--PAGE_BREAK--
2.3Обоснование системы электроснабжения и выбор места расположения подстанции
Для обеспечения оборудования месторождения нефти электрической энергией и его бесперебойной работы необходимо создать надежную и экономичную систему электроснабжения.
Широкое распространение получили следующие мероприятия по повышению эффективности использования электрической энергии:- перевод систем электроснабжения на повышенное номинальное напряжение;- приближение источников питания к центрам нагрузок;- выбор рациональной конфигурации электрических сетей;- рациональный выбор и оптимизация режима использования, с учетом фактического графика нагрузки, силовых трансформаторов;- разработка и внедрение мероприятий по оптимальной компенсации реактивной мощности с автоматическим управлением её режимами;- поддержание в узлах нагрузки и у электроприемников рационального уровня напряжения, а также нормируемых показателей качества электроэнергии в соответствии с требованиями ГОСТ13109-87;- выбор типа, мощности и числа электродвигателей основных производственных установок в зависимости от условий их работы и фактической загрузки.
Питание месторождения осуществляется от Уральской энергетической системы Березниковских электрических сетей АО «ПЕРМЭНЕРГО».
Наиболее рациональным местом расположения собственного источника питания месторождения является центр электрических нагрузок (ЦЭН). В случае совпадения ЦЭН с местом расположения технологических объектов или коммуникаций источник питания располагаем с максимально возможным приближением к центру нагрузок.
Для потребителей электроэнергии, относящихся к 1 категории, в соответствии с ПУЭ предусматриваем не менее двух независимых источников питания.
К числу независимых источников питания относят две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий /3/:
1) каждая секция шин, в свою очередь, имеет питание от независимого источника питания.
2) Секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной секции (системы) шин.
Исходя из этих требований и условий Шершнёвского месторождения, необходимо создать понизительную подстанцию «Шершнёвская» 35/6кВ, которая позволит обеспечить электроэнергией оборудование и технологические установки месторождения. Подстанцию предполагается строить на равномерном расстоянии от потребителей и, в тоже время, рядом с мощными потребителями электроэнергии, расположенными на территории месторождения.
Согласно инженерно-геологическим изысканиям, грунты на площадке строительства следующие: глина светло-бурая, полутвердая до глубины 2м. Грунтовые воды до глубины 7м не обнаружены. Нормативная глубина промерзания грунта 1,5м. Наиболее холодная температура -50°С.
2.4Обоснование построения воздушной линии электропередач номинальным напряжением 35 кВ
При проектировании системы электроснабжения должны рассматриваться следующие вопросы:
1) перспектива развития энергосистемы и системы электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;
2) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их ведомственной принадлежности;
3) ограничение токов короткого замыкания предельными уровнями, определяемыми на перспективу; снижение потерь электрической энергии.
В связи с выше перечисленным, принимаем номинальный уровень напряжения для питания новой подстанции – 35кВ, с последующей трансформацией напряжения на уровень 6кВ и строим двухцепную линию электропередач – «Нефтяная-Шершневская».
2.5Выбор мощности колличества и типа силовых трансформаторов
Для более точного выбора числа и мощности силовых трансформаторов необходимо определить суммарную мощность на стороне низкого напряжения силовых трансформаторов. Поэтому произведем подсчет потребляемой мощности в узлах системы внутреннего энергоснабжения (см. рис.2.1.). Расчет производится от скважин по ступеням к секциям шин на стороне низкого напряжения ГПП.
Приведем пример расчета, определения расчетной мощности и тока для группы двигателей скважин, эксплуатируемых погружными электрическими центробежными насосами.
Данные расчета: n=3 — число двигателей;
Рном.=32 (кВт) — номинальная мощность;
Ки=0,45 — коэффициент использования;
Cosfном.=0.85;
К=1,1 — коэффициент максимума для данной группы.
Расчет /4/:
1)Определяем эффективное число приемников в группе
так как мощности двигателей одинаковы, то nэф.=3
2)Средние активные и реактивные нагрузки составят:
Полная мощность узла составит:
Рис.2.1. Обобщённая схемaэлектроснабжения месторождения
3) Определяем расчетный ток линии питающей группу двигателей:
Аналогичный расчет произведен и по другим линиям, отходящим от фидеров ГПП, результаты расчета сведены в табл. 2.2. При расчете учитывалось, что собственная потребляемая мощность КТП составит(4)
гдеSpнн — расчетная мощность на стороне низкого напряжения КТП;
На основании данных табл. 2.2. рассчитываем потребляемую мощность на секциях шин ГПП, при этом считаем, что потребление электроэнергии на собственные нужды незначительно.
гдеКр.м=0.9 коэффициент разновременности максимума нагрузки.
Таблица 2.2.Результаты расчета мощностей и токов по основнымфидерным линиям
--PAGE_BREAK--
Рассчитываем групповой коэффициент использования:
,
где=4804 (кВт) — суммарная расчетная мощность групп электроприёмников (табл.2.1.);
=7488 (кВт) — суммарная номинальная мощность групп электроприёмников.
Киг.=4804/7488 =0,64
За расчетную нагрузку принимаем:
Sp=Smaxp*Kи.г.=6630*0,64 =4245 (кВА)
Намечаем два варианта мощности силовых трансформаторов, при этом допустимая перегрузка не должна превышать 50% от номинальной, принимаем согласно (5):
Sgn=0.4Sном.
Первый вариант: два трансформатора по 6,3МВА (2Sном=12,6МВА). В нормальном режиме намечается работа одного трансформатора, с коэффициентом загрузки в часы максимума
К3=Smax.p/ Sном.=6630/6300=1,05
Трансформатор будет работать с незначительной перегрузкой.
Второй вариант: два трансформатора по 4МВА (2Sном=8МВА).
В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки в часы максимума
K3 = 6630/8000 = 0,83
С точки зрения номинальных режимов работы второй вариант более приемлем.
Проверяем возможность перегрузки намеченных трансформаторов при отключении одного из них:
Первый вариант: при отключении одного из трансформаторов на 6,3МВА, оставшийся в работе может пропустить мощность:
1,4Sном.=1,4*6,3=8,8МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприёмниками. Коэффициент 1,4 определяет допустимую перегрузку трансформатора.
Второй вариант: при отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе сможет пропустить мощность:
1,4Sном.=1,4*4=5,6МВА, то есть всю мощность потребляемую электроприемниками, при этом К3=6630/5600=1,2 -это значение не превышает допустимое.По рассмотренным выше критериям оба варианта трансформаторов приемлемы. По определению экономической целесообразности режима работы двух вариантов трансформаторов, приведенных выше, выбираем первый вариант с использованием двух трансформаторов мощностью по 6,3МВА каждый, с учетом того, что в нормальном режиме работать будет один трансформатор, а другой будет выведен в резерв. Этот вариант еще предпочтителен и тем, что на месторождении планируется дальнейший рост энергопотребления. Принимаем трансформаторы типа ТМ 6300/35/6,3. Основные технические данные приведены в табл. 3.1.
2.6Выбор марок и сечения ЛЭП
Подвод напряжени35кВ к подстанции «Шершневская» предполагается осуществлять воздушной линией. Расчетный ток для нее определяем по формуле:
Iр.в.л.= ,
Где Sр.тр.- расчетная мощность трансформатора, из пункта 2.4.;
Sосн. мех.- мощность двигателей основных механизмов;
Uном.(вн) – номинальное напряжение питания, 35кВ.
Iр.вл. = =197,2 А
Выбираем для воздушной линии алюминиевый провод марки АС, сечением 50 мм2 (допустимая длительная токовая нагрузка 215А стр. 31 /3/ )
2.7 Потери напряжения в силовых трансформаторах и ЛЭП
Потеря напряжения на участке сети – это алгебраическая разность между величинами напряжения в начале и в конце этого участка.
Допустимые потери напряжения в нашем случае определяются для электроприемников с номинальным напряжением 35 кВ.
Сумарные потери напряжения в сети при нормальной работе электроприемников определяются выражением
Uнорм.=Uтр.+ Uл.
Где Uтр — потери напряжения на обмотках трансформатора;
Uл. – потеря напряжения в линии:
Потерю напряжения в линии, т.е. арифметическую разность между напряжением в начале и в конце линии с достаточной точностью определим из выражения:
U = *Iрl*(r cosj+ хsinj),
Где l– длина линии, км.;
rи x– активное и индуктивное сопротивление 1 км. одной фазы линии, Ом/км;
Iр – расчетный ток нагрузки, А.:
Iр = ,
Где Uном – номинальное линейное напряжение линии электропередачи, кВ
Iр = 197,2 А из пункта 2.5.
rвл = 0,63 Ом/км; хвл = 0,363 Ом/км /3/
U = *197,2*12*(0,63*0,7+0,363*0,71)=1400,3 В
что составляет 4% от Uном = 35 кВ
Допустимая потеря напряжения в воздушной линии составляет 8% /3/.
4 8
По полученному результату видим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.
Потеря напряжения в обмотках трансформатора определяется по формуле:
Uтр =*Iтр.*(1,5*Rтр.cosjтр.+Хтр.sinjтр.),
где 1,5 – коэффициент, учитывающий нагрев обмоток от +20 до 150оС;
jтр – угол сдвига фаз нагрузки трансформатора
Rтр = 0,60; Xтр = 0,257; cosjтр =0,75
Потеря напряжения в кабельной линии
Uтр =*197,2*(1,5*0,75+0,257*0,76)=291,7 В
Сумарные потери напряжения в сети будут равны:
Uнорм.=1400,3+291,7=1692 В.
Для нормальной работы электроприемников согласно /3/ величина напряжения по стороне 35кВ должна быть не менее 0,95 от номинального:
33308 ≥ 33250
По полученным результатам видим, что выбранное сечение удовлетворяет условию по потере напряжения.
Проверяем данный проводник по экономической плотности тока:
Экономически целесообразное сечение S, мм2, определяется из соотношения
S=,
Где I– расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы выбираемых по таблице 1.3.36. стр.36./3./
S= = 151,7 А
Выбранный проводник марки АС-50 имеет длительный допустимый ток нагрузки согласно /3/ =251 А, отсюда следует, что он подходит по параметрам экономической плотности тока с учетом дальнейшего увеличения нагрузки на перспективу.
2.8 Определение токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры ГПП
Расчет произведен в относительных единицах /4/, так как мощность питающей системы неизвестна и неизвестно сопротивление системы, принимаем, что мощность системы не ограничена Sс =¥, точка короткого замыкания значительно удалена от источника питания, сопротивление системы до точки соединения потребителей принимаем равным нулю.
Параметры необходимые для расчета приведены на рис.2.3.
Составляем схему замещения рис.2.4.
За базисную мощность принимаем номинальную мощность трансформатора:
Sб=6,3(MBA) за базисное напряжение
Uбв.н=37(KB); Uбн.н=6,3(кВ)
Рассчитываем величину базисного тока
Определяем сопротивление элементов схемы в базисных единицах:
Воздушные линии электропередач:
где
— удельное активное и индуктивное сопротивление линии (Ом/км);
L— длина линии (км) Трансформатор:
где,
— напряжение короткого замыкания трансформатора (%). Активное сопротивление трансформатора не учитываем, так как
Sном, т=6,3(МВА)
Сопротивление системы:
где,
-ток питающей системы
Расчет сопротивлений элементов схемы замещения и суммарных сопротивлений до точки к.з. приведен в табл. 2.3.
Величина установившегося трехфазного тока к.з. рассчитывается по формуле:
Величина двухфазного тока к.з. рассчитывается по формуле:
Ударные токи к.з. рассчитываются, как мгновенное значение ударного тока к.з. через полпериода после возникновения к.з.
где,
Ку — ударный коэффициент.
Наибольшее действующее значение ударного тока к.з.
, (кА)
Так как при расчете токов к.з. учитывается активное сопротивление ВЛ, то ударный коэффициент определяется по выражению:
где
Та — постоянная времени затухания аппериодической составляющей
Величина мощности установившегося трехфазного к.з. находится по выражению:
Расчет токов к.з., ударных токов, мощностей к.з. в расчетных точках, приведен в табл. 2.3.
Для расчетов токов к.з. на стороне низкого напряжения п/с «Шершнёвская» используем параметры и схему изображенную на рис. 2.5(а). Схема замещения приведена на рис. 2.5(б). Результаты расчетов токов к.з., ударных токов, мощностей к.з. в расчетных точках приведены в табл. 2.3.
Рисунок 2.3
Рисунок 2.4
Рисунок 2.5
Таблица 2.3.
2.9Выбор распределительных устройств высокого напряжения ГПП и конструкций трансформаторной подстанции
Строительные конструкции подстанции принимаем из унифицированных железобетонных элементов. Конкретно из этих элементов выполняем фундаменты под силовые трансформаторы, с укладкой их на балластовую подушку и фундамент под комплектное распределительное устройство на стороне низкого напряжения. Ограждение подстанции предусматриваем сетчатое, высотой 1,8м, сетка крепится к железобетонным столбам. Питание подстанции осуществляется по двухцепной линии подключенной от ОРУ 35кВ подстанции «Нефтяная». Линия выполнена проводом марки АС-50.
На ОРУ подстанции «Шершнёвская», на каждой линии установливаем шины высокого напряжения( ошиновку выполнить алюминиевым проводом А-50) шины между линейными MBи трансформаторами, а так же подсоединение секционного масляного выключателя выполняем алюминиевыми трубами диаметром 60мм. На каждой секции шин устанавливаем линейные масляные выключатели, шины секционируются между собой масляным выключателем. Для защиты от перенапряжений на шинах устанавливаем разрядники типа РВС и трансформаторы типа 2НОМ-35. К секциям шин подключаются силовые трансформаторы через масляные выключатели, которые, путем гибкой ошиновки, подсоединяются к шинным вводам комплектного распределительного устройства (КРУ) на 6,3кВ и оборудуются двадцатью пятью шкафами выкатного типа марки К-59. Вывод осуществляется как через шинные, так и через кабельные вывода. Каждый шкаф оборудован АПВ однократного действия с моторно-пружинным приводом. Секции шин 6кВ (1 и 2) секционируются между собой масляным выключателем. К каждой секции шин подключаются измерительные трансформаторы напряжения типа НТМИ 6,3 и вентильные разрядники типа РВ0-6, а также трансформаторы собственных нужд типа ТМ-25/6.
Схема основных электрических соединений подстанции представлена на графическом листе 4.
Выбор и проверка высоковольтных электрических аппаратов, устанавливаемых на стороне 35кВ подстанции «Шершнёвская» проводится по условиям длительного режима работы и по условиям протекания токов к.з.
Первоначально, на стороне 35кВ подстанции, намечаем установку разъединителей типа РЛНД2-35/630.
Номинальное напряжение сети, в которой устанавливается разъединитель:
где
, данное условие выполняется.
Максимальный рабочий ток цепи, в которой устанавливается разъединитель:
Iраб.мах.=Iном., А, где
Iном — длительный номинальный ток разъединителя.
Рассчитываем Iраб.мах., из наиболее неблагоприятного режима эксплуатации. Для цепей трансформаторов с учетом допустимой 1,5 кратной перегрузки:
Iраб.мах.=1,5 Iтр.ном., где
Iтр.ном. номинальный рабочий ток трансформатора
Iраб.мах. = 1,5*104=156(A);
Iраб.мах.=156(А)
Ударный ток в цепи, где устанавливается разъединитель:
где
— номинальный ток электродинамической стойкости разъединителя
данное условие выполняется.
Тепловой импульс тока к.з., характеризующий количество теплоты, выделяющейся в аппарате за время к.з.:
,
где
Iпр.m— предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости tm
Вк = Iк*tпр,
где
tпр.=0,2(с) приведенное время короткого замыкания.
Вк =0,92 * 0,2 = 0,17
Согласно расчетам, данный тип разъединителя проходит по своим параметрам, поэтому все разъединители РУ ВН, линейные, секционные, трансформаторные. Выбираем тип РЛНД2-35/630, всего 8 штук. Технические данные приведены в табл. 2.4.
Выбор масляного выключателя РУ ВН.
Намечаем выключатель типа С-35М-630-10. Номинальное напряжение цепи, в которой стоит выключатель — 35кВ.
Uном.с = Uном.в; кВ
Uном.с = 5(кВ)=Uном.в =35(кВ), данное условие выполняется.
Максимальный рабочий ток в цепи, в которой установлен выключатель:
Iраб.мах.
Iраб.мах.=156(А)
Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:
iуiпр.с; кА,
iуд=2,1(кА)
Проверяем выключатель по условию термической устойчивости:
Iк * tпрIт.у.tmу; кА, где
tпр.=0,2(с) приведенное время длительности короткого замыкания;
tmу=4(c)-предельное время термической стойкости;
Iт.у.-предельный ток термической стойкости ;
0.92*0,2=0.17(А)
Iо.рас.Iо.ном.; кА, где
Iо.рас.=Iк=0.92(кА) — расчетный ток отключения;
Io.ном.=10(кА) — номинальный ток отключения.
0.92
На основании расчетов окончательно выбираем для РУ ВН масляные выключатели типа С-35М-630-10, всего 3 штуки. Технические данные приведены в табл. 2.5.
Для ОРУ подстанции выбираем разрядники типа РВС-35. Технические данные разрядников приведены в табл. 2,6.
На стороне низкого напряжения подстанции «Шершнёвская» выбираем к установке комплектное распределительное устройство внутренней установки типа К-59, оборудованного выключателями ВБКЭ-10. Основные технические характеристики приведены в таблице 2.7.
Производим проверку вакуумных выключателей. Номинальное напряжение сети, в которой установлен выключатель — 6,3(кВ).
Uном.сUном.с; кВ,
Uном.с =6,3(кВ)Uном.в=10(кВ), данное условие выполняется.
Максимальный рабочий ток в цепи, в которой устанавливается выключатель:
Iраб.мах.
Iном.в=1000(А);
866
Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:
данное условие выполняется.
Проверяем выключатель по условию термической стойкости:
5,1
Проверяем выключатель по отключающей способности:
по отключающей способности выключатель подходит.
Окончательно выбираем К-59, с выключателями типа ВБКЭ-10, техническая характеристика выключателя приведена в табл.2.5.
Таблица 2.4.
Таблица 2.5.
--PAGE_BREAK--
Таблица 2.6.
Таблица 2.7
2.10 Компенсация реактивной мощности
Основными потребителями реактивной энергии на Шершнёвском месторождений являются асинхронные привода технологических установок (станков-качалок, подсудных насосов, насосных установок ДНС), а также силовые трансформаторы КTП 6/0,4кВ и линии электропередач 6кВ.
Реактивная энергия, потребляемая двигателями насосов и станков-качалок, компенсируется с помощью конденсаторных батарей, установленных на стороне 0,4кВ в КТП. Остальная энергия компенсируется на шинах 6кВ подстанции «Шершнёвская» путем перевозбуждения синхронных двигателей насосной станции КНС, подключенных к шинам 6кВ подстанции. Для компенсации реактивной мощности при неработающих синхронных двигателях на шинах 6кВ подстанции предусмотрены статические не регулируемые конденсаторные батареи набранные из конденсаторов типа КС2-6,3-75.
Произведем расчет мощности необходимого компенсирующего устройства. Расчет производим для максимального потребления реактивной мощности.
Мощность компенсирующего устройства Qк.у определяется как разность между реактивной максимальной мощностью предприятия Qмах. и предельной реактивной мощностью Qэ, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:
Qк.у=Qмах.–Qэ=Р(tgφ–tgφэ), где
Qмах.=Ptgφ(Мвар)
расчетная максимальная мощность реактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме;
Qэ — предоставляемая реактивная мощность;
tgφ— соответствующий коэффициенту мощности предприятия;
tgφэ=0,2 — установленный предприятию.
Cosφ=0,9
Из таблицы 2.1.
Рмах.=4,804(МВт); Qмах.=2,85(Мвар)
Соответствующий тангенс равен tgφ=0,56
Окончательно определяем Qку:
Qку=4,804(0,56–2)=1,73(МВар)
Расчитаем мощность генерируемую синхронным двигателем СТД–1600, по выражению:
Qмах.сд=αмах.*Рном*tgφном/ρном; (квар), где
αмах.–коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, определяем по номограмме рис. 9.4. /4/, при
Ксд=0,6 – коэффициент загрузки иCosφ=0,9, αмах. будет равен 0,68 ;
ρном.=0,94.
Qмах.сд=0,68*1600*0,48/0,94=555,6(квар)
Из проведенного выше расчета вытекает следующее:
два, находящихся в постоянной работе синхронных двигателя отрегулированные на генерацию реактивной энергии, равной даже максимально генерируемой данным типом двигателей, не обеспечат энергопотребителей реактивной энергией.
Для компенсации потребляемой реактивной энергии принимаем к установке на каждую секцию шин 6кВ подстанции батарей статических конденсаторов типа КС2-6,3-75, то есть устанавливаем два блока по 12 конденсаторов в каждом, суммарной мощностью 1800(квар).
2.11 Обоснование основных видов релейных защит
Согласно ПУЭ, для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 35кВ предусматриваем устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.
2) Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью.
3) Витковых замыканий в обмотках.
4) Токов в обмотках, обусловленных внешним, коротким замыканием.
5) Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.
6) Понижение уровня масла.
Газовая защита силового трансформатора.
Газовая защита применяется от повреждения внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла. Интенсивность газообразования зависит от характера, размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение / 2./
Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем трансформатора.
В настоящее время успешно используются газовые реле типа РГ43-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 ( рис. 2.6), эти элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении указанном на рис.2.6.
Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом достаточна для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чайкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,6(м/с). При этом время срабатывания реле составляет
Tср.р= 0,05¸0,5(с).
Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.
Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых требований ПТЭ: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (I¸1,5%) у крышки трансформатора и (2¸4%) у маслопровода. От крышки к расширителю, нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы — вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты при промежуточной сборке зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновуюизоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного короткого замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками масла при бурном газообразовании.
Рис.2.6
Рис.2.7.
В схеме защиты на переменном оперативном токе рис. 2.7 самоудержание достигается путем шунтирования, нижнего контакта газового реле КSQверхним замыкающим контактом реле К4. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом QRI.2 выключателя QR.
Защита обладает высокой чувствительностью и реагирует практически на все виды повреждений внутри бака:
— защищает трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам;
Дифференциальная токовая защита трансформатора.
Дифференциальный принцип позволяет обеспечить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. Защита выполнена на основе типового реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рис.2.8 показана принципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-II. Реле ДЗТ-IIимеет одну тормозную обмотку, которая подключается к трансформаторам тока питаемой стороны. Такое включение обеспечивает торможение только при внешних, коротких замыканиях. Ток срабатывания защиты зависит от числа витков и значения тока тормозной обмотки.
Для отстройки защиты от бросков тока намагничивания и от максимальных значений установившегося первичного тока небаланса Iн.б.рас.мах. при внешних, коротких замыканиях выбирается минимальный ток срабатывания защиты Iс.з.minи число витков тормозной обмотки Wтр.н. Отстройка от бросков тока намагничивания, когда ток в тормозной обмотке отсутствует, достигается выбором Iс.з.minпо условию:
Iс.з.min³Котс.Iт.ном.,
где,
Котс.=1,5 — коэффициент отстройки, согласно /II/
Определение параметров дифференциальной защиты силового трансформатора:
Определяем ток срабатывания защиты по условию:
Iс.з.³1,5*Iт.ном.,
где,
Iт.ном. — номинальный ток первичной (вторичной) обмоток трансформатора.
Рассчитываем Iт.ном. по формуле:
Для стороны ВН: Iт.ном.=104(А);
Для стороны НН:Iт.ном.=577(А).таблца 2.8.
Ток срабатывания защиты для стороны ВН:
Iс.з.³1,5 * 104=156(А); принимаем Iс.з=160(А).
Ток срабатывания защиты для стороны НН:
Iс.з³1,5*577=865,5(А), принимаем Iс.з.=865(А).
Рис.2.8.
Для дифференциальной защиты трансформаторов с соединением обмоток трансформаторы тока собираются по схеме, а коэффициент схемы для стороны ВН: К(3)= 3; для стороны НН: К(3)=1.
Коэффициент трансформаций трансформаторов тока:
Кт=КсхIт.ном. /5/
Для стороны ВН: Кт= √ 3 * 104/5=36,03, примем с учетом перегрузки трансформатора, Кт=40.
Для стороны НН:
Кт=I*577/5=115,4, принимаем Кт=120.
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности трансформатора по выражению:
I2ном=Ксх*Iт.ном./Кт; А ,
На стороне ВН:
I2ном= √3*104/40=4,5(А),
На стороне НН:
I2ном. =I*577/120=4,8(А).
Рассчитываем ток срабатывания реле:
Iср.=Ксх*Iс.з./Кт; А,
На стороне ВН: Iср.=3*160/40=6,93(А),
На стороне НН: Iс.р.=I*865/120=7,2(А).
Рассчитываем число витков обмотки НТТ (насыщающийся трансформатор тока) реле для основной стороны защищаемого трансформатора, за основную сторону принимаем сторону с наибольшим током срабатывания, то есть сторону НН: Iсp.осн=7,2(А).
Число витков обмотки рассчитываем по формуле:
где,
Fср.=100(А) — магнитодвижущая сила срабатывания реле, согласно /2/
Принимаем предварительное число витков для основной стороны:
Wосн.=14.
Рассчитываем число витков НТТ реле для неосновной стороны по выражению:
Принимаем предварительное число витков для неосновной стороны Wнеосн.=15 витков.
Определяем составляющую первичного тока небаланса:
где,
Iк.вн.мах.=0,92(кА) — ток к.з. на стороне ВН.
Определяем первичный ток небаланса, с учетом составляющей
Iн.б.вр.I, по формуле:
где,
Е=10% номинальная погрешность трансформатора тока;
DUрег.=±16% — погрешность регулирования напряжения.
Рассчитываем число витков тормозной обмотки, обеспечивающих
отстройку от максимального первичного тока небаланса.
где
Котс.=1,5, согласно /II/;
Wраб.-число витков обмотки НТТ реле, на стороне к которой присоединена тормозная обмотка, Wраб.=14.
tga— тангенс угла наклона к оси абцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, (нижняя характеристика, на рис. 13.10(б) /II/ для реле ДЗТ-11 tga=0,75.
Принимаем Wтрм.=15 виткам, согласно /II/.
Рассчитываем уточненное значение тока срабатывания реле на основной стороне:
Iср.осн.=Fср./Wосн.=100/14=7,14(А)
Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты на основной стороне:
с.з.=Iс.р.осн.*Кт.осн./К сх.
так как за основную была принята сторона НН, то Кт.осн.=120,
Ксх=1.
Iс.з.=7,14*120/1=856,8(А)
Определяем действующее значение коэффициента отстройки:
Котс.=Iс.з/Iнб.расч.мах.=856,8/244=3,51
Котс.=1.3, условие выполняется, следовательно принимаем для основной стороны число витков Wосн.=14 витков.
Рассчитываем значение коэффициента чувствительности согласно условия:
гдедля дифференциальной защиты трансформатора с соединением обмоток:
таккак Iс.з. на стороне НН.
На стороне ВН:
условие выполняется.
На стороне НН: Iк.min=2760(А); Ксх.=√3, так как считаем на стороне НН.
Кч =√3*2760/( 3*856,8)=3,22>1,5, условие также выполняется.
Все подсчитанные выше величины сведены в табл. 2.8.
Таблица 2,8.
Максимальная токовая защита (МТЗ) силового трансформатора.
Для защиты от внешних к.з. применяем МТЗ с выдержкой времени. Защита содержит две ступени: одну — токовую отсечку без выдержки времени, другую — максимально токовую защиту. Однолинейная схема защиты приведена на рис. 2.8.
При срабатывании защита действует на выключатели трансформаторов с обеих сторон через выходное промежуточное реле, общее для всех защит трансформатора от повреждений.
Выбор параметров срабатывания.
Селективность отсечки обеспечивается выбором ее тока срабатывания по выражению:
Iс.з =Котс. Iк.вн.мах.; кА,
где,
Iк.вн.мах. — максимальный ток к.з, на шинах 6,3кВ КРУ.
Котс.=1,2¸1,3 — коэффициент отстройки для реле, типа РТ-40 с промежуточным выходным реле.
Iс.з.=1,3*3,19=4,147(кА)
Сопротивление трансформатора достаточно велико, поэтому при к.з. со стороны питания 35кВ ток повреждения значительно превышает Iк.вн.мах. — это дает возможность использовать токовую отсечку без выдержки времени. Недостаток отсечки без выдержки времени состоит в неполной защите трансформатора.
Для устранения этого недостатка токовая отсечка дополняется МТЗ.
Ток срабатывания защиты определяется из выражения:
продолжение
--PAGE_BREAK--Iс.з.=Котс.* Ксз.п * Iраб.мах./кВ
где,
Ксз.п=2,5 коэффициент самозапуска;
Кв=0,8 — коэффициент возврата.
Iс.з.=1,3*2,5*156/0,8=633,75(А)
Выдержка времени принимается на ступень больше максимальной выдержки времени защит предыдущих элементов.
Защита от перегрузок
Так как перегрузки обычно бывают симметричными, поэтому защита от перегрузок выполнена одним реле тока, включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних к.з.
Ток срабатывания реле определяется по выражению:
Котс.=1,05 — учитывает только погрешность в токе срабатывания.
Ic.p.=1.05*104/(0,8*40)=3,4(А)
Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусмотрено реле времени. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних к.з.
2.12Защита отходящих линий 6,3кВ
На отходящих линиях 6,3кВ подстанции «Шершнёвская» применяется токовая отсечка без выдержки времени и МТЗ с независимой выдержкой времени.
Выбор тока срабатывания реле токовой отсечки производим по выражению:
где
Котс.=1,2¸1,3 — коэффициент отстройки;
Kсх.=1 — коэффициент схемы;
Iк.вн.мах. — максимальный ток к.з. проходящий через реле;
Кт — коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ток срабатывания реле отходящих линий:
от фидера №12 Iс.р.=34(А)
от фидера №11 Iс.р.=22(А)
от фидера №8 Iс.р.=29(А)
от фидера №7 Iс.р.=19(А)
от фидеров №21; 22; 23 Iс.р.=36(А)
от фидеров №18; 2 Iс.р.=38(А)
Токовые защиты отходящих линий реализованы на реле тока типа РТ-40 по схеме полная звезда (Ксх=1).
Произведем расчет параметров максимальной токовой защиты.
Выбираем ток срабатывания защиты:
Iс.з =Котс.* Ксз.п * Iном/Кв, где
Kотс. — коэффициент отстройки;
Ксз.п.- коэффициент самозапуска Ксз.п.=2,5;
Кв=0.8 — коэффициент возврата;
Iном. — номинальный ток отходящей линии, А.
Iном.= ∑Sном./ √3 Uном.; А, где
Sном. — суммарная номинальная мощность всех КТП, питающихся от данной линии;
Uном. — номинальное напряжение линии.
Ток срабатывания реле защиты определяется по формуле:
Определяем коэффициент чувствительности по формуле:
где
Iк.min— минимальный ток к.з. в самой удаленной точке, защищаемой линии, кА.
Определяем выдержку времени МТЗ:
tнез. =Dtр.в + tо.в + tзап, где
Dtр.в. — погрешность реле времени;
tо.в. время отключения выключателя;
tзап.- время запаса, учитывающее неточность регулировки токового реле.
tнез.=0,06+0,1+0,1=0,26(сек.) Результаты расчетов приведены в табл. 2.9.
Таблица 2.9.
продолжение
--PAGE_BREAK--
2.13Автоматизация основных электропотребителей
Подстанция 35/6кВ «Шершнёвская» оборудуется типовыми cxeмaми защиты и управления, выполненными для комплектных подстанций и защищающими от поврежцений и аварийных режимов как силовые трансформаторы, так и отходящие линии 6,3кВ.
2.14 Защита от перенапряжений
Перенапряжениями называют такие повышения, напряжения, которые представляют собой опасность для электрических установок.
Различают два вида перенапряжений в электрических установках: внутреннее и атмосферное.
Внутреннее перенапряжение возникает в результате коммутаций, как нормальных (включение и отключение ненагруженных линий, отключение ненагруженных трансформаторов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на землю в системах с изолированной нейтралью, отключения к.з., АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию сравнительно кратковременно, но значение их может превышать в несколько раз номинальное напряжение.
Атмосферные перенапряжения возникают в результате разрядов молний в электроустановку или вблизи неё. Значения этих перенапряжений при отсутствии специальных мер защиты может достигать миллионов вольт.
Для защиты электроустановок от внутренних перенапряжений применяем: вентильные разрядники типа РВО-6 на шинах низкого напряжения, отключение с помощью масляных выключателей на стороне высокого напряжения.
Перенапряжение, возникающее при отключении ненагруженного трансформатора, гасятся молниезащитными разрядниками, установленными на высокой стороне подстанции, пропускная способность которых достаточна для того, чтобы рассеять энергию, выделяющуюся при перенапряжениях этого вида.
Атмосферные перенапряжения в элементах системы электроснабжения возникают как при прямом ударе молнии, так и при разряде молнии в окрестности проводников (индуктированное перенапряжение). Защита от прямых попаданий молнии в электроустановки рассмотрена ниже, осуществляется молниеотводами. Однако применение молниеотводов полностью не исключает поражение электроустановок молнией. Волны перенапряжения, возникающие на линиях электропередач в результате ударов молнии, достигают подстанции (набегающие волны) и представляют опасность для изоляции установленного там оборудования. Перекрытие изоляции на подстанций, в большинстве случаев, означает дуговое к.з. вблизи сборных шин, которое может привести к системным авариям.
Основным аппаратом защиты от набегающих волн является вентильный разрядник, у которого разрядное напряжение, напряжение искрового промежутка не менее чем на 10% ниже гарантированной прочности заземляемой изоляции при полном импульсе. На подстанции установлены разрядники РВС-35.
2.15Защита от молний
Молниезащита — комплекс защитных устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранность зданий и сооружений, оборудования и материалов от возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молний.
Открытые распределительные устройства подстанции 35кВ защищаются от прямых ударов молний отдельно стоящими стержневыми молниеотводами.
Расчет молниеотводов заключается в определении такой зоны защиты, которая бы охватывала все оборудование подстанции с учетом его высоты.
Для защиты оборудования подстанции от прямых ударов молний используется стержневой молниеотвод высотой 30 метров.
Определяем допустимое расстояние от молниеотвода до конструкции подстанции при прямом ударе молнии по воздуху и по земле.
Ев=500(кв/м) — напряженность электрического поля по воздуху;
Ез=300(кв/м) — напряженность электрического поля по земле;
Im–ток молнии, кА.
По Пермской области значение составляет 1500(кА).
Rимп.=10(Ом) — импульсное сопротивление заземления;
Uмаx.-амплитудное импульсное напряжение.
h-высота молниеотвода.
Определяем зону защиты молниеотвода по формуле:
где
hx=7(м) — защищаемого оборудования;
ha=h-hx=30-7=23(м) — активная высота;
x— радиус защитной зоны на уровне hx; м.
Зона защиты с полученным радиусом охватывает всю территорию подстанции и обеспечивает защиту всего оборудования.
2.16Заземление оборудования подстанции
Заземление — преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановок с заземляющим устройством. Заземление применяется для обеспечения электробезопасности при замыкании токоведущих частей на землю и для обеспечения нормальных режимов работы электроустановки.
Ввиду отсутствия в районе подстанции естественных заземлителей принимаем в расчет только искусственные заземлители. Сопротивление искусственного заземлителя определяется по выражению:
Rзм.=Uрасч./Iрасч.; Ом,
где
Uрасч. — расчетное напряжение на заземляющем устройстве по отношению к земле, принимается равным 125(В), так как заземляющее устройство используется для электроустановок напряжением выше I000(В) с малыми токами замыкания на землю и для электроустановок с напряжением ниже I000(В);
Iрасч. — расчетный ток заземляющего устройства замыкания на землю; А.
Для заземляющих устройств, к которым не присоединены устройства компенсации емкостного тока, расчетный ток замыкания на землю принимаем равным:
В качестве расчетного сопротивления заземления принимаем
Rзм.расч.=4(Ом).
Эквивалентное удельное сопротивление грунта на площадке подстанции составляет Р=100(Ом.м), табл. 8.1 /10/.
Определяем расчетное удельное сопротивление грунта расч., с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и промерзания зимой.
По таблице 8,2 /10/ выбираем повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов.
Кп.в.=1,8; Кп.ч.=4,5
Расчетные удельные сопротивления находим:
ρрacч.=100*Кп; Ом,
ρрасч.в= 100*1.8=180(Ом); pacч.ч=100*4,5=450(Ом).
Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода — уголка №50 длиной 2,5 метра при погружении ниже уровня земли на 0,7(м) по выражению:
dу.эк=0,95*В — эквивалентный диаметр уголка;
В=0.05(м) – ширина стороны уголка;
d.у.эк.=0,95*0.05=0,0475
L— длина уголка, м;
t— расстояние от верхности земля до середины электрода, м ;
t=0,7+2,5/2=1,95(м)
Определяем примерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования Ки.в.зм=0,74, выбранном по таблице 8.5 /10/ по выражению:
n=Rв.о/(Ки.в.зм*Rи ), шт.; где
Rи — необходимое сопротивление искусственного заземления, Ом
n=54,93/(0,74*4)=18,56(шт.)
Следовательно, требуется не менее 19 вертикальных электродов.
Определяем сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полосы 30х4мм), которые соединяют вертикальные электроды.
где
Ки.г=0,45 — коэффициент использования горизонтальных электродов, определяется по таблице 8.6 /10/;
L=90(м) — длина горизонтальных заземлителей по контуру заземления;
в=0,03(м) — ширина полосы;
t— расстояние от поверхности земли до горизонтального заземлителя, м.
Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединений из выражения:
Уточняем число вертикальных электродов с учетом коэффициента использования:
Окончательно принимаем 16 уголков.Дополнительно к контуру на территории устанавливается сетка из продольных полос, расположенных на расстоянии 0,8¸1(м) от оборудования, параллельно осям оборудования, на глубине 0,7(м). Продольные полосы соединяются между собой на всей площади поперечными проводниками с шагом не более 6(м).
Выравнивание потенциалов также осуществляется у въезда на территорию электроустановки путем укладки двух полос с постепенным заглублением на глубину 1 и 1,5(м) соответственно. Эти не учтенные горизонтальные электроды уменьшают общее сопротивление заземления в незначительной степени.
2.17Контроль состояния изоляции
Подстанция проектируется с малым током замыкания на землю.В нормальных условиях напряжение всех трех фаз по отношению к земле равны фазному напряжению. В случае металлического однофазного замыкания на землю, напряжение поврежденной фазы относительно земля становится равным нулю, а напряжение не поврежденных фаз увеличивается до междуфазного. Междуфазные напряжения при этом не изменяются и работа электроприемников, не нарушается. Через место повреждения протекает сравнительно небольшой ток. При таком замыкании сеть может некоторое время (примерно 2 часа) оставаться в работе. Длительная работа с замкнутой на землю фазой опасна, так как при пробое на землю изоляции другой фазы, в сети возникает междуфазное к.з. Для контроля такого состояния сетей предусматривается устройство контроля изоляции относительно земли.
Контролирующее устройство выполняется при помощи одного вольтметра и переключателя, присоединяемых к сборным шинам 6,3кВ КРУ через измерительный трансформатор напряжения типа НТМИ. Для сигнализации однофазного замыкания на землю на вторичные обмотки трансформатора, подключается реле максимального напряжения, а также вольтметр контроля изоляции.
При нормальном режиме работы вольтметр показывает равные по значению фазные напряжения. При глухом (металлическом) замыкании на землю одной из фаз, напряжение этой фазы относительно земли станет равным нулю, а напряжения двух других фаз возрастут и станут междуфазными, что отразится на показаниях вольтметра. Если замыкание на землю не будет глухим, то напряжение поврежденной фазы уменьшится, а напряжение не поврежденных фаз повысится в меньшей мере. Соответственно этому изменяются показания вольтметра при переключениях.
3. Безопасность жизнедеятельности
3.1 Общий анализ вредных и опасных факторов
При обслуживании подстанции 35/6кВ и прилегающего к ней электрооборудования персонал в первую очередь подвергается опасности поражения электрическим током.
Опасность электрического тока в отличие от прочих опасностей усугубляется тем, что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить напряжение дистанционно. Проходя через живые ткани, электрический ток оказывает термическое электролитическое и биологическое воздействие, что приводит к различным нарушениям в организме, вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражение организма.
Различают два вида поражения электрическим током: электрический удар и местные электрические травмы, которые резко отличаются друг от друга. Местными электрическими травмами являются: ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи, механические повреждения и электроофтальмия.
В электроустановках напряжением 35кВ возникает опасность характерная для данного уровня напряжения, ожоги могут возникать и без непосредственного контакта с токоведущими частями, а лишь при случайном приближении на опасное расстояние. Когда это расстояние меньше или равно разрядному, возникает сначала искровой разряд, который переходит в электрическую дугу.
Температура дуги достигает 4000С, кроме того ткани человека нагреваются проходящим через них током. Это приводит к ожогу. Под действием тока происходит резкое сокращение мышц, которое приводит к разрыву дуги. Поскольку ток проходит через тело человека кратковременно, нарушения дыхания и кровообращения может не наступить, однако полученные ожоги весьма серьезны, а иногда и смертельны.
3.2 Мероприятия по предотвращению поражения электрическим током
Проектируемая подстанция относится к электроустановкам с напряжением выше 1000В, что требует соблюдения мер электробезопасности, согласно правил техники безопасности.
Причины несчастных случаев можно сгруппировать по следующим основным направлениям: квалификация персонала, дисциплина и порядок на производстве, ответственность за полученное дело, психологические факторы.
Исходя из этого, выделяются основные причины, приводящие к электротравмам:
1)Нарушение технических мероприятий ПТБ.
2)Нарушение организационных мероприятий ПТБ.
Для устранения этих нарушений предусматриваются:
1. Организационные мероприятия /19/:
1)Назначение лиц, ответственных за безопасное ведение работ.
2)Выдача наряда или распоряжения в строго установленном порядке.
3)Выдача разрешения на подготовку рабочих мест и на допуск.
4)Надзор при выполнении работ.
5)Оформление перевода на другое рабочее место.
6)Оформление перерывов в работе и ее окончания.
2. Технические мероприятия /19; 20/:
Для подготовки рабочего места при работе, требующей снятия напряжения, устанавливается следующий порядок выполнения технических мероприятий:
а) производятся отключения и принимаются меры, препятствующие ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;
б) вывешиваются запрещающие плакаты на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры;
в) проверяется отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены, для защиты людей от поражения электрическим током;
г) устанавливается заземление (включаются заземляющие ножи, используются переносные заземления);
д) ограждаются при необходимости рабочие места или оставшиеся под напряжением токоведущие части и вывешиваются на ограждениях плакаты безопасности. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после их заземления.
При работе на токоведущих частях, требующей снятия напряжения, отключаются:
1)Токоведущие части, на которых будет производиться работа.
2) Неограждённые токоведущие части, к которым возможно приближение людей на расстояние не менее 1 м на стороне 35кВ и не менее 0.6м на стороне 6,3кВ проектируемой подстанции, механизмов и грузоподъемных машин на расстояние не меньше 1,5м на стороне 35кВ и менее 1м на стороне 6,3кВ.
В электроустановках с напряжением свыше 1000В с каждой стороны, откуда коммутационным аппаратом может быть подано напряжение на рабочее место, предусматривается видимый разрыв: отсоединение шин и проводов; отключаются разъединители; снимаются предохранители; отключаются отделители и выключатели нагрузок за исключением тех, у которых автоматическое выключение осуществляется пружинами, установленными на самих аппаратах.
Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы, связанные с выделенным для работы участком электроустановки, отключаются и со стороны напряжения до 1000В для исключения возможной обратной трансформации.
При подготовке рабочего места после отключения разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением, необходимо визуально убедиться в их отключенном положении и отсутствии шунтирующих перемычек.В электроустановках с напряжением выше 1000В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы, предусматриваются следующие меры:
1) У разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном состоянии запираются на механический замок.
2) У разъединителей, управляемых оперативной штангой, специальные ограждения также запираются механическим замком.
3) У приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, отключаются цепи силовые и управления.
4) У грузовых и пружинных приводов выключающий груз пружины приводятся в нерабочее состояние.
5) При работе в отсеке шкафов КРУ тележка с оборудованием выкатывается, шторка отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запирается на замок и вывешивается плакат «Стой! Напряжение!», в отсеке где предстоит работать, вывешивается плакат «Работать здесь».
6) При работе вне КРУ на подключенном к ним оборудовании шин на отходящих ВЛ и КЖ тележка с выключателем выкатывается из шкафа; шторка или дверца запираются на замок и на них вывешивается плакат «Не включать! Работают люди!» или " Не включать! Работа на линии!". При этом, допускается: при наличии блокировки между заземляющими ножами и тележкой с выключателем, устанавливать тележку в контрольное положение после включения этих ножей, при отсутствии такой блокировки или заземляющих ножей в шкафах КРУ, тележка устанавливается в промежуточное положение между контрольным и выкаченном положении, при условии запирания ее на замок. Тележка устанавливается в промежуточном положении независимо от наличия заземления на присоединении.
В электроустановках с напряжением до 1000В со всех сторон токоведущих частей, на которых будут проводиться работы, напряжение снимается отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей — снятием последних. При отсутствии в схеме предохранителей, предотвращение ошибочных включений коммутационных аппаратов обеспечивается такими мерами, как запирание рукояток или дверей шкафа, закрытие кнопок, установка между контактами коммутационного аппарата изолирующих накладок и т.д. При снятии напряжения коммутационным аппаратом с дистанционным управлением включающая катушка отключается.
Расшиновка или отсоединение кабеля, проводов при подготовке рабочего места выполняется слесарем из ремонтного персонала, имеющим Ш группу до электробезопасности, под наблюдением дежурного или работника из оперативно-ремонтного персонала. С ближайших к рабочему месту токоведущих частей, доступных прикосновению, снимается напряжение, либо они ограждаются.
Отключенное положение коммутационных аппаратов до 1000В с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения на их зажимах, либо на отходящих шинах, проводах или зажимах оборудования, включаемого этим коммутационным аппаратом.
На приводах разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки, на ключах и кнопках дистанционного управления, на коммутационной аппаратуре до 1000В не имеющих автоматов, выключателей или рубильников, плакаты вывешиваются у самих предохранителей.
На приводах разъединителей, которыми отключена для работ ВЛ или КЛ, независимо от числа работающих бригад вывешивается один плакат «Не включать! Работа на линии!». Этот плакат вывешивается и снимается по указанию работника, который дает распоряжения на подготовку рабочих мест и ведет учет численности работающих на линии бригад.
Для временного ограждения токоведущих частей, оставшиеся под напряжением применяются шиты, ширмы и т.п., изготовленные из дерева или других изоляционных материалов. На временные ограждения наносятся надписи «Стой! Напряжение!» или укрепляются соответствующие плакаты.
В ОРУ при работах, проводимых с земли и на оборудовании установленном на фундаментах и отдельных конструкциях, рабочее место ограждается канатом, веревкой или шнуром из растительных или синтетических волокон с вывешенным на них плакатом «Стой! Напряжение!», обращенным внутрь огражденного пространства. Разрешается пользоваться для подвески каната конструкциями, не включенными в зону рабочего места, при условии, что они остаются вне огражденного пространства. При снятии напряжения со всего ОРУ, за исключением линейных разъединителей, последние ограждаются плакатами с надписями «Стой! Напряжение!», обращенными наружу огражденного пространства. В ОРУ, при работе на вторичных цепях по распоряжению, ограждать рабочее место не требуется. В электроустановках, кроме ВЛ и КЛ, на подготовленных рабочих местах вывешивается плакат «Работать здесь». В ОРУ на участках конструкции, по которым можно пройти от рабочего места к граничащим с ним участком, находящимся под напряжением, устанавливаются хорошо видимые плакаты «Стой! Напряжение!». На конструкциях, граничащих с той, по которой разрешается подниматься, внизу вывешивается плакат «Не влезай! Убьет!». На стационарных лестницах и конструкциях по которым разрешено подниматься для проведения работ, вывешивается плакат «Влезать здесь».
Не допускается убирать или переставлять до полного окончания работ плакаты и ограждения, установленные при подготовке рабочих мест.
Проверка отсутствия напряжения осуществляется указателем напряжения, исправность которого перед применением проверяется с помощью прибора или приближением к токоведущим частям, находящимся под напряжением. В электроустановках с напряжением выше 1000В указателем напряжения пользуются в диэлектрических перчатках. В электроустановках 35кВ и выше для проверки отсутствия напряжения используется изолирующая штанга. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания при прикосновении ею несколько раз к токоведущим частям. Заземление на токоведущие части устанавливаются непосредственно после проверки отсутствия напряжения. В электроустановках выше 1000В заземляются токоведущие части всех фаз отключенного для работ участка со всех сторон, откуда может быть подано напряжение, за исключением отключенных для работ сборных шин, на которые достаточно установить одно заземление.
Заземленные токоведущие части отделяются от токоведущих частей, на которых непосредственно ведется работа, отключенными выключателями, разъединителями, демонтируемыми шинами или проводами. Непосредственно на рабочем месте заземление на токоведущие части дополнительно устанавливается в тех случаях, когда эти части могут оказаться под наведенным напряжением. Присоединяются переносные заземления к токоведущим частям в местах очищенных от краски.
В электроустановках до 1000В при работах на сборных шинах распределительных устройств, щитов, сборок напряжение снимается с шин, и шины (за исключением шин выполненных изолированным проводом) заземляются.
Допускается временное снятие заземления установленного при подготовке рабочего места, если это требуется по характеру выполняемых работ (измерение сопротивления, изоляции и т.п.). Временное снятие и последующая установка заземления выполняется дежурным, оперативно-ремонтным персоналом, либо по указанию выдающего наряд производителем работ. Разрешение на временное снятие заземления, а также на выполнение этих операций выдается производителем работ, вносится в строку наряда «отдельные указания» с записью о том, где и для какой цели снимается заземление.
В электроустановках, конструкция которых такова, что установка заземления опасна или невозможна (например в некоторых распределительных ящиках КРУ отдельных типов, сборках с вертикальным расположением фаз), при подготовке рабочего места заземление не устанавливается, а надеваются диэлектрические колпаки на ножи разъединителей или устанавливаются прокладки между контактами коммутационных аппаратов.
В электроустановках до 1000В операции по установке и снятию заземлений выполняются одним работником с группой Ш из дежурного или оперативно-ремонтного персонала.
В электроустановках выше 1000В переносные заземления устанавливаются двумя работниками: один с группой 1У (из дежурного или оперативно-ремонтного персонала), другой с группой Ш. Заземляющие ножи включаются одним работником с группой IУ из дежурного или оперативно-ремонтного персонала. Отключаются заземляющие ножи и снимаются переносные заземления одним человеком с группой Ш из дежурного или оперативно-ремонтного персонала.
3.3 Безопасное ведение монтажных работ на подстанции
Кроме соблюдения правил ТБ при эксплуатации проектируемой подстанции, предусматриваются меры безопасности при электромонтажных и наладочных работах на данной подстанции.
При проведении электромонтажных работ в РУ предусматриваются следующие правила /21/:
1) Подъем, перемещение и установка разъединителей и других аппаратов рубящего типа производится в положении «включено», а аппаратов, снабженных возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления в положении «отключено».
2) При регулировании выключателей и разъединителей, соединенных с проводами, принимаются меры для предотвращения самопроизвольного или непредвиденного включения или отключения последних.
3) Проверка одновременности включения контактов масляного выключателя выполняется при напряжении не выше 12В.
4) При работе на трансформаторе тока зажимы вторичных обмоток до полного окончания работ замыкаются накоротко непосредственно на зажимах трансформатора и заземляются; все выводы трансформаторов напряжения закорачиваются и заземляются на все время монтажа.
5) Не допускается прокладка временных ВЛ для освещения, сигнализации и других целей над монтируемыми токоведущими частями открытых РУ.
6) При работах на вновь монтируемых ОРУ спуски от линии электропередач у концевых опор или на вводных порталах закорачиваются и заземляются.
7) При работах в действующем или расширяемом ОРУ, в случае обнаружения соединений с «землей» какой-либо токоведущей части установки, до отключения поврежденного участка, приближаться к месту повреждения на расстояние менее 10 метров для линии до 220кВ, запрещается.
8) При тумане, сильном ветре (>12м/с), приближении грозы и во время грозы все работы по монтажу ОРУ прекращаются.
При ведении пуско-наладочных работ (ПНР) предусматриваются следующие требования /21/:
а) до начала ПНР на РУ все питающие и отходящие к другим подстанциям линий отсоединяются от оборудования, закорачиваются и заземляются;
б) на время производства ПНР закорачиваются и заземляются токоведущие части, на которые может быть подано напряжение путем обратной трансформации, от постороннего источника питания или на них может появиться наведенное напряжение; снимать закорачивающие перемычки и заземление разрешается только на время испытаний и измерений;
в) до начала ПНР на коммутационных аппаратах в целях предотвращения их ошибочного включения или отключения выполняются следующие действия: приводятся в нерабочее состояние пружины коммутационных аппаратов, выключающие грузы или пружины приводов; отключаются рукоятки ручного включения электромагнитных, пружинных и других приводов;
г) не допускается одновременная работа в приводах и на коммутационных аппаратах;
д) при измерении времени включения и отключения коммутационного аппарата применяются меры против подачи, напряжения в первичные цепи;
е) все выводы трансформаторов на время ПНР закорачиваются и заземляются; снимать закорачивающие перемычки и заземления с выводов трансформатора разрешается только на время испытаний и измерений;
ж) не допускается находиться на крыше силового трансформатора во время проверок и измерений, связанных с подачей напряжения;
з) при выполнении работ по наладке трансформаторов на высоте более 1,3м предусматривается выполнение требований § 3,1 /21/.
Подстанция 35/6,3кВ «Шершнёвская» состоит из ОРУ-35кВ и КРУН-6,3кВ, которые эксплуатируются на открытом воздухе и приравниваются к электроустановкам, эксплуатирующимся в особо опасных условиях, так как в зависимости от погоды возможны повышенная температура, проводящий «пол» (открытый сырой грунт) и особая сырость.
Поэтому применяются следующие технические защитные меры:
1. Обеспечение недоступности токоведущих частей.
2. Защитное заземление (см.раздел 2.10).
3. Защитное отключение (см.раздел 2.6).
4. Молниезащитные сооружения (см.раздел 2.9).
4. Экономическая часть
4.1 Технико-экономическое обоснование выбора силовых трансформаторов
По результатам расчетов полученным в специальной части дипломного проекта сумарная расчетная мощность электроприемников месторождения составила = 4245кВА., поэтому возникла необходимость рассмотреть два варианта выбора трансформаторов при двух разных режимах работы.
Для определения экономически целесообразного режима работы трансформаторов и выбора наилучшего варианта установки силовых трансформаторов используем метод срока окупаемости, лет /4/.
К1 и К2 — капитальные вложения по варианту 1 и 2, тыс.руб.;
Сэ1 и Сэ2 — ежегодные эксплуатационные расходы в первом и втором вариантах, тыс. руб/год.
Технические данные трансформаторов вариантов 1 и 2 приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1.
--PAGE_BREAK--