Усиление надёжности схемы электроснабжения ПС "Северная"

Федеральное агентство по образованию
Филиал
Государственного образовательного учреждения
Высшего профессионального образования
«Дальневосточный государственный технический университет
(ДВПИ имени В.В. Куйбышева)»
в г. Петропавловске-Камчатском
Факультет очного обучения
Кафедра Промышленной теплоэнергетики и электроснабжения
Специальность: Электроснабжение
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Модернизация п/с «Северная»
140211.08ДП. 19.10 ПЗ
Пояснительная записка
Проект выполнил  Крысин И.В.
Руководитель проекта ГлездуновА.Г.
/>/>/> 
г. Петропавловск – Камчатский 2009

Оглавление
Список стандартных сокращений
Введение
1. Исходные данные для проектирования
1.1 Данные питающей системы
1.2 Параметры потребителей на стороне низкого напряжения
2. Расчёт и построение графиков электрических нагрузокподстанции
2.1 Построение годовых графиковнагрузки подстанции
2.2 Годовой график нагрузки
3. Выбор силовых трансформаторов
3.1 Выбор трансформатора на напряжение 110/10 кВ
4. Расчет токов короткого замыкания
4.2 Расчёт токов короткого замыканияв точке К1
4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2
4.5 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания в точке К2
5. Выборэлектрических аппаратов
5.1 Выбор коммутационной аппаратуры
5.2 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 110 кВ
5.3 Выбор разъединителей РУ 110 кВ
5.4 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 10 кВ
5.5 Выбор серии шкафов КРУ для РУ10 кВ
5.6 Выбор ОПН на подстанции
6. Выбор токоведущих частей на подстанции
6.1 Выбор проводников ошиновки РУ 110 кВ
6.2 Выбор токоведущих частей на напряжение 10 кВ
6.3 Выбор ошиновки на стороне 10 кВ
7. Проектированиесистемы измерений подстанции
7.1 Выбор трансформаторов тока
7.2 Выбор трансформатора тока в цепи РУ 110 кВ
7.2.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовыетрансформаторы на стороне 110 кВ
7.2.3 Выбор трансформаторов тока на ввод 10 кВ силовоготрансформатора
7.2.4 ыбор трансформаторов тока на отходящие кабельные линии
7.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
7.3.1 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ
7.3.2 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ
8. Проектирование системы собственных нужд подстанции
8.1 Предлагаемое к реконструкции оборудование подстанции
9. Автоматическаячастотная разгрузка, выполненная на микропроцессорной элементной базе
9.1 Понятие автоматическойчастотной разгрузки и ее назначение
9.2 Кратковременное понижение частоты
9.3.1 Основные технические данные
9.3.2 Работа и устройство изделия
10. Релейнаязащита понижающих трансформаторов
10.1 Защита трансформаторов от многофазных короткихзамыканий в обмотках и на выводах
10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11
10.3 Максимальная токовая защита
10.4 Защита от перегрузки
10.5 Газовая защита
11. Экономическаячасть
11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатациюподстанции 110/10 кВ
11.2 Баланс рабочего времени
11.3 Расчет численности эксплуатационного и ремонтногоперсонала
11.4 Расчет годового фонда заработной платы рабочих испециалистов
11.5 Отчисления на социальные нужды
11.6 Ремонтные отчисления
11.7 Амортизационные отчисления
11.8 Стоимость материалов
11.9 Суммарные ежегодные издержки
11.10 Срок окупаемости
12. Охрана труда
12.1 Расчёт заземления
12.2 Расчёт молниезащиты
12.3 Функции заземления
12.4 Первая помощь пострадавшему от электрического тока
12.5 Пожарная защита в электроустановках
12.6 Пожарная опасность электрических кабелей
Заключение
Список используемой литературы
Список стандартных сокращений
АПВ — автоматическое повторноевключение;
АЧР — автоматическая частотнаяразгрузка;
ВН — высшее напряжение;
ВЛ — воздушная линия;
ГЭС — гидро — электростанция;
ЗРУ — закрытое распределительноеустройство;
КЗ — короткое замыкание;
КЛ — кабельная линия;
КРУ — комплектноераспределительное устройство;
ЛЭП — линия электро передач;
МТЗ — максимальная токоваязащита;
НН — низшее напряжение;
ОПН — ограничение отперенапряжения;
ОРУ — открытое распределительноеустройство;
ПС — подстанция;
ПУЭ — правило устройствэлектроустановок;
РПН — регулирование напряженияпод напряжением;
РУ — распределительноеустройство;
ТА — трансформатор тока;
ТСН — трансформатор собственныхнужд;
ТЭЦ — тепло — электроцентраль;
УАЧР — устройство автоматическойчастотной разгрузки;
ЧАПВ — частотное автоматическоеповторное включение;
ЭЭС — электроэнергетическиесистемы.
Введение
Подстанция «Северная» являетсяодним из энергоузлов, входящих в системообразующую />сетьКамчатской энергосистемы.
Реконструкция ПС «Северная»вызвано необходимостью модернизации и замены устаревшего электрооборудования иавтоматики.
В настоящей работерассматриваются следующие возможности усиления надёжности схемыэлектроснабжения:
Установка вакуумных выключателейна стороне 10 кВ;
Установка электрогазовыхвыключателей на стороне 110 кВ;
Замена разрядников, на болеесовременные, ограничители перенапряжения нелинейные;
Установка более мощных устройствкомпенсации емкостного тока.
В настоящее время к качествуэлектроэнергии предъявляются высокие требования. Качество электроэнергии должносоответствовать ГОСТ 13109-99.
Кроме того, появились новыематериалы и современное энергетическое оборудование с большим ресурсом работы иболее надежное.
При проектированииэлектроснабжения необходимо правильно принимать технические решения поэлектрическим схемам электрических соединений подстанций всех категорий.
В настоящее время энергетическаясистема Камчатки не входит в единый энергетический комплекс России, основнымигенерирующими мощностями на полуострове являются ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 общей мощностью395 МВт, а так же Мутновская ГеоТЭС мощностью 62 МВт. Ведется строительствоТолмачевской ГЭС мощностью 20,4 МВт.
Поскольку основным видом топливана Камчатке является дорогостоящий мазут и стоимость электроэнергии по странесамая дорогая, вопрос об экономичности, надежности и качество электроэнергии всети потребителя является одним из самых важных в работе энергосистемы Камчатки.
В последнее время одной изважных проблем в отечественной энергетике является замена устаревшего паркаоборудования на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС),в особенности ЭЭС районов Крайнего Севера. Так, эксплуатация моральноустаревших комплексов релейной защиты может привести к ложным срабатываниямзащит или даже их отказу, что в свою очередь приведёт к развитию опасныхаварийных ситуаций и снижению надёжности функционирования ЭЭС в целом. Истиннаянадежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всехэлементов энергосистемы и использованию у потребителей устройств релейнойзащиты, контроля и сигнализации. Всё это предопределяет актуальность темы насегодняшний день по замене, реконструкции и модернизации комплексов релейнойзащиты с целью повышения надёжности функционирования.
Качество обеспечиваетсяподдержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты,ограничением высших гармоник.
Путем разработки совершенныхсистем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектныхраспределительных устройств и трансформаторных подстанций, введениярациональной системы учета энергопотребителя достигается экономичностьэлектроснабжения.
Реализация этих требованийобеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации элементов системыэлектроснабжения. Это учитывается при проектировании.
В данном дипломном проектепредполагается исследовать схему электрической сети трансформаторной подстанции«Северная», работающей в автоматическом режиме, и проработатьосновные вопросы модернизации комплексов релейной защиты силовыхтрансформаторов и отходящих линий.
На первом этапе проектанеобходимо привести общие сведения об объекте проектирования, которые включаютв себя описание главной схемы электрических силовых цепей, а также назначениеподстанции в районной энергосистеме.
Далее, по данным нагрузок,присоединений подстанции следует произвести выбор силовых трансформаторов итрансформаторов собственных нужд. Кроме этого, необходимо рассчитать все видытоков короткого замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта, произвестипроверку выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.
Основным вопросом дипломногопроекта является модернизация комплекса релейной защиты подстанции, для чегонеобходимо произвести подробные расчёты параметров срабатывания выбранных болеесовременных защит трансформаторов и отходящих линий электропередачи наполупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.
В разделе безопасностьжизнедеятельности произведен расчет заземляющего устройства подстанции. Рассмотреныпротивопожарные мероприятия на подстанции.
В экономическом разделедипломного проекта представлена локальная смета на приобретение и монтажсилового оборудования, а также произведен расчёт стоимости выбранной аппаратурырелейной защиты для защиты линии 110 кВ.
1. Исходные данные для проектирования1.1 Данные питающей системы
Напряжение системы 110 кВ. Черезподстанцию проходит транзит мощности. Мощность короткого замыкания составляет Sкз= 4615 кВ·А.1.2 Параметры потребителей на стороне низкогонапряжения
Напряжение на сторонепотребителей 10 кВ. Количество потребителей 16. В режиме максимума, активнойнагрузки tgφ= 0,73 (cosφ= 0,8). Линии, идущие к потребителям кабельные.
2. Расчёт и построение графиков электрическихнагрузок подстанции
Электрическая нагрузка отдельныхпотребителей, а, следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режимработы электрических станций в энергосистеме непрерывно меняется этот фактотражается графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановкиво времени.
Графики отражают изменениенагрузки за отдельный период времени. По этому признаку их разделяют насуточные, сезонные, годовые и т.д.
График нагрузки необходим длятого, что бы определить максимальную мощность или ток, для выбораэлектрического оборудования и расчета потерь напряжения в электрической сети,для определения суточного и годового энергопотребления, что необходимо длярасчета технико-экономических показателей электроустановки или системыэлектроснабжения.
Таблица 2.1 Распределениенагрузок по часам суток модернизируемой
подстанции. Часы Зима, А Лето, А 4-00 100 180 150 100 90 110 10-00 190 230 240 70 60 75 22-00 270 335 320 80 75 80 2.1 Построение годовых графиков нагрузки подстанции
Годовой график показываетдлительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Построениегодового графика нагрузки по продолжительности производится на основании ужеизвестных суточных графиков за летние и зимние сутки. При построении годовогографика по оси ординат откладываются нагрузки, МВт, по оси абсцисс — часы годаот 0 до 8760.
Продолжительность потреблениянагрузки (ступени) определяется по длительностям ступеней суточных графиков /> и количествукалендарных дней зимы /> и лета />, причем />.2.2 Годовой график нагрузки
По построенному графикуопределяем следующие показатели и коэффициенты:
годовое потребление активнойэнергии />;
годовое число часовиспользования максимума активной мощности />;
время максимальных потерь />.
Годовое потребление активнойэнергии, определяется по формуле:
/> (2.1)
/>
где /> - мощность i-й ступени графика таблицы 2.2, МВт;
/> — продолжительность i-й ступени графика таблицы 2.2, ч;
n — число ступеней годового графика.
Таблица 2.2 Распределениенагрузок подстанции по часам суток за год.Нагрузки, МВт Часы в год /> /> 14,33 744 /> 13 696 /> 8,3 744 /> 7,5 720 /> 10,6 744 /> 4,8 720 /> 4,3 744 /> 5 720 /> 8,5 744 /> 10 744 /> 13,6 720 /> 10,7 744 />
Годовое число часовиспользования максимума активной мощности Ртах нагрузки,определяется по формуле:
/> (2.2)
Годовое число часовиспользования максимума активной мощности:
/>
Время максимальных потерь,определяется по выражению:
/> (2.3)
Время максимальных потерь:
/>
3. Выбор силовых трансформаторов
При выборе числа трансформаторов(автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями кнадежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.
На подстанциях с высшимнапряжением 35-750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора.
На подстанциях устанавливаются,как правило, трехфазные трансформаторы или автотрансформаторы. При выборе типатрансформаторов или автотрансформаторов необходимо учитывать, что ониобязательно должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения поднагрузкой (РПН).
Мощность трансформатороввыбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонтаили замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва посетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. [2]
Расчетная мощностьтрансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенныхсуточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции.Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции выбираютравной (0,7 — 0,8) суммарной максимальной нагрузки подстанции.3.1 Выбор трансформатора на напряжение 110/10 кВ
Расчетная мощностьтрансформатора определяется согласно выражению:
/> (3.1)

По справочной литературе [3] выбираетсятрехобмоточный трансформатор типа ТДТН — 16000/110
Условные обозначения выбранноготрансформатора:
Т — трехфазный; Д — охлаждениемасленое с дутьём и естественной циркуляцией масла; Т — трёх обмоточный; Н — наличиеРПН; 16000 — номинальная мощность, кВ·А; 110 — класс напряжения обмотки ВН, кВ.
Паспортные данные трансформаторовприведены в таблице 3.1
Таблица 3.1 Паспортные данныетрансформатора ТДТН-16000/110.Условные обозначения Значения
/>, МВ·А 16
/>, кВ 115
/>, кВ 11
/> 19,75
/> 105
/> 10,5
/> 6,5
/> 18,44
/> ±9×1,78
/> 1,38
4. Расчет токов короткого замыкания
Согласно проверки, правильностивыбора аппаратов и проводников напряжением 6 — 35 кВ производится по токутрехфазного КЗ, а напряжением 110 кВ и выше по току трехфазного или однофазногоКЗ Расчет токов КЗ производят в основных коммутационных узлах подстанции. Дляопределения возможного наибольшего тока КЗ в каждом узле следует считатьвключенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линииэлектропередачи (ЛЭП) подстанции.
Расчет токов короткого замыканияпроизводится для двух точек, на шинах ВН, НН трансформатора ТДТН (рисунок 4.1)
Расчёт параметров схемы замещениясистемы электроснабжения
/>
Рисунок 4.1 Схема замещения длярасчёта токов КЗ.
Расчёт ведём в именованныхединицах точечным методом.
Расчёт эквивалентныхсопротивлений.
Сопротивление системы:
/> (4.1)
где />напряжениена шинах систем;
/>мощностькороткого замыкания.
Сопротивление трансформатора сРПН, отнесённое к регулируемой стороне высокого напряжения:
/> (4.2)
где />среднеенапряжение, приведённое к стороне высокого напряжения согласно />
/> (4.3)
/> (4.4)
Согласно методического указания />принимаем равным 115 кВ.
/> (4.5)
/> (4.6)
/> (4.7)4.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1
т. К1-точка короткого замыканияна линии перед трансформатором (рисунок 4.1)
/> (4.8)

где /> междуфазноенапряжение на шинах системы;
/>4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2
т. К1-точка короткого замыканияна линии после трансформатора
(рисунок 4.1)
Максимально возможный токкороткого замыкания:
/> (4.9)
Приведение /> к нерегулируемой стороненизкого напряжения осуществляется по минимальному напряжению:
/> (4.10)
Минимально возможный токкороткого замыкания:
/>
/>
Результаты расчетов токовкоротких замыканий сведены в таблицу 4.1

Таблица 4.1 Токи трехфазногокороткого замыкания.Точка КЗ. К1 К2 Значение тока Iвн Iнн Iвн Iнн Max 23,13 - 1,63 14,13 Min 23,13 - 0,36 4,09
Расчёт токов двухфазногокороткого замыкания в точке К1
Ток двухфазного короткогозамыкания, упрощённо вычисляется по формуле:
/> (4.11)4.5 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания вточке К2
Максимально возможный токкороткого замыкания:
/> (4.12)
/> (4.13)
Минимально возможный токкороткого замыкания:
/>
/>
Результаты расчётов длядвухфазных коротких замыканий занесены в таблицу 4.2

Таблица 4.2 Токи двухфазногокороткого замыкания.Точка КЗ К1 К2 Значение тока
IВН
IНН
IВН
IНН Max 20,03 - 1,41 12,2 Min 20,03 - 0,31 3,5
5. Выборэлектрических аппаратов5.1 Выбор коммутационной аппаратуры
Выключатели являются основнымкоммутационным аппаратом и служат для отключения и включения цепей в различныхрежимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключения токов КЗ ивключение на существующее КЗ. При выборе выключателей необходимо учитыватьосновные требования, предъявляемые к ним:
выключатели должны надежноотключать любые токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктивные иемкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений;
для сохранения устойчивой работысистемы, отключения КЗ должно производится как можно быстрее, выключательдолжен быть приспособлен для быстродействующего АПВ;
конструкция выключателя должнабыть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки, выключатель долженобладать высокой ремонтопригодностью, взрыво- и пожаробезопасностью.
Выбор выключателей производитсяпо следующим параметрам:
по напряжению установки
/> (5.1)
где /> -напряжение установки;
/> -номинальное напряжение выключателя.
по номинальному току
/> (5.2)

где /> -номинальный ток выключателя;
/> -форсированный ток в режиме наибольших нагрузок.
по электродинамической стойкости
/> (5.3)
где /> -наибольший пик сквозного тока короткого замыкания;
/> -ударный ток трехфазного КЗ вточкеК1.
Проверка на отключающуюспособность производится по условию:
/> (5.4)
где /> -номинальный ток отключения выключателя;
/> -действительное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1.
Проверяется возможностьотключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:
/> (5.5)
где /> -номинальное значения апериодической составляющей в
отключаемом токе;
/> -апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1.
На термическую стойкостьвыключатель проверяется по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ по условию:
/> (5.6)

где /> -ток и время термической стойкости аппарата к токам КЗ;
/> -тепловой импульс.
Тепловой импульс вычисляется поформуле:
/> (5.7)
где /> -время отключения КЗ определяется:
/> (5.8)5.2 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 110 кВ
Максимально возможный токвыключателей и разъединителей:
/> (5.9)
Выбираем выключатель ВГТ-110II-40/2500 У1 с паспортными данными
собственное время отключениявыключателя:
/>;
полное время отключения: />;
номинальное напряжение: />;
номинальный отключающий ток: Iном откл=40кА;
ток динамической стойкости: />;
номинальный ток: />;
номинальное значениеапериодической составляющей в отключаемом токе: />;
ток термической стойкости, времяего действия 40/3 кА/с;
собственное время включения 0,1с.
Апериодическая составляющая:
/>
/>
ОРУ 110 кВ Та принимаетсяравным 0,02 сек.
Ударный коэффициент тока КЗ:
/> (5.10)
Ударный ток КЗ:
/> (5.11)
Тепловой импульс тока КЗ:
/>
/>
/>
Условия выбора и проверкивыключателей приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Условия выбора ипроверки выключателей.Паспортные данные Условие выбора Расчетные параметры Размерность 110
/> 110 кВ 40
/> 20,03 кА 2500
/> 75,21 А 40
/> 3,8 кА 102
/> 45,5 кА 4800
/> 70,2
к А2 ·сек 5.3 Выбор разъединителей РУ 110 кВ
Выбирается разъединитель РДЗ-110/1000-УХЛ1с паспортными данными:
/>;
/>;
/>;
Iтер=31,5кА;
tвкл=3с;
/>.
/>
Условия выбора и проверкиразъединителей приведены в таблице 5.2.
Таблица 5.2. Условия выбора ипроверки разъединителей. Паспортные данные Условие выбора Расчетные параметры Размерность 110
/> 110 кВ 1000
/> 75,21 А 80
/> 45,5 кА 2977
/> 70,2
к А2 ·сек
5.4 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 10 кВ
Выбор выключателей иразъединителей на стороне 10 кВ происходит аналогично выбору аппаратов настороне 110 кВ.
Максимально возможный токвыключателей и разъединителей:
/>
Максимальный рабочим токсекционного выключателя:
/>
Максимальный рабочий ток наотходящих кабельных линиях:
/>
Выбираем выключатель ВВ/TEL — 10 с паспортными данными:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>
/> длясистемы связанной со сборными шинами 10 кВ применяется равным 0,01 сек.
Ударный коэффициент тока КЗ:
/>
Ударный ток КЗ:
/>
Тепловой импульс тока КЗ:
/>
/>
Условия выбора и проверкавыключателей приведены в таблице 5.3
Таблица 5.3. Условия выбора ипроверка выключателей. Паспортные данные Условие выбора Расчётные данные Размерность 10
/> 10 кВ 20
/> 12,2 кА 1000
/> 827,4 А 52
/> 23,6 кА 1200
/> 37,95
кА2∙сек /> /> /> /> /> />
5.5 Выбор серии шкафов КРУ для РУ 10 кВ
Выбираются шкафы серии К-63 свыключателями типа BB/TEL-10.5.6 Выбор ОПН на подстанции
Защитное действие ограничителейобусловлено тем, что при возникновении перенапряжения в сети, вследствиевысокой нелинейности резисторов, через ограничители протекает значительныйимпульсный ток, в результате чего величина перенапряжения снижается до уровня,безопасного для изоляции защищаемого электрооборудования.
На стороне 110 кВустанавливаются ОПН типа ОПН-110 У1.
Для защиты нейтралейтрансформаторов от напряжений, устанавливаем вентильные ОПН.
6. Выбортоковедущих частей на подстанции6.1 Выбор проводников ошиновки РУ 110 кВ
Для выбора проводниковреконструируемой подстанции необходимо знать значение тока в форсированном режиме/>.
Форсированный ток в проводахможно рассчитать по формуле:
/> (6.1)
/> (6.2)
где />максимальнаянагрузка на высшем напряжении;
/>номинальноенапряжение на высшей стороне 110 кВ.
По таблице 2.5 6 [2] «Минимальныйдиаметр проводов ВЛ по условиям короны» принимается провод АС-70/11,/>. Расстояние между фазами В= 300 см, фазы расположены горизонтально.
/> (6.3)6.2 Выбор токоведущих частей на напряжение 10 кВ
Выбор кабелей отходящих от шинРУ 10кВ к потребителям подстанции. Потребители 6-10 кВ получают питание покабельным линия. В зависимости от места прокладки, свойств среды, механическихусилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабелей. Для модернизируемойподстанции по справочнику выбираем кабели с алюминиевыми жилами, прокладываемыев земле.
Для выбора проводниковреконструируемой подстанции необходимо знать значение рабочего тока в форсированномрежиме />.
Для линий отходящих оттрансформатора ТДТН:
/>
/>
Применяется провод АС-150/19 сдопустимым током />
Расчётные рабочие токи:
/>
/>
Принимаем кабель марки ААШВ — кабель с бумажной пропитанной изоляцией, сечением 3 x 50 с допустимым длительным током />
Минимальное сечение потермической стойкости:
/> (6.4)
где /> -для кабеля марки ААШВ.
Принятое сечение проходит поусловию проверки по термической стойкости.6.3 Выбор ошиновки на стороне 10 кВ
Максимальный ток /> (см. п.5.4)
Выбираются алюминиевые жёсткиешины прямоугольного сечения 100х8 с допустимым током />.
Проверка шин наэлектродинамическую стойкость.
Так как наибольшиеэлектродинамические усилия возникают при трёхфазном повреждении, поэтомупроверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударноготока трёхфазного КЗ, который согласно пункту 5.4.
/>
Усилия между фазами припротекании тока трёхфазного К. З.,
/> (6.5)
где /> -расстояние между осями соседних фаз, />
Напряжение в материале шин привзаимодействии фаз:
/> (6.6)
где /> -расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции,
/>;
/> -момент сопротивления шин, относительно оси, перпендикулярной
действию усилия, длятрёхполосных шин:
/> (6.7)
где /> -размеры сечения прямоугольных шин.
Выбранные шины удовлетворяютэлектродинамической стойкости, т.к
/>7. Проектированиесистемы измерений подстанции7.1 Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов токапроизводится по напряжению установки, рабочему току первичной цепи, нагрузкевторичной цепи при выбранном классе точности.
Выбор ТА по вторичной нагрузкевыполняется по условию:
/> (7.1)
где /> -расчётная нагрузка вторичной цепи, Ом;
/> -номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности, Ом.
Так как индуктивноесопротивление вторичной цепи невелико, можно принять, />. Вторичная нагрузкасостоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходногосопротивления контактов:
/> (7.2)
Сопротивление приборов:
/> (7.3)
где /> -мощность, потребляемая приборами, В∙А;
/> -вторичный номинальный ток приборов трансформатора тока, А.
Переходное сопротивлениеконтактов принимается:
/> -при количестве подключаемых приборов не более трёх;
/> -при количестве подключаемых приборов более трёх.
Сопротивление соединительныхпроводов:
/> (7.4)
По рассчитанному сопротивлению /> определяется сечение соединительныхпроводов:
/> (7.5)
где /> -удельное сопротивление материалов провода:
/> дляалюминиевых проводов;
/> длямедных проводов;
/> -расчётная длина провода от ТА до приборов, м.
По условиям механическойпрочности сечение соединительных алюминиевых проводов должно быть не менее 4мм2,медных проводов — не менее 2,5мм2.7.2 Выбор трансформатора тока в цепи РУ 110 кВ
/>,/>:
амперметр ЭА-0702
Выбирается трансформатор ТГФ-110У1, используется вторая вторичная обмотка в классе точности 0,2:
где />;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
По формуле (7.1) определим:
/>,
/>,
/>
По формуле (7.2) определим:
/>
Сопротивление соединительныхалюминиевых проводов
lрасч=/>, (7.6)
где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока доприборов, принимаем для 100 кВ l = 50м, поэтому lрасч= 86,6 м.
/>
/>
7.2.1 Выбор трансформаторов тока встроенных всиловые трансформаторы на стороне 110 кВ
/>,/>:
амперметр ЭА-0702
Выбирается трансформатор тока ТВТ-110I-600/5 в классе точности 3:
/>;/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
По формуле (7.1) определим:
/>,
/>,
/>
По формуле (7.2) определим:
/>
Сопротивление соединительных алюминиевыхпроводов
lрасч=/>,

где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока доприборов, принимаем для 100 кВ l = 50м, поэтому lрасч= 86,6 м.
/>,
/>
Выбор трансформаторов тока вцепи секционного выключателя 110 кВ
/>,/>:
амперметр ЭА-0702, />, />
Выбирается трансформатор ТГФ-110УХЛ1, в классе точности 0,5:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
По формуле (7.1) определим:
/>
/>
По формуле (7.2) определим:

/>
Сопротивление соединительных алюминиевыхпроводов
lрасч=/>,
где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока доприборов, принимаем для 100 кВ l = 50м, поэтому lрасч= 86,6 м.
/>
/>7.2.3 Выбор трансформаторов тока на ввод 10 кВсилового трансформатора
/>,/>:
Амперметр ЭА-0702, />;
Ваттметр Ц-301/1, />;
Варметр Ц-301/1, />;
Счётчик активной энергии ЦЭ6805В, />;
Счётчик реактивной энергии ЦЭ6811В, />;
/>
Выбирается трансформатор ТПОЛ-10-1000/5УЗ в классе точности 0,5:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
По формуле (7.1) определим:
/>
/>
По формуле (7.2) определим:
/>
Сопротивление соединительных алюминиевыхпроводов
lрасч=/>,
где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока доприборов, принимаем для 10 кВ l = 30м, поэтому lрасч= 52 м.
/>, />7.2.4 Выбор трансформаторов тока на отходящиекабельные линии
/>,/>:

Амперметр ЭА-0702, />, />
Выбирается трансформатор ТПОЛ-10-200/5УЗ в классе точности 0,5:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
По формуле (7.1) определим:
/>
/>
По формуле (7.2) определим:
/>
Сопротивление соединительных алюминиевыхпроводов
lрасч=/>,
где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока доприборов, принимаем для 10 кВ l = 20м, поэтому lрасч= 35 м.
/>,
/>
Выбор трансформатора тока в цеписекционного выключателя 10кВ
/>,/>:
Амперметр ЭА-0702, />, />
Выбирается трансформатор ТПОЛ-10-1000/5УЗ в классе точности 0,5:
/>;
/>;
/>;
/>;
/>.
По формуле (7.1) определим:
/>,
/>
По формуле (7.2) определим:
/>
Сопротивление соединительных алюминиевыхпроводов
lрасч=/>,

где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока доприборов, принимаем для 10 кВ l = 30м, поэтому lрасч= 35 м.
/>,
/>
Выбор трансформаторов тока дляподключения измерительных приборов к ТСН
Амперметр ЭА — 0702, />
Счётчик активной энергииЦЭ-6805В, />
/>
Выбирается трансформатор токаТК-207.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжениявыбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности. Ониустанавливаются на каждой секции сборных шин. В РУ 110/10 кВ устанавливаемтрёхфазные трансформаторы типа НАМИ с двумя вторичными обмотками, одна изкоторых служит для присоединения измерительных приборов, другая для контроляизоляции.
Для того, чтобы трансформатор невышел из заданного класса точности, необходимо соблюдения условия:
/> (7.7)
где />нагрузкаизмерительных приборов трёх фаз, В·А;
/>номинальнаямощность трансформаторов напряжения, В·А.
В качестве соединительныхпроводов принимаем по условиям механической прочности принимаем алюминиевыепровода сечением 4 мм2.7.3.1 Выбор трансформатора напряжения на стороне110 кВ
Нагрузкой трансформатора на однусекцию является:
Вольтметр показателей Э-335, />;
Вольтметр регистрирующий Н-344, />;
Частотомер Э-372, />;
Ваттметр Ц-301/1, />;
Варметр Ц-301/1, />;
Счётчик активной энергииЦЭ-6805В, />;
Счётчик реактивной энергииЦЭ-6811, />.
/>
Выбирается трансформаторнапряжения НКФ-110-83У1 в классе точности 0,5
/>
т.е. условие (7.7) выполняется.7.3.2 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10кВ
Нагрузкой трансформатора на однусекцию является:
Вольтметр показателей Э-335, />;
Вольтметр регистрирующий Н-344, />;
Частотомер Э-372, />;
Ваттметр Ц-301/1, />;
Варметр Ц-301/1, />;
Счётчик активной энергииЦЭ-6805В, />;
Счётчик реактивной энергииЦЭ-6811, />.
/>
Выбирается трансформаторнапряжения НОМ-10-63 У2 в классе точности 1
/>
т.е. условие (7.7) выполняется.
8. Проектирование системы собственных нуждподстанции
Мощность трансформаторов с. н. выбираетсяпо нагрузке с. н. с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.
Состав потребителей (нагрузки) с.н. зависит от типа подстанции, мощности силовых трансформаторов, наличиясинхронных компенсаторов и типа, электрооборудования.
Таблица 8.1. Потребителисобственных нужд подстанции.Вид потребителя
/>кВт Кол-во cosφ
/>
/>, квар Система охлаждения трансформатора ТДТН-16000/110 1,5 2 0,85 3 1,8592 Подогрев выключателей 110, кВ 1,8 2 1 3,6 Подогрев приводов разъединителей, отделителей, шкафа зажимов 0,6 16 1 9,6 Отопление, освещение, вентиляция 70 1 1 70 Освещение ОРУ 110кВ, наружное освещение 20 1 1 20 Маслохозяйство 100 1 1 100 Нагрузка оперативных цепей 2,2 1 1 2,2
По данным таблицы определяемрасчетную мощность:
/>;
/>;
/>
где />коэффициентспроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности (/>).
Мощность трансформаторов с. н. выбирается:при двух трансформаторах с. н. с постоянным дежурным персоналом

/> (8.1), />
Для питания сети собственныхнужд подстанции используются сухие трансформаторы с естественным воздушнымохлаждением при защищенном исполнении серии ТМ.
Принимаются к установке дватрансформатора ТМ-160/10 со следующими паспортными данными:
/>;/>; />
Коэффициент загрузкитрансформатора в аварийном режиме определяется выражением:
/> (8.2)
Коэффициент загрузкитрансформаторов в нормальном режиме определяется выражением:
/> (8.3)
Коэффициент загрузкитрансформатора в аварийном режиме:
/>
Коэффициент загрузкитрансформаторов в нормальном режиме:

/>
Коэффициенты загрузкитрансформаторов собственных нужд лежат в допустимых пределах.
Для защиты ТСН выбираютсяпредохранители.
Предохранитель — аппарат, дляавтоматического однократного отключения электрической цепи при КЗ или перегрузке.Для подстанции на постоянном оперативном токе ТСН присоединяется черезпредохранители к шинам РУ НН.
Выбор предохранителяпроизводится:
по конструкции и роду установки;
по напряжению установки,согласно выражению:
/> (8.4)
по номинальному току, согласновыражению:
/> (8.5)
где /> расчетныйток цепи собственных нужд на стороне 10 кВ, определяется как:
/>
по току отключения, согласновыражению:
/> (8.6)

где />периодическаясоставляющая тока КЗ, />
По справочной литературе [3] выбираетсяпредохранители типа ПН2-350 с параметрами:
/>;
/>;
/>.8.1 Предлагаемое к реконструкции оборудованиеподстанции
Реконструкция электрической частиподстанции предусматривает замену: разъединителей; выключателей 110 кВ, 10 кВ; разрядников;трансформаторов тока; шкафов первой и второй секций ЗРУ 10 кВ; электрическихсчетчиков; дугогасящих катушек, а так же изменение основной схемы РУ 10 кВ иустановку дополнительного выключателя 110 кВ для повышения надежности питанияпотребителей.
Список предлагаемого креконструкции и нового оборудования приведен в таблице 8.2.
Таблица 8.2. Предлагаемое креконструкции и новое оборудование ПС. Наименование оборудования Тип оборудования, предлагаемого к реконструкции Тип вновь устанавливаемого оборудования Разъединитель РНДЗ-110/1000 РДЗ-110/1000-УХЛ1 Выключатель 110 кВ ВМТ-110Б-25/1250 ВГТ-110II-40/2500 У1 Выключатель 10 кВ ВМП-10К ВВ/TEL-10 Трансформатор тока ТФНД-110 ТГФ-110 У1 Шкаф секций ЗРУ К-XII; КР-10-У4 К-63
9. Автоматическаячастотная разгрузка, выполненная на микропроцессорной элементной базе9.1 Понятие автоматической частотной разгрузки и ееназначение
Частота переменного токаопределяется угловой частотой вращения синхронных генераторов и является однимиз основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты внормальных режимах от номинального значения fном=50Гц не должно превышать />f=/>0,1 Гц. Допускаетсякратковременное отклонение частоты не более чем на />f=/>0,2 Гц. Частота вэнергосистеме поддерживается персоналом или автоматическим путём изменениявпуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов.
При установившейся частотеактивная мощность РГ, вырабатываемая генераторами, равна активноймощности РН, потребляемой нагрузкой. Успешное регулирование частотытока возможно при наличии в энергосистеме резерва активной мощности, то есть дотех пор, пока генераторы будут загружены не полностью. При отсутствии в системерезерва активной мощности отключение части генераторов или включение новыхпотребителей сопровождается снижением частоты. Длительная работа с пониженнойчастотой (f
В таких случаях длявосстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименееответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотнойразгрузки (УАЧР). Принципиально УАЧР может выполняться реагирующим не только наизменение абсолютного значения частоты, но и на скорость её изменения. Устройство,реагирующее на скорость изменения частоты, обладает некоторыми преимуществами,однако из — за сложности широкого применения не находит.
Устройства АЧР должныудовлетворять ряду требований. Основные из них следующие:
а) обеспечить нормальную работуэнергосистемы независимо от дефицита активной мощности, характера причин,вызывающих снижение частоты; не допускать даже кратковременного снижениячастоты ниже f=45 Гц; продолжительность работы счастотой f
б) обеспечить отключениепотребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускатьвозникновения лавины частоты и напряжения; при этом последовательность отключенийдолжна быть такая, чтобы в первую очередь отключались менее ответственныепотребители; восстанавливать частоту до уровня, при котором энергосистема можетдлительно работать; дальнейший подъём частоты до номинальной возлагается надежурный персонал энергосистемы;
в) если восстановлениенормального режима после действия УАЧР возлагается на устройства автоматики, тоУАЧР должно обеспечить подъём частоты до уровня, необходимого для ихсрабатывания;
г) действовать согласованно сустройствами АПВ и АВР;
д) не действовать прикратковременных снижениях частоты.
Устройства АЧР, как правило,должны находиться на объектах энергосистемы. Если по необходимости частьустройств АЧР находится на объектах потребителей, в том числе на тяговыхподстанциях, то их состояние персонал энергосистемы должен систематическиконтролировать. Эту часть устройств АЧР по возможности следует резервировать наподстанциях энергосистемы устройствами с меньшей частотой и большим временемсрабатывания.
Устанавливаются следующие триосновные категории АЧР:
а) АЧР I — быстродействующая (свыдержкой времени, не превышающей 0,5 с), имеющая различные уставки по частоте,предназначенная для прекращения снижения частоты;
б) АЧР II — с общей установкой по частоте и различными установками повремени, предназначенная для повышения частоты после действия АЧР I, а такжедля предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне и ее сниженияпри сравнительно медленном аварийном увеличении дефицита мощности;
в) дополнительная — действующаяпо возможности селективно только при местных дефицитах мощности,предназначенная для ускорения разгрузки и увеличении ее объема при особобольших местных дефицитах мощности.
С целью дальнейшегосовершенствования разгрузки целесообразно по мере поступления дополнительнойаппаратуры переходить от раздельного выполнения разгрузки (когда устройства АЧРI и АЧР II действуют на отключение разных потребителей) к совмещенному, прикоторых разгрузка, осуществляемая только АЧР I, дополняется вторым пуском отАЧР II. Совмещенное действие обоих категорий АЧР дает возможность лучшеиспользовать объемы разгрузки и соответственно уменьшить принимаемые запасы,обеспечить заданную последовательность действия очередей при мгновенномвозникновении дефицита мощности и при нарастании его в процессе аварии (каскадноеразвитие аварии, снижение мощности электростанций, принявших в начальный периоддополнительную нагрузку, и т.д.).
При совмещении действия двухкатегорий разгрузки на отключение одних и тех же потребителей очереди АЧР I сболее низкими уставками по частоте совмещаются с очередями АЧР II, имеющиебольшие уставки по времени. Кроме совмещенной разгрузки, следует выполнятьнесколько очередей с пуском только от АЧР II. Для них отводятся начальныеуставки по времени АЧР II (устройства АЧР II, являющиеся вторыми пусками кустройствам АЧР I, должны иметь большие установки по времени). Назначениенесовмещенных очередей АЧР II с начальными установками по времени — сокращениедлительности повышения частоты после действия АЧР I при наиболее частыхнемаксимальных дефицитах мощности. Переход на совмещенную разгрузку особенноважен там, где трудно обеспечить необходимые запасы в объеме подключаемыхпотребителей при раздельном выполнении разгрузки. Появляется возможностьобеспечить строгую последовательность отключения потребителей при различномхарактере аварий.
Мощность потребителей,подключаемых к АЧР, должна выбираться из условия ликвидации любых реальновозможных дефицитах мощности и приниматься с некоторым запасом.
Действием АЧР не должны отключатьсялинии, питающие устройства сигнализации, централизации, блокировки и связи, атакже трансформаторы собственных нужд подстанций.
Подсоединять потребителей кустройствам АЧР следует с учетом их ответственности. По мере возрастанияответственности потребителей их следует присоединять к более далеким повероятности срабатывания очередям (имеющие более низкие установки по частотеочередям АЧР I и большие выдержки времени очередям АЧР II). Это относится краздельному и совмещенному выполнению разгрузки.
Следует стремиться полностьюиспользовать все имеющиеся и вновь устанавливаемые устройства АЧР дляосуществления наиболее гибкой разгрузки, исходя из возможно большегоприближения фактически отключаемой в каждом случае мощности потребителей креально могущим возникать различным значениям дефицита мощности.
Для этого нужно по возможностиравномерно распределять по очередям мощность нагрузки, присоединяемой к АЧР I иАЧР II, а также к ЧАПВ, и иметь возможно большее число равномернораспределенных соответственно по частоте и времени очередей с минимальнымиинтервалами между ними. Минимальные интервалы для АЧР I по возможности следуетпринимать равными 0,1 Гц, для АЧР II — 3,0 сек, для ЧАПВ (частотноеавтоматическое повторное включение) — 5 сек.
В первую очередь ЧАПВ следуетвыполнять при следующих условиях: большой ответственности части потребителей,значительном времени, требующемся для восстановления питания некоторыхпотребителей после действия АЧР и ликвидации дефицита мощности (подстанции, неимеющие постоянного дежурства персонала, телеуправления, дежурств на дому,расположенные далеко от пункта размещения оперативно-выездных бригад и т.п.
Очередность подключенияпотребителей к ЧАПВ обратная очередности подключения к АЧР, т.е. потребители,подключенные к последним очередям АЧР, присоединяются к первым очередям ЧАПВ.
Оснащение энергосистемустройствами АЧР и ЧАПВ не снимает с оперативного персонала ответственности заправильное ведение режима энергосистемы. При возникновении в энергосистемеаварийной ситуации, приводящей к возможности опасного снижения частоты (например,в дальнейшем при росте нагрузки в часы максимума), заранее должны быть принятымеры по ограничению потребления. Если работа устройств АЧР оказаласьнеэффективной, оперативный персонал должен предпринимать решительные действиядля предотвращения снижения и зависания частоты на низком уровне.
Должна быть исключенавозможность переключения потребителей, отключенных устройствами АЧР, на другойпитающий источник энергосистемы при помощи устройства АВР. Вместе с тем привосстановлении частоты и ликвидации аварийного положения, приведшего к снижениючастоты в данном районе (например, после включения линий электропередачи),обратное включение потребителей должно быть произведено по возможности быстро.
На электростанциях при снижениичастоты в энергосистеме внимание персонала должно быть обращено на работуустройств, позволяющих увеличить выработку активной мощности для ее выпуска всистему. Это прежде всего сохранение нормальной работы механизмов собственныхнужд.
В необходимых случаяхпредусматривается автоматическое отделение питания шин собственного расхода отостальной энергосистемы при снижении в ней частоты или напряжения на время 5с иболее. Действие этой делительной автоматики имеет место при затяжной аварии вэнергосистеме, вызывающей длительное снижение частоты или напряжения (например,зависание К3 из-за отказа в отключении выключателя). Дежурный персонал всоответствующих случаях резервирует или дублирует работу этой автоматики. Намногих электростанциях к шинам собственных нужд подключены линии 6-10 кВ,питающие особо ответственные установки ограниченной мощности, обеспечивающие«живучесть» потребителя и возможность восстановления его нормальногофункционирования после ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме; поэтомуправильное действие автоматики, выделяющей на раздельное питание собственныенужды станций при затяжной аварии в энергосистеме, является важным мероприятием,как для электростанции, так и для близко расположенного ответственногопотребителя.
Обычно обратное включениевыключателя, отключенного действием рассмотренной автоматики, персоналпроизводит вручную и установка ЧАПВ не предусматривается.
9.2 Кратковременное понижение частоты
Кратковременное снижение частотына зажимах измерительного органа устройств АЧР может возникнуть в следующихслучаях:
а) при понижении частоты нашинах приемных подстанций при их обесточении (например, в цикле работыустройств АПВ и АВР) вследствие того, что вращающиеся по инерции синхронные иасинхронные двигатели поддерживают некоторое время напряжение, частота которогопостепенно снижается;
б) при понижении частоты вовремя асинхронного режима и синхронных качаний вследствие возникновения биенийнапряжения с частотой, отличной от нормальной;
в) при понижении частоты вэнергосистеме небольшой мощности во время КЗ вследствие увеличения активныхпотерь в элементах системы;
г) при кратковременном понижениичастоты из-за медленной работы регуляторов частоты вращения гидротурбин приналичии вращающегося резерва мощности.
Работа устройств АЧР прикратковременных понижениях частоты, обусловленных указанными причинами,неоправданна, даже если последующим действием устройств ЧАПВ будетвосстановлено электропитание потребителя (перерыв электроснабжения можетпривести к нарушению производственного процесса). По этой причине целесообразноиспользовать возможности, позволяющие исключить неоправданную работу устройствАЧР.
Изменение частоты при набросемощности во время короткого замыкания
Наброс активной мощности при КЗпроисходит за счет увеличения активных потерь при прохождении тока КЗ,ощутимого в сетях 35 кВ и ниже.
При КЗ, связанных с отключениемпотребителей или сопровождающихся большим понижением напряжения внеповрежденных частях энергетической системы, результирующий наброс мощности всистеме, очевидно, будет меньшим и будет зависеть от сброса мощности; болеетого, в ряде случаев сброс мощности может превышать наброс. Учитывать набросымощности при КЗ следует в изолированно работающих энергосистемах небольшой мощности(до 500 МВт) при отсутствии быстрого отключения поврежденных присоединений иналичии линий с большим активным сопротивлением. В энергосистемах при КЗнаблюдались набросы активной мощности до 50-70 МВт. Если КЗ отключается быстро,то частота не успевает снизиться до значения _срабатывания первой очередиавтоматической частотной разгрузки. Поэтому быстрое отключение поврежденийрассматривается как основная мера для предотвращения работы устройств АЧР из-заувеличения активных потерь при КЗ в энергосистемах небольшой мощности.
В кабельных реактированных сетяхвремя отключения КЗ составляет 2-3с. При таких временах наблюдалось снижениечастоты до 47,5-48 Гц в энергосистеме мощностью 400 МВт и менее.
Восстановление питания потребителейпосле отключения КЗ и подъема частоты в энергосистеме осуществляется, какуказывалось ранее, ЧАПВ.
9.3Микропроцессорное устройствоавтоматической частотной разгрузки «Сириус-АЧР»
Устройство «Сириус-АЧР»предназначено для формирования сигналов отключения фидеров при падении частотыв системе ниже предельно допустимой, а также последующего включенияотключившихся фидеров после ликвидации аварии и повышения частоты.
Устройство имеет три очередиАЧР, в каждой из которых предусмотрены две категории — АЧР-Iи АЧР-II, работающие на одно общее выходное реле (совмещеннаяАЧР-II). Для обратного включения отключенной нагрузкипосле восстановления частоты в каждой очереди предусмотрено своё ЧАПВ. Частотавозврата ступени АЧР-II задается отдельной уставкой.
9.3.1 Основные технические данные
Количество групп каналов (очередей)АЧР-I — АЧР-II — ЧАПВ 3;
Диапазон частот установок почастоте5-51 Гц;
Диапазон установок по времениАЧР (категория АЧР-I) 0,1-99,9 с;
(категория АЧР-II)0,1-99,9 с;
Диапазон установок по входномулинейному напряжению20-100 В;
Диапазон установок по времениЧАПВ0,2-99,9 с.9.3.2 Работа и устройство изделия
Устройство имеет два режимаработы — импульсный и непрерывный. При импульсном режиме выходные сигналыформируются отдельными выходными реле для АЧР и ЧАПВ каждой очереди, а принепрерывном — сигнал АЧР удерживается до срабатывания ЧАПВ, то есть снятиесигнала АЧР и есть наличие команды на ЧАПВ выключателей (выходные реле ЧАПВ приэтом совсем не используется).
Устройство имеет два входныхканала измерения частоты — основной и контрольный, предназначенный дляпредотвращения ложных срабатываний. Установка контрольного канала по частотеобычно задается выше основного, и без получения от нее разрешающего сигналаканалы АЧР не срабатывают. Контрольный канал имеет свои независимые органыизмерения напряжения и частоты, аналогичные основному каналу. Особенностьюустройства является функция автоматического переключения вышедшего из строяканала измерения напряжения и частоты с поврежденного на работающий с выдачейсигнала неисправности. Время выявления такой ситуации и переключения составляет10 с, в течение этого времени функции АЧР и ЧАПВ в устройстве блокируются.
Устройство имеет на передней панелипереключатель выбора основной секции, по которой осуществляется измерениечастоты (с контролем напряжения). При этом функцию контрольной секции выполняетвторой вход устройства. При переключении переключателя секции меняются местами.
В обычном режиме работы наподсвеченном дисплее высвечивается измеренное значение частоты в сети, а такжетекущие время и дата. Вся информация о текущем состоянии очередей и ихсрабатывании отображается на светодиодах. В случае появления неисправностей,кроме общего светодиода «Неисправность», на экране выводитсяподробная расшифровка причины.
Устройство имеет режим «Установки»,в котором можно просмотреть ранее введенные установки и, при необходимости, ихизменить. Корректировка установок разрешена только при вводе пароля. Предусмотренодве группы установок, переключающиеся по внешнему сигналу. Ввод установок вработу происходит только всей группой одновременно, что позволяет изменять установкина работающем и следящем устройстве.
Устройство имеет режим «Контроль»,в котором можно посмотреть все измеряемые величины: входные частоты по обоимвходам, входные напряжения по обоим входам, текущие время и дату, положениетумблеров управления и состояние дискретных входов.
В устройстве имеется возможностьзадать блокировку работы ступеней АЧР-I при превышениискорости изменения частоты выше значения уставки (защита от срабатывания АЧРпри отключении ввода и подпитки секции от останавливающихся двигателей).
По линии связи можно в любоймомент запросить текущее состояние устройства — что в данный момент сработало,считать и изменить уставки устройства, запросить текущие входные параметры — частоту и напряжения обоих входных каналов. Линия связи имеет два интерфейса — RS232C на передней панели устройствадля непосредственного подключения к компьютеру и RS485или токовая петля — для работы в составе локальной многоточечной сети связи наподстанции. Скорость передачи по линии связи задается установкой.
Для оперативной проверкинепосредственно на объекте в устройстве предусмотрен встроенный цифровойгенератор частоты с выходом на внешний эталонный частотомер. Генераторподключается к частотным входам устройства внутри схемы устройства вспециальном тестовом режиме. С помощью тестового режима можно проверить всеуставки по частоте устройства, время срабатывания ступеней, а также убедиться вправильности измерения частоты с помощью внешнего частотомера.
Устройство питается от сетипостоянного или переменного оперативного тока напряжением 220 В. Предусмотренавозможность работы устройства с сигналами как постоянного, так и переменноготока. Устройство выполнено в стальном корпусе и имеет заднее присоединение. Рабочийтемпературный диапазон — от -20 до +55°С.
Подключение устройстваосуществляется с помощью клеммных соединителей, установленных на задней панелиустройства. В качестве соединителей выходных реле и входных оптронов блокаприменены разъемные клеммные блоки, позволяющие сохранять проводной монтаж призамене устройства, а также выполнять его еще до установки устройства на панель.
10. Релейнаязащита понижающих трансформаторов
Согласно ПУЭ на трансформаторахдолжны быть предусмотрены следующие защиты:
Газовая;
Дифференциальная;
Максимальная токовая защита;
Защита от перегрузки;
Защита от понижения уровня масла.10.1 Защита трансформаторов от многофазных короткихзамыканий в обмотках и на выводах
Для защиты от повреждений вобмотках и на выводах должны быть предусмотрены следующие виды защит.
Продольная дифференциальнаязащита на трансформаторах, или токовая отсечка без выдержки времени,устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора,если не предусматривается дифференциальная защита.
В данном случае предусмотренапродольная дифференциальная защита.10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типаДЗТ-11
Первичные токи для всех обмотокзащищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:
Первичный номинальный ток состороны ВН трансформатора,
/> (10.1)
/> (10.2)
Первичный номинальный ток состороны НН трансформатора,
/>
/>
Выбор типа трансформатора тока,их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемоготрансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобывторичные токи в плечах не превышали 5А.
Выбираем трансформатор тока скоэффициентом трансформации:
/> (10.3)
где /> -вторичный ток трансформатора тока.
/>длятрансформатора тока, соединенных в треугольник.
/>принимаем/>
/>
где />длятрансформаторов тока, соединенных в неполную звезду.
/>принимаем/>
Трансформаторы выбираем типаТГФ-110-200/5 на высокой стороне, и на низкой стороне ТЛМ-10-1-1500/5.
Определение вторичных токов вплечах защиты:
/> (10.4)
/>
Выбор основной сторонызащищаемого трансформатора. За основную принимают сторону, котораясоответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты.
Выбираем низкую сторону. Токсрабатывания защиты:
/> (10.5)
где />коэффициентотстройки от броска намагничивающего тока.
Ток срабатывания реле:
/> (10.6)
Число витков обмоток защищаемоготрансформатора.
Число витков обмоток основнойстороны трансформатора
/> (10.6)

где />А.витков — магнитодвижущая сила для срабатывания реле принимаем /> витков.
Число витков обмоток не основнойстороны трансформатора
/> (10.7)
Принимаем /> витков.
Ток небаланса максимальный
/> (10.8)
/>
где />составляющаятока небаланса, обусловленная погрешностью
трансформатора тока;
/>составляющаятока небаланса, обусловленная регулированием
напряжения защищаемоготрансформатора;
/>составляющаятока небаланса, обусловленная неточностью
установки на реле расчётныхчисел витков для не основной
стороны.
/> (10.9)
/> (10.10)
/>
где /> периодическаясоставляющая тока, проходящего через
трансформатор при расчётномвнешнем КЗ, приведённого к
основной стороне;
/> коэффициент,учитывающий влияние на быстродействующие
защиты переходных процессов приКЗ, которые сопровождаются
прохождением апериодическойсоставляющей в точке КЗ;
/> коэффициентоднотипности ТА;
/> погрешностьТА;
/> половинарегулировочного диапазона устройства РПН в о. е.
Выбор стороны, к трансформаторамтока которой присоединяется тормозная обмотка НТТ реле />. Тормозную обмоткуцелесообразно присоединять: на двухобмоточных трансформаторах к ТА,установленным на стороне низшего напряжения.
Определение необходимого числавитков тормозной обмотки НТТ реле:
/> (10.11)
/>
где />числовитков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормознаяобмотка.
При этом учитывается принятоечисло витков, если рассматриваемая сторона является основной />, расчётное число витков,если — не основной />;
/>и/>первичный ток небаланса, ипервичный тормозной ток при
внешнем КЗ, приведённый к однойступени напряжения;
/>коэффициентотстройки;
/>тангенсугла наклона к углу оси абсцисс касательной, проведённой
из начала координат кхарактеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальномуторможению (кривые 2 рисунок 10.1), для реле ДЗТ — 11 применяется 0,75-0,8.
/>
Рисунок 10.1. Тормозныехарактеристики реле ДЗТ — 11.
Принимаем />витка.
Чувствительность защиты: (10.12)
/>защита чувствительна.10.3 Максимальная токовая защита
МТЗ выполняем на реле РТ – 40. Токсрабатывания защиты:

/> (10.13)
где />значениемаксимального рабочего тока в месте установки
защиты;
/> коэффициент,учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска электродвигателей;
/> коэффициентотстройки;
/> коэффициентвозврата.
Значение коэффициентачувствительности для МТЗ должно быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне ипримерно 1,2 при КЗ в зоне резервирования.
Время срабатывания МТЗтрансформатора (/>):
/> (10.14)
/>
где />-ступень времени срабатывания;
/>-время срабатывания МТЗ фидера;
/> времясрабатывания МТЗ секционного выключателя;
/>коэффициентсамозапуска определяется по формуле:
/> (10.15)
Ток срабатывания реле:

/>
где />коэффициентсхемы,
/>коэффициенттрансформации (200/5)
Чувствительность защиты:
/>защита чувствительна.10.4 Защита от перегрузки
Защита от перегрузкиустанавливается в одном месте и действует на сигнал.
Ток срабатывания защиты:
/> (10.16)
где />номинальныйток обмотки трансформатора с учётом регулирования
напряжения, на стороне которогоустановлено реле.
Время срабатывания защиты отперегрузки:
/> (10.17)

10.5 Газовая защита
Защита выполняется на релеРГЧЗ-66. Реагирует на газообразование внутри трансформатора, возникающего входе разложения масла или разрушения изоляции под действием повышенийтемпературы.
При значительном повреждении,вызывающем бурное выделения газа, повышается давление внутри бака и создаётсяперетёк масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последнийсрабатывает при повышении заданной скорости масла. При этом газ из бакатрансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнальногоэлемента, а затем действия срабатывающего элемента.
Оба элемента газового реле могуттакже подействовать при снижении уровня масла ниже газового реле.
Сигнальный орган газовой защитысрабатывает, когда объём газа в реле достигает />.
Чувствительность отключающегоэлемента, может изменяться в зависимости от скорости патока масла 0,6 м/сек — 1,2 м/сек.
Выдержка времени отключающегоэлемента составляет 0,1 — 0,15 сек при скорости патока масла, превышающей егоуставку в 1,5 раза.
11. Экономическаячасть11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатациюподстанции 110/10 кВ
В экономической части дипломногопроекта произведен расчет сметной стоимости на приобретение оборудования длямонтажа на модернизируемой подстанции, определен баланс рабочего времени,численности эксплуатационного и ремонтного персонала, произведен расчет фондазаработной платы, стоимости материалов и, в конечном итоге, суммарные ежегодныеиздержки.
Капитальные затраты наприобретение оборудования определены по формуле:
 
/> (11.1)
где Куд — капиталовложения в единицу оборудования, т. руб;
n — количество единиц оборудования.
Результаты подсчета капитальныхзатрат приведены в таблице 11.1
Таблица 11.1 Результаты подсчетакапитальных затрат на приобретение
оборудования для реконструкции. Наименование оборудования Количество, шт.
/>
/>. Выключатели ВГТ-110II-40/1000 У1 2 1 586 651 3 173 302 Разъединители РДЗ-110/1000-УХЛ1 6 93 000 558 000 ОПН-110У1 2 45 000 90 000 ТТ ТГФ-110 У1 2 1 018 045 2 036 090 НКФ-110-83У1 2 440 700 881 400 КРУ 10 кВ в комплекте: ТТ ТПОЛ-10, выключатель ВВ/TEL-10, счётчик эл. эн. 35 168 130 5 884 550 Итого: 12 623 342
Результаты подсчета капитальныхзатрат на оставшееся оборудование приведены в таблице 11.2
Таблица 11.2 Результатыподсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование. Наименование оборудования Количество, шт
/>
/> ТСН 2 94 500 189 000 Предохранители ПН2-350 2 123 246 Итого: 189 246
Стоимость всего оборудованияподстанции при этом составляет 12 812 588 руб.11.2 Баланс рабочего времени
Баланс рабочего времени на2008год приведен в таблице 11.3
Таблица 11.3 Баланс рабочеговремени. № п/п Наименование статьи баланса Значение Примечание Дни Часы 1 Календарный фонд рабочего времени 366 8784 Расчет на 2008 год 2
Нерабочие дни, всего
В том числе:
праздничные
выходные
114
10
104
2736
240
2496 Подстанция работает в 2 смены 3 Номинальный фонд рабочего времени 252 6048 п.1-п.2 4
Неиспользуемое время:
основного и дополнительного отпуска
отпуска учащихся
невыходы по болезни
невыходы в связи с выполнением государственных обязанностей
внутрисменные потери
68,86
55
1,26
7,56
1,26
3,78 1652,6
0,5% от п.3
3% от п.3
0,5% от п.3
1,5% от п.3 5 Средняя продолжительность рабочего дня 12 6
Фd 183,14 2197,68 п.3-п.4 7
Кис. р. г. 0,727 п.6/п.3 11.3 Расчет численности эксплуатационного иремонтного персонала
Трудоемкость текущих ремонтовопределяется по формуле:
/>
Где Ni — количество единиц i-го оборудования;
ЕРСi — единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;
nТi — количество текущих ремонтов для i-ойединицы оборудования за год;
tТ — количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта.
Трудоемкость текущих ремонтов:
/> (11.2)
На основании общей ремонтнойсложности оборудования по объекту и нормы обслуживания в ЕРС, определяетсячисло рабочих мест по формуле:
/> (11.3)
где SЕРС — суммарные единицы ремонтной сложности;
800 — норма обслуживания.
Расчет ЕРС приведен в таблице 11.4

Таблица 11.4 Расчет ЕРС. Наименование Кол-во, шт ЕРС SЕРС Кол-во ремонтов на ед. оборудования Трудоемкость Трансформатор 2 42 84 1 100,8 Выключатель ВГТ 3 19,8 59,4 1 71,28 Разъединитель 6 2 12 1 33,6 ОПН 2 2 4 1 9,6 Тр. Напряжения 2 11,9 23,8 1 57,12 Ячейка ввода 35 11 385 1 290,4 Ячейка ТСН 2 15 30 1 36 Ячейка ТН 2 8,5 17 1 40,8 Шины (секции) 4 9 36 1 43,2 Силовые пункты, панели 4 3 12 10 144 Итого: 663,2 826,8
/>
Явочная численностьэксплуатационного персонала определяется:
/> (11.4)
где Nсм= 2 — число смен.
/>
Списочная численностьэксплуатационного персонала определяется по формуле:
/> (11.5)

где Кис. р. г. — коэффициент использования рабочего года.
/>
Списочная численность ремонтногоперсонала определяется по формуле:
/> (11.6)
где Sтрудоемкость — суммарная трудоемкость;
Фd — действительный фонд рабочего времени, ч;
Кп. н. = 1,1 — коэффициент переполнения норм.
/>11.4 Расчет годового фонда заработной платы рабочихи специалистов
Основная заработная плата длярабочих эксплуатационников и ремонтников определяется по формуле:
/> (11.7)
где Оклад = 3,5 т. руб. дляэксплуатационников, соответствующий 2 разряду;
О1 клад = 3 т. руб. дляремонтников, соответствующий среднему разряду;
a=2,9 — коэффициент удаленности для Дальнего Востока, учитывающий
премию;
/>
/>
Дополнительная заработная платасоставляет 10% от основной:
/>
/>
Заработная плата специалистовопределяется по формуле:
/> (11.8)
где Rитр= 3 — численность инженерно-технических работников;
bд. п = 1,1 — коэффициент, учитывающийдополнительную заработную плату;
SОклад — должностной оклад по штатному расписанию руководителя, специалиста, служащегоподстанции, расчет приводится в таблице 11.5
Таблица 11.5 Структураруководителей, специалистов, служащих. № п. п. Должность Количество Должностной оклад, т. р. 1 Начальник подстанции 1 4,75 2 Мастер 2 4,55 Итого 13,85

/>11.5 Отчисления на социальные нужды
Величина на социальные нуждыопределяется по формуле:
/> (11.9)
где aс. н. =30% — единый социальный налог;
ГФЗПS — годовой фонд заработной платы, определяется:
/> (11.10)
/>
/>11.6 Ремонтные отчисления
Величина ремонтных отчисленийопределяется по формуле:
/> (11.11)
где Нрем = 3%- норма отчисления в ремонтный фонд.
/>
11.7 Амортизационные отчисления
Амортизационные отчислениярассчитываются по установленным нормам в процентах от первоначальной стоимостиоборудования.
Величина амортизационныхотчислений определяется по формуле:
/> (11.12)
где Нрен =3,3%- норма отчислений на реновацию;
/>11.8 Стоимость материалов
Величина затрат на материалы,расходуемые при текущем ремонте и обслуживании электротехнического оборудованияи электрических сетей, определяется в процентах к основной заработной платерабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:
/> (11.13)
где aм= 0,6 — доля затрат на материалыот основной заработной платы;
/>
Прочие затраты.
Величина прочих затратопределяется по формуле:

/> (11.14)
где aпр = 0,2 — доля прочих затрат отсуммарных затрат на заработную плату, амортизационные отчисления и материалы;
/> (11.15)
/>11.9 Суммарные ежегодные издержки
Суммарные ежегодные издержкиопределяются по формуле:
/> (11.16)
/>
Результаты расчетов затрат сводятсяв таблицу 11.6
Таблица 11.6 Сводная таблица позатратам. № п/п. Наименование
И, т. руб. Доля затрат,% 1
Изп 226,2 14,2 2
Исн 223,703 14,02 3
Ирем 384,4 24,07 4
Ирен 402,88 25,24 5
Им 135,72 8,45 6
Ипр 223,824 14,02 Итого: 1596,727 100
11.10 Срок окупаемости
Так как доходы электроэнергиираспределены по годам относительно равномерно то срок окупаемостирассчитывается по следующей формуле:
/> (11.18)
Срок окупаемости равен:
/>
12. Охрана труда
Электрооборудование подстанцииотносится к III классу.
Электрооборудование классазащиты III не должно быть снабжено устройством дляподсоединения к нулевому защитному проводнику. Однако электрооборудование можетбыть снабжено устройством для подсоединения к заземлению с функциональнымицепями (отличными от защитных) только в случае, когда это требуется всоответствующем стандарте. В любом случае в электрооборудовании не должнопредусматриваться подсоединение токопроводящих частей к заземлению.12.1 Расчёт заземления
Согласно ПУЭ в электроустановкахс большим током замыкания на землю, допускается выполнение заземлительныхустройств с соблюдением требований предъявляемых к сопротивланию заземления,которое не должно превышать 0,5 Ом, а в электроустановках 6 — 35 кВ сизолированной нейтралью 10 Ом.
Все работы по подземной частизаземляющего устройства должны выполняться одновременно со строительнымиработами нулевого цикла подстанции.
Все соединения элементовзаземляющего устройства должны обеспечивать надёжный контакт и выполнятьсясваркой внахлёстку. Длину нахлёстки (длину сварных швов) следует выполнятьравной шести диаметрам заземлителя.
Все металлические частиподстанции, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушенияизоляции, должны присоединяться к контуру заземления.
Горизонтальные заземлителипрокладываются на глубине не менее 0,5 м.
Внешнюю ограду подстанции кзаземляющему устройтству не присоединять. Длина вертикальных электродовпринимается равной 5 м и расстояние между вертикальными электродами принимаетсяравным 5 м. К металлической части ограды вертикальные электроды должныприсоединяться на сварке.
К заземляющему устройствуприсоединяется грозозащитный трос воздушной ли-нии 110 кВ и всё устанавливаемоеоборудование подстанции.
Горизонтальный заземлитель,находящийся за пределами ограды следует проло-жить на глубине не менее 0,5 м всоответствии с правилами ПУЭ.
a = 80,5м -длина п/с.
b = 50,8м — ширина п/с.
Периметр Рп/с, м, п/сопределится по выражению:
/>,(12.1)
/>
Периметр контура заземления PК,м, п/с определится:
/> (12.2)
где а/ — общая длинаконтура с установленными через каждые 5 метров вертикальными заземлителями;
b/ — общая ширина контура с установленными через каждые 5 метров вертикальнымизаземлителями.
/>

Принимаются следующие значениянеобходимых параметров для дальнйшего расчета:
Удельное сопротивление грунта изглины /> (выбирается потаблице (8.1 /17/);
Сопротивление заземляющегоустройства трансформатора: />
Сопротивление естесственногозаземлителя трансформатора: />
Сопротвление металлическойоболочки кабеля: />
Коэффициент горизонтальнойполосы: />
Коэффициент вертикальной полосы:/>
Уголок принимается равным b = 5см.
Сопротивление естесственногозаземлителя определится по следующему выражению:
/>, (12.3)
/>
Сопротивление искусственногозаземлителя определится по следующему выражению:
/>, (12.4)
/>
Удельное расчетное сопротивлениегоризонтальной полосы определится:
/>, (12.5)
/>
Удельное расчетное сопротивлениевертикальной полосы определится:
/> (12.6)
/>
Сопротивление одного стержняопределится по выражению:
/> (12.7)
где t = 3,2 м — глубиназаложения.
/>
Количество вертикальных стержнейопределится:
/> (12.8)
где /> =0,41 — коэффициент использования вертикальных электродов,
характеризующий степеньиспользования его поверхности из-
за экранирующего влияниясоседних электродов.
/>

Принимается целое число nВЕРТ= 73 шт.
Сопротивление заземляющей полосыопределится по выражению:
/> (12.9)
где b =0,05 м — ширина полосового заземлителя;
/>
Окончательное сопротивлениегоризонтальной полосы в контуре определится:
/> (12.10)
где /> =0,2 — коэффициент использования горизонтальных электродов, характеризующийстепень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседнихэлектродов.
/>
Окончательное сопротивлениевертикальных электродов определится:
/>, (12.11)
/>
Количество вертикальныхэлектродов по уточненному сопротивлению определится:
/>, (12.12)
/>
т.к />окончательнопринимается число вертикальных электродов nВЕРТ = 66 шт.
Вывод: Сетка по территории идетв запас.
Сопротивление заземлителяопределится по выражению:
/>, (12.13)
/>
Данное значение сопротивлениязаземлителя соответствует ПУЭ.
Внутреннюю сеть заземлениявыполняют в виде магистралей заземления, проложенных во всех помещенияхэлектроустановки. С заземлителями внутреннюю сеть соединяют в нескольких местах.Выполняют сеть заземления стальными полосами сечением не менее 24 мм2,при толщине не менее 3 мм. Все соединения заземляющих проводников между собой ис заземлителем выполняют сваркой.
Каждый заземляющий элементустановки присоединяют к заземлителю при помо-щи отдельного ответвления.
К кожухам электрооборудованиязаземляющие проводники присоединяют при по-мощи болтов или сварки.
Открыто проложенные заземляющиепроводники окрашивают в фиолетовый цвет.
Для снижения напряженияприкосновения у рабочих мест может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной0,1- 0,2 м.12.2 Расчёт молниезащиты
Главная понизительная подстанция110/10 кВ защищается четырьмя стержневыми молниеотводами, установленными наконцевых опорах. Защита изоляции электрооборудования 110 кВ, и 10 кВ подстанцииот волн грозовых перенапряжений, набегающих с воздушных линий, обеспечиваютсяограничителями перенапряжения типа ОПН-110У1 и вентильными разрядниками типаРВС-10У1, а также наличием грозозащитного троса воздушной линии 110 кВ по всейдлине и на заходах.
Заход ВЛ 110 кВ на портал иприёмные устройства подстанции выполняется раздельно на одноцепных опорах.
Защита изоляции от обратныхперекрытий осуществляется путём заземления опор.
Трос на приёмное устройство подстанциине заводится. Участки концевая опора — приёмное устройство защищаются двумястержневыми молниеотводами, установленными на концевых опорах ВЛ 110 кВ и дваотдельно стоящих молниеотвода защищают ЗРУ 10 кВ.
М1 -молниеотвод на концевойопоре воздушной линии 110 кВ с одной стороны.
М2 -молниеотвод на концевойопоре воздушной линии 110 кВ с другой стороны.
М3 -отдельно стоящий молниеотводза силовым трансформатором возле ЗРУ с одной стороны.
М4 -отдельно стоящий молниеотводза силовым трансформатором возле ЗРУ с другой стороны.
Расчетная высота молниеотводовМ1 и М2 определится согласно выражению:
/> (12.14)
где hX= 11 м — высота концевой опоры, на которую ставится штырь;
hA= 8 м — высота штыря.
/>
Верхняя граница зоны защитыпредставляет собой дугу окружности радиуса R,соединяющую вершины молниеотводов и точку, расположенную на перпендикуляре,восстановленном из середины расстояния между молниеотводами на высоте h0,которая определится исходя из выражения:
/> (12.15)
где a — расстояние междумолниеотводами, м;
rX — радиус зоны защиты молниеотвода, м.
Радиус зоны защиты молниеотводаопределится:
/>, (12.16)
/>,
/>

Необходимо чтобы выполнялосьусловие: h0> hX. Данноеусловие 15,7 м > 11 м — выполняется.
Значение h0определится исходя из необходимой (требуемой) ширины зоны защиты bХ, которая, в свою очередь, определяется высотойзащищаемого сооружения и его размерами в плоскости, перпендикулярной осимолниеотводов:
/>, (12.17)
/>
Для отдельно стоящихмолниеотводов расчет производится по аналогии с предыдущим.
Расчетная высота отдельностоящих молниеотводов М3 и М4 определится:
/>
Радиус зоны защиты молниеотводаопределится:
/>, />
Условие 23,3 м > 11 м — выполняется.
/>

Условие защиты всей площади длямолниеотводов высотой менее 30 м: /> т к. />, то условие /> - выполняется.
Так как условие выполняется, тозащищаемый объект полностью находится в зоне защиты молниеотводов.12.3 Функции заземления
Заземление какой-либо частиэлектрической установки — это преднамеренное соединение её с заземляющимустройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала иобеспечения нормальной работы системы или её элементов в выбранном режиме.
Различают три вида заземления: рабочее,защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.
Рабочее заземление сети — этосоединение с землёй некоторых точек сети (в данном случае нейтрали обмотокчасти силовых трансформаторов) со следующей целью: снижение уровня изоляцииэлементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферныхперенапряжений, снижение коммутационных перенапряжений, упрощение релейнойзащиты от однофазных коротких замыканий, возможность удержания повреждённойлинии в работе и так далее.
Защитное заземление — этозаземление всех металлических частей установки (корпуса, каркасы, приводыаппаратов, опорные и монтажные конструкции, ограждения и другие), которыенормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением приповреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повыситьбезопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей электрическимтоком в процессе эксплуатации электрических установок.
Заземление молниезащитыпредназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных индуцированныхперенапряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для сниженияпотенциалов отдельных частей установки по отношению к земле.
По своему назначению заземлениягрозозащиты делятся на два типа:
заземления, входящие в комплексзащиты от прямого удара молнии и заноса высоких потенциалов;
заземления, входящие в комплексзащиты от вторичных проявлений молнии.
Для первой группы заземленийрасчётным является импульсное сопротивление растеканию тока (импульсный режим);для второй группы, так же как и для рабочего и защитного заземлений, — сопротивление растеканию токов промышленной частоты (стационарный режим).
Рабочее и защитное заземлениядолжны выполнять своё назначение в течение всего года, заземление грозозащиты — только в грозовой период.
Так как системы заземленияразличного назначения в пределах установки практически не могут быть выполненыизолированными друг от друга и должны иметь при замыкании на землю одинаковыйпотенциал, то все они объединяются между собой в общую систему заземленияподстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивление заземления иобщие затраты на заземляющие устройства.
Однако заземление молниезащитыотдельно стоящих молниеотводов, тросов, ограничителей перенапряжения,находящихся за оградой объекта, желательно выполнять по возможностисосредоточенным и обособленным от станционных заземлений, чтобы предотвратитьзанос высоких потенциалов на общую систему заземления, на корпуса, каркасы иопорные конструкции оборудования.
Заземляющее устройство любоговида состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющегозаземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлитель может состоять изодного или многих вертикальных и горизонтальных электродов и характеризуетсясопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивлениезаземлителя определяется отношением потенциала заземлителя к стекающему с неготоку.
Сопротивление общей системызаземления подстанции должно удовлетворять требованиям к заземлению тогоэлектрооборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивлениезаземляющего устройства.
Сопротивление импульсногозаземлителя Ri, Ом, определится согласно выражению:
/> (12.18)
По кривым зависимости /> находится /> = 0,6 для />
n=20ч/год — грозовое число часов в году, IМ = 40кА — ток разряда молнии.
Затем по формуле (14.18) находитсяRi Ом, которое меньше, чем />Ом.
/>12.4 Первая помощь пострадавшему от электрическоготока
Оказывающий помощь должен знатьпризнаки нарушения жизнедеятельности человека и уметь оказывать первую помощьпострадавшему.
Первая помощь пострадавшему оттока заключается в освобождении его от действия электрического тока,определении степени поражения и последовательности мероприятий по спасениюпострадавшего, проведении мероприятий по спасению и поддержанию его жизненныхфункций, вызове медицинского работника или доставке пострадавшего в лечебноеучреждение.
Освобождение пострадавшего отдействия электрического тока может быть осуществлено или отключением тока, илиотделением пострадавшего от токоведущих частей, или отделением пострадавшего отземли. Отключение тока может быть произведено ближайшим выключателем, снятиемпредохранителей, рассоединением штепсельного разъема, перерубанием илиперекусыванием инструментом проводов с учетом имеющегося в них напряжения. Еслипострадавший находится на высоте, то нужно принять меры против его падения приотключении тока. При искусственном освещении нужно быть готовым к отсутствиюосвещения при выключении тока.
Отделение пострадавшего оттоковедущих частей можно производить отбрасыванием провода от пострадавшего илиоттаскиванием пострадавшего от провода.
Отбрасывание провода можнопроизводить любым предметом из непроводящего материала, рукой в диэлектрическойперчатке или обмотанной тканью.
Оттаскивание пострадавшего можнопроизводить за его сухую одежду, а если нет такой возможности, то освобождающийоттягивает пострадавшего руками, защищенными от электрического тока.
Отделить пострадавшего от землиможно, оттянув его ноги изолированным предметом или одеждой и положив под ногиизолирующий предмет.
Степень поражения ипоследовательность мероприятий по спасению пострадавшего определяют посостоянию сознания, цвету кожи и губ, характеру дыхания и пульса.
Если у пострадавшего отсутствуетдыхание и пульс, то немедленно нужно приступить к его оживлению путемискусственного дыхания и наружного массажа сердца:
пострадавший дышит редко исудорожно, но у него прощупывается пульс — начать делать искусственное дыхание;
пострадавший в сознании сустойчивым дыханием и пульсом – нужно его уложить на одежду или другуюподстилку, расстегнуть одежду, стесняющую дыхание, дать приток свежего воздуха,согреть при охлаждении и дать прохладу в жару;
пострадавший находится вбессознательном состоянии при наличии дыхания и пульса — наблюдать за егодыханием; в случае нарушения дыхания при западении языка выдвинуть нижнюючелюсть вперед и поддерживать ее в таком состоянии до прекращения выпаденияязыка.
Нельзя давать пострадавшемудвигаться даже при нормальном состоянии.
Наиболее эффективным способомискусственного дыхания является способ “изо рта в рот" или “изо рта в нос".
При проведении искусственногодыхания нужно уложить пострадавшего на спину, расстегнуть стесняющую дыханиеодежду, восстановить проходимость верхних дыхательных путей, которые могут бытьзакрыты запавшим языком, для чего:
встать на колени сбоку отпострадавшего, одну руку положить под шею пострадавшему, а ладонью другой рукинажимать на его лоб, запрокидывая голову, при этом корень языка поднимается ирот открывается, освобождая путь проходу воздуха, после этого под шею пострадавшемуможно подложить валик из одежды или другой предмет;
наклониться к лицу пострадавшего,сделать глубокий вдох открытым ртом, охватить губами рот пострадавшего, закрывего нос своей щекой или двумя пальцами руки, находящейся на его лбу, сделатьвыдох, вдувая воздух в его рот;
при поднятии грудной клеткипострадавшего, что говорит о входе воздуха, отвернуть лицо для вдоха, при этоминтервал между искусственными вдохами должен составлять 5 с.
Если при вдувании воздухагрудная клетка не поднимается, что говорит о препятствии для вдоха воздуха,необходимо выдвинуть вперед нижнюю челюсть пострадавшего. Для этого пальцамиобеих рук захватывается нижняя челюсть сзади за углы, большие пальцы упираютсяв край челюсти ниже рта, челюсть выдвигается вперед так, чтобы нижние зубы быливпереди верхних.
Показателем эффективностиискусственного дыхания, кроме подъема грудной клетки, является порозовениекожных покровов, появление сознания и дыхания у пострадавшего.
Искусственное дыхание “изо рта внос" производится при невозможности открыть его рот при стиснутых зубах.
Наружный массаж сердца делаетсяпри проведении искусственного дыхания при отсутствии пульса, бледности кожныхпокровов.
После подготовительныхмероприятий, приведенных выше, делается два вдувания воздуха по одному изуказанных выше способов. Далее, оказывающий помощь приподнимается, кладетладонь одной руки на нижнюю половину грудины, приподняв пальцы, ладонь второйруки кладет на первую и надавливает на руки, помогая весом своего тела, приэтом руки должны быть выпрямлены. Надавливание должно производиться быстрымитолчками, так чтобы грудина смещалась на 4-5 см.
Продолжительность надавливания иинтервал между надавливаниями по 0,5 с, количество надавливаний — 12-15 накаждые два вдувания.
Если помощь оказывают двачеловека, то вдувания и надавливания производятся попеременно, при этом на одновдувание можно производить 5 надавливаний в том же темпе.
После восстановления сердечнойдеятельности массаж сердца прекращается, при слабом дыхании продолжаетсяпроведение искусственного дыхания до восстановления полного дыхания.
При неэффективности мероприятийпо оживлению они прекращаются через 30 минут.
12.5 Пожарная защита в электроустановках
Пожары в э/установках, каксвидетельствует статистика, от теплового проявления тока возникают при КЗ,токовых перегрузках, больших переходных сопротивлениях, касаниях токоведущихчастей э/установок заземлённых конструкций (замыкания на землю).
Понятие «пожарная опасностьэлектрических установок» включает в себя способность их при определённыхусловиях быть причиной зажигания (электрические дуги, искры, нагрев токоведущихэлементов и т.п.) и способность их распространять горение (например, вдольэ/проводок и кабелей). Некоторые типы электроустановок характеризуются большойпожарной нагрузкой (например, силовые масляные трансформаторы, кабельные потокии т.п.). Возникновение пожара является результатом нарушения или несоблюдения мероприятий,направленных на предотвращение пожаров от э/тока, или несовершенства этихмероприятий. Путей снижения пожарной опасности э/установок: правильный выбор ирасчёт э/защиты, соответствующие исполнение и размещение э/установок,использование огнезащитных покрытий, внедрение высокоэффективных системизвещения о пожарах и загораниях и систем пожаротушения. Мероприятия попредотвращению пожаров от э/установок зависят от проектировщиков, монтажников иэксплуатационников.12.6 Пожарная опасность электрических кабелей
Кабели прокладывают в видепучков или кабельных потоков, сосредотачиваемых в кабельных сооружениях. Этоповышает пожароопасность. Большие материальные потери. При пожаре на одной изстанций (за рубежом) за 3 часа пришло в негодность свыше 11000силовых кабелей икабелей цепей управления. Пожароопасность кабелей обусловлена их горючестью испособностью распространять горение. Горючесть кабелей зависит от пожароопасныхсвойств материалов, используемых в них, и от конструкции кабелей. Одной извозможных причин зажигания кабелей может быть ток утечки, возникающий прилокальных повреждениях изоляции.
Заключение
В данном дипломном проектепроведены расчёты, направленные на возможность проведения модернизацииподстанции «Северная», которые показали, что при сравнительнонебольших капиталовложениях возможно увеличение передачи электрической энергиипотребителям и повышение надёжности и безопасности в работе подстанции.
Данный результат, возможно,достигнуть путём замены коммутационной аппаратуры на более современные,надёжные.
Модернизация подстанции будетпроизводиться за счет прибыли предприятия ОАО «Камчатскэнерго». Окупаемостьвложенных средств не составит более полутора лет.
Для повышения прибыли вэнергосистеме предлагается выполнение следующих мероприятий: сохранение иразвитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей в себямагистральные сети и диспетчерское управление; демонополизация рынка топливадля тепловых электростанций; создание нормативно-правовой базы реформированияотрасли, регулирующей ее функционирование в новых экономических условиях.
Список используемой литературы
1. Справочник по проектированию электрических систем. / Под редакцией С.С. Рокотянаи И.М. Шапиро. — М.: Энергия, 1971. — 248 с.;
2. Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. — М.:Энергия, 1980. — 599 с.;
3. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под редакцией Ю.Г. Барыбина,JI.E. Фёдорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576с.;
4. Heклeпaeв Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат,1986. — 640 с.;
5. Фоков К.И. Электрическая часть станций и подстанций. Методическиеуказания на выполнение курсового проекта. Хабаровск: ДВГАПС 1996. — 37 с.;
6. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий,и установок. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 528 с.;
7. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетейРоссийской Федерации: РД 34.20.501-95/ Минтопэнерго РФ, РАО «ЕЭС России».- М.: СПО ОРГРЭС, 1996. — 160 с.;
8. Рекламно-информационные материалы заводов-изготовителей, 1999.;
9. Каменев В.Н. Чтение схем и чертежей электроустановок. — М.: Высшаяшкола, 1990. — 144 с.;
10. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочныематериалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов-4-ое изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989.;
11. ГОСТ 12.1 004-76;
12. ГОСТ 13109-99.