5 А, это упрощает схему цепейвторичной коммутации ячейки и позволяет обойтись без установки дорогостоящих итребующих обслуживания аккумуляторов или блоков аварийного питания включения.Электромагнитные привода применяют там, где требуется большой коммутационный имеханический ресурс и не требует дополнительного обслуживания и регулировок впроцессе всего срока службы. Выключатель ВБУ имеет следующие неоспоримыепреимущества:
— Универсальность –возможность установки электромагнитных или пружинно – моторных приводов.
-возможность ручноговключения выключателя под нагрузкой.
— наличие встроенных впривод выключателей расцепителей.
-простота конструкции.
-высокая надежность.
-легко встраивается вразличные типы КРУ.
-возможность установкипривода отдельно от выключателя.
-высокий коммутационныйресурс.
-хороший теплоотводрабочих поверхностей.
-лучшее среди всехотечественных и зарубежных выключателей соотношение «цена – качество».
— выключателисертифицированы по системе ГОСТ
Технические характеристикиобоих выключателей приведены в таблице 7.1
Таблица 7.1 Техническиехарактеристик вакуумных выключателейПараметр ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 ВБУ-10-20/1000У2 1 2 3 Номинальное напряжение, кВ 10 10 Номинальный ток, А 1000 1000 Номинальный ток отключения, кА 20 20 Ток электродинамической стойкости, кА 51 52 Собственное время отключения, С мах 0,015 0,03
Полное время отключения, С мах
Собственное время включения, С мах
0,025
0,07
0,07
0,03 Механический ресурс цикл включено-отклчено 50000 50000
Коммутационный ресурс цикл «включено- отключено
При номинальном токе
При номинальном токе отключения
50000
100
50000
100 Масса, кг 35 69 Цена, руб. 124
101 127*
* для вакуумных выключателей спружинно-моторным приводом
Как видно из таблицывыключатели обладают практически одинаковыми техническими характеристиками ивыбор приходится обосновывать исходя из эксплуатационных и экономических соображений.
Полюс вакуумноговыключателя марки ВБУ имеет разборную конструкцию, то есть он болееремонтопригоден. У вакуумных выключателей марки ВВ/ТЕL по фазные электромагнитные привода, что усложняет иудорожает конструкцию. Как указано в инструкции к вакуумному выключателю маркиВБУ он не требует дополнительных регулировок на протяжении всего срока службы(так же в случае износа контактов). Очень важно, что у этого выключателяобеспечивается воздушная изоляция между верхним и нижним токосъемом камеры этопозволяет изготовить исключительно сбалансированную по теплоотводу конструкцию.Кроме всего вакуумный выключатель с электромагнитным приводом на 23 тысячидешевле, чем выключатель марки ВВ/ТЕL. Выключатель марки ВБУ выбираем с электромагнитным приводом, посколькуон дешевле, а уступает он выключателю с пружинно-моторным приводом только тем,что включить его можно под нагрузкой даже при отсутствии оперативного тока, ноэто больше применимо на подстанциях, где присутствуют потребители 1-йкатегории, на подстанции же «Байдарка» все потребители 2-й категории.
После сравнения вариантовпринимаем решение использовать на подстанции «Байдарка» вакуумные выключателимарки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 с электромагнитными приводами. (схему цепей вторичнойкоммутации ячейки вакуумного выключателя смотри графическая часть лист 2)
Принцип работыэлектромагнитного привода:
Включаем автоматическийвыключатель SF, так как вакуумный выключательотключен его блок-контакты Q4замкнуты, срабатывает реле от повторного включения которое размыкает своиразмыкающие контакты и замыкает замыкающие контакты подготавливается цепочкадля включения вакуумного выключателя. Замыкаем разъемное соединение Х1 поцепочке подается питание на диодный мостик VZ2, выпрямленное напряжение поступает на контактор КМ1,который в свою очередь замыкает контакты в цепи электромагнита включения YAC выключатель включается. Подготавливаясвоими блок-контактами цепочку на отключение в цепи электромагнита отключения YAT.
8 Технико-экономическоеобоснование выбора мощности трансформаторов
На подстанции «Байдарка»организован учет электрической энергии. Происходит учет как активной так иреактивной энергии. Для этого на подстанции установлены счетчики активной иреактивной энергии.
Для контроля нагрузки нафидерах и вводах установлены амперметры, а для пропорционального сниженияпервичного тока во вторичный и для изоляции вторичных цепей от первичныхустановлены трансформаторы тока. Все щитовые приборы установленные наподстанции изготовлены на номинальный ток 5 А, поэтому вторичный токтрансформаторов тока составляет 5 А. Важной характеристикой трансформаторовтока является коэффициент трансформации, который показывает отношениепервичного тока ко вторичному. Этот коэффициент трансформации указывается наамперметрах. Тогда шкала амперметров градуируется в первичных токах, хотя пообмотке амперметра протекает вторичный ток.
Данные приборов учетаприведены в таблице 8.1
Таблица 8.1 – данныеприборов учета
№
пп Место установки Тип амперметра Тип счетчика и вид учитываемой энергии Тип трансформатора тока, его коэффициент трансформации 1 Ячейка фидера Б-01 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 300/5 2 Ячейка фидера Б-02 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 300/5 3 Ячейка фидера Б-02
СР4У-И673М
реактивная 4 Ячейка фидера Б-03 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 150/5 5 Ячейка фидера Б-03
СР4У-И673М
реактивная 6 Ячейка №4 ТСН-1 СА4У-И672М активная Т-066 50/5 7 Ячейка ввода6кВТ-1 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 600/5
Продолжение таблицы 8.1 Место установки Тип амперметра Тип счетчика и вид учитываемой энергии Тип трансформатора тока, его коэффициент трансформации 8 Ячейка ввода6кВТ-1 СР4У-И673М 9
Ячейка
Фидера Б-07 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 150/5 10
Ячейка
Фидера Б-08 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 400/5 11
Ячейка
Фидера Б-08
СА4У-И673М
реактивная 12
Ячейка
Фидера Б-09 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 300/5 13
Ячейка
Фидера Б-12 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 300/5 14
Ячейка №13
ТСН-2 СА4У-И672М Т-066 50/5 15 Ячейка ввода6кВТ-2 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 600/5 16 Ячейка ввода6кВТ-2 СР4У-И673М 17
Ячейка
Фидера Б-17 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 300/5 18
Ячейка
Фидера Б-17
СА4У-И673М
реактивная 19
Ячейка
Фидера Б-18 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 400/5 20
Ячейка
Фидера Б-18
СА4У-И673М
реактивная 21
Ячейка
Фидера Б-20 Э378
ЦЭ6803В
активная ТПЛ-10 400/5 22
Ячейка
Фидера Б-20
СА4У-И673М
реактивная
Нагрузки на подстанции«Байдарка» не большие и поэтому не всегда точные показания можно получить поамперметрам установленных на подстанции. В связи с этим на подстанции«Байдарка» установлена телемеханическая система «Гранит», где по каналам связиинформация по нагрузкам и об аварийных и предупредительных сигналах поступает кдиспетчеру. Информация по нагрузкам по данной системе передается с точностью до1,5%.
На подстанции длясоставления графиков нагрузки и определения ее пиков проводятся летние и зимниережимные дни.
Данные суточныхведомостей подстанции «Байдарка» за 21 июня 2006 года и за 20 декабря 2006 годапредоставлены диспетчерской службой «Центральных электрических сетей». Этиданные были обработаны и представлены далее в виде таблиц.
Таблица 8.2 — Данныезимнего режимного дня 20декабря 2006 года Время, ч
Напряжение 1секции, кВ
U
Ток 1секции, А
I
Мощность 1секции, ква
S
Напряжение 2секции, кВ
U
Ток 2секции, А
I
Мощность 2секции, ква
S 6,5 79 892 6,4 15 164 1 6,5 82 919 6,4 15 164 2 6,6 77 878 6,5 15 166 3 6,6 82 933 6,5 15 166 4 6,6 82 933 6,5 15 166 5 6,6 84 960 6,5 15 166 6 6,5 82 919 6,5 15 166 7 6,5 84 946 6,4 15 164 8 6,5 98 1108 6,4 13 139 9 6,3 190 2069 6,3 43 464 10 6,3 166 1807 6,3 17 187 11 6,3 178 1938 6,3 64 698 12 6,4 108 1197 6,4 15 164 13 6,4 158 1756 6,4 15 164 14 6,4 156 1729 6,3 56 607 15 6,4 149 1649 6,3 56 607 16 6,3 125 1362 6,3 15 161 17 6,4 70 772 6,3 16 174
Продолжение таблицы 8.2Время, ч
Напряжение 1секции, кВ
U
Ток 1секции, А
I
Мощность 1секции, ква
S
Напряжение 2секции, кВ
U
Ток 2секции, А
I
Мощность 2секции, ква
S 18 6,4 70 772 6,4 16 177 19 6,4 70 772 6,4 16 177 20 6,5 70 784 6,4 14 151 21 6,5 65 730 6,4 14 151 22 6,6 65 741 6,5 14 153 23 6,5 60 675 6,4 14 153
Таблица 8.3 — Данныелетнего режимного дня 21 июня 2006 годаВремя, ч
Напряжение 1секции, кВ
U
Ток 1секции, А
I
Мощность 1секции, ква
S
Напряжение 2секции, кВ
U Ток 2секции, АI
Мощность 2секции, ква
S 6,5 35 392 6,3 11 117 1 6,5 35 392 6,3 11 117 2 6,5 35 392 6,3 11 117 3 6,5 32 364 6,3 11 117 4 6,5 32 364 6,3 11 117 5 6,6 31 350 6,3 11 117 6 6,5 31 345 6,3 11 117 7 6,5 33 371 6,3 2 261 8 6,4 48 536 6,2 8 90 9 6,2 132 1418 6,1 19 202 10 6,1 131 1384 6,1 37 393 11 6,1 154 1629 6,1 82 862 12 6,3 73 801 6,2 6 64 13 6,2 129 1385 6,2 6 64 14 6,2 149 1600 6,1 68 723 15 6,2 126 1355 6,1 6 63 16 6,3 97 1058 6,1 70 735 17 6,4 41 450 6,2 50 541 18 6,4 26 290 6,2 7 77 19 6,5 26 294 6,3 7 78 20 6,5 36 403 6,3 41 445 21 6,5 33 376 6,3 40 432 22 6,5 39 443 6,3 62 681 23 6,5 30 335 6,3 10 105
На основании данныхполученных в ходе режимного дня строим графики нагрузки на которых так же ввиде прямой показываем мощности установленного и проектируемых трансформаторов(смотри графическую часть лист 3 и 4)
________ Прямая,соответствующая мощности установленного трансформатора 6300ква
________ Прямая,соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква
________ Прямая,соответствующая мощности проектируемого трансформатора 1600ква
________ График нагрузкис перспективой развития
________ Реальный графикнагрузки
/>
Рисунок 8.1 Зимний графикнагрузки первого трансформатора
/>
Рисунок 8.2 Зимний графикнагрузки второго трансформатора
/>
Рисунок 8.3 Летний графикнагрузки первого трансформатора
/>
Рисунок 8.4 Летний графикнагрузки второго трансформатора
Сравнив графики зимнего илетнего периода можно сделать вывод о том, что трансформаторы на подстанции«Байдарка» больше загружены зимой. Поэтому, в дальнейшем используем длярасчетов данные зимнего режимного дня.
Так же из графиковнагрузок видим, что трансформаторы загружены не полностью, а точнее первыйтрансформатор на 33%, а второй трансформатор на 14%.
Как один из выходов дляболее эффективного использования трансформаторов отключение одного из них иперевод всей нагрузки на один трансформатор. Но при этом снижается надежностьэнергоснабжения, а у нас имеются потребители второй категории.
Кроме того трансформаторыустановленные на подстанции «Байдарка» в работе с 1970 года, то есть отработали36 лет, а нормативный срок службы трансформаторов 25 лет. Поэтому принимаемрешение произвести расчет и выбрать трансформаторы необходимой мощности сучетом перспективы развития на 5 лет.
По данным «Центральныхэлектрических сетей» идет тенденция увеличения мощности на 5% в год.
Тогда с учетом ростамощности через пять лет вводим коэффициент нагрузки Кнагр на которыйувеличиваем мощность трансформаторов с учетом перспективы развития на 5 лет.Тогда
Smaxпроект=Smax×Кнагр (8.1)
Где Smaxпроект – проектируемая мощность через пятьлет, ква
Smax – максимальная мощность на самойнагруженной секции шин, ква
Кнагр –коэффициент нагрузки
Smaxпроект=2069×1,25=2586 ква
Результаты расчетов смотрив таблице 8.4
Таблица 8.4 Мощноститрансформаторов с перспективой развития на пять летВремя Мощность первого тр-ра летом Мощность второго тр-ра летом Мощность первого тр-ра зимой Мощность первого тр-ра зимой Мощность двух тр-ов в летний период Мощность двух тр-ов в зимний период 490 146 1115 205 636 1319 1 490 146 1149 205 636 1353 2 490 146 1098 208 636 1305 3 455 146 1166 208 601 1319 4 455 146 1166 208 601 1319 5 443 146 1200 208 584 1408 6 431 146 1149 208 576 1356 7 464 326 1183 208 790 1390 8 670 113 1385 174 783 1558 9 1776 253 2586 580 2025 3166 10 1730 491 2259 233 2221 2493 11 2036 1078 2422 872 3114 3295 12 1001 80 1496 205 1081 1701 13 1731 80 2295 205 1811 2400 14 2000 904 2161 759 2904 2920 15 1694 79 2061 759 1773 2820 16 1323 919 1702 201 2241 1904 17 563 676 965 218 1239 1181 18 363 96 965 221 459 1185 19 368 98 965 221 465 1185 20 504 556 980 188 1060 1168 21 470 540 913 188 1010 1100 22 554 851 926 191 1405 1117 23 419 131 843 191 550 1035
Для наглядности графикинагрузки с перспективой развития показываем на реальных графиках нагрузки(смотри летние и зимние графики нагрузки трансформаторов)
Выбираем мощность трансформатораиз условия:
Sн.т.≥0,5Sрасч (8.2)
Где 0,5 – коэффициентучитывающий возможность работы трансформаторов без допустимых систематическихперегрузок и максимальном КПД соответствующем минимальным потерям активнойэнергии в трансформаторе.
Sрасч –расчетная нагрузка потребителейподсоединенных к одной секции шин.
Sн.т.≥0,5×2586=1293 ква
Принимаем к рассмотрениютри варианта:
1) ТМ – 1600/35номинальная мощность S=1600ква потери короткого замыкания Рк.з.=16,5 кВт потери холостого ходаРх.х.=2,75 кВт
2) ТМ – 2500/35 S=2500 ква Рк.з.=23,5 кВт Рх.х.=3,9кВт
3) исходный вариант ТМ –6300 S=63000 ква Рк.з.=49,1 кВт Рх.х.=13,3кВт
Проверяем трансформаторына систематическую нагрузку.
Режим, в течение частицикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и токнагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа (всоответствии с математической моделью) такая нагрузка эквивалентна номинальнойнагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счетпонижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальнойчасти цикла.[5]
Для проверкитрансформаторов на систематическую нагрузку на исходном графике нагрузкинаносим прямую линию соответствующей номинальной мощности трансформатора.Верхняя часть графика, отсекаемая указанной прямой, является зоной перегрузкитрансформатора.[5] Из графиков нагрузки видим, что нагрузка по секциямраспределена не равномерно и даже в нормальном режиме с учетом перспективыразвития трансформатор № 1 мощностью 1600 ква будет испытывать систематическуюперегрузку на 61%, а допускается перегружать систематически на 50% [5]. Такимобразом трансформатор мощностью 1600 ква использоваться не может. Поэтому вдальнейших расчетах используем трансформаторы мощностью 2500 и 6300 ква. Трансформаторымощностью 2500 и 6300 ква в нормальном режиме как видно из графиков нагрузкиперегрузок испытывать не будут.
Проверка трансформаторана аварийную перегрузку:
Режим продолжительныхаварийных перегрузок
Режим нагрузки, возникающийв результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которыемогут быть восстановлены только после достижения постоянного значенияпревышения температуры трансформатора. Это не обычное рабочее состояние, ипредполагается, что оно будет возникать редко, однако может длиться в течениенедель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менеетакая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термическогоповреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора.
Режим кратковременныхаварийных перегрузок
Режим чрезвычайно высокойнагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые проводят кзначительным нарушениям нормальной работы сети, при этом температура наиболеенагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаяхпроисходит временное снижение электрической прочности изоляции. Однако накороткий период времени этот режим может быть предпочтительнее других. Можнопредполагать, что нагрузки такого типа будут возникать редко. Их необходимо повозможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор воизбежание его повреждения. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньшетепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температурыдо перегрузки; обычно продолжительность перегрузки составляет менее получаса.[5]
При проверке на аварийнуюперегрузку учитываем, что в аварийном режиме нет возможности отключатьпотребителей, так как у них нет второго питания и необходимо использоватьперегрузочную способность трансформаторов на определенный период работы.
В аварийном режиме у насв работе находится один трансформатор и соответственно вся нагрузка подстанциинаходиться на нем. Для этого необходимо построить другие графики нагрузки. Наподстанции «Байдарка», как уже было сказано выше, зимняя нагрузка больше,поэтому для расчетов используем зимний график нагрузки в аварийном режиме иесли нагрузки зимой допустимые, то соответственно и летом трансформаторперегружен не будет.
________ Прямая,соответствующая мощности установленного трансформатора 6300ква
________ Прямая,соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква
________ График нагрузкис перспективой развития
________ Реальный графикнагрузки
/>
Рисунок 8.5 Зимний графикнагрузки в аварийном режиме
Из графика видим, чтопроектируемый трансформатор 2500 ква в аварийном режиме будет испытыватьперегрузку. Для тог, чтобы определить допустима ли такая перегрузка преобразуемзимний график нагрузки в аварийном режиме в эквивалентный двухступенчатыйграфик. Согласно литературы [5], в аварийном режиме для трансформаторовмощностью 2500 ква допускаются длительные перегрузки на 80%, а кратковременныена100%
/>
Рисунок 8.6 Эквивалентныйдвухступенчатый график нагрузки
________ Прямаясоответствующая мощности установленного трансформатора в аварийном режиме
________ Эквивалентныйдвухступенчатый график нагрузки соответствующий мощности проектируемоготрансформатора 2500ква в аварийном режиме
________ График нагрузкис перспективой развития
________ Реальный графикнагрузки
________ Прямая,соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква в аварийномрежиме
По преобразованномуграфику нагрузки в двух ступенчатый рассчитываем коэффициент номинальнойзагрузки трансформатора.
/> (8.3)
Где Sэ1 – эквивалентная мощность,соответствующая начальной мощности двух ступенчатого графика.
Sн.т – номинальная мощностьтрансформатора.
/> (8.4)
Где S1 –Sn – соответствующие мощности первойступени исходного графика.
t1 – tn – соответствующее время первой ступени исходного графика.
/>/> ква
Тогда
/>
Определяем коэффициентаварийной перегрузки трансформатора К2а
/> (8.5)
Где SЭ2 – эквивалентная мощность в аварийномрежиме соответствующая повышенной мощности на двухступенчатом графикеопределяется по формуле (8.4)
/> ква
Тогда />
По графику определяемвремя действительной аварийной перегрузки tп.а. tп.а.=7
По таблице [5] находимдопустимый коэффициент аварийной перегрузки.
К2адоп=1,8
К2а=1,47
Условие выполняется
Следовательно в аварийномрежиме такая перегрузка допустима и ущерба от недоотпуска электроэнергии небудет.
Трансформатор мощностью6300 ква в аварийном режиме перегрузки испытывать не будет.
Как показали расчеты наподстанции «Байдарка» есть возможность вместо трансформаторов мощностью 6300ква использовать трансформаторы мощностью 2500.
Для того чтобыокончательно убедиться в возможности использовать трансформаторы мощностью 2500ква приведем экономическое обоснование целесообразности замены трансформатороводной мощности на другую.
8.1Экономическое обоснование целесообразности замены трансформаторов одноймощности на другую
Для сравнения принимаемдва варианта
1)два трансформаторамощностью по 2500 ква ТМ – 2500/35. Стоимость одного трансформатора 1214620руб.
2)два трансформаторамощностью по 6300 ква ТМ – 6300/35. Стоимостью одного трансформатора 1845690руб.
Для обоснованияпредлагаемого решения необходимо рассчитать следующие показатели: капитальныевложения, эксплуатационные издержки, приведенные затраты, потери электроэнергиии их стоимость, годовую экономию и годовой экономический эффект. [1]
Капитальные вложенияопределяем по формуле:
/> (8.6)
Где Ц – цена приобретениятрансформатора, руб
Т – расходу на доставку,руб
М – затраты на монтаж ипуско-наладочные работы, руб
Расходы на доставкусоставляют 12% от стоимости оборудования.
Т=Ц×0,12 (8.7)
Т2500=1214620×0,12=145754руб
Т6300=1845690×0,12=221493руб
10.1.2Затраты на монтаж ипуско-наладочные работы составляют 25% от стоимости оборудования.
М=Ц×0,25 (8.8)
М2500=1214620×0,25=303655руб
М6300=1845690×0,25=461423руб
По формуле (8.6)определяем капитальные вложения
КВ2500=1214620+145754+303655=1664029руб
КВ6300=1845690+221493+461423=2528606руб
Расчитываем годовой фондзаработной платы для обоих случаев он будет одинаковый, так как напряжения утрансформаторов одинаковые.
ЗП=ТФзп×Кдоп×Котч(8.9)
Где ТФзп –тарифный фонд заработной платы, руб
Кдоп –премиальные. Составляют 75%
Котч –коэффициен отчислений. Составляет 26%
Тарифный фонд заработнойплаты определяется
ТФзп=Чтс×ЗТ(8.10)
Где Чтс –часовая тарифная ставка, руб/час
ЗТ – затраты труда,чел×час
Для обслуживаниятрансформатора необходим электромонтер 4 разряда его оклад 4412 рублей
Чтс=оклад/176 (8.11)
Где 176 – среднее числочасов работы в месяц
Чтс=4412/176=25руб/час
10.2.2Затраты трудаопределяем по формуле
ЗТ=/>у.е. ×18,6 (8.12)
Где />у.е.=4,9 – переводнойкоэффициент [1]
18,6 – трудоемкостьобслуживания одной условной единицы, чел×час
ЗТ=4,9×18,6=91,1чел×час
Тогда тарифный фондопределяется как
ТФзп=25×91,1=2278руб
По формуле (8.9)определяем фонд заработной платы
ЗП=2278×1,75×1,26=5022руб
Рассчитываемэксплуатационные затраты
ЭЗ=ЗП+Ао+Рто+Сдэ+Пр(8.13)
Где Ао –Амортизационные отчисления, руб
Рто – расходына ремонт и техническое обслуживание, руб
Сдэ –стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, руб
Пр – прочиерасходы, руб
Расходы на амортизациюсоставляют 3,5% от капитальных вложений
Ао=КВ×0,035(8.14)
Ао2500=1664029×0,035=58241руб
Ао6300=2528606×0,035=88501руб
Расходы на ремонт итехническое обслуживание составляют 2,9% от капитальных вложений
Рто=КВ×0,029(8.15)
Рто2500=1664029×0,029=48257руб
Рто6300=2528606×0,029=73330руб
Прочие расходы составляют1% от капитальных вложений
Пр=КВ×0,001(8.16)
Пр=1664029×0,001=1664руб
Пр=2528606×0,001=2528руб
Годовые потериэлектроэнергии в трансформаторах определяются по уравнению
/> (8.17)
Где /> -потери мощности короткогозамыкания, кВт
/>=0,12 коэффициент перевода реактивноймощности в активную
/> — реактивные потери мощностикороткого замыкания, квар
/> - максимальна нагрузкатрансформатора, ква
/> - номинальная мощностьтрансформатора, ква
/> - потери мощности холостого хода,кВт
/> - потери реактивной мощностихолостого хода квар
Реактивные потеримощности короткого замыкания определяются
/> (8.18)
Реактивные потери мощностихолостого хода определяются
/> (8.19)
Тогда годовые потериэнергии будут
/>
/>
Определяем стоимостьпотерь электроэнергии
Сэ=Qпэ×ТЭ (8.20)
Где Тэ=1,95тариф на электроэнергию, руб
Сэ2500=131743×1,95=256898руб
Сэ6300=150032×1,95=292563руб
Результаты расчетовсводим в таблицу
Таблица 8.5 Элементы эксплуатационных затрат Варианты Трансформатор мощностью 2500ква Трансформатор мощностью 6300ква Амортизационные отчисления, т.руб 58,24 88,50 Расходы на ремонт и техническое обслуживание, т.руб 48,26 73,33 Стоимость потерь электроэнергии, т.руб 256,90 292,56 Прочие расходы, т.руб 1,66 2.53 итого 368,42 459,42
Так как в обоих вариантахработают по два трансформатора, то по условиям надежности электроснабжения вариантыравноценные, поэтому выбираем вариант с наименьшими приведенными затратами
10.4Расчитываемприведенные затраты
З=КВ×Ен+ЭЗ(8.21)
Где Ен =0,10нормативный коэффициент экономической эффективности
ЭЗ – эксплуатационныезатраты, руб
З2500=1664029×0,1+368420=534822руб
З6300=2528606×0,1+459420=712280руб
Определяем суммарнуюгодовую экономию
Гэ=(ЭЗ6300– ЭЗ2500)+ЭП (8.22)
Где ЭП – Экономия потерь,руб
Определяем экономиюпотерь
ЭП=Сэ6300 – Сэ2500(8.23)
ЭП=292563 – 256898=35665руб
Тогда суммарная годоваяэкономия определится как
Гэ=(459420 –368420)+35665=126665
Определяем суммарныйгодовой экономический эффект
Эг=(З6300 — З2500)+ЭП (8.24)
Эг=(712280 –534822)+35665=213123
Результаты расчетовсводим в таблицу
Таблица 8.6 –экономическое обоснование замены трансформаторов Показатель Вариант с трансформаторами мощностью 2500ква Вариант с трансформаторами мощностью 6300ква Капитальные вложения, руб 1664,03 2528.61 Эксплуатационные издержки, руб 368,42 459,42 Стоимость потерь электроэнергии, руб 256,90 292,56 Приведенные затраты, руб 534,82 712,28 Суммарная годовая экономия, руб 126,67 Суммарный годовой экономический эффект, руб 213,12
Таким образом, заменатрансформаторов мощностью 6300 кав на трансформаторы мощностью 2500 квапозволит получить ежегодную экономию 126,67 т.руб.
9Экономическое обоснование целесообразности замены масляных выключателей навакуумные
Замена масляныхвыключателей на вакуумные на подстанции «Байдарка позволит снизить потериэлектроэнергии и повысить надежность электроснабжения производственных исельскохозяйственных потребителей.
Экономическаяэффективность замены масляных выключателей на вакуумные определяется последующим показателям:
— Капитальные вложения
— Годовая экономия
— Годовой экономическийэффект
— Срок окупаемости
Расчет длямасляных выключателей
Капитальные вложенияопределяем по формуле:
/> (9.1)
Где Ц – цена приобретениямасляных выключателей, руб.
Т – расходу на доставку,руб
М – затраты на монтаж ипуско-наладочные работы, руб
Цена на один масляныйвыключатель составляет 95,2 т.руб, их согласно схемы подстанции 15 штуксоответственно цена на приобретение масляных выключателей будет:
Ц=С×N (9.2)
Где С – цена одногомасляного выключателя, руб
N – число выключателей на подстанции,шт
Ц=95,2×15=1428т.руб
Расходы на доставкусоставляют 12% от стоимости оборудования.
Т=Ц×0,12 (9.3)
Т=1428×0,12=171,36т.руб
Затраты на монтаж ипуско-наладочные работы с учетом сложности составляют 40% от стоимостиоборудования
М=Ц×0,4 (9.4)
М=1428×0,4=571,2 т.руб
По формуле (9.1)определяем капитальные вложения
КВ=1428+171,36+571,2=2170,56т.руб
Расчитываем годовой фондзаработной платы
ЗП=ТФ+Кдоп+Котч(9.5)
Где ТФ – тарифный фондзаработной платы, руб
Кдоп –премиальные составляют 75%
Котч –Коэффициент отчислений составляет 26%
Тарифный фонд заработнойплаты определяется
ТФ=Чт.с×ЗТ(9.6)
Где Чтс –часовая тарифная ставка, руб/час
ЗТ – затраты труда,чел×час
Для обслуживаниямасляного выключателя необходим электромонтер 4 разряда его оклад 4412 рублей
Чтс=оклад/176 (9.7)
Где 176 – среднее числочасов работы в месяц
Чтс=4412/176=25руб/час
Затраты труда определяемпо формуле
ЗТ=/>у.е. ×18,6 (9.8)
Где />у.е.=5,4 – переводнойкоэффициент при обслуживании масляного выключателя [1]
18,6 – трудоемкостьобслуживания одной условной единице, чел×час
ЗТ=5,4×18,6=100,44чел×час
Тогда тарифный фондопределяется как
ТФ=25×100,44=2511 руб
По формуле (9.5)определяем фонд заработной платы
ЗП=2278×1,75×1,26=5022руб
Расчитываемэксплуатационные затраты
ЭЗ=ЗП+Ао+Рто+Пр(9.9)
Где Ао –Амортизационные отчисления, руб
Рто – расходына ремонт и техническое обслуживание, руб
Пр – прочиерасходы, руб
Расходы на амортизациюсоставляют 3,5% от капитальных вложений
Ао=КВ×0,035(9.10)
Ао=2170,56×0,035=75,97т.руб
Расходы на ремонт итехническое обслуживание для масляных выключателей составляют 40% откапитальных вложений
Рто=КВ×0,4(9.11)
Рто=2170,56×0,4=868,224т.руб
Прочие расходы составляют1% от капитальных вложений
Пр=КВ×0,001(9.12)
Пр=2170,56×0,001=2,17т.руб
Тогда эксплуатационныезатраты будут
ЭЗ=5,022+75,97+868,224+2,14=951,356т.руб
Рассчитываем приведенныезатраты
З=КВ×Ен+ЭЗ(9.13)
Где Ен =0,10нормативный коэффициент экономической эффективности
ЭЗ – эксплуатационныезатраты, руб
З=2170,56×0,1+951,356=1168,412т.руб
Расчет длявакуумных выключателей
11.5 Капитальные вложенияопределяем по формуле 9.1
/> (9.1)
Где Ц – цена приобретениявакуумных выключателей, руб.
Цена на один вакуумныйвыключатель составляет 101 т.руб, их согласно схемы подстанции 15 штуксоответственно цена на приобретение масляных выключателей будет определяться поформуле (9.2)
Ц=С×N
Где С – цена одноговакуумного выключателя
Ц=101×15=1515 т.руб
Расходы на доставкусоставляют 12% от стоимости оборудования определяются по формуле (9.3)
Т=1515×0,12=181,44т.руб
Затраты на монтаж ипуско-наладочные работы вакуумных выключателей составляют 20% от стоимостиоборудования и определяются по формуле (9.4)
М=1515×0,2=303 т.руб
По формуле (9.1)определяем капитальные вложения
КВ=1515+181,44+303=1999т.руб
Расчитываем годовой фондзаработной платы
Тарифный фонд заработнойплаты определяется по формуле (9.6)
Так как для обслуживаниямасляного выключателя необходим электромонтер 4 разряда его оклад 4412 рублейто соответственно и часовая тарифная ставка его составит 25 руб/час
Затраты труда определяемпо формуле (9.8)
Где />у.е.=3,1 – переводнойкоэффициент при обслуживании масляного выключателя [1]
ЗТ=3,1×18,6=57,66чел×час
Тогда тарифный фондопределяется по формуле (9.6)
ТФ=25×57,66=1441,5 руб
По формуле (9.5)определяем фонд заработной платы
ЗП=1441,5×1,75×1,26=3178,51руб
Рассчитываемэксплуатационные затраты по формуле (9.9)
Расходы на амортизациюсоставляют 3,5% от капитальных вложений и определяются по формуле (9.10)
Ао=1999,44×0,035=69,98т.руб
Расходы на ремонт итехническое обслуживание для вакуумных выключателей составляют 15% откапитальных вложений и определяются по формуле (9.11)
Рто=1999,44×0,4=299,9т.руб
Прочие расходы составляют1% от капитальных вложений и определяются по формуле (9.12)
Пр=1999,44×0,001=1,99т.руб
Тогда эксплуатационныезатраты будут
ЭЗ=3,178+69,98+299,9+1,99=375,048т.руб
Рассчитываем приведенныезатраты по формуле (9.13)
З=1999,44×0,1+375,048=574,992т.руб
11.9 Определяем суммарнуюгодовую экономию
Гэ=ЭЗмв-ЭЗвв(9.14)
Где ЭЗмв — эксплуатационные затраты на масляные выключатели
ЭЗвв — эксплуатационные затраты на вакуумные выключатели
Гэ=951,356-375,048=576,308т.руб
11.10 Определяемсуммарный годовой экономический эффект
Эг=Змв-Звв(9.15)
Где Змв –приведенные затраты на масляные выключатели
Звв –приведенные затраты на ваккумные выключатели
Эг=1168,412-574,992=593,42т.руб
11.11 Определяем срококупаемости капитальных вложений
Т=/> (9.16)
Т=/>/> года
Результаты расчетовсводим в таблицу 9.1
Таблица 9.1 Экономическаяэффективность замены масляного выключателя на вакуумный выключатель Показатели Значение Масляный выключатель Вакуумный выключатель Капиталовложения, т. руб. 2170,56 1999,44 Эксплуатационные затраты, т.руб. 951,36 375,05 Приведенные затраты, т.руб. 1168,41 574,99 Годовая экономия, т.руб. 576,31 Годовой экономический эффект, т.руб. 593,42 Срок окупаемости капиталовложений, лет 3,5
Таким образом, заменамасляного выключателя на вакуумный выключатель позволяет получить ежегоднуюэкономическую экономию576,31 т. рублей. Это объясняется снижением затрат наэксплуатацию. Дополнительные капитальные вложения окупятся за 3,5 года.
10 Расчеттоков короткого замыкания
Расчет токов короткогозамыкания (к.з.) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементовэлектроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т. д.) на электродинамическую итермическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выборасредств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющихустройств. [14]
10.1 Изобразим схемуэлектроснабжения подстанции «Байдарка»
/>
Рисунок 10.1 – схемаэлектроснабжения подстанции «Байдарка»
10.2 По схемеэлектроснабжения составляем расчетную схему, в которую входят все участвующие впитании короткого замыкания источники питания и все элементы схемыэлектроснабжения. При выборе расчетной схемы учитываем режимы работы даннойустановки. На расчетной схеме расставляем характерные точки короткогозамыкания.
/>
Рисунок 10.2 – расчетнаясхема
10.3 По расчетной схемесоставляем схему замещения и определяем значения сопротивлений входящих в этусхему. Схему замещения составляем для одной фазы.
/>
Рисунок 10.3 – схемазамещения
Х1 – сопротивлениесистемы
Х2 – сопротивление стороны110 кВ на подстанции «Восточная II»
Х3 – сопротивлениестороны 35 кв на подстанции «Восточная II»
Х4 – сопротивление линии35 кВ на участке с проводом АС-150
Х5 – сопротивление линии35 кВ на участке с проводом АС-95
Х6 – сопротивлениетрансформатора на подстанции «Байдарка»
10.4 Данные для расчетана подстанции «Восточная II»предоставлены региональным диспетчерским управлением
Еэкв=125,99 кВ
Х1=6,561 Ом
Iк.з.=10,598 кА
Трансформатор наподстанции «Восточная II»имеет следующие напряжения короткого замыкания:
Uк В-С=10,5% — напряжение короткогозамыкания между сторонами высокого и среднего напряжения
Uк В-Н=17% — напряжение короткого замыканиямежду сторонами высокого и низкого напряжения
Uк С-Н=6% — напряжение короткого замыканиямежду сторонами среднего и низкого напряжения
10.5 Определяемнапряжение короткого замыкания на высокой стороне
Uк В=0,5×( Uк В-Н+ Uк В-С — Uк С-Н) (10.1)
Uк В=0,5×(17+10,5 – 6)=10,75 %
10.6 Определяемнапряжение короткого замыкания на стороне среднего напряжения
Uк С=0,5×( Uк В-С+ Uк С-Н — Uк В-Н) (10.2)
Uк С=0,5×(10,5+6 – 17)=-0,25 %
10.7 Так как активноесопротивление более чем в три раза меньше индуктивного то в расчетах импренебрегаем и учитываем только индуктивное сопротивление [7]. Трансформаторана подстанции «Восточная II»имеет напряжения 115/38,5/11
10.8 Определяеминдуктивное сопротивление высокой стороны трансформатора на подстанции«Восточная II»
/> (10.3)
Где /> - напряжение на высокойстороне трансформатора, ква
S – мощность трансформатора, мва
/> Ом
10.9 Определяеминдуктивное сопротивление средней стороны трансформатора на подстанции«Восточная II»
/> (10.4)
/> Ом
10.10 Определяемрезультирующее индуктивное сопротивление в точке К1
Хк1=Х1+Х2+Х3 (10.5)
Хк1=6,56+56,86+1,32=64,74Ом
10.11 Определяем индуктивноесопротивление линии 35 кВ на участке с проводом АС-150
Х4=Худ×L (10.6)
Где Худ –индуктивное сопротивление линии 35 кВ с проводом АС-150, Ом [8].
L – длина линии 35 кВ с проводом АС-150, км
Х4=0,395×2,8=1,106Ом
10.12 Определяеминдуктивное сопротивление линии 35 кВ на участке с проводом АС-95 по формуле 6
Х5=0,414×0,7=0,289Ом
10.13 Приводимрезультирующее индуктивное сопротивление в точке К1 к среднему напряжению 38,5кВ.
ХК138,5=ХК1/> (10.7)
ХК138,5=64,74/> Ом
10.14 Определяемрезультирующее индуктивное сопротивление в точке К2
ХК2=ХК138,5+Х4+Х5(10.8)
ХК2=7,25+1,106+0,289=8,645Ом
10.15 Определяемсопротивление трансформатора на подстанции «Байдарка» по формуле (10.3)
/> Ом
10.16 Определяемрезультирующее индуктивное сопротивление в точке К3
ХК3=ХК2+Х6(10.9)
ХК3=8,645+15,06=23,705Ом
10.17 Приводим результирующееиндуктивное сопротивление в точке К3 к низшему напряжению на подстанции«Байдарка»
/> (10.10)
/> Ом
10.18 Определяем ток 3-хи 2-х фазного короткого замыкания и ударный ток в точке К1
/> (10.11)
Где UФ – фазное напряжение, кВ
/> кА
/> (10.12)
/> кА
/> (10.13)
Где КУ –ударный коэффициент [7]
/> кА
10.19 Определяем ток 3-хи 2-х фазного короткого замыкания и ударный ток в точке К2
/> (10.14)
/> кА
/> (10.15)
/> кА
/> (10.16)
/> кА
10.20 Определяем ток 3-хи 2-х фазного короткого замыкания и ударный ток в точке К3
/> (10.14)
/> кА
/> (10.15)
/> кА
/> (10.16)
/> кА
11 Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции
Аппараты, изоляторы ипроводники первичных цепей должны удовлетворять следующим общим требованиям:
— необходимая прочностьизоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременныхперенапряжениях.
Для выбора экономическицелесообразного уровня изоляции необходимо учитывать условия ее работы,номинальное и наибольшие рабочие напряжения электроустановки и рассмотретьсредства защиты изоляции от перенапряжения.
— допустимый нагревтоками длительных режимов.
Расчетные рабочие токи присоединения внормальном и форсированном режимах не должны превышать номинальный длительныйток аппарата.
— устойчивость в режимекороткого замыкания.
В установках напряжением выше 1000 В по режиму короткого замыканияследует проверять: электрические аппараты, проводники, опорные и несущиеконструкции для них. Проверка проводится на термическую и динамическуюустойчивость к воздействию токов короткого замыкания.
— Технико-экономическаяцелесообразность;
— Соответствие окружающейсреде и роду установки;
— Достаточнаямеханическая прочность.[8]
11.1 Выборвыключателей
Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный длявключения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрическихустановках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах:длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхроннаяработа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токовкороткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.
Проверяем правильность выбора вакуумного выключателя ВБУЭЗ-10-20/1000У2(технические данные смотри раздел сравнение технических характеристик вакуумныхвыключателей).
Высоковольтные выключатели выбираются по номинальномунапряжению, номинальному току, и по току отключения, кроме того высоковольтныевыключатели проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость. Такимобразом, должны соблюдаться условия: [8].
Uн.а ≥ Uн.уст.(11.1)
Где Uн.а – номинальное напряжение выключателя
Uн.уст. – номинальное напряжение установки
Iн.а. ≥Iр.форс(11.2)
Где Iн.а. – номинальный ток выключателя
Iр.форс – ток в цепи в форсированном режиме
Iр.форс=1,5Iн=1,5×229=343,5 А
Iн.от. ≥ Iот. (11.3)
Где Iн.от – номинальный ток отключениявыключателя
Iот. — расчетный ток отключения равныйтоку короткого замыкания
iуд.3 ≤ iмах (11.4)
Где iуд.3 — ударный ток трехфазного короткогозамыкания в месте установки выключателя
iмах – амплитудное значение сквозноготока короткого замыкания, гарантированное заводом изготовителем
Вк ≤ Iт.н.2×tт.н. (11.5)
Где Вк –тепловой импульс тока, характеризующий количество теплоты, выделенное ваппарате за время короткого замыкания
Вк=(Iк(3))2×tк=4,73×1,4=6,622 кА2×с
Iт.н. – номинальный допустимый токтермической устойчивости выключателя в течении времени tт.н
tт.н – номинальное время термическойустойчивости выключателя при протекании тока Iт.н.
Iт.н.2×tт.н.=202×3=1200кА2×с
Таблица 11.1 Результатывыбора вакуумного выключателяУсловия выбора Расчетные данные сети Каталожные данные вакуумного выключателя
Uн.а ≥ Uн.уст. 6,3 кВ 10 кВ
Iн.а. ≥Iр.форс 343,5 А 1000 А
Iн.от. ≥ Iот. 4,73 кА 20 кА
iуд.3 ≤ iмах 10,03 кА 52 кА
Вк ≤ Iт.н.2×t т.н.
6,622 кА2×с
1200 кА2×с
Выбранный выключательподходит по всем условиям
Аналогично проверяемправильность выбора установленных на стороне 35 кВ разъединителей РЛНДЗ-35/600результаты проверки сводим в таблицу 11.2
Таблица 11.2 Результатывыбора разъединителейУсловия выбора Расчетные данные сети Каталожные данные разъединителя РЛНД-35/600
Uн.а ≥ Uн.уст. 35 кВ 10 кВ
Iн.а. ≥Iр.форс 61,8 А 600 А
Iн.от. ≥ Iот. 2,33 кА 25 кА
iуд.3 ≤ iмах 5,93 кА 31 кА
Вк ≤ Iт.н.2×t т.н.
3,26 кА2×с
25 кА2×с
Установленныеразъединители подходят по всем условиям.
12Безопасность и экологичность проекта
12.1Решения правительства Российской Федерации по безопасности труда иэкологическим аспектам
Федеральный закон обосновах труда в российской федерации принят Государственной Думой 23 июня 1999года. Настоящий Федеральный закон устанавливает правовые основы регулированияотношений в области охраны труда между работодателями и работниками и направленна создание условий труда, соответствующих требованиям сохранения жизни издоровья работников в процессе трудовой деятельности.
Государственныминормативными требованиями охраны труда, содержащимися в федеральных законах ииных нормативных правовых актах субъектах Российской Федерации об охране труда,устанавливаются правила, процедуры и критерии, направленные на сохранение жизнии здоровье работников в процессе трудовой деятельности.
Основными направлениями государственной политики в областиохраны труда являются:
-обеспечение приоритетасохранения жизни и здоровья работников;
-принятие и реализацияфедеральных законов и иных нормативных правовых актов об охране труда;
-государственноеуправление охраной труда;
-государственный надзор иконтроль за соблюдение требований охраны труда;
-содействие общественномуконтролю за соблюдением прав и законных интересов работников в области охранытруда;
-расследование несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;
-защита законныхинтересов работников;
-установление компенсацийза тяжёлую работу и работу с вредными или опасными условиями труда;
-распределение передовогоотечественного опыта в области охраны труда;
подготовка специалистовпо охране труда;
-обеспечениефункционирования единой информационной системы охраны труда и др.
В настоящее время изданымежотраслевые правила техники безопасности и пожарной безопасности, которымипользуются и выполняют требования указанные в правилах, весь электротехническийперсонал.
Основным требованиемявляется выполнение организационных и технических мероприятий. [9]
Организационные мероприятия:
-оформление работнарядом, распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущейэксплуатации;
-допуск к работе;
-надзор во время работы;
-оформление перерывов вработе, перевод на другое рабочее место и окончание работы;
Технические мероприятия:
-произвести необходимыеотключения и принять меры препятствующие подаче напряжения на место работы, вследствии ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;
-вывешивание запрещающихплакатов;
-проверка отсутствиянапряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены;
-наложено заземление;
-вывешены указательныеплакаты;
Все работы на подстанции (кромеоперативных переключений) выполняются с оформлением наряда-допуска, либораспоряжения, с выполнением необходимых организационных и техническихмероприятий обеспечивающих безопасность выполнения работ.
Весь персонал(оперативный и ремонтный) допущенный к производству работ по обслуживаниюоборудования подстанции должен иметь соответствующие квалификационные группы поэлектробезопасности. Ремонтные бригады должны иметь соответствующие защитныесредства, набор которых регламентируется правилами техники безопасности иместными инструкциями. Все защитные средства должны правильно хранится ииспытываться в установленные сроки.
Основное условиесоблюдения безопасности при проектировании предприятий_предотвращениевоздействия вредных и опасных производственных факторов на работающих, а такжепредупреждение негативного влияния этих факторов на окружающую среду. Этоусловие учтено в соответствующих разделах СниП и СН, в которых изложенытребования по проектированию.
12.2 Анализусловий труда и анализ состояния производственного травматизма в «Центральныхэлектрических сетей»
за2004-2006 года
Все энергетическиеобъекты относятся к особо опасным объектам. На таких объектах, как и в другихотраслях промышленности, происходят нарушения техники безопасности, что приводитк различным видам несчастных случаев. В большинстве несчастных случаев, постатистике, погибают или получают различные травмы работники, которые толькочто устроились на работу или работники с большим стажем работы. Первые получаюттравмы по незнанию, по неопытности. А вторые, уверенные в себе чаще поневнимательности.
В Центральныхэлектрических сетях для предотвращения и профилактики несчастных случаевсоздана служба охраны труда и промышленной безопасности. В ее состав входитначальник службы и три инженера.
На предприятии составленколлективный договор, то есть правовой акт регулирующий социально-трудовыеотношения. В организации он заключается между работодателем и профсоюзом,представляющим интересы работника. Кроме того в центральных электрических сетяхс каждым работником заключен трудовой договор в соответствии с которымработодатель обязуется предоставить работнику работу, обеспечивать условиятруда, предусмотренные трудовым кодексом, своевременную выплату заработнойплаты. А работник обязуется выполнять свою трудовую функцию и выполнятьтрудовую дисциплину.
Так как у многихработников Центральных электрических сетей имеет место быть разъездной характерработы на предприятии организованы предрейсовые медицинские осмотрыводительского состава.
Все работники предприятиясогласно коллективного договора обеспечиваются спец одеждой. Кроме того,работники на вредных участках (например, сварочный пост) получают молоко, сок идополнительные дни к отпуску. Так же работники, которым это необходимо по условиямработы обеспечены индивидуальными средствами защиты. На каждого работника вЦентральных электрических сетях заведены личные карточки, где указываются срокиполучения и наименование той спецодежды и средств индивидуальной защит, которыеполучил работник.
В Центральныхэлектрических сетях проводятся все положенные инструктажи: вводный, для всех работников,устроившихся на данное предприятие. Его проводит инженер по охране труда срегистрацией инструктажа в журнале; первичный проводится инженером в структурномподразделении с регистрацией в журнале по специально разработанной программедля данного вида работ; повторный проводится ежемесячно в структурныхподразделениях с записью в журнал по программе утвержденной начальникомструктурного подразделения; внеплановый – проводится в структурныхподразделениях при нарушения техники безопасности, при длительных перерывах вработе и по требованию вышестоящих органов, при изменении правил и инструкций;целевой – проводится при оформлении нарядов допусков и распоряжений. Крометого, в Центральных электрических сетях еженедельно в структурныхподразделениях проводится час охраны труда, где подводятся итоги недели,прорабатываются те нарушения, которые имели место быть, при необходимостипроводятся дополнительные инструктажи, прорабатываются обзоры травматизма вэлектроэнергетике. На предприятии ведется так же трехступенчатый контроль засостоянием охраны труда на предприятии.
Ежегодно каждый работниксдает экзамен по охране труда, пожарной безопасности и правилам техническойэксплуатации. По результатам экзаменов ему выставляется оценка и производитсязапись в его личном квалификационном удостоверении с указанием группы поэлектробезопасности. Оценка может быть выставлена отлично, хорошо,удовлетворительно или неудовлетворительно. При неудовлетворительной оценкеработник временно отстраняется от работы, готовится и пересдает экзамен. Приудовлетворительной оценке срок следующей сдачи экзамена устанавливается нечерез один год, а через шесть месяцев.
Все работы в действующихэлектроустановках проводятся по наряду – допуску, распоряжению или по перечнюработ выполняемых в порядке текущей эксплуатации. Но на предприятии имеетсясписок работ. Который можно проводиться только по наряду – допуску.
На предприятии Центральныхэлектрических сетей проводится ежемесячно, во вторую среду каждого месяца, деньтехники безопасности с привлечением лиц из вышестоящих организаций. В ходепроверки проверяются все структурные подразделения, по результатам проведениядня техники безопасности разрабатываются мероприятия. Ежегодно проводитсявнеочередной день техники безопасности, по его результатам так жеразрабатывается мероприятия. Кроме того в структурных подразделенияхначальниками еженедельно проводятся внезапные проверки рабочих мест соформлением протоколов и с указанием виновных в нарушениях, если такие имелиместо.
Таблица 12.1 – Несчастные случае за2004-2006 года Центральные электрические сети 2004 – 2006 года № п/п Профессия, должность пострадавшего. Дата несчастно- го случая Классификация (тяжёлый, смертельный, групповой, легкий). Последствия
Количе-
ство дней нетрудо-
способно сти
Выплачено
по листку
нетрудоспо-
со бности 1 Электромонтер по эксплуатации распределительных сетей 29.07.04 тяжелый 102 28,8 2 Машинист бурильно-крановой машины 13.01.06 тяжелый 237 119,89
Таблица 12.2 – Анализпроизводственного травматизма
Наименование
показателя. Формула. Годы. 2004 2005 2006
Среднесписочная числен-
ость работающих, чел. Р 435 595 609
Показатель (коэффициент)
частоты травматизма.
/> 2,2 1,64
Показатель(коэффициент)
тяжести травматизма.
/> 102 237
Показатель (коэффициент)
потерь рабочего времени
/> 234,5 389,2 Число пострадавших.
П1, П2 1 1
Средства на охрану труда,
Тыс.Руб. 880 3912,15 6430,33 Израсходовано Расход средств на одного работника. 2,02 6,57 10,55
где П1, П2-число пострадавших, с утратой трудоспособности на срок более одного рабочегодня соответственно со смертельным исходом;
Дт — числочеловеко- дней нетрудоспособности у всех пострадавших за отчётный период;
Анализируя статистикунесчастных случаев на предприятии произошедших в период с 2004 по2006 год можносделать вывод, что работа по охране труда на предприятии «Центральныеэлектрические сети» проводиться в целом удовлетворительно. С увеличениемчисленности работников увеличиваются средства выделяемые на охрану труда. Дляулучшения состояния охраны труда рекомендуется серьезней подходить к проведениюинструктажей.
12.3Характеристика опасных и вредных факторов, технологических процессов и устройств,разрабатываемых в проекте
С требованиями ПУЭ реконструируемая подстанция не относится квредным в эксплуатации объектам, но является особо опасным объектом вобслуживании.
Обслуживающий персоналпроизводит различные переключения по 35кВ, 10кВ, и при ошибке в переключенияхможет произойти авария. Для предупреждения такого рода ошибок на подстанциипредусмотрены блокировки безопасности. Различают два основных вида блокировок:блокировки безопасности и оперативные блокировки.
Например дверь в ячейку распределительного устройства напряжением выше1000 В снабжена электромагнитным замком, позволяющим только тогда открытьдверь, когда отключены выключатели и разъединители, через которые внутрь ячейкиподается напряжение.
Существуют также блокировки, предотвращающие операцииразъединителями под нагрузкой (при включенном выключателе), что можетсопровождаться не только аварией, но и несчастным случаем. В сельских электроустановкахдля этого часто применяют механические блокировки с непосредственной рычажнойсвязью между приводами выключателя и разъединителей. Но могут быть и замковыеблокировки, например механическая блокировка системы Гинодмана (МБГ). На каждомприводе разъединителей и выключателя установлены блокирующие замки,оборудованные запорным стержнем для механического застопаривания блокируемогоэлемента.
На двух трансформаторных подстанциях вместо МБГ применяютэлектромагнитную блокировку при помощи одинаковых блок-замков типа ЗБ-1 иодного общего электромагнитного ключа КЭЗ-1. Электромагнитный замокодновременно служит розеткой, а электромагнитный ключ вилкой. Для того чтобыключ открыл замок, его вставляют в штепсельную розетку данного замка, анапряжение в розетку подается автоматически при помощи сигнальных контактов,замыкающихся или размыкающихся в зависимости от положения привода выключателяили разъединителя. Положение этих контактов выбирают таким образом, чтобынапряжение в розетки блок-замков разъединителей данного присоединения попадалотолько при отключенном выключателе, а в розетку-замок двери ячейки — приотключенных разъединителях.
Электромагнитный замок состоит изкатушки, подпружиненного сердечника и запорного стержня с кольцом. Приобтекании током катушки, внутрь ее втягивается сердечник, сжимая пружину иосвобождая запорный стержень. Потянув за кольцо освобождают запор. Вкомплектных распределительных устройствах с выкатными элементами применяют идругие блокировки безопасности. Тележка с выключателем на ней включена впервичную цепь через мощное штепсельные контакты, выполняющие рольразъединителей, и имеет три фиксированных положения:
— рабочее (когда онаполностью вкачена в ячейку КРУ и штепсельные контакты полностью замкнуты );
— испытательное ( когдаштепсельные контакты разомкнуты, а контакты вторичных цепей, то естьизмерительных, сигнальных, управления и защиты замкнуты );
— ремонтное (когдатележка с выключателем полностью выкачена из ячейки в проход РУ );
В общем случаеоперативные блокировки должны предотвращать:
— включение выключателей,отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;
— отключение и включениеотделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотреноконструкцией аппарата;
— включение заземляющихножей (ЗН) на участке схемы, не отделенной разъединителями или отделителями отучастков находящихся под напряжением;
— подачу напряжения научастки схемы, заземленные включенными заземляющими ножами и отделенные отвключенных заземляющих ножей только выключателями;
— включение заземляющихножей шкафов присоединений КРУ, если выдвижной элемент с выключателем невыведен в испытательное или ремонтное положение, установку выдвижного элементав рабочее положение при включенных заземляющих ножах, включение заземляющихножей сборных шин, если выдвижные элементы с выключателями вводов рабочего ирезервного питания не выведены в испытательное или ремонтное положение,установку выдвижных элементов в рабочее положение при включенном выключателе.
12.4 пожарнаябезопасность
Противопожарные мероприятия на подстанции запроектированы всоответствии с требованиями «Инструкции по проектированию противопожарнойзащиты энергетических предприятий Минэнерго СССР» (РД 34.49.101-87» для Шгруппы.
Степени огнестойкостизданий и сооружений приняты в соответствии со СНиП 21-01-97 (ПС-Ш), а категориипроизводств — по «Перечню категорий помещений и зданий по взрывопожарной ипожарной опасности» РД 34.03.350-98 в.4.
Разрывы между зданиями исооружениями на площадке подстанции приняты в соответствии с противопожарныминормами и требованиями
На подстанции должнынеукоснительно выполняться правила пожарной безопасности и проводитьсямероприятия по предупреждению пожаров. Проведение всех противопожарныхмероприятий должны соответствовать Правилам пожарной безопасности в РоссийскойФедерации, введенных в действие с 1997года.
Подстанции относятся ккатегории пожарной опасности производств Д, а по классу пожара к Е и В
Все работники подстанциидолжны знать Правила пожарной безопасности, должны уметь пользоватьсяпротивопожарным инвентарем в случае возникновения пожара. Противопожарныйинвентарь должен использоваться по прямому назначению.
Для тушения пожаров вэлектроустановках под напряжением надо применять порошковые или углекислотныеогнетушители.
Так как большинствоподстанций без дежурного персонала, то углекислотные или порошковыеогнетушители должны находиться в бригадных машинах. Согласно табелякомплектации их должно быть четыре.
Укаждого трансформатора и у ячеек КРУ (с двух сторон) должны быть установленыящики с песком.
12.5 Экологичностьпроекта
Площадка проектируемойподстанции выбрана с учетом нанесения минимального ущерба окружающей среде.
Подстанция предназначена для передачи электроэнергии.Указанный технологический процесс является безотходным и не сопровождаетсявредными выбросами в атмосферу. Учитывая, что площадка подстанции удалена отжилой застройки и рассчитанные уровни шума, издаваемого работающимитрансформаторами, менее допустимых 45 децибел, специальные мероприятия позащите от шума трансформаторов не предусматривается. Для исключения загрязнениятерритории вокруг подстанции, при аварийном выбросе трансформаторного масла ипредотвращения распространения пожара, предусматривается сооружение подсиловыми трансформаторами маслоприемников, закрытых маслопроводов изжелезобетонных конструкций и подземного металлического маслоуловителя. Очисткамаслоуловителя от масла и скапливающихся дождевых вод предусматриваетсяоткачкой их в емкость «цистерну» с вывозом в места, согласованные с органнымисанитарной охраны.
Плодородный слой толщиной 0,1 – 0,3 м под площадкой подстанции в пределах ограждения, под сооружениями, подъездными дорогами иплощадками снимается и вывозится в места, определяемые землепользователями, сцелью использования его на восстановление и улучшение земельных угодий взаменизымаемых под строительство. В проекте произведена оценка воздействияпроектируемой подстанции на окружающую природную среду в процессе еестроительства и дальнейшей эксплуатации. В результате оценки установлено, чтопроектируемая подстанция при строительстве и эксплуатации:
-не представляет угрозы для здоровья населения
-не приведет к необратимым или кризисным изменениям вприродной среде.
12.6 Мероприятияпо совершенствованию безопасности и экологических условий
При эксплуатации электроустановок в них осуществляетсяоперативное обслуживание и другие работы (профилактические испытания, ремонт). Оперативноеобслуживание заключается в выполнении операций включения и отключения линий,трансформаторов, постоянном наблюдении за режимом работы и состоянием всегоэлектрооборудования, подготовке рабочего места для ремонтных бригад, их допускк работе, восстановление схемы работы электроустановки после окончания ремонта,выполнении по мере надобности небольших внеплановых работ по уходу заэлектроустановками. Оперативно-ремонтному персоналу разрешается производитьпереключения в электроустановках.
В соответствии стребованиями ПУЭ и санитарных норм о запрещении загрязнения окружающей среды,вредного или мешающего шума, вибрации и электрических полей реконструируемаяподстанция не относится к экологически опасным объектам. На подстанциипредусмотрен сбор и удаление отходов масла и исключена возможность попаданияего в водоемы, систему отвода ливневых вод, а также на территории, непредназначенные для отходов.
Настоящий проектпредусматривает аварийный маслосброс трансформаторного масла в специальныерезервуары с последующим его удалением путём откачивания для регенерации.
Контроль за техническимсостоянием и готовностью приёма аварийного маслосброса маслоприёмников возложенна руководителей технических служб.
Систематическоепроведение инструктажей, повышение квалификации работников сетей, выполнениеорганизационных и технических мероприятий, а также экологических мероприятий вцелом считается удовлетворительным.
12.7Расчет молниезащиты
Для защиты подстанциииспользуем четыре стержневых молниеприемника высотой 14,5 метров. Молниеотводы расположены на порталах на открытом распределительном устройстве 35 кВ.Расстояние между молниеприемниками 14 метров. [10]
/>
Рисунок 12.7.1 — Схемаподстанции « Байдарка» и зоны защиты
r 0– зона защиты на уровне земли
r х — зона защиты на уровне высотусилового трансформатора
rx1 – зона защиты на уровне КРУН 6 кВ
12.7.1 Определяем высотумолниеприемника с учетом понижающего коэффициента
h 0=0.85×h (12.7.1)
Где 0,85 – понижающийкоэффициент
h – высота молниеотвода, м
h 0=0.85×14,5=12,3 м
12.7.2 Рассчитываем зону защиты науровне поверхности земли
r 0=(1,1 – 0,002h) ×h (12.7.2)
r 0=(1,1 – 0,002×14.5) ×14.5=15.5 м
12.7.3 Рассчитываем зону защиты науровне защищаемого объекта
r х=(1,1 – 0,002×h) ×(h – hх/0,85) (12.73)
Где hх – высота на уровне защищаемого объекта(трансформатора высотой 4,05 м), м
r х=(1,1 – 0,002×14,5) ×(14,5 –4,05/0,85)=10,4 м
12.7.4 На рисунке 12.7.1 видим, что в зонузащиты трансформатора попадает не все комплектное распределительное устройство(КРУН) 6 кВ, поэтому делаем расчет зоны защиты молниеотвода на уровне высотыКРУН. Высота КРУН составляет 2800 мм. Расчет производим по формуле (12.7.3)
r х=(1,1 – 0,002×14,5) ×(14,5 – 2,80/0,85)=12м
12.7.5 Делаем проверку, если сооружениезащищено то должно выполняться условие [11]
L≤3h
Где L – расстояние между молниеотводами, м
L=14 м
3h=3×14,5=43,5 м
14≤43,5
Условие выполняется,следовательно выбранные молниеприемники подходят для защиты подстанции«Байдарка» от прямого попадания молнии. (смотри графическая часть лист 3)
13 Расчетзаземления подстанции «Байдарка»
Заземляющее устройствоОРУ напряжением выше 1000 В с глухозаземленной нейтралью объединено сзаземляющим устройством электроустановок до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью.Сопротивление заземляющего устройства должно быть Rз=4 Ом в любоевремя года.[12] [13]. Грунты в нашем случаесуглинок. Географическая зона № IIДлина вертикальных заземлителей Lв=5 м (смотри графическая часть лист3)
13.1 Определяем расчетные удельныесопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей с учетомповышающих коэффициентов (коэффициентов сезонности).
/> (13.1)
Где /> =100 Ом×м – удельноесопротивление грунта [12]
/>=4 – повышающий коэффициент длягоризонтальных заземлителеи для IIклиматической зоны [12]
/> Ом×м
/> (13.2)
Где />=1,25 – повышающийкоэффициент для вертикальных заземлителей для II климатической зоны [12]
/> Ом×м
13.2 Определяем сопротивление одноговертикального стержня
/> (13.3)
Где />=1 — коэффициент длявертикальных заземлителей
/>=5 м – длина вертикального стержня, м/>
/> - коэффициент использования длявертикальных заземлителей для ориентировочного расчета принимаем равный 1
/> Ом
13.3 Определяем ориентировочное числостержней
/> (13.4)
/> шт
Принимаем 8 вертикальныхстержней, для того чтобы получился квадрат, для удобства монтажа
13.4 Определяем отношение расстояниямежду стержнями, к их длине
/> (13.5)
/> м
13.5 Определяем действительныйкоэффициент использования [12]
/>
13.6 Определяем расчетное сопротивлениерастекания вертикальных заземлителей
/> (13.6)
/> Ом
Сопротивление получилосьбольше нормы (4 Ом), поэтому учитываем сопротивление горизонтальных стержней
13.7 Определяем сопротивлениегоризонтальных заземлителей
/> (13.7)
Где />=1,7 коэффициент длягоризонтальных заземлителей [12]
/> - длина горизонтальных заземлителей,м
/> - коэффициент использования длягоризонтальных заземлителей [12]
/> Ом
13.8 Определяем общее сопротивление
/> (13.8)
/> Ом
Принимаем к установке 8вертикальных заземлителей соединенных полосовой сталью 4х40 мм., расположенныхпо контуру электроустановки.
/>
Рисунок 13.1 -Заземляющееустройство подстанции «Байдарка»
14Разработка схемы дуговой защиты КРУН 6 кВ подстанции «Байдарка»
14.1Список сокращений
БССДЗ — устройствобыстродействующей селективной световой защиты
ЦБ — центральный блок
БП — блок питания
БВР — блок входных реле
БФ — блок фильтров
УИР — устройствоиндикации и регистрации
ПС — преобразовательсветовой
«АВАРИЯ» — состояниесистемы при наличии дугового разряда и сигнала МТЗ хотя бы одного из питающихприсоединений секции КРУН
«НС» — несоответствие.Состояние системы при наличии сигнала от ПС и отсутствие сигнала МТЗ всехпитающих присоединений секции КРУН
МТЗ — максимальнаятоковая защита
ЛС — линия связи
РИ — разрешенияисполнения
Кн — канал
14.2Замечания по эксплуатации различных видов устройств дуговой защиты ирекомендации
Существует несколько схемдуговой защиты. Принцип работы для них неизменен, а вот техническая реализацияможет быть разной. Дуговая защита обязательно включает в себя систему датчиковреагирующих на возникновение дуги внутри ячеек КРУН или в отсеке системы шин.Кроме самых первых вариантов реализации дуговой защиты, где в качестве датчиковиспользовались конечные выключатели, в схему дуговой защиты так же входит блокуправления сигналами с датчиков, реализованных на реле или с помощьюмикропроцессорной техники.
Рассмотрим преимущества инедостатки трех различных схем дуговой защиты:
14.2.1Дуговая защита, где в качестве датчиков используются конечные выключатели
Принцип работы: привозникновении дуги в шинном отсеке КРУН 6-10 кВ крышка шинного отсека поддействием сил возникающих при коротком замыкании приподнимается и замыкаетконечный выключатель Q1. Втоковых цепях ввода 6-10 кВ потечет ток короткого замыкания. При этом безвыдержки времени срабатывает реле К1 и своими контактами замыкает цепьотключения вводного выключателя.
Несомненным преимуществомэтой схемы является простота, но эта схема имеет ряд существенных недостатков:
данный вид дуговой защитыможет применяться не во всех видах КРУН. Она может быть использована в КРУН сверхним расположением сборных шин, там где имеется возможность применитьконечные выключатели (например ячейки КРУН К-37).
наличие в схеме конечныхвыключателей и механических составляющих воздействующих на них. Эта дуговаязащита требует особой осторожности в эксплуатации, так как возможно ложноесрабатывание защиты при воздействии на конечный выключатель;
эта дуговая защитатребует тщательной отладки механической части;
после каждого случаясрабатывания защиты требуется ее проверка, и как показала практика ее наладка;
в некоторых случаях длятого чтобы шторка отсека ячейки воздействовала на конечный выключательприходится вносить изменения в конструкцию отсека (установка дополнительныхпластин)
14.2.2Дуговая защита, где в качестве датчиков используются фототиристоры, а системауправления создана на реле
Принцип работы: привозникновении дуги в шинном отсеке или отсеке выключателя 6 кВ срабатываетфототиристор VS1, он воздействует на выходное реледуговой защиты КLD 12. А оно всвою очередь своими контактами дает сигнал на электронный блок «Сириус 2-В»,который отключает вводной выключатель 6 кВ.
По сравнению с предыдущейсхемой, данная защита имеет ряд серьезных преимуществ:
использованиефототиристоров вместо конечных выключателей исключает из схемы всю механическуючасть и соответственно снижает возможность ложного срабатывания.
значительно упрощаетсямонтаж и обслуживание датчиков, так же снижаются затраты на эксплуатацию итрудоемкость во время обслуживания защиты.
наличие системы управления,где помимо сигналов с датчиков анализируется так же и сигнал пуска МТЗ вводасекции, что практически исключает ложное срабатывание.
Основным недостаткомданной схемы дуговой защиты является большое количество элементов схемыуправления и как следствие сложность этой схемы, что создает трудности вэксплуатации. Практика показала, что эту схему дуговой защиты трудно настроитьпервоначально.
14.2.3 Быстродействующая селективнаясветовая защита – это система где в качестве датчиков используются фоторезисторы,а схема управления создана на микропроцессорной технике. (смотри приложение 7 играфическая часть лист 5)
Как и предыдущая защитаможет монтироваться в КРУН различных серий. Система управления в отличии отпредыдущей обладает куда более высокой надежностью. Схема данной защиты болеенаглядна, надежна, проще в эксплуатации, хотя и дороже чем предыдущая.Основным недостатком данной схемы является то, что данная защита состоит изотдельных блоков, так называемых «черных ящиков» и при каких- либо неисправностяхприходиться менять блок целиком.
Как показала практика,более предпочтительной в эксплуатации является БССДЗ. Она более проста,надежна, ее легко монтировать и удобно обслуживать. Кроме того ееработоспособность легко проверить в эксплуатации без вывода оборудования времонт. На реконструируемой подстанции «Байдарка» применяем данную защиту.
12.3Назначение и состав БССДЗ-01/02
Быстродействующаяселективная световая дуговая защита БССДЗ-01/02 предназначена для установки вкомплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУН) внутренней и наружнойустановки напряжение 6-10 кВ, с целью обнаружения замыканий, сопровождающихсяоткрытой электрической дугой, для исключения или минимизации разрушенийвозникающих от воздействия электрической дуги и выдачи сигнала на отключениеаварийного участка без нормативной выдержки времени. [12]
Селективность(избирательность) дуговой защиты обеспечивается:
— работой дуговой защитыпо следующим алгоритмам:
отключение рабочего вводаи секционного выключателя секции КРУН при возникновении между фазного замыканияв отходящих ячейках, в секционном выключателе и/или в отсеке сборных шин
отключение головноговыключателя рабочего питания трансформатора при возникновении междуфазногозамыкания в ячейке рабочего ввода секции КРУН c указанием места возникновения дугового замыкания
Применениебыстродействующей дуговой защиты является обязательным в КРУН 6-10кВ. [13]
При появлении дуги в КРУНв зависимости от ее места возникновения БССДЗ-01/02 без выдержки времени выдаетсигналы в виде «сухого контакта» на отключение секции или трансформатора свысокой стороны
После факта отключенияпитающих присоединений секции в результате срабатывания БССДЗ-01/02,эксплуатационный персонал имеет возможность определить место возникновения дуги,устранить причину и вновь ввести защиту в работу.
Конструктивно БССДЗ-01/02состоит из следующих устройств: [14]
— преобразовательсветовой ПС-11(вид и вариант установки смотри приложение 1)
— устройство индикации ирегистрации УИР-12.03 (вид и вариант установки смотри приложение 4)
— центральный блокЦБ-02.01 (вид и вариант установки смотри приложение 2)
— блок входных релеБВР-02.02 (вид и вариант установки смотри приложение 3)
— блок питания БП-02 (види вариант установки смотри приложение 3)
— блок фильтра- демпфераБФ-02.01 (вид и вариант установки смотри приложение 3)
14.4Основные технические характеристики БССДЗ
Таблица 14.1 – Основныетехнические характеристики БССДЗ№п/п Наименование параметра значение 1
Порог срабатывания датчиков освещенности*, лк
10000/>30%/> 2 Максимальное количество ПС, подключаемых на один вход УИР, шт 10 3 Максимальное число УИР, подключаемых к линии связи ЦБ, шт 40 4
Максимальная длина линий связи между составными частями БССДЗ
ПС – УИР, м
УИР – ЦБ, м
10
50 5
Количество входных каналов для подключения МТЗ** 3 6 Количество входных каналов для подключения УИР 3 1 2 3 7 Напряжение входного сигнала, В
12/>3 8 Ток входного сигнала не более, мА 20 9
Нагрузочная способность выходного канала РИ
максимальное коммутируемое напряжение, В
максимальный коммутируемый ток, А
12
0,1 Наименование параметра значение 10 Выходные каналы для отключения аварийного участка (К1, К2, К3, К4, К5, К6) 6 11 Выходной канал для запрета АВР (К7) 1 12 Выходной канал в цепи сигнализации (К8) 1 13
Нагрузочная способность выходных каналов К1, К2, К3, К4, К5, К6
К7, К8: максимальное коммутируемое напряжение постоянного и переменного тока, В
максимальный коммутируемый постоянный, переменный ток, А
220
0,1 14 Время срабатывания БССДЗ, при наличии сигнала МТЗ, не более, мс 20 15
Напряжение питания оперативного тока:
Постоянное, В
Переменное, В
110,220+10%/-20%
220+10%/-20% 16 Потребляемая мощность, Вт, не более 50 17
Условия эксплуатации:
Рабочая температура, оС
Относительная влажность при+25 оС, %
-40…+55
85
*Гарантирует срабатывание датчиков придуге током 800 А на расстоянии до 3 метров.
**Сигналы МТЗ должны быть типа «сухойконтакт» (исходное положение – разомкнуты). Допускается подключение несколькихсигналов МТЗ питающих присоединений на один вход по схеме «монтажное или»
14.5Работа устройства
14.5.1 Функциональная электрическая схемаБССДЗ приведена в приложении 7 и в графической части лист 5
14.5.2 При возникновении дугового разряда взоне контроля какого-либо ПС, происходит его срабатывание (подача сигнала).
14.5.3 Сигнал с ПС по каналу связипоступает на вход УИР. После цифровой фильтрации, необходимой дляпредотвращения ложных срабатываний (около 5мс), УИР выдает сигнал на ЛС с ЦБ.Сигнал от ПС фиксируется светодиодом «Кн1» «Кн2» «Кн3» или «Кн4». Индикаторсрабатывания ПС можно погасить только после выключения тумблера «Сеть»,расположенного на лицевой панели УИР, или тумблера «Сеть» ЦБ.
14.5.4 ЦБ осуществляет непрерывный контрольсостояния ЛС с УИР и наличия сигналов МТЗ питающих присоединение.
При получении сигнала полинии ЛС1 и сигнала МТЗ, подтверждающего наличие дугового замыкания во вводнойячейке, ЦБ выдает сигналы на отключение головного выключателя илитрансформатора, питающего данную секцию, вводного и секционного выключателейсекции КРУН, сигнал в цепи сигнализации о работе дуговой защиты и фиксируется вэтом состоянии. Перезапуск устройства дуговой защиты производится вручнуюкратковременным выключением тумблера «Сеть» на блоке ЦБ.
При получении сигнала полинии ЛС2 и сигнала МТЗ, подтверждающего дуговое замыкание в секции. ЦБ выдаетсигналы на отключение вводного и секционного выключателей секции КРУН и сигналв цепи сигнализации о работе дуговой защиты и фиксируется в этом состоянии. Приэтом БССДЗ остается в работе по ЛС1. перезапуск устройства дуговой защитыпроизводится вручную кратковременным включением тумблера «Сеть» на блоке ЦБ.
Если, при наличии сигналаот УИР по любой ЛС, центральный блок не получает сигнала от МТЗ питающихприсоединение секции КРУН, подтверждающих наличие дугового замыкания, то через0,5 с ЦБ выводит из работы ЛС по которой пришел сигнал, фиксирует состояниеБССДЗ (индикатор «Несоответствие») и выдает сигнал в цепи сигнализации. ВвестиЛС в работу можно только после кратковременного выключения тумблера «Сеть»,расположенного на лицевой панели ЦБ.
14.6Порядок работы
14.6.1 В процессе работы состояние системыБССДЗ контролируется по индикаторам, расположенных на лицевых панелях ЦБ и УИР.Расположение индикаторов на ЦБ приведено на рисунке 1.
14.6.2 Индикаторы ЦБ имеют следующеезначение:
«АВАРИЯ» — наличиесигнала на ЛС и одного из сигналов МТЗ, включается одновременно с сигналами наотключение аварийного участка, сигнал «АВАРИЯ» сохраняется до снятия питания сЦБ;
«НС» — «несоответствие вработе системы, режим несоответствия срабатывает при наличии сигнала от УИР(ЛС) и отсутствия сигнала МТЗ более 0,5 сек, с момента срабатывания ПС, приэтом включается реле «Сигнализация»;
«МТЗ1», «МТЗ2», «МТЗ3» — наличие сигналов максимальной токовой защиты питающих присоединений секцииКРУН;
«+5В», «+12В» — наличиенапряжения питания;
«ЛС1», «ЛС2», «ЛС3»получение сигналов о срабатывании УИР на соответствующей линии связи;
«РИ» — включение сигналаразрешения исполнения;
«ТЕСТ» — работа ЦБ втестовом режиме.
14.6.3 В УИР расположены четыре индикаторакрасного цвета – «Кн1», «Кн2», «Кн3», «Кн4» и индикатор зеленого цвета –«Сеть».
14.6.4 При срабатывании БССДЗ, определитьместо возникновения дугового разряда по индикаторам, расположенным в УИР. Длявозврата системы в исходное состояние произвести кратковременное (3-5 секунд)отключения питания ЦБ.
14.6.5 При срабатывании БССДЗ в режиме«НЕСООТВЕТСТВИЕ» определить место возникновения сбоя по индикаторам,расположенным в УИР. Произвести кратковременное (3-5 секунд) отключения питанияЦБ. При повторении режима определить и устранить неисправность.
14.7Назначение и алгоритм работы блоков и модулей БССДЗ-01/02
14.7.1Назначение ПС-11
Первичным датчикомбыстродействующей селективной световой дуговой защиты в распределительныхустройствах 6-10 кВ является преобразователь световой ПС-11, который выдаетсигнал при появлении светового излучения порядка 10000/>3000 лк.
Связь ПС-11 с УИР-12.03осуществляется по 3-х проводной линии (+12В, общий, выход)
14.7.2 Алгоритм работы УИР-12.03
Устройствоиндикации и регистрации УИР-12.03 для связи с блоками БССДЗ-01/02 имеетследующие линии:
— 4(четыре) 3-х проводные линии (каналы) (Кн1, Кн2, КнЗ, Кн4) для подключенияПС-11;
— 4-хпроводная линия (Вых1, Вых2, +12В, общий) для связи с ЦБ-02.01.
РаботаУИР-12.03.
СигналВых1 УИР-12 появляется при срабатывании одного или нескольких ПС-11,присоединенных к входной линии Кн1 или Кн2.
СигналВых2 У ИР-12 появляется при срабатывании одного или нескольких ПС-11,присоединенных к входной линии КнЗ или Кн4.
УИР-12.03производит индикацию работы датчиков ПС-11, подключенных к данному входу (Кн1.Кн2, КнЗ, Кн4). Сброс индикации возможен только оператором при снятиинапряжения питания с УИР-12.03 или ЦБ-02.01 (тумблер «Сеть»).
14.7.3Функции и алгоритм работы ЦБ-02.01
ЦБ-02.01выполняет следующие функции:
— непрерывноконтролирует состояние выходных каналов всех УИР;
— контролируетработу МТЗ питающих присоединений;
— выдаётсигнал на отключение питающих присоединений секции КРУ;
— выдаетсигнал разрешение исполнения (светодиод «РИ»);
— производитиндикацию и фиксирует работу МТЗ питающих присоединений (светодиоды «МТЗ 1»,МТЗ 2», МТЗ 3»)
-выдаётсигнал «Несоответствие» при неисправности на линии связи, фиксирует его(светодиод «Несоответствие»);
— выдаёти фиксирует сигнал «Авария» при срабатывании дуговой защиты (светодиод«Авария»);
— позволяетпроводить тестовый контроль дуговой защиты (кнопка «Тест»);
— производитконтроль исправности цепей питания дуговой защиты.
— фиксируетработу БССДЗ в энергонезависимом Журнале-регистраторе, емкость которогорассчитана на 63 последних событий.
14.7.4 Алгоритм работы ЦБ-02.01
Приналичии сигнала на ЛС-1 и МТЗ питающего присоединения ЦБ-02.01 выдает сигнал наотключение питающего присоединения, от которого получен сигнал МТЗ.
Приналичии сигнала на ЛС-2 и хотя бы одного МТЗ секции КРУ, ЦБ-02.01 выдает сигнална отключение ячеек вводного и секционного выключателей данной секции.
ЦБ-02.01выдает сигнал «Несоответствие» при наличии сигнала на одной из линий связиЛС-1, ЛС-2, и отсутствии сигнала МТЗ всех питающих присоединений секции КРУ.При этом из работы выводится только та ЛС, по которой пришел сигнал, остальныеостаются в работе.
Длязащиты внутренних цепей дуговой защиты от коротких замыканий в ЦБ-02.01установлен предохранитель.
14.7.5 Назначение БВР-02.02
Блоквходных реле БВР-02.02, предназначен для гальванической развязки цепей МТЗсекции КРУ(Н) и цепей МТЗ дуговой защиты, через промежуточный клеммник,БВР-02.02 имеет следующие контакты:
— 4выходных контакта для связи с ЦБ-02,01 (МТЗобшип, МТЗ-1, МТЗ-2, МТЗ-3);
— 6входных контактов, из них: 3 контакта питания (Квнеш, -220, +220), 3контакта МТЗ (МТЗ-1, МТЗ-2, МТЗ-3).
14.7.6 Назначение БП-02
Блокпитания БП-02, предназначен для преобразования постоянного или переменного токанапряжения 220 В в постоянный ток напряжения 10В и12Ви питания цепей дуговойзащиты. БП-02 имеет следующие контакты:
— 3входных (Корпус, -220, +220);
— 4выходных (-12, +12, -10, +10).
14.7.8 Назначение БФ-02.01
Блокфильтра-демфера БФ-02.01, предназначен для повышения помехоустойчивостиБССДЗ-01/02 и обеспечивает работу дуговой защиты при кратковременном (до 2секунд) пропадании оперативного напряжения. БФ-02.01 имеет следующие контакты:
— 4входных (-12, +12, -10, +10);
— 4выходных (-12, +12, -10, +10).
14.8 Выбор количества и местоположения блоков и модулей БССДЗ-01/02 сучетом конструктивных особенностей ячеек КРУН
14.8.1 Выбор количества и месторасположения ПС-11
ПС-11устанавливаются во всех отсеках КРУ (сборных шин, выкатных элементов,трансформаторов тока).
Длябольшинства отсеков ячеек КРУН, учитывая интенсивное световое излучение придуговых замыканиях и хороший обзор объема отсеков, достаточно установки одногоПС-11.
Учитываяконструктивные особенности КРУН, изолированность отсеков сборных шин, выкатныхэлементов и трансформаторов тока, выбираем следующую схему мест установкиПС-11:
— вотсеках трансформаторов тока устанавливается по одному ПС-11;
— вотсеках выключателей устанавливается по одному ПС-11;
в отсекесборных шин устанавливаются по одному ПС-11(по краям секции) направленные другк другу, и по два ПС-11 направленных в противоположные стороны через каждые 5ячеек. (смотри приложение 7 или графическая часть лист5)
14.8.2 Для точной фиксации мест дуговыхзамыканий, удобства визуального контроля работы дуговой защиты и возможностиоперативного отключения неисправных частей дуговой защиты, размещаем УИР-12.03,на дверке релейного отсека ячеек КРУ с выводом индикации на лицевую частьдверки.
14.8.3 Выбор месторасположения ЦБ-02.01
Центральныйблок, из тех же соображений, размещаем на лицевой части дверки релейного отсекавводной ячейки секции КРУ.
14.8.4 Выбор месторасположения БП-02, БФ-02.01, БВР-02.02
Блокпитания БП-02, блок фильтров БФ-02.01 и блок входных реле БВР-02.02 размещаемна внутренней стороне дверцы релейного отсека линейной ячейки или внутрирелейного отсека, на котором установлен ЦБ-02.01.
14.9 Выбор схемы трассировки шлейфов связывающих ЦБ-02.01, УИР-12.03,ПС-11 и БП-02
14.9.1 Шлейфы, связывающие ПС-11 иУИР-12.03, выполняются в негорючей изоляции и проходят по существующим лоткам итрассам вторичной коммутации релейной защиты ячеек КРУ.
14.9.2 Шлейфы, связывающие УИР-12.03 иЦБ-02.01, выполняются в негорючей изоляции и проходят по существующим лоткам итрассам КРОССа КРУ.
14.9.3 Шлейфы, связывающие ЦБ-02.01, БП-02и переходной клеммник, выполняются в негорючей изоляции и проходят посуществующим трассам вторичной коммутации релейных отсеков ячеек КРУ.
14.9.4Все шлейфывыполняются изолированным многожильным медным проводом.
14.10 Привязка цепей питания, защиты исигнализации дуговой защиты к действующему оборудованию
14.10.1 Привязка цепей питания, защиты исигнализации дуговой защиты к действующему оборудованию КРУ осуществляетсячерез промежуточный клеммник из 25 клемм, клеммник устанавливается в релейномотсеке ячейки КРУ, где установлен ЦБ-02.01.
14.10.2 Цепи питания подключаются к цепям«+/- ШУ» КРУ в релейном отсеке ячейки, где установлен центральный блок(ЦБ-02.01), блок питания дуговой защиты (БП-02), блок фильтров (БФ-02.01) иблок входных реле (БВР-02.02).
14.10.3 Цепи контроля работы МТЗприсоединений по жилам контрольного кабеля через промежуточный клемникподключаются к блоку БВР-02.02, контролирующему запуск МТЗ питающего присоединение
14.10.4 Цепи отключения питающихприсоединений КРУ выведены на промежуточный клеммник дуговой защиты иподключаются к обмоткам промежуточных реле, отключающих присоединения. При этомдля подключения должны выбираться выходные реле, при работе которых происходитзапрет АВР.
14.10.5 Цепи сигнализации дуговой защитычерез промежуточный клеммник подключаются к соответствующим цепям сигнализацииРУ на щите управления.
14.11 Монтаж и наладка дуговой защиты
*
14.11.1 Монтаж оборудования дуговой защитыпроизводится силами квалифицированного персонала имеющего соответствующийдопуск к таким работам. При необходимости возможно привлечение персоналазаказчика, эксплуатирующего данное оборудование.
14.11.2 Оборудование дуговой защитыпроверяется и настраивается изготовителем и не нуждается в специальныхпроверках.
14.11.3 Наладка дуговой защиты включает всебя:
— проверкуправильности алгоритма работы дуговой защиты и её выходных реле от постороннегоисточника света;
— проверкуработы тестового контроля;
— проверкуцепей, связывающих дуговую защиту с действующим оборудованием (опробование).
14.12Эксплуатация и обслуживание оборудования дуговой защиты
14.12.1Эксплуатация и обслуживание дуговой защиты должны проводитьсяв соответствии с существующими правилами технической эксплуатации присоблюдении правил безопасности.
14.12.2 Осмотр, чистка линз датчиков дуговойзащиты (ПС-11), проверка соединений вторичной коммутации дуговой защиты, проф.контрольные и проф. восстановительные работы должны проводиться в сроки,определяемые ПТЭ и в соответствии с «Правилами технического обслуживанияустройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления исигнализации электростанций и подстанций 110-750кВ».
14.12.3 Периодичность осмотров и чистка линзПС-И должна устанавливаться эксплуатирующей организацией с таким расчетом,чтобы обеспечивалась нормальная готовность к работе дуговой защиты.
14.12.4 В условиях значительнойзагрязненности воздуха и оборудования КРУ, осмотр и чистка линз ПС-11 должныпроводиться не реже одного раза в шесть месяцев.
14.12.5После работы дуговойзашиты любого присоединения КРУ должен быть произведён осмотр, чистка линзПС-11 и проверка работы дуговой защиты этого присоединения.
14.12.6 Проверку сопротивления изоляциицепей дуговой защиты проводить при полном снятии напряжения с устройств БССДЗ01/02 в соответствии с методикой-протоколом проведения опробования наработоспособность устройства дуговой защиты БССДЗ-01/02 на секции КРУН.
14.13 Перечень возможных неисправностей и метод их устранения
Таблица12.1Наименование неисправности, внешнее проявление и дополнительные признаки Вероятная причина Метод устранения Неисправность в системе электропитания: не горит индикатор «+12В»на ЦБ Перегорел предохранитель в ЦБ Заменить предохранитель Неисправность в линиях связи ЦБ и УИР: не горит индикатор «СЕТЬ» на УИР Обрыв линии связи Устранить обрыв Ложное срабатывание системы
Неисправность УИР
Неисправность ПС Определить неисправный УИР или ПС по включенным «Кн1», «Кн2», «Кн3» или «Кн4» УИР и заменить его
14.14 Инструкция дежурному персоналу по эксплуатации устройства дуговойзащиты «БССДЗ-01/02»
14.14.1При проведении ежедневных осмотров оборудования КРУ:
— Контролируетсяработа всех блоков устройства по свечению индикаторов. Нормальный режим работыблоков устройства «БССДЗ-01/02» свечение индикаторов зеленого цвета «+12в»,«+5в» на лицевой панели блока ЦБ и «ПИТАНИЕ» на блоках УИР, расположенных надверках релейных шкафов ячеек КРУ.
— Контролируетсяисправность устройства тест контролем. Нажать и удерживать кнопку «ТЕСТ» налицевой панели блока ЦБ — засветка индикатора «ТЕСТ» и поочередная засветкавсех индикаторов на лицевой панели ЦБ свидетельствует об исправности блока ЦБ.Время контроля — 1-2 цикла засветки индикаторов на лицевой панели блока ЦБ. Поокончанию проверки отпустить кнопку «ТЕСТ».
14.14.2 При вызове в КРУ (сработалааварийная сигнализация БССДЗ-01/02) проверить панель индикации ЦБ:
Режим«НЕСООТВЕТСТВИЕ» — свечение индикаторов: «НС» и «ЛС1», «ЛС2» или «ЛСЗ»:
— Зарегистрироватьместо срабатывания (сбоя) датчика ПС и блока УИР, по свечению индикатора наУИР, расположенных на дверках релейных шкафов ячеек КРУ. Цвет свеченияиндикаторов — красный.
— Произвестисброс сигнала отключением и повторным включением питания устройства дуговойзащиты, выключателем «СЕТЬ» на лицевой панели блока ЦБ. Режим «НЕСООТВЕТСТВИЕ»свидетельствует:
— ократковременном сбое в работе датчика ПС и/или блока УИР;
— опоявлении источника света большой мощности в зоне контроля соответствующейэтому УИР.
Повторныйрежим «НЕСООТВЕТСТВИЕ» свидетельствует об отказе данного блока УИР или датчикаПС, подключенного к этому блоку УИР.
Устройстводуговой защиты БССДЗ-01/02 в режиме «НЕСООТВЕТСТВИЕ» находится в рабочемсостоянии, из работы выводится только «ЛС», на которой произошел сбой. Дляввода «ЛС» в работу, отключить выключатель «СЕТЬ» на данном УИР и произвестисброс сигнала отключением и повторным включением питания выключателем «СЕТЬ» наблоке ЦБ. Из режима контроля будут выведены зоны (ячейки) КРУ, соответствующиеданному блоку УИР. Все выполненные действия зафиксировать в оперативном журналеи сообщить персоналу РЗА.
14.14.4 Режим «АВАРИЯ» — свечениеиндикаторов: «Авария», «ЛС1», «ЛС2» или «ЛСЗ» и «МТЗ-1», «МТЗ-2» или «МТЗ-3»:
— Свечение индикаторов: «АВАРИЯ», «ЛСЗ», «МТЗ-Х» — отключение выключателя однойили нескольких отходящих ячеек;
— Свечение индикаторов: «АВАРИЯ»,«ЛС2», «МТЗ-Х» — отключение вводного (и резервного) и секционного выключателей;
-Свечение индикаторов: «АВАРИЯ»,«ЛС1», «МТЗ-Х» — отключение трансформатора, питающего секцию, вводного (ирезервного) и секционного выключателей.
Выполнитьследующие действия:
— Зарегистрироватьместо срабатывания датчиков дуговой защиты по свечению индикаторов на блокахУИР, расположенных на дверках релейных шкафов ячеек КРУ.
— Произвестиосмотр оборудования КРУ с целью определения характера повреждений.
— Дальнейшиедействия выполняются в соответствии с инструкциями по аварийным ситуациям.
14.14.5Не горят зеленыеиндикаторы +12, +5. Проверить:
— наличиенапряжения 220 В на шинках «ШУ» ячейки, в которой выполнено подключениеустройства дуговой защиты
— посвечению индикатора «Сеть ВКЛ.» на БП проверить работу блока питания устройствадуговой защиты;
— по свечениюиндикаторов «+12в» и «+5в» на блоке ЦБ наличие напряжения питания на шинахустройства дуговой защиты.
— положениевыключателей:
о «ПИТАНИЕДУГОВОЙ ЗАЩИТЫ» — «ВКЛЮЧЕНО»;
о «СЕТЬВКЛ.» на блоке питания БП — «ВКЛЮЧЕНО»;
о «СЕТЬ»на блоке ЦБ — «ВКЛЮЧЕНО».
Приотсутствии свечения индикатора «+12в» — проверить целостность предохранителя наблоке ЦБ.
14.14.6 Всевыполненные действия зафиксировать в оперативном журнале и сообщить персоналуРЗА.
/>
Приложение 2
Вариантустановки центрального блока ЦБ-02.01
/>
/>