);
;
o;;
;;
;;
o;;
;;
;;
o;;
;;;);
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;);
;
o;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;;);
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;);
;
o;;
;;
;;
o;;
;;
;;
o;;
;;;);
;
o;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;
–;;
o;;
;;
;;
o;;
;;
;;
o;;
;;;);
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;
;
;.
;
;.
.;
;.
..;
; .
...;
 ;.
....;
 ; .
.....;
  ;.
......;
  ;.
.......;
  ;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;);
;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
);
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;);
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;);
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;;;;;;;;;;;;;;;;;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;
;;;
;
;.
;
;.
.;
;.
..;
; .
...;
 ;.
....;
 ; .
.....;
  ;.
......;
  ;.
.......;
  ;;);
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;.;
;;;;;;;;;;;;;;;;;;);
;
o;;
;;
;;
o;;
;;
;;
o;;
;;;.;
;
.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;.;
;;Аннотация

Данный дипломный проект посвящен реконструкции подстанции «Гежская» 110/6 кВ, находящейся в Соликамском районе ОАО «Березниковских электрических сетей» – филиала ОАО «Пермэнерго».

В работе рассмотрена модернизация релейной защиты и автоматики, которая выполнена на базе современного микропроцессорного оборудования.

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Общая характеристика объекта

1.2 Анализ существующей системы электроснабжения

1.3 Анализ вариантов модернизации или реконструкции

1.4 Разработка технического задания (определение состава и этапов проектирования)

1.5 Выводы по главе 1

Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

2.1 Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида тока короткого замыкания

2.4 Составление расчётной схемы и схемы замещения

2.5 Расчёт токов короткого замыкания в рассматриваемых точках системы электроснабжения

2.6 Выводы по главе 2

Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (по условию длительного режима электропотребления)

3.1.1 Выбор и расчёт питающей линии

3.1.2 Выбор оборудования на стороне 110 кВ

3.1.2.1 Комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6

3.1.2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

3.1.2.3 Выбор и проверка разъединителей

3.1.2.4 Выбор и проверка трансформаторов тока

3.1.3. Выбор оборудования на стороне 6 кВ

3.1.3.1 Комплектные распределительные устройства серии КУ-10ц

3.1.3.2 Выбор и проверка выключателей

3.1.3.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

3.1.3.4 Выбор трансформаторов напряжения

3.1.3.5 Выбор и проверка предохранителей

3.1.4 Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕВРО-Альфа

3.2 Выводы по главе 3

Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения

4.2 Выбор вида и типа защит элементов системы электроснабжения ПС «Гежская»

4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки

4.3.1 Расчёт токовой отсечки

4.3.2 Расчёт максимальной токовой защиты

4.4 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора

4.5 Противоаварийная автоматика

4.6 Составление карты селективного действия РЗиА

4.7 Выводы по главе 4

Глава 5. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

5.1 Одноуровневая и многоуровневые системы

5.2 Система управления MicroSCADA

5.3 Автоматизация ПС 110/6 кВ «Гежская»

5.4 Выводы по главе 7

Глава 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 Расчёт параметров и выбор технических средств заземлителей

6.1.1 Охрана и условия труда работников

6.1.2 Перечень опасных и вредных производственных факторов

6.1.3 Мероприятия по охране труда работников

6.1.4 Повышение квалификации рабочих кадров и разработка мероприятий от воздействия опасных и вредных факторов

6.2 Выводы по главе 6

Глава 7. РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧСЕКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Расчёт капитальных затрат на электрооборудование

7.2 Расчёт эксплуатационных затрат

7.3 Расчёт численности обслуживающего и ремонтного персонала

7.4 Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии

7.5 Расчёт эффективности инвестиций

7.6 Выводы по главе 7

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список используемой литературы

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Новые рубежи развития энергетики нашей страны повышают роль электрической энергии во всех сферах народного хозяйства. Рост производительности труда и снижения себестоимости продукции являются необходимым условиями энергетического прогресса общества, развития единого народно-хозяйственного комплекса страны. Одно из главных средств выполнения этого условия- это механизация и автоматизация технологических процессов, осуществляемых на основе энерговооруженности производства, которая возрастает за счёт совершенствования и внедрения электрооборудования.

Реконструкция подстанции представляет собой сложный процесс принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанных с производством расчётов, пространственной компоновкой, оптимизацией фрагментов и объекта в целом. Этот процесс требует системного подхода при изучении объекта реконструкции, а также использование результатов новейших достижений науки техники, и передового опыта проектных работ, строительно- монтажных и эксплуатационных организаций.

Процесс реконструкции электрических подстанций, электрических сетей и систем заключается в составлении описаний объектов, предназначенных для производства, передачи и распределении электроэнергии. Эти описания составляют совокупность документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования установок.

Электрические станции и подстанции реконструируются как составляющие единой энергетической системы (ЕЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) или районной энергетической системы (ЭЭС).

Основные цели реконструкции электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем:

– производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии;

– надёжная работа установок и энергосистем в целом;

– заданное качество электроэнергии;

– снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

ОАО «Пермэнерго» является региональной электросетевой компанией осуществляющей передачу электрической энергии по распределительным сетям напряжение 0,4- 110 кВ. Предприятие обслуживает территорию Пермского края общей площадью 160,6 тыс. кв. км с населённым пунктом почти 3 млн. человек.

Основными задачи ОАО «Пермэнерго» являются надёжная и бесперебойная поставка электроэнергии потребителям, удовлетворение возрастающего спроса на электроэнергию, поддержание качества отпускаемой электроэнергии в соответствии с требованиями ГОСТа.

ПС «Гежская» 110/6 кВ принадлежит к Березниковским электрическим сетям ОАО «Пермэнерго» и находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. В 2005 году от ООО «УралОйл» поступил запрос в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемой мощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощности установленных трансформаторов.

В дипломном проекте приведено обоснование увеличение мощности за счет замены силовых трансформаторов, обоснование необходимых схем их подключения. А также выбор пуско - регулирующих устройств, выключателей, устройств компенсации реактивной мощности, рассмотрены вопросы защит и автоматизации электрооборудования подстанции «Гежская».

Глава 1. ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Общая характеристика объекта

Проект выполняется на основании:

Технического задания на проектирование ООО «УралОйл»

Договора №659 от 04.09.2006г. на выполнение проектно-изыскательских работ по объекту: «Реконструкция подстанции «Гежская».

Исходными данными для проектирования послужили следующие нормативные документы:

задание на проектирование «Реконструкция подстанции «Гежская»;

технические условия ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» №046/1-05/57 от 02.11.06г. на реконструкцию ПС 110/6 «Гежская»;

изменение технических условий ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» №046/1-05/60 от 28.11.06г.;

технические условия ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» Филиал Березниковские электрические сети №102-7/6598 от 21.12.06г. в части организации связи и передачи телеметрии с ПС «Гежская»;

письмо ООО «УралОйл» № 246 от 01.02.2007 г. о выдаче исходных данных для разработки разделов «Организация труда работников» и ООС;

мероприятия по организации учёта электроэнергии ООО «Энергобаланс» Филиал «Пермский» №200 от 26.12.2006г.;

Подстанция «Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти ЦДНГ-3 ООО «УралОйл» с высоким уровнем потребления электрической энергии.

В административном отношении площадка ПС «Гежская» расположена в Соликамском районе Пермского края, на территории Гежского нефтяного месторождения. Ближайшим населенным пунктом является г. Красновишерск, расположенный в 16 км северо-западнее подстанции.

Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом, поэтому на подстанции необходимо установить два трансформатора и обеспечить их питание от двух независимых линий энергосистемы.

Повышенное внимание уделяется вопросам качества электроэнергии, объясняемое главным образом значительными экономическими и экологическими ущербами, возникающими при пониженном качестве электроэнергии или полном его отсутствии.

1.2 Анализ существующей системы электроснабжения

Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ

«Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца (Приложение лист1).

Основными коммутационными аппаратами подстанции «Гежская» являются масляные выключатели, разъединители, автоматические выключатели, предохранители.

ПС состоит из силовых трансформаторов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 6 кВ.

К оборудованию ОРУ 110 кВ относятся:

разъединители, масляные выключатели, трансформаторы тока, разрядники (Приложение А.1).

Разъединители служат для разъединения и переключения участков цепи, находящихся под напряжением, но не под нагрузкой. Разъединители создают необходимый видимый разрыв электрической цепи, требуемый условиями эксплуатации электроустановок.

Выключатели предназначены для включения, отключения и переключения электрической цепи под нагрузкой. Они должны отключать и включать токи, как в нормальном, так и в аварийном режиме работы электроустановок. По роду дугогасящей среды подразделяются на масляные, воздушные, газогенерирующие, вакуумные, элегазовые.

Трансформаторы тока применяются в установках напряжением до 1 кВ и выше. Они относятся к измерительным трансформаторам и предназначены для расширения предела измерения измерительных приборов, а в высоковольтных цепях, кроме того, для изолирования приборов и реле от высокого напряжения.

Разрядники предназначены для защиты электрического оборудования от внешних и внутренних перенапряжений.

К ЗРУ 10 кВ относится следующее оборудование: шины, масляные выключатели, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники (Приложение А.1).

Шины изготавливают из меди, алюминия, стали. Имеют круглое, прямоугольное или коробчатое сечение. В зависимости от величины тока нагрузки шины собираются из одной, двух, трёх и т.д. полос в одном пакете на фазу.

Токоведущие части электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов. Изоляторы изготавливают из фарфора, т. к. он обладает высокой механической и электрической прочностью, и достаточной теплоёмкостью. В последнее время для изготовления изоляторов применяется стекло и кремнеорганические материалы. Изоляторы делятся на опорные, подвесные, проходные.

Трансформаторы напряжения применяются для измерения напряжения в сетях до и свыше 1000 В.

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования одной величины в другую.

Схема ПС представляет собой подстанцию с двусторонним питанием, выключателями ВМТ-110/1250, с трансформаторами тока ТВТ-110-100/5 в линиях 110 кВ и силовыми трансформаторами ТМН-6300/110, ТМН-2500/110 (имеющим встроенное устройство РПН).

Схема подстанции состоит из вводов высокого напряжения трансформаторов и отходящих линий низкого напряжения.

ЗРУ-6кВ выполнено комплектным модульным распределительным устройством, без реакторов на отходящих линиях, масляными выключателями ВМП-10/1500 с приводом ПЭ-11.

На стороне 6 кВ между линиями энергосистемы установлена ремонтная перемычка. Схема позволяет соединить оба трансформатора к одной линии. Данная схема позволяет сохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждении на его линии, совпавшим с ревизией второго трансформатора, питающегося по другой линии.

Для питания собственных нужд переменного тока и оперативных цепей 220В установлены два трансформатора ТМ 63/6/0,4.

Управление выключателями 110 кВ обеспечивается со щита управления. Управление вводными выключателями 6 кВ и выключателями отходящих линий производится со шкафов РУ-6 кВ.

Управление разъединителями ручное. Питание оперативных цепей предусмотрено на постоянном токе 220 В.

Устройство центральной сигнализации предусматривает индивидуальную световую и общую звуковую предупреждающую и аварийную сигнализацию с передачей на диспетчерский пункт.

С подстанции «Гежская» 110/6 кВ получают напряжение 6 кВ такие потребители как комплектные трансформаторные подстанции, установленные на каждом фидере.

Паспортные данные установленного на подстанции оборудования приведены в Приложении А.1.

1.3 Анализ вариантов модернизации или реконструкции

При модернизации схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их развития и функционирования с учётом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими.

Схема электрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение принятых решений её развитию при возможных небольших отклонениях:

уровней электрических нагрузок и балансов мощности от планируемых;

трасс ВЛ и площадок ПС от намеченных;

сроков ввода в работу отдельных энергообъектов.

На всех этапах реконструкции сети следует предусматривать возможность её преобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линии ПС. При проектировании развития электрических сетей необходимо обеспечить снижение потерь электроэнергии до экономически обоснованного уровня.

Схема электрической сети должна допускать возможность эффективного применения современных устройств релейной защиты (РЗ), режимной и противоаварийной автоматики (ПА).

В соответствии с действующими нормативными документами схемы ПС к системообразующей сети должны обеспечивать надёжность питания энергооузлов и транзит мощности по принципу «N-1».

Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надёжность электроснабжения, при котором в случае отключения линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии.

Прежде всего поводом для реконструкции в 2005 году от ООО «УралОйл» послужил запрос ОАО «Пермэнерго» в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемой мощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощности установленных трансформаторов.

При отказе от реконструкции (увеличении мощности):

1. Уже с 2005 г. возможны длительные перерывы в электроснабжении потребителей по причине отказов оборудования подстанции, в результате – снижение полезного отпуска электроэнергии и прибыли от реализации электроэнергии;

2. Возможно привлечение руководителей предприятия к ответственности за нарушение договорных обязательств в отношении абонентов;

3. Невозможно удовлетворение запросов предприятий с высоким уровнем потребления электроэнергии на увеличение потребляемой мощности, следовательно – отказ от дополнительной прибыли.

В связи с этим предусмотрено:

Замена трансформатора 110/6 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА с реконструкцией ячеек 110, 6 кВ.

В результате проведения реконструкции:

1. Обеспечивается надёжное электроснабжение потребителей.

Техническим заданием на проектирование определена необходимость увеличения установленной мощности подстанции, что обеспечивает наличие технической возможности увеличения полезного отпуска электроэнергии.

2. Создание имиджа ОАО «Пермэнерго» как надёжного и делового партнёра в отношениях с областной администрацией, крупными предприятиями, что позволит успешно вести и развивать бизнес в области.

3. Увеличивается капитализация компании, так как после проведения реконструкции вновь установленное оборудование ставится на баланс Березниковских электрических сетей ОАО «Пермэнерго», с последующим начислением амортизационных отчислений, соответственно увеличится амортизационный фонд предприятия.

ГОСТ 14209- 85 «Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов» позволяет осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальной мощности трансформаторов при проектировании или реконструкции ПС. В соответствии с «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного ока с высшим напряжением 35-750 кВ» выбор мощности трансформаторов осуществляется следующим образом.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

При росте нагрузок (в нашем случае) сверх расчётного уровня увеличение мощности ПС производиться, как правило, путём замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиков.

Решение о замене трансформатора принимается на основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов, надёжности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку работы, росту нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений ПС.

При замене одного из двух трансформаторов ПС проверятся условия, обеспечивающее параллельную работу оставшегося в работе и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне. При применении линейных регулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения.

Выбор мощности трансформаторов на ПС при нефтеперекачивающих станциях (НПС) следует производить с учётом обеспечения ими полной производительности и нормальных оперативных переключений технологических агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора.

1.4 Разработка технического задания (определение состава и этапов проектирования)

Основание для проектирования

1.1 План-прогноз капитального строительства по БЭС на 2007 г.;

1.2 Технические условия ОАО «Пермэнерго».

2. Характер строительства

2.1 Реконструкция.

3. Требования к режиму предприятия

3.1 Режим работы постоянный, круглосуточный.

4. Особые условия строительства

4.1 В рабочем проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.

5. Основные технико- экономические показатели

5.1 Подстанция предназначена для электроснабжения Гежского месторождения нефти ЦДНГ-3 по 9 отходящим фидерам.

6. Основные технические решения

На стороне 110 кВ принять существующую схему. Предусмотреть проектом замену масляных выключателей ВМТ-110кВ силовых трансформаторов Т1 и Т2 на элегазовые выключатели ВГТ-110-40/2500 производства «Уралэлектротяжмаш»;

Вместо установленных в ОРУ-110 кВ вентильных разрядников РВС-110 установить ограничители перенапряжения ОПН-110 кВ;

Предусмотреть проектом замену трехобмоточного силового трансформатора Т2 типа ТМН-2500/110 на трансформатор типа ТМН-6300/110 с напряжением обмоток 110/6 кВ, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и модернизацией существующих панелей защит;

Выполнить систему маслоотведения силовых трансформаторов с устройством маслосборников, ливнемаслостоков, подземного маслоуловителя;

Предусмотреть (при необходимости) замену металлических траверс и стоек порталов 110 кВ, металлоконструкций, стоек под оборудование и контура заземления ПС. Необходимость замены определить по результатам обследования при проведении ПИР;

На стороне 6 кВ предусмотреть замену масляных выключателей ВМП-110К-1500 элегазовыми выключателями типа ВР1-10-20-630;

Принять комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 с трансформаторами мощностью 6.3 МВА, климатического исполнения ХЛ1;

ОРУ- 110 кВ выполнить из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки;

ЗРУ- 6 кВ выполнить в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук);

Все оборудование и модули установить на стойки, фундаменты высотой 0,5 м;

Защиту всех элементов подстанции предусмотреть в объеме ПУЭ с применением микропроцессорных устройств типа Micom P632 и Р139;

На шинах 6 кВ установить 2 БСК, по 1350 кВар каждая;

Установить электронные счетчики типа ЕВРО-Альфа по учету расхода электроэнергии по 6 и 110 кВ;

На ЩУ выполнить цепи телеметрии со счетчиками для организации АСКУЭ;

Предусмотреть полный комплект противоаварийной автоматики АВР и АПВ;

Ошиновку подстанции выполнить сталеалюминевым проводом АС-70/11 (110 кВ);

Заземление на подстанции выполнить заново. В целях снижения сопротивления контура заземления, в траншею с горизонтальным заземлением засыпать глину, толщиной 0,4 м;

Установить аппаратуру телемеханики и связи в ОПУ;

Согласно техническим условиям телемеханизацию подстанции предусмотреть в следующем объёме:

- телесигнализация положения выключателей 110 кВ;

- телесигнализация положения выкл. ввода и секционного 6кВ;

- текущие телеизмерения тока на вводах 110 кВ и 6 кВ;

- текущее телеизмерение напряжения на каждой секции шин 6 кВ.

Систему телемеханизации подстанции 110/6 кВ выполнить на аппаратуре АКП «Исеть» разработки НТК «Интерфейс» г.Екатеринбург;

Организовать передачу сигналов ТМ, ТС, ТУ, ТИ по радиоканалам.

Молниезащиту на подстанции выполнить заново;

Заземление на подстанции выполнить заново;

Предусмотреть места заземления пожарной техники на ОРУ-110 кВ.

7. Разработка демонстрационных материалов

7.1 Разработка не требуется.

8. Основные требования к технике безопасности

8.1 Выполнить в соответствии с нормами (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03) и действующим законодательством.

9. Условия строительства

9.1 В проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.

10. Особые условия проектирования

10.1 Документацию в 2-х экземплярах для проведения торгов на строительство и приобретения оборудования в составе:

- техническое задание на реконструкцию ПС;

- ведомость объемов работ;

- ведомость строительных материалов;

- ведомость оборудования;

- обзорные чертежи;

- стоимость работ, в том числе: строительных работ, электромонтажных и пусконаладочных работ.

10.2 К проекту приложить сводную спецификацию на строительные материалы и конструкции;

10.3 Рабочий проект согласовать в установленном порядке;

11. Проектная организация

11.1 Определится на конкурсной основе.

12. Строительная организация

12.1 Определится на конкурсной основе.

13. Срок выполнения проекта

13.1 Проект выполнить в 2008 году.

Выводы по главе 1

В данной главе были рассмотрена общая характеристика ПС 110/6 кВ «Гежская». Реконструируемая ПС 110/6 кВ «Гежская» находится в зоне Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электроэнергии.

Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца.

В главе проведён анализ существующей системы электроснабжения до реконструкции, описано установленное на подстанции оборудование.

Также проведён анализ вариантов реконструкции, отмечены основные требования, предъявляемые к электрическим сетям и возможные ситуации при отказе от реконструкции.

Была поставлена задача на реконструкцию на основании технических условий и технического задания, выданных заказчиком на проект.

Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

2.1 Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок (ЭН). По значению электрических нагрузок выбирают или проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения. В случае излишнего увеличения расчётных электрических нагрузок увеличиваются капитальные затраты, что приводит к неполному использованию дефицитного оборудования и проводникового материала. Эксплутационные расходы и надёжность работы электрооборудования также зависят от правильности выбора нагрузок, если в расчётах будут занижены электрические нагрузки, то величина потерь электроэнергии в электрической системе возрастает, что в конечном итоге приведёт к быстрому износу оборудования и увеличению эксплуатационных расходов.

Электрические нагрузки потребителей определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при реконструкции и эксплуатации электрических сетей.

При рассмотрении вопроса о реконструкции ПС «Гежская» 110/6 кВ существуют такие характерные места определения расчетных электрических нагрузок: определение общей расчетной нагрузки на шинах 6 кВ каждой секции ПС, необходимой для выбора числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ПС и выбора отключающих аппаратов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения 6 кВ трансформаторов ПС.

При определении расчетных нагрузок должны учитываться:

а) постоянное совершенствование производства (автоматизация и

механизация производственных процессов) увеличивает расход электроэнергии, потребляемой предприятием. Это обстоятельство влечет за собой рост электрических нагрузок;

б) графики нагрузок по каждому фидеру (изменяются во времени, растут и по мере совершенствования техники производства выравниваются);

в) перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрических нагрузок потребителей в ближайшие 10 лет.

Расчет электрических нагрузок различных узлов системы электроснабжения выполним, прежде всего с целью выбора сечения питающей и распределительной сетей, числа и мощности трансформаторов подстанции. Расчёт нагрузок потребителей подстанции «Гежская» произведём по суммарной поминальной мощности трансформаторов на каждом фидере шины 6 кВ. Расчёт представим в виде таблицы.

Таблица 2.1 Расчёт нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

Шины 6 кВ		∑ кВА	Расчётная нагрузка		Обозначение и расчётная формула*
			Р, кВт	Q, квар
Фидер №01	0,71/0,99	1130	802,3	794,3	103,56	144,9
Фидер №02	0,71/0,99	250	177,5	175,7	24,24	33,81
Фидер №03	0,70/1,02	519	363,0	370,6	47,56	66,83
Фидер №04	0,86/0,58	229	196,9	134,2	20,98	29,65
Фидер №06	0,80/0,75	260	208,0	176,0	25,6	35,24
Фидер №14	0,80/0,75	260	208,0	176,0	25,6	35,24
Фидер №21	0,70/1,02	700	490	499,8	64,15	89,92
Фидер №24	0,71/0,99	813	597,2	591,3	73,3	102,32
Итого:		4161	3042	2918
КУ				-2700		129,9**
Всего на шинах:		3049	3042	218

Примечание:

1) По суммарной мощности трансформаторов на КТП вычислим номинальный и рабочий максимальный токи на каждом фидере.

2) Расчёт максимального рабочего тока конденсаторной установки вычислим по следующим формулам:

Ом;

А.

2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор рациональной мощности силовых трансформаторов является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов следует осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного из трансформаторов. Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий.

ПС «Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. Если из двух работающих трансформаторов будет поврежден и отключен трансформатор, меньший по мощности (2500 кВА), то трансформатор 6300 кВА с допустимой перегрузкой 1,4 обеспечит нагрузку большую, чем нужно, т.е. 6300 Ч 1,4 = 8820 кВА. Но если отключится трансформатор 6300 кВА, то трансформатор 2500 кВА сможет обеспечить всего лишь нагрузку 3500 кВА, что в нашем случае в связи с увеличением потребления не обеспечит надёжности.

Таким образом, при установке трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на ПС нельзя обеспечить экономически целесообразный режим работы трансформаторов и потребную мощность в аварийном режиме. Последнее можно выполнить только при условии завышения номинальной мощности, которая в нормальном режиме будет недоиспользоваться.

Согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75 условия нормальной работы силовых масляных трансформаторов предусматривают, чтобы:

температура окружающей среды была равной 20оС;

превышение средней температуры масла над температурой окружающей среды составляло для систем М и Д 44оС;

превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки было равно 130оС;

отношение потерь КЗ к потерям ХХ было рано пяти (принимают наибольшее значение запаса по нагреву изоляции);

при изменении температуры на 6оС от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85оС, срок службы изоляции изменялся вдвое (сокращался при повышении температуры или увеличивался при ее понижении);

во время переходных процессов в течение суток наибольшая

температура верхних слоев масла не превышала 95оС и наиболее

нагретой точки металла обмотки 140оС. Это условие справедливо только для эквивалентной температуры окружающей среды, равной 20оС. При снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным прибора и во всех случаях не допускать превышение нагрузки сверх 150% номинальной (ГОСТ 14209-69).

Выбор числа, типа и мощности силовых трансформаторов для питания потребителей подстанции производят на основании расчетов и обоснований по графикам электрических нагрузок.

Определяем число трансформаторов на подстанции, исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории потребителей;

Намечаем возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме;

С учетом возможности расширения или развития подстанции решаем вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.

Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом. Согласно ПУЭ потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Из этого следует, что на реконструируемой подстанции необходимо установить два трансформатора, мощностью достаточной для принятия всей нагрузки первой категории одним трансформатором в аварийном режиме, с учетом работы с допустимой перегрузкой в часы пик.

Перегрузка трансформаторов допускается сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, при условии что коэффициент загрузки в нормальном режиме не превышал 93%.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ПС осуществляем по полной расчётной мощности (п. 2.1): = 3049 кВА. По справочнику выбираем ближайший по мощности трансформатор марки ТМН 6300/110 с низшим напряжением 6,3 кВ и следующими техническими данными: = 44 кВт, =10,5%.

Проверяем возможность работы выбранного трансформатора в аварийном режиме:

;

кВА.

Определим коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме: ;

Данный трансформатор подходит для установки на модернизируемой подстанции, т.к. в аварийном режиме он способен полностью принять на себя нагрузку также учитывая заданные условия о будущем увеличении нагрузки потребителей, окончательно останавливаемся на варианте замены масляного трансформатора 2,5 МВА трансформатором мощностью 6,3 МВА типа ТМН 6300/110.

2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида тока короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

Места расположения точек КЗ выбирают таким образом, чтобы при КЗ проверяемое электрооборудование, проводники находились в наиболее неблагоприятных условиях. Например, для выбора коммутационной аппаратуры необходимо выбирать место КЗ непосредственно на их выходных зажимах, выбор сечения кабельной линии производят по току КЗ в начале линии. Места расположения точек КЗ при расчётах релейной защиты определяют по ее назначению – в начале или конце защищаемого участка.

Выделим что место короткого замыкания в зависимости от назначения выбирается из следующих основных соображений:

1. Ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается (проверяется) аппаратура или рассчитываются параметры релейной защиты;

2. Для определения наибольшего значения тока КЗ при данном режиме место короткого замыкания выбирается у места установки защиты (в начале линии, до трансформатора и т.д., считая от источника питания). Для определения наименьшего значения тока КЗ место короткого замыкания выбирается в конце защищаемого участка или в конце следующего (резервируемого) участка для проверки резервирующего действия защиты;

3. Для согласования чувствительности двух устройств релейной защиты место короткого замыкания выбирается в конце зоны действия того устройства, с которым ведётся согласование;

4. Для определения коэффициентов распределения место короткого замыкания выбирается в конце участка, следующего за узлом, в котором «происходит подпитка или распределение токов КЗ».

Исходя из вышесказанного произведём расчёт токов КЗ на шинах 110, 6 кВ и на отходящих фидерах в дальнейшем для расчёта релейной защиты в точках начала и конца защищаемого участка.

Выбор вида КЗ в расчётах релейной защиты определяется её функциональным назначением и может быть трёх-, двух-, однофазным и двухфазным КЗ на землю. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин в качестве расчётного принимают трёхфазное КЗ; для определения термической стойкости аппаратов, проводников - трёхфазное или двухфазное КЗ в зависимости от тока. Проверку отключающей и включающей способностей аппаратов проводят по трёхфазному или по однофазному току КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю) в зависимости от его значения. Трёхфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом их них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

В нашем случае необходимым и достаточным условием является расчёт трёх- и двухфазных токов короткого замыкания.

2.4 Составление расчётной схемы и схемы замещения

Расчет токов короткого замыкания произведем исходя из значений токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС «Бумажная», письмо «Пермского РДУ» «О токах короткого замыкания». Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему, затем схему замещения.

Составление расчётной схемы. Расчётную схему составляют в однолинейном изображении; в неё вводят все источники, участвующие в питании места КЗ, и все элементы системы электроснабжения (трансформаторы, линии, выключатели), расположенные между ними и местом КЗ. Синхронные компенсаторы учитывают как источники питания. На расчётной схеме указывают основные параметры элементов (мощности, напряжения КЗ трансформаторов, длины и сечения линий, сопротивления источников и т.д.) и намечают точки КЗ.

Составление схемы замещения. По расчётной схеме составляют схему замещения, где все её элементы заменяют сопротивлениями, приведёнными к базисным условиям. Затем преобразуют и упрощают схемы замещения в направлении от источника до точки КЗ.

Для трансформаторов, высоковольтных линий и коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитываются так же их активные сопротивления, так как в удаленных от генераторов точках КЗ сказывается снижение ударного коэффициента.

Для отдельных элементов схемы принимают следующие значения индуктивных сопротивлений:

а) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение КЗ (%) численно равно их индуктивному сопротивлению х (%);

б) для ВЛ напряжением выше 1 кВ значение = 0,4 Ом/км;

в) для КЛ напряжением 6 – 20 кВ величина = 0,08 Ом/км;

Активное сопротивление линии, выражаемое в Ом/км, учитывается при их большом удельном сопротивлении и в расчете определяются по выбранному сечению s или находятся по справочным таблицам.

2.5 Расчёт токов короткого замыкания в рассматриваемых точках системы электроснабжения

Расчётная схема в нашем случае будет выглядеть следующим образом, расчёт ведём из значения токов КЗ на шинах 110 кВ, в максимальном и минимальных режимах, численные значения указаны на расчётной схеме (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 Расчетная схема для определения токов КЗ

Составим общую схему замещения ПС «Гежская» для основных точек короткого замыкания, за основные точки принимаем точки на шинах 110 и 6 кВ, и точки замыкания на трансформаторах собственных нужд (Рисунок 2.2).

Расчёт ведём в именованных единицах, активным сопротивлением пренебрегаем. При расчёте токов КЗ в в максимальном и минимальном режимах все величины сравниваются с базисными, в качестве которых принимаем базисную мощность и базисное напряжение за базисную мощность принимаем мощность одного трансформатора ПС «Гежская» 110/6 кВ = 6,3 МВА. В качестве базисного напряжения принимаем среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (в нашем случае = 6,3; 115;).

Рисунок 2.2 Схема замещения для определения токов КЗ точек К1-К4

Расчеты производим для режима раздельной работы питающих линий и трансформаторов ПС, считая, что секции шин 6 кВ работают раздельно. Расчёты точек К1 и К2 производим учитывая положение переключателя РПН в минимальном, среднем и максимальном положении. Расчёт сводим в Приложение А.2.

После расчёт тока короткого замыкания, необходимо вычислить значение ударного тока. Ударный ток КЗ определяется из выражения:

,

где - ударный коэффициент, учитывающий участие апериодического тока в образовании ударного тока.

Величина зависит от соотношения индуктивного и активного сопротивлений цепи КЗ и может быть принята 1,8 - при КЗ в установках и сетях напряжением свыше 1000 В.

По данным расчётов получаем, что токи КЗ протекающие по стороне ВН трансформатора, в зависимости от положения переключателя РПН, отличаются почти в 2 раза. На стороне 6 кВ разница токов меньше в 1,4 раза. Реально невозможно использовать весь диапазон РПН, и диапазон изменения токов КЗ меньше.

В нашем случае при расчёте токов КЗ учитывался весь диапазон изменения тока, и в таблицу сводим только подходящие для нас значения, полученные при расчёте во всех положениях переключателя, это ток короткого замыкания в на стороне 110 кВ 6,89 и 3,36 кА, 2,62 и 1,41 КА на стороне 6 кВ.

Для расчёта точек К3 и К4 на трансформаторах собственных нужд ведём из расчёта что базовое напряжение на шине КЗ кВ.

Расчёт точки К3:

Полное сопротивление до точки КЗ, с учётом сопротивления энергосистемы Z = 32.195 Ом. Исходя из этого получим значения трёхфазного и двухфазного токов КЗ:

Расчёт для точки К4 соответствует расчёту КЗ в точке К3, т.к трансформаторы имеют одинаковые мощности, а соответственно и расчётные данные.

Для расчёта защит и автоматики оборудования ВЛ-6 кВ произведём расчёт токов КЗ согласно ГОСТ 27514–87 [10]. Расчёт выполним по каждому фидеру в отдельности. Схема замещения по отходящим фидерам представлена в Приложении лист 3. Местом коротких замыканий являются точки перед и после трансформатора на каждой КТП.

Для расчёта токов КЗ по отходящим фидерам необходимо привести сопротивления стороны 110 кВ к стороне 6 кВ:

Данные необходимые для расчёта токов КЗ представлены в Приложении А.3.

Расчёт токов КЗ по фидерам представлен в Приложении А.4.

2.6 Выводы по главе 2

Так как первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок, в нашем случае в данной главе рассчитаны электрические нагрузки потребителей по суммарной мощности трансформаторов КТП.

Также в главе проведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки. К установке приняли силовой трансформатор ТМН-6300/110 кВ.

В данной главе были выбраны и просчитаны точки короткого замыкания, т.е. такие точки, в которых электрооборудование, проводники находятся в наиболее неблагоприятных условиях. Произведены расчеты коротких замыканий с целью определения токов, протекающих по участкам сети в максимальном режиме и в минимальном режиме.

Токи короткого замыкания в дальнейшем необходимы для выбора электрооборудования, выбора средств ограничения токов короткого замыкания и для расчета уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (по условию длительного режима электропотребления)

Высокую надёжность всех отраслей народного хозяйства страны обеспечивает современное электротехническое оборудование.

Особую роль в этом играют изделия и оборудование установленные в режимах питания и электроснабжения, причём как в сетях низкого, так и высокого напряжения.

В настоящее время перед энергетиками остро стоит задача технического перевооружения парка электротехнического оборудования. для решения этой задачи необходимо владеть информацией о современном его состоянии, новых типах, технических характеристиках, принципах действия, области применения оборудования, а также теоретических обоснованиях их работы, что позволит специалистам энергетикам в их работе реально определит состояние оборудования и существенно повысить электробезопасность, надёжность, безаварийность и экономичность работы электроснабжения.

Электрические аппараты, шины и кабели на подстанции выберем по условиям длительной работы и проверим по условиям КЗ в соответствии с указаниями «Правил устройств электроустановок» и руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания [1].

При этом для всех аппаратов производится:

выбор по напряжению;

выбор по нагреву при длительных токах;

проверка на электродинамискую стойкость(согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным до 60 А включительно);

проверка на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями);

выбор по форме исполнения (для наружной и внутренней установки).

Оборудование выбираем исходя из технического задания на разработку проекта и технических условий ОАО «Пермэнерго» № 046/1-05/57 от 02.11.2006г.

3.1.1 Выбор и расчёт питающей линии

При модернизации воздушных линий рекомендуется ориентироваться на утверждённую схему развития энергосистемы или электросетей на ближайшие пять лет, а с учётом перспективы на 10 лет. Для линий напряжением 35-110 кВ это условие является обязательным.

Трасса линий электропередач должна быть по возможности кратчайшей. Для проектирования необходимо применять вариант в наибольшей степени обеспечивающий оптимальные условия строительства и эксплуатации, и наносящий минимальный ущерб окружающей среде.

Определим расчётный ток ЛЭП:

А

где – номинальная мощность трансформатора подключенного к линии, кВА; – номинальное напряжение линии, кВ.

По экономической плотности тока определим экономическое сечение провода:

мм 2

где – экономическая плотность тока, определяемая по таблице, в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки в год и максимума материала провода.

В соответствии с ПУЭ провод марки: АС – 150 с А.

Проверяем сечение провода по нагреву: А,

где – длительно допустимый ток для данного провода, для марки АС – 150 равен 440 А.

Условия окружающей среды – нормальные. 429 < 440 А.

Так как условие выполняется, значит, провод по нагреву подходит. Проверяем выбранное сечение провода по потере напряжения в линии. В сетях высокого напряжения (U > 35 кВ) нет необходимости выбирать сечение проводника по допустимой потере напряжения. Во - первых, к ним непосредственно не подключаются электроприемники. Во-вторых, на подстанциях, связывающих сети 110 кВ с сетями низшего напряжения, всегда устанавливаются трансформаторы с регулированием напряжения у электроприемников. И в-третьих, в таких сетях активное сопротивление не больше индуктивного и изменение сечения проводника не оказывает существенного влияния на величину потери напряжения.

Надежная работа подстанции «Гежская» 110/6 кВ может быть обеспечена только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания (расчёт токов короткого замыкания представлен в главе 2.6).

3.1.2 Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется ряд общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме, термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях, а так же такие требования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость.

При реконструкции ПС «Гежская» на стороне 110 кВ принимаем схему «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Для возможности работы силовых трансформаторов как с разземлной, так и с заземленной нейтралью 110 кВ, предусмотрим установку в нейтралях заземлителей и ограничителей перенапряжения.

На стороне 110 кВ примем комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА, климатического исполнения ХЛ1.

ОРУ-110 кВ выполним из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки. Сторона 110кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш». Для ограничения напряжения при реконструкции ПС «Гежская» используется ограничители перенапряжения ОПН на стороне высокого напряжения 110 кВ ОПН-110/80-10 УХЛ1 (Приложение лист 2).

3.1.2.1 Комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6

Комплектные трансформаторные подстанции блочные, производства Ровенского завода высоковольтной аппаратуры, КТПБР-110/10(6) предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110и 10(6) кВ. Подстанции служат для электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей, объектов строительства и транспорта.

Подстанции предназначены для работы в условиях климатического района У категории размещения I (в соответствии с ГОСТ 15150), рассчитаны для работы в I-IV районах по ветру и гололёду.

В составе КТПБР поставляются следующие основные блоки и элементы:

один или два силовых трансформатора мощностью от 2 500 кВА до 40 МВА;

реакторы масляные заземляющие дугогасящие;

блоки открытых распределительные устройств 110 кВ, с элементами жесткой и гибкой ошиновки;

распределительные устройства 10 кВ, которые комплектуются шкафами КРУ серий КУ-10Ц с вакуумными выключателями ВР1 и ВР2, и монтируются в капитальном строении или собираемом на месте строительства подстанции из отдельных транспортабельных секций сооружении;

общестанционный пункт управления;

оборудование и аппаратура связи и телемеханики, источники резервного питания;

шкафы трансформаторов собственных нужд мощностью от 25 до 250 кВА;

устройства грозозащиты, заземления и освещения, а так же ограждение;

запасные части инструменты и принадлежности, комплект средств индивидуальной и противопожарной защиты, а так же другие блоки и элементы в соответствии с проектом подстанции.

Сторона подстанций с высоким напряжением 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500 (производства "Уралэлектротяжмаш", Россия).

3.1.2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка высоковольтных выключателей производится по номинальному напряжению сети, номинальному току, отключающейся способности, электродинамической и термической стойкости.

Условия выбора выключателей:

1) Выбор по номинальному напряжению:

, (2.1)

где – номинальное напряжение аппарата, кВ; – номинальное напряжение сети, кВ.

2) Выбор по номинальному току:

, (2.2)

где – номинальный ток аппарата, А; – максимальный действующий рабочий ток цепи, А,

Выбранные аппараты необходимо проверить по условиям электродинамической и термической стойкости.

а) Проверка на электродинамическую стойкость:

, (2.3)

где – ток электродинамической устойчивости, кА; – ударный ток короткого замыкания, кА.

б) Проводники, аппараты не должны нагреваться выше максимальной температуры, установленной нормами для кратковременного нагрева при прохождении через них тока КЗ.

, (2.4)

где – номинальный ток термической стойкости, который аппарат может выдержать без повреждений в течение время ; – установившейся ток КЗ; – приведенное время действия КЗ, равное 0,6 с.

Проверяем выключатель по отключающей способности:

, (2.5)

где – ток отключения, с; – ток отключения, кА.

В настоящее время в устройствах 110- 220 кВ широко применяются элегазовые выключатели. В качестве дугогасительной, теплопроводящей и изолирующей среды в них применяется элегаз. В нашем случае сторона 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями типа ВГТ-110-40/2500.

Технические характеристики выключателя представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Технические характеристики выключателя ВГТ-110-40/2500

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	2500
Номинальный ток отключения, кА	40
Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА – наибольший пик – начальное действующее значение периодической составляющей – ток термической стойкости (трехсекундный)	102 40 40
Параметры тока включения, кА – наибольший пик – начальное действующее значение периодической составляющей	102 40
Собственное время отключения, с	19-25
Полное время отключения, с	0,035
Собственное время включения, с	40
Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с	0,062
Нормированное испытательное напряжение, кВ – промышленной частоты 50 Гц, 1мин – грозового импульса относительно земли и между полюсами между разомкнутыми контактами	230 550 630
Номинальное давление элегаза при 20єС абсолютное и избыточное, МПА	0,5 и 0,4
Масса выключателя, кг	1360
Масса привода, кг	205
Масса элегаза, кг	5,0

Преимущества выключателя:

1. Отключение емкостных токов без повторных зажиганий, что обеспечивается за счет высокой собственной электрической прочности элегаза и оптимизированного перемещения контактов;

Снижение эксплуатационных затрат;

3. Низкий уровень шума, т.е. пригоден для установки в жилых районах;

Высокая надежность, обусловленная малыми приводными силами,

отдельными дугогасильными контактами, двойными уплотненными кольцами во всех уплотнениях, за счет чего обеспечена минимально допустимая интенсивность утечки, надежными комплектующими узлами;

5. Простота монтажа и сдачи в эксплуатацию;

6. Выключатель предназначен для использования в экстремальных условиях.

Выбор и проверку выключателей производим по следующим параметрам (Таблица 3.2):

Таблица 3.2 Условия выбора и проверки выключателей

Паспортные данные выключателя	Условия выбора	Проверка
Номинальное напряжение , кВ		110110
Номинальный ток , А		2500 44,24
Ток отключения , кА		503,36
Ток электродинамической устойчивости , кA		1028,55
Ток термической устойчивости за время , кА		401,5

3.1.2.3 Выбор и проверка разъединителей

Непрерывно растущий спрос на электроэнергию предъявляет повышенные требования к распределительным устройствам и их элементам. В этой связи надежность, а также низкие расходы на эксплуатацию играют большую роль. Опыт эксплуатации постоянно отражается в разработке новых изделий и улучшении существующих.

Из анализа технических требований на реконструкцию следует, что в ячейках силовых трансформаторов Т1 и Т2 принимаем на стороне 110 кВ комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6, укомплектованную разъединителями типа РГНП.2-110/1000 и ОПН-110-80-10.

Разъединители серии РНГП предназначены для создания видимых разрывов в электрических цепях и (в случае необходимости) заземления отключенных участков. Они также пригодны для коммутации малых токов или токов, при которых на их выводах не происходит значительного изменения напряжения. Технические характеристики разъединителя представлены в таблице 3.3:

Таблица 3.3 Технические характеристики выключателя РНГП.2-110/1000

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	1000
Ток электродинамической стойкости для разъединителя и заземлителя, кА	80
Ток термической стойкости для разъединителя и заземлителя, кА	31,5
Привод главных ножей	ПДГ-9-00 УХЛ1
Привод ножей заземмления	ПРГ-6-01 УХЛ1

Выбор и проверку разъединителей производим по следующим параметрам (Таблица 3.4):

Таблица 3.4 Условия выбора и проверки разъединителей

Паспортные данные разъединителя	Условия выбора	Проверка
Номинальное напряжение , кВ		110 110
Номинальный ток , А		1000 44,24
Ток электродинамической устойчивости , кA		808,85
Ток термической устойчивости за время , кА		31,51,5

Разъединители данного типа устанавливаем на ремонтной и шинной перемычках, а так же на вводах 110 кВ.

3.1.2.4 Выбор и проверка трансформаторов тока

Вместе с разъединителями в ячейках силовых трансформаторов Т1 и Т2 производится замена трансформаторов тока.

Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по роду установки (внутренняя, наружная) конструкции, классу точности и проверяем на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. Номинальный первичный ток выбирается с учётом параметров основного оборудования, его перегрузочная способность.

Класс точности ТТ выбирается соответственно необходимой точности измерения: для измерительных приборов класса точности 1 и 1,5 – ТТ класса 0,5; для приборов класса 2,5 – ТТ класса 1; для расчётных счётчиков – ТТ класса 0,5.

Выбор трансформаторов тока:

1. Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1).

2. Выбор по номинальному току по формуле (2.2).

Выбор трансформаторов тока необходимо проверить по условиям электродинамической и термической стойкости, формулы (2.3) и (2.4).

Для ввода 110 кВ силового трансформатора выбираем трансформатор тока марки ТФЗМ-110Б- IV.

Трансформаторы тока марки ТФЗМ-110Б-IV отличаются высокой надежностью, отсутствием существующих эксплутационных затрат. Конструкция трансформаторов устойчива к воздействию окружающей среды, а высокий класс точности измерительной обмотки 0,2 позволяет использовать их для коммерческого учета электроэнергии. Предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 110-220 кВ. Технические характеристики трансформатора тока представлены в таблице 3.5

Таблица 3.5 Технические характеристики ТТ ТФЗМ--110Б-IV

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение сети, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный первичный ток, А	100
Номинальный вторичный ток, А	5
Ток термической стойкости, кА 1-секундный 3-секундный	31,5 20
Ток электродинамической стойкости, кА	80
Число вторичных обмоток, из них для измерений для защиты	4 1 3
Материал изолятора	Силикон или фарфор
Диапазон рабочих температур, єС	-60 до +45

Выбор и проверку трансформаторов тока производим по следующим параметрам (Таблица 3.6):

Таблица 3.6 Условия выбора и проверки трансформаторов тока

Паспортные данные трансформатора тока	Условия выбора	Проверка
Номинальное напряжение, кВ		110 110
Номинальный ток , А		100 44,24
Проверка на электродинамическую стойкость		808,85
Проверка на односекундную термическую стойкость		31,526,03

Устанавливаем трансформаторы тока на вводах 110 кВ силовых трансформаторов.

3.1.3 Выбор оборудования на стороне 6 кВ

Вследствие морального и физического износа устаревшего оборудования модернизируемой подстанции имеется необходимость замены его на более совершенное с использованием современных технологий в области высоких напряжений, а конкретней установка вакуумных выключателей и микроконтроллерной РЗиА.

В качестве отличительных достоинств вакуумных выключателей, обеспечивающих им преимущества перед другими типами выключателей на средний класс напряжений, можно отметить следующее:

1) Высокая надежность;

2) Низкие эксплуатационные затраты;

3) Высокий коммутационный и механический ресурс;

4) Безопасность эксплуатации и экологичность.

Исходя из всего вышеизложенного, ЗРУ-6 кВ выполняем в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук). Блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ устанавливаются вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК. На каждую секцию шин предусмотрено по комплекту трансформаторов напряжения НАМИТ-10.

Для компенсации реактивной энергии на 1 и 2 секциях шин 6 кВ предусмотрены по одной батареи статических конденсаторов, мощностью по 1350 кВАр каждая, наружной установки производства «СевЗапТехника» г. Санкт-Петербург.

3.1.3.1 Комплектные распределительные устройства серии КУ-10ц

КУ-10Ц наиболее развитая и наиболее универсальная серия комплектных распределительных устройств (КРУ) внутренней установки на номинальное напряжение 6-10 кВ.

Комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установки серии КУ-10Ц, с вакуумными выключателями, предназначены для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока с частотой 50 и 60 Гц и номинальным напряжением 6-10 кВ в системах с изолированной или частично заземленной нейтралью.

КРУ серии КУ-10Ц используется в распределительных устройствах собственных нужд электростанций всех видов на электрических подстанциях, в электроустановках предприятий всех отраслей промышленности, железных дорог и метрополитенов.

КРУ серии КУ-10Ц комплектуются вакуумными выключателями ВР1 и ВР2. Надежность шкафов по механическому и коммутационному ресурсу определяется параметрами установленных выключателей, и для ячеек с выключателями серий ВР составляет:

механический ресурс - до 100 000 циклов

коммутационный ресурс при номинальном токе - до 50 000 циклов

коммутационный ресурс при номинальном токе отключения - до 100 отключений

Шкафы с вакуумными выключателями комплектуются ограничителями перенапряжений, рекомендуются ОПН типов Polim D, производства АВВ.

Шкафы КРУ комплектуются современными микропроцессорными устройствами релейной защиты автоматики и управления Micom – производства фирмы ALSTOM.

Для реализации общих функций защиты, контроля, автоматики и управления в распредустройстве в целом, в составе серий предусмотрен отдельно стоящий (навесной) релейный шкаф.

Большое количество типоисполнений и высокая универсальность шкафов КРУ серии КУ-10Ц позволяет с успехом применять их как при строительстве новых, так при реконструкции или наращивании мощности действующих распределительных устройств 6-10 кВ любой сложности:

а) одностороннее обслуживание и малые габаритные размеры ячеек позволяют разместить распредустройство на строительной площади минимальных размеров;

б) по схемному решению шкафы КУ-10Ц, могут заменить КРУ большинства серий, как выпускавшихся ранее, так и производимых в настоящее время;

в) КУ-10Ц могут стыковаться по сборным шинам с ячейками других серий, от любых производителей, при помощи переходных шкафов;

г) большой выбор схем вспомогательных соединений, как на переменном, так и на постоянном оперативном токе;

д) схемы вспомогательных соединений выполняются как на традиционных реле, так и с использованием современных микропроцессорных устройств;

ж) схемы учета активной и реактивной энергии выполняются как с использование обычных, так и многотарифных программируемых счетчиков;

з) возможность интеграции в информационно-компьютерные системы контроля и управления, благодаря использованию устройств микропроцессорной релейной защиты.

Технические характеристики КРУ серии КУ-10Ц приведены в таблице 3.7

Таблица 3.7 Технические характеристики КРУ серии КУ-10Ц

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	6,10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2; 12
Номинальный ток главных цепей, А	630,1000,1600
Номинальный ток сборных шин, А	1000, 1600, 2000, 3150
ток термической стойкости, кА	20,31,5
время протекания тока термической стойкости, с	3
ток электродинамической стойкости, кА	51, 81
to окружающего воздуха	-40…+40

3.1.3.2 Выбор и проверка выключателей

Выбор и проверка выключателей осуществляется в соответствии с алгоритмом, приведенным в главе 3.1.2.2.

Устанавливаем согласно комплектации КРУ выключатели вакуумные серии ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000 на номинальное напряжение 6 кВ. Расчетные токи КЗ и ударный ток для проверки на электродинамическую и термическую устойчивость рассчитаны в главе 2.5.

Технические характеристики выключателя ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000 представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 Технические характеристики выключателя ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение сети, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток, А	630, 1000
Номинальный ток отключения, кА	20
Ток термической стойкости (трехсекундный), кА	20
Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА – наибольший пик – периодической составляющей	51 20
Ток электродинамической стойкости, кА	51
Время протекания КЗ, мс, не менее	120
Разновременность замыкания и размыкания контактов, мс,	4
Номинальное напряжение электромагнитов привода (постоянный ток), В	220
Электрическое сопротивление главной цепи полюса, мкОм	40
Масса коммутационного модуля, кг, не более а) с междуполюсным расстоянием 200 мм б) с междуполюсным расстоянием 250 мм	35 37
Срок службы, лет	25

Данные по выбору и проверке оборудования приведены в Приложении лист 4.

3.1.3.3 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбор и проверка трансформаторов тока производится по методике, приведенной в главе 3.1.2.3.

Устанавливаем согласно комплектации КРУ трансформаторы тока серии ТЛК-10 на номинальное напряжение 6 кВ. Расчетные токи КЗ и ударный ток для проверки на электродинамическую и термическую устойчивость рассчитаны в главе 2.5.

Технические характеристики трансформатора тока ТЛК-10 представлены в таблице 3.9.

Таблица 3.9 Технические характеристики трансформатора тока ТЛК-10

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение сети, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный первичный ток, А	1000
Номинальный вторичный ток, А	5
Число вторичных обмоток, не более	4
Номинальные вторичные нагрузки с коэффициентом мощности cos ц=0,8, ВА – обмотки измерения – обмотки для защиты	5, 10 15
Номинальный класс точности: –измерений и учета – для защиты	0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5P или 10Р
Ток термической стойкости, кА,	40
Ток электродинамической стойкости, кА,	100

Данные по выбору и проверке оборудования приведены в Приложении лист 4.

3.1.3.4 Выбор трансформаторов напряжения

На каждую секцию шин КРУ предусмотрено по комплекту трансформаторов напряжения НАМИТ-10-2. Выбор производится по номинальному напряжению.

Электромагнитный однофазный трансформатор НАМИТ-10-2 предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с глухо заземленной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты устройств автоматики, сигнализации и управления.

Н− трансформатор напряжения; А − антирезонансный; М − охлаждение − естественная циркуляция воздуха и масла; И − для контроля изоляции сети; 110 − класс напряжения первичной обмотки, кВ; УХЛ1 − климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.

3.1.3.5 Выбор и проверка предохранителей

Условия выбора:

1. Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1).

2. Выбор по номинальному длительному току по формуле (2.2).

,

где – мощность трансформатора собственных нужд.

Паспортные данные трансформатора собственных нужд:

3. Выбор по номинальному току отключения по формуле (2.5).

4. Выбор по номинальной мощности отключения по формуле:

,

где – номинальная мощность отключения; – мощность КЗ.

Выбираем предохранитель на трансформатор собственных нужд типа ПКН11-10-5-31,5 УЗ, по таблице 23-18 [2].

3.1.4 Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕВРО-Альфа

Техническим заданием предусмотрено установка многофункциональных электронных счётчиков ЕВРО- Альфа по учёту расхода электроэнергии.

Счетчик предназначен для учета активной и реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока в многотарифном или однотарифном режимах, для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), для передачи измерительных или вычислительных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии.

Счетчики ЕВРО-Альфа предназначены для применения на перетоках, генерации, высоковольтных подстанциях, в распределительных сетях и у промышленного потребителя. Технические характеристики счётчика указаны в таблице 3.10.

Таблица 3.10 Технические характеристики счётчика ЕВРО-Альфа

Наименование	ЕА02	ЕА05
Класс точности	0,2S	0,5S
Количество тарифов	4 в сутках, 4 сезона, будни, выходные и праздничные дни, летнее и зимнее время
Номинальное напряжение	3*57-230/100-400 В 3*100-400 В
Частота сети, Гц	50±5%
Номинальный (максимальный) ток, А	1-5 (10)

Пример записи счетчика EA02-RA-LX-P3-B-N-4:

EA – ЕвроАльфа; 02 – класс точности ( 02 – класс точности 0,2S, 05 – класс точности 0,5S); RA – измерение активной или активной и реактивной энергии (R – до 2-х величин, RA – до 2-х величин); LX – (LX – расширенная память для хранения данных графика электрической нагрузки, Т – режим многотарифности, L – многотарифность и хранение данных графика нигрузки); P3 – телеметрические выходы ( Р1 – плата с одним полупроводниковых реле, Р2 – плата с двумя группами по 2 полупроводниковых реле, Р3 – плата с тремя полупроводниковых реле, Р4 – плата с двумя группами по 4 полупроводниковых реле); B – цифровые интерфейсы (С – ИРПС «токовая петля», В – RS 485, S1 – RS 232); N – реле ( N – управление нагрузкой, F – переключение тарифов других счетчиков); 4 – число элементов (3 – двухэлементный счетчик (3-х проводная линия), 4 – трехэлементный счетчик (4-х проводная линия)).

На ПС «Гежская» 110/6 кВ в систему АСКУЭ включаются расчетные счетчики и счётчики технического учёта, установленные:

- на вводах 6 кВ силовых трансформаторов -2 сч;

- на вводах 0,4 кВ трансформаторов собственных нужд -2 сч;

- на отходящих линиях 6 кВ -8 сч;

Данные по местам установки счетчиков, типам применяемых счётчиков, их связным номерам, данные трансформаторов тока и напряжения приведены в таблице 3.11 и соответствуют схеме установки приборов учёта электроэнергии на подстанции «Гежская», утверждённой Главным энергетиком ООО «УралОйл».

Таблица 3.11 Таблица счётчиков

№ п/п	Тип счетчика	Место установки	Коэффициенты трансформации
			Ki	Ku
1	EA05RL-B-3	Ввод Тр-р1, КРПЗ-10 ячейка №4	1000/5	6000/100
2	EA05RL-B-3	Ввод Тр-р2, КРПЗ-10 ячейка №17	1000/5	6000/100
3	EA05RL-B-3	Ввод т.с.н №1 ОПУ шкаф ввода тр-ов собственных нужд	300/5	1
4	EA05RL-B-3	Ввод т.с.н №2 ОПУ шкаф ввода тр-ов собственных нужд	300/5	1
5	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №5	150/5	6000/100
6	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №7	50/5	6000/100
7	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №8	50/5	6000/100
8	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №9	50/5	6000/100
9	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №12	50/5	6000/100
10	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №13	100/5	6000/100
11	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №16	50/5	6000/100
12	EA05RL-B-3	КРПЗ-10 Ячейка №19	150/5	6000/100

3.2 Выводы по главе 3

Данная глава была посвящена выбору и проверке оборудования: силовых трансформаторов, питающих линии, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока, предохранителей, КРУ.

На стороне 110 кВ приняли комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА укомплектованную элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».

ЗРУ-6 кВ выполнили в виде металлического сооружения КРПЗ-10, блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ установили вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК.

Всё установленной на ПС оборудование выбрано по условиям длительного режима работы и проверено по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производилось:

выбор по напряжению;

выбор по нагреву при длительных токах;

проверка на электродинамискую стойкость;

проверка на термическую стойкость.

Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения

В настоящее время большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.

Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные реле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных.

Основными характеристиками микропроцессорных защит значительно выше микроэлектронных, а тем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0,1- 0,5 ВА, аппаратная погрешность в приделах 2-5 %, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0,96-0,97.

Мировыми лидерами в производстве релейной защиты и автоматики являются европейские концерны ALSTOM, ABB и SIMENS. Общим является всё больший переход на цифровую технику. Цифровые защиты, выпускаемые этими фирмами, имеют высокую стоимость, которая впрочем, окупается их высокими техническими характеристиками и многофункциональностью.

Современные цифровые устройства РЗА интегрированы в рамках единого информационного комплекса функций релейной защиты, измерения, регулирования и управления электроустановкой. Такие устройства в структуре автоматизированной системы управления технологическим процессом энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации. В интегрированных цифровых комплексах РЗА появляется возможность перехода к новым нетрадиционным измерительным преобразователям тока и напряжения – на основе оптоэлектронных датчиков, трансформаторов без ферромагнитных сердечников и т.д. Эти преобразователи технологичнее при производстве, обладают очень высокими метрологическими характеристиками, но имеют алую выходную мощность и непригодны для работы с традиционной аппаратурой.

Цифровые микропроцессорные комплексы РЗ являются интеллектуальными техническими средствами. Им присущи:

а) многофункциональность и малые размеры (одно цифровое измерительное реле заменяет десятки аналоговых);

б) дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления;

в) ускорение противоаварийных отключений и включений;

г) непрерывная самодиагностика и высокая надёжность;

д) регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;

е) дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств РЗ;

ж) возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровней автоматизированного управления;

з) отсутствие специального технического обслуживания – периодических проверок настройки и исправности.

В условиях конкуренции, фирмы часто выпускают рекламные проспекты на еще разрабатывающиеся устройства и, когда дело доходит до заказа, то выясняется, что ряд функций в этом устройстве еще не доработано или совсем не разработано. Хотя с другой стороны, жизнь не стоит на месте, и чтобы выжить, фирмы постоянно совершенствуют свои устройства, часто перехватывая, а то и "заимствуя" друг у друга новинки или удачные решения, и поэтому тяжело поспевать за их разработками. Плохо, если приобретешь такую промежуточную разработку, которая быстро снимается с производства, и потом в дальнейшем будут трудности с ремонтом, т.к. замена чипов или полных блоков не всегда возможна, потому что технология производства тоже не стоит на месте и изменяются конструктивы элементов и комплектующих.

Для выбора необходимых нам устройств защиты проведём сравнительный анализ разработок различных фирм производителей. В основном все подходы по функциональному признаку тесно переплетаются во всех разработках в сети 110-220 кВ. Основными характерными моментами являются:

не менее 5 зон дистанционной защиты от всех видов КЗ, с возможностью их блокирования при качаниях и при неисправности цепей напряжения;

возможность телеускорения в дистанционной защите, определенных ее зон (по выбору) с использованием различных (по выбору) схем связи, определенные схемы телеускорения могут иметь свой ВЧ канал также для телеускорения токовой направленной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;

возможность автоматического ускорения определенных ступеней дистанционной защиты при ручном включении и АПВ;

возможность ввода удлиненной зоны до АПВ;

наличие аварийных токовых защит, вводимых автоматически при неисправности цепей напряжения и блокировании дистанционной защиты;

наличие отдельных токовых защит вводимых автоматически на время опробования линии при ручном включении линии или АПВ;

наличие токовых защит, используемых как МТЗ для различных режимов, например: междуфазной токовой отсечки, защиты ошиновки ВЛ при полуторной схеме, резервных токовых защит линии, в том числе с различной степенью инверсности токозависимых по времени характеристик срабатывания;

наличие токовых защит нулевой последовательности с использованием направленности (по выбору), телеускорения и автоматического ускорения отдельных ступеней;

наличие токовых защит обратной последовательности, для работы при несимметричных КЗ, особенно за обмотками трансформаторов "звезда"/"треугольник";

функции УРОВ;

функции АПВ, включающие в себя ОАПВ, УТАПВ, ТАПВ, причем последние могут выполняться с контролями напряжений и контролем синхронизма;

функции определения места повреждения на линии;

функции регистрации аварийных параметров и сигналов;

контроль цепей тока и напряжения;

измерение рабочих значений токов, напряжения, мощности, частоты, в амплитудных и средних значениях;

контроль цепей отключения и включения выключателя;

контроль числа коммутаций выключателя, с регистрацией суммы токов отключения;

переключение наборов уставок (4 набора).

Подробнее рассмотрим защиты, которые в настоящее время производятся серийно и уже находятся в эксплуатации во многих странах мира. Это защиты SPAC801 фирмы «ABB» и защита Micom фирмы «ALSTOM». Ввиду большого числа функций и возможных вариантов использования характеристик в терминалах, сравнение производится по основным из них. Второстепенные характеристики и параметры настройки следует смотреть в заводской (фирменной) документации на изделия. Сравнение будем вести по техническим и функциональным признакам. Сравнительная характеристика представлена в таблице 4.1

Таблица 4.1 Сравнительная характеристика микропроцессорных защит

Описание функций	Micom P123	SPAC801
Направленная трехфазная МТЗ
Трехфазная МТЗ	Х	Х
Защита от тепловой перегрузки	Х	Х
Трехфазная защита по минимальному току	Х	Х
МТЗ обратной последовательности	Х	Х
Однофазная МТЗ (ЗНЗ)	Х	Х
АПВ	Х	Х
Включение на повреждение	Х	Х
Мест./дист. управл. выключателем	Х	Х
Выбор чередования фаз	Х	–
УРОВ	Х	Х
Контроль ресурса выключателя и цепей откл.	Х	Х
Определение обрыва провода L2/L1	Х	–
Отстройка от пусковых токов	Х	–
Подхват выходных реле	Х	Х
Логика блокирования	Х	–
Логика селективности	Х	Х
Режим наладки реле	Х	Х
Дистанционное упр. выходными реле	Х	Х
Количество групп уставок	2	2
Дополнительные таймеры	Х	Х
Измерения	Х	Х
Макс. и средние значения тока	Х	–
Регистрация аварий	Х	Х
Регистрация пусков защит	Х	Х
Регистрация событий	Х	–
Запись переходных процессов	Х	–
Дискретные входы/выходные реле	5/8	5/8
Входы тока/напряжения	4/0	4/0
Протокол связи Modbus RTU	Х	–
Протокол связи I EC 60870-5-1 03	Х	–
Протокол связи Courier	Х	–
Программа связи Micom S1	Х	–

Познакомившись с Micom P123 и SPAC801, приходим к выводу, что по набору защит они одинаковы, поэтому рассмотрим по дополнительным функциям:

Габаритные размеры у Micom P123, в 2 раза меньше SPAC801;

Micom P123 имеет 4-х строчный ЖКД, а SPAC801однострочный с тремя символам;

Micom P123 выражает реальные величины, а SPAC801 – в относительных, требуется перерасчет;

Micom P123 регистрирует до 75 аварий и переходных процессов, SPAC801только 5 последних событий и срабатывает индикатор;

Различные функции терминала Micom P123 можно связать между собой с помощью логических элементов, SPAC801 жестко забитая логика вывод защиты через диаграмму ключей, нет возможности логической связи.

Из данной таблице можно сделать вывод, что микропроцессорная защита Micom P123, превосходит по некоторым функциональным параметрам. Также следует учесть тот факт, что персонал Березниковских электрических сетей ознакомлен с микропроцессорами фирмы «ALSTOM» – это и является главным критерием для их установки на подстанции.

4.2 Выбор вида и типа защит элементов системы электроснабжения ПС «Гежская»

Защита элементов системы электроснабжения должна ограничить или полностью устранить в них возможные нарушения нормального режима работы, вызванные электрическими, тепловыми или механическими перегрузками, а так же аварийными повреждениями, основными причинами которых обычно являются различные виды КЗ. Для обеспечения защиты применяются аппараты отключения: а) плавкие предохранители ВН и НН и автоматические выключатели НН; б) аппараты релейной защиты, действующие на отключение выключателя.

Релейная защита – совокупность специальных устройств и средств (реле, измерительные трансформаторы и другие аппараты), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для электроустановки непосредственной опасности, то релейная защита должна приводить в действие сигнальные устройства, не отключая установку. Основные условия надежной работы релейной защиты:

обеспечение селективности, т.е. отключение только поврежденных участков. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей селективность. Выдержка определяется полным временем действия защиты до отключения поврежденного участка;

остаточная чувствительность ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменению в связи с этим параметров (тока, напряжения и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;

максимальная простота схем с наименьшим числом аппаратов и достаточная надежность и быстродействие;

наличие сигнализации о неисправностях в цепях, питающих аппараты релейной защиты.

Исходя, из главы 5.1 примем и рассчитаем, устройства релейной защиты выполненные на терминале Micom Р632, Р139 производства «ALSTOM». Проектом предусмотрено техническое задание на устройства защиты, автоматики, управления и измерения ОРУ-110 кВ, ЗРУ-6 кВ и силового трансформатора.

1. Трансформатор силовой трёхфазный ТМН-6300/110-У1; 115/6,6 кВ

№	Наименование	Стороны трансформатора
		115 кВ	6,6 кВ
Защита
1	Дифференциальная токовая защита	●	●
2	МТЗ с выдержкой времени	●	●
3	Защита от перегрузки	●	●
Измерения
1	Ток	●	●
2	Напряжение	●	●
Автоматика и управление
1	Автоматическое регулирование напряжения (АРН)	●
2	Выключатель	●

2. ЗРУ-6 кВ

№	Наименование	СВ	ВВ	ТСН	КЛ	ВЛ	Линия КУ
Защита
1	МТЗ с выдержкой времени	●	●		●	●	●
2	Токовая отсечка				●	●	●
Измерения
1	Коммерческий учёт электроэнергии		●	●
2	Технический учёт электроэнергии				●	●

В соответствии с ПУЭ на ПС «Гежская» 110/6 кВ предусматриваются следующие виды защиты:

1) защита силового трансформатора:

а) максимальная токовая защита от токов короткого замыкания с двумя выдержками времени «меньшей» - отключается выключатель ввода 6 кВ, со второй выдержкой времени «большей» - отключается выключатель 110 кВ.

При использовании микропроцессорного блока Micom Р632 защита называется максимально-токовой с независимой характеристикой времени срабатывания;

б) защита от перегрузки на вводе 110 кВ силового трансформатора, действующая на сигнал;

в) дифференциальная токовая защита от токов короткого замыкания, действующая на отключение вводов 110 и 6 кВ силового трансформатора.

2) защита шин 6 кВ

Специальной защиты шин 6 кВ на подстанции не предусмотрено. При коротком замыкании. При коротком замыкании на шинах 6 кВ отключается выключатель ввода 6 кВ или секционный выключатель 6 кВ при работе одного трансформатора на две секции шин 6 кВ.

Выключатель ввода 6 кВ отключается от защиты силового трансформатора. Секционный выключатель 6 кВ отключается от собственной максимальной токовой защиты.

3) защита отходящих линий 6 кВ

На отходящих линиях 6 кВ предусмотрена двухступенчатая максимальная токовая защита. Защита выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении на микропроцессорном блоке Micom Р123 и действует на отключение выключателя.

Первая ступень действует мгновенно, вторая с выдержкой времени.

На ПС предусмотрен следующий объем автоматики:

1) автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей вводов 6 кВ и отходящих линий 6 кВ;

2) автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционном выключателе 6 кВ.

4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки

Общие положения расчёта и выбора уставок на терминале Micom Р123:

На каждой из сторон трансформатора предусмотрено по три ступени максимальной токовой защиты, используется одна из них.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается с учетом следующих соображений: отстройка от максимально возможного тока нагрузки, согласование защиты по току с защитами последующих элементов, обеспечение необходимой чувствительности.

Выдержка времени выбирается, исходя из условия согласования с выдержкой времени последующей защиты. 1 ступень защиты может быть выбрана с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержки времени. Как правило, на трансформаторах применяется независимая выдержка времени. Для этого в уставки ступени I > реле необходимо ввести

тип – НЕЗАВИС.

Расчёт уставок производится с учетом требований выпуска 13Б Руководящих указаний по релейной защите (Москва 1985год) и методике по выбору уставок с учетом особенностей защит, уставки которых выбираются [14].

До начала выбора защиты трансформатора 110 кВ ПС «Гежская» необходимо рассчитать защиты отходящих линий 6 кВ.

4.3.1 Расчёт токовой отсечки

Токовую отсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t=0 с.

Расчёт тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия- трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания большим, чем значение тока КЗ при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора:

≥

Коэффициент надёжности для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линии электропередачи и понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ- 40 электромагнитного элемента (отстройки) принимаются в приделах = 1,3 – 1,4.

Еще одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. При расчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗ обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. При включении линии под

напряжение при выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки должен быть равен пяти суммарным номинальным токам:

≥

Если это последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использовать загрубление на время включения.

Проверка чувствительности защиты:

ПУЭ требуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при коротких замыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициент чувствительности определяется по выражению:

Для расчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме.

Расчёт токовой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5.

4.3.2 Расчёт максимальной токовой защиты

Принцип действия МТЗ основан на том, что при возникновении КЗ ток увеличивается и начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия при этом достигается выбором выдержек времени.

В пределах каждого элемента МТЗ устанавливается как можно ближе к источнику питания.

Для того чтобы защита работала при КЗ и не работала в нормальных режимах необходимо определять ток срабатывания защиты – .

– это наименьший первичный ток, необходимый для действия ПО защиты. При этом необходимо обеспечить несрабатывание МТЗ при максимальных токах () и пусковых токов () нагрузки. Для этого необходимо выполнение следующих условий:

– пусковые органы защит не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе нагрузки;

Пусковые органы защиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходное состояние после его отключения и снижения до . Для выполнения этого условия ток возврата защиты должен удовлетворять требованию , где - коэффициент самозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание тока при самозапуске двигателей, .

Токи и связаны коэффициентом возврата :

,

где , для МТЗ на цифровых реле .

Следовательно, при выполнении условия 2 всегда выполняется условие 1, поэтому выражение для определения можно получить следующим образом:

где - коэффициент надёжности, учитывает погрешность в определении , при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15.

.

Зная величину , можно определить - ток срабатывания реле, как ток , пересчитанный на вторичную обмотку ТА , где - коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения ТА и обмоток реле и равный отношению тока в реле ко вторичному току ТА; - коэффициент трансформации ТА. По рассчитанному значению определяют - ток уставки. Участи токовых реле регулируется плавно, у других – ступенчато, при этом округление до производится в большую сторону.

Данные расчета уставок МТЗ ЗРУ-6 кВ представлены в Приложении лист 6.

4.3.3 Выполнение уставок на устройстве

Токи срабатывания защиты МТЗ должны быть пересчитаны в доли номинального тока реле или номинального вторичного тока трансформатора согласно [15].

Если уставки защиты выбраны в первичном токе, то они должны быть приведены к напряжению, где установлена защита, а затем определен относительный вторичный ток срабатывания реле, делением первичного тока срабатывания на первичный ток трансформатора тока соответствующей стороны:

>>=

Если уставки защиты выбраны в относительных единицах к номинальному току соответствующей стороны, должен быть определен относительный вторичный ток срабатывания, умножением относительного тока срабатывания на базисный ток этой стороны:

>>=

Базисный ток (коэффициент) на каждой стороне трансформатора – отношение номинального тока соответствующей стороны трансформатора к номинальному первичному току трансформатора тока этой стороны:

Диапазон уставок по току срабатывания 0,2 – 50 по каждой стороне трансформатора. У реле Micom P123 один диапазон 0,5-40х с точностью 0,01. Необходимо устанавливать ближайшее к расчетному значение. Заводом установлено 0,5.

Ступень имеет выход с выдержкой времени и мгновенный выход. Мгновенный выход используется для блокировки вышестоящей защиты (логическая селективность). Диапазон уставок по времени отключения Micom P123 0-150сек. по времени отключения 0,06 - точность установки составляет 0,01сек.

Расчёт уставки секционного выключателя, уставок ввода 6 кв и МТЗ стороны 110 кВ на реле Micom Р123 приведены в Приложении лист 7.

4.4 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора

1. Дифференциальная защита трансформатора использует 2 комплекта трансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, для чего при задании общих характеристик задаются параметры трансформатора и трансформаторов тока. При этом возникает возможность собрать трансформаторы тока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей. Ток нулевой последовательности при этом устраняется расчетом, что делает характеристики независимыми от режима нейтрали трансформатора.

2. Реле имеет тормозную характеристику пропорционального типа (процентное торможение)- ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально увеличению тока короткого замыкания. Тормозным током является самый большой ток среди подводимых к реле, по каждой фазе отдельно.

3. Характеристика состоит из четырех участков.

Характеристика дифференциальной защиты Micom P632.

– дифференциальный ток;

– тормозной ток – равен наибольшему из двух вторичных токов.

Участок АВ – начальный, на этом участке ток срабатывания не зависит от торможения. В точке В характеристика начального участка пересекается с первой тормозной характеристикой. Она имеет наклон Р1 и начинается от начала координат. Эта характеристика работает при малых токах короткого замыкания, когда погрешность трансформаторов тока невелика.

При токах, больших 2.5, начинается вторая тормозная характеристика, которая пересекается с первой в точке С и имеет более крутой наклон – Р2, учитывая большую погрешность трансформаторов тока при больших токах короткого замыкания.

И последний участок – DE – ток срабатывания опять не зависит от тормозного тока.

Ломаная линия ABCDE представляет общую характеристику дифференциальной защиты.

4. Блокировка током второй гармоники предназначена для обеспечения отстройки дифзащиты от броска тока намагничивания при подаче напряжения. Благодаря наличию блокировки ток срабатывания дифзащиты может быть выполнен значительно меньшим номинального тока трансформатора.

5. Блокировка по току пятой гармоники, предназначена для предотвращения ложной работы дифзащиты от повышенного тока намагничивания при перевозбуждении (подачи напряжения на обмотку трансформатора значительно выше номинального). Предполагается, что на трансформаторах украинского и российского производства без такой блокировки можно обойтись.

Выбор уставок выполняется по условиям:

Реле градуировано в относительных единицах к номинальному вторичному току трансформаторов тока стороны ВН, принятой за основную. Вторичные токи остальных сторон пересчитываются к основной стороне автоматически.

Реле отстроено от броска намагничивающего тока при токе срабатывания 1 участка характеристики (АВ), 02 номинального тока трансформатора.

При выборе коэффициента торможения Р1 первого участка тормозной характеристики в зоне малых токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока с учетом переходных процессов при внешних коротких замыканиях не превышает 5%.

При выборе коэффициента торможения Р2 второго участка тормозной характеристики в зоне больших токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока составляет 10%, а влияние переходных процессов на погрешность трансформаторов тока при внешних коротких замыканиях учитывается коэффициентом 1,5.

Ток срабатывания второго горизонтального участка (отсечки), не зависящий от торможения, принимается равным небалансу при внешнем коротком замыкании, с учетом загрубляющего коэффициента, при расчете погрешности трансформатора тока, равном 3. С учетом необходимости отстройки от броска тока намагничивания ток срабатывания отсечки должен быть не менее 6.

Ток блокировки по 2 гармонике принимается установленный заводом – 12%.

Погрешность выравнивания вторичных токов расчетным путем за счет дискретности этих расчетов можно не учитывать во всем диапазоне уставок реле.

Учитывая высокую точность работы микропроцессорной защиты, коэффициенты запаса при выборе уставок можно принять равными 1,2.

Выбор уставок дифзащиты трансформатора

Выбор уставок дифзащиты сводится к выбору параметров тормозной характеристики и проверки чувствительности.

При использовании микропроцессорного реле Micom P632 появляется возможность скомпенсировать отличие вторичных токов сторон ВН и НН и угловой сдвиг, появляющейся при трансформации токов со стороны ВН(Y) и НН(∆). Расчёт общих уставок сведён в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Общие уставки

№	Наименование величины	Расчётная формула	Числовое значение для стороны
			110	6
1	Напряжения обмоток, кВ		115	6,3 22
2	Первичные номинальные токи, А		31,62	551,1
3	Соединение обмоток трансформаторов тока		Y	Y
4	Коэффициент трансформации трансформаторов тока		6,64	115,7
5	Принятый коэффициент трансформации ТТ		100/5 (20)	1000/5 (200)
6	Номинальный первичный ток ТТ, А		100	1000
7	Базисный ток, А		0,32	0,51
8	Максимальные первичные токи при скв. 3-х фазных КЗ (повреждение на шинах 6 кВ),А	(из расчёта токов КЗ)	396	6,89

1. Уставка первой ступени дифференциального тока (начального участка характеристики). Согласно рекомендациям завода – изготовителя:

> = 0,2

где > – ток срабатывания 1ступени, приведенный к номинальному току трансформатора.

Уставка набираемая на реле:

>=,

где – уставка набираемая на реле;

– базисный ток стороны ВН трансформатора ( см. таблицу общих уставок).

Она может быть выполнена в пределах 0,15 – 1,5. Принимаем минимальную уставку 0,15 и получаем что она составляет: >=0,15/0,32=0,45 номинального тока трансформатора.

2. Наклон характеристики (коэффициент торможения) первого участка – участок находится в зоне малых токов – от 0 до 2.5 трансформаторов тока с малыми погрешностями, предполагается, что погрешность трансформатора тока при внешних КЗ не превышает 5%:

%

где – коэффициент запаса равен 1.2;

– погрешность трансформаторов тока, принимается для малых токов равной 5%;

– диапазон регулирования коэффициента трансформации устройством РПН– 16%.

Принимаем: 25%

3. Наклон характеристики (коэффициент торможения) второго участка– в зоне больших токов:

%,

где – коэффициент учитывающий рост погрешности за счет апериоди-ческой составляющей. Принимается равным 1.5;

– погрешность трансформаторов тока, принимается для больших токов равной 10%, при условии выбора трансформаторов тока по кривым 10% погрешности;

– диапазон регулирования коэффициента трансформации устройством РПН – 16% .

Принимаем минимально возможное: 40%

4. Уставка второй ступени дифференциального тока (отсечки).

Отстройка от небаланса при внешних КЗ:

> > =А

где – ток короткого замыкания в амперах в максимальном режиме на стороне низкого напряжения с учетом имеющегося регулирования. напряжения на этой стороне;

– коэффициент учитывающий рост погрешности за счет апериодической составляющей. Принимается равным 3.

Отстройка от броска тока намагничивания:

Полученный расчетом ток сравнивается с номинальным током силового трансформатора и, если это отношение меньше 6, то ток берется равным шестикратному номинальному току трансформатора.

> > = А

Уставка на реле:

>> = >> /

Полученный ток округляется до ближайшего большего целого числа, которое и задается в качестве уставки. Может регулироваться в пределах от 1 до 30.

5. Выбор уставки блокировки защиты током второй гармоники. Отношение тока блокировки к основному дифференциальному току. В связи с отсутствием методики для выбора принимается установленная заводом уставка:

%

Может быть отрегулировано в пределах 10 – 50%.

Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

Используется заводская настройка:

БЛОК = ВКЛ АВС

6. Выбор режима блокировки током пятой гармоники.

Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

БЛОК = ОТКЛ

7. Проверка чувствительности защиты.

В связи с тем, что уставка 1 ступени защиты при малых токах мала (уставка > составляет около 0,2 номинального тока трансформатора), в проверке чувствительности нет необходимости.

4.5 Противоаварийная автоматика

Микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM» содержит программную логическую часть, выполняющую функцию АПВ и АВР.

АПВ двукратного действия предусматриваем на отходящих фидерах напряжением не более 10 кВ согласно ПУЭ. АПВ однократного действия предусматриваем на вводах напряжением 10 кВ при раздельной работе трансформаторов [1], необходимой для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, несвязанных с внутренними повреждениями трансформатора.

Устройства АПВ выполнены так, что исключена возможность многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства.

Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившейся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5-1,5 с) снова включается под напряжение, если нет запрета на включение или причина отключения элемента исчезла.

При срабатывании релейной защиты на любом отходящем фидере ПС «Гежская», выключается выключатель и происходит пуск устройства АПВ, вызывая кратковременное срабатывание. После включения выключателя, АПВ отключается. Если АПВ оказывается неуспешным, то повторного включения выключателя определяется временем заряда конденсатора, который входит в состав АПВ, а при АПВ однократного действия повторного включения не происходит.

Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержку времени устройства АПВ принимаем минимальной.

Согласно ПУЭ устройства АВР предусматриваем для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, которое приводит к обесточиванию электроустановок потребителя. Устройства АВР предусматриваем для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР устанавливаем на секционном выключателе. Секционный выключатель нормально отключен и включается под действием средств АВР при отключении любого трансформатора на 6,3 МВА. АВР также срабатывает при обесточивании одной из шин.

4.6 Составление карты селективного действия РЗиА

При согласовании защиты по времени, выдержка времени вышестоящей защиты увеличивается на ступень по сравнению с нижестоящей защитой:

,

где – выдержка времени вышестоящей защиты;

– выдержка времени нижестоящей защиты;

– ступень селективности по времени.

Ступень селективности для Micome Р123 состовляет: = 0,20 сек. при уставках по времени до 1с.; = 0,30 с. при уставках по времени до 2 с.

Защита согласована по времени с защитой секционного выключателя и с защитой отходящих линий, расчетным условием является защита секционного выключателя. Согласование защит по времени занесено в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Согласование защит по времени

№ п/п	Наименование присоединения	Тип трансформ. тока	Коэфф. трансформации	Ток уставки, А	Ток уставки, А	Время срабатывания t, с
	Сторона 110 кВ	ТФЗМ-110Б	100/5	40	2	2,3
	Ввод 6 кВ	ТЛК-10-3-7	1000/5	1200	6	1,9
	СМВ 6 кВ	ТЛК-10-3-7	500/5	760	7,6	1,4
	Ячейка №5 (фидер 24)	ТЛК-10-3	150/5	130	4,3	1,0
	Ячейка №7 (фидер 4)	ТЛК-10-3	50/5	40	3,8	1,0
	Ячейка №8 (фидер 21)	ТЛК-10-3	50/5	120	3,8	1,0
	Ячейка №9 (фидер 14)	ТЛК-10-3	50/5	40	2	1,0
	Ячейка №12 (фидер 6)	ТЛК-10-3	100/5	45	4,4	1,0
	Ячейка №13 (фидер 3)	ТЛК-10-3	50/5	90	4,2	1,0
	Ячейка №16 (фидер 2)	ТЛК-10-3	50/5	45	4,3	1,0
	Ячейка №19 (фидер 1)	ТЛК-10-3	150/5	195	6,1	1,0

4.7 Выводы по главе 4

Данная глава посвящена выбору и расчету релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Для трансформаторов и линии согласно техническому заданию установили устройства релейной защиты на микропроцессорной основе. Одним из главных достоинств микропроцессорных реле защиты является осуществимость реализации целого ряда функций и характеристик. Для выборы необходимых нам микропроцессорных блоков в главе проведено сравнение нескольких видов микропроцессорных устройств. Для установки на подстанции «Гежская» предусмотрены терминалы Micom Р123 и Р632.

Micom Р123 устанавливаем по низкой стороне трансформатора и секционного выключателя. Дифференциальная защита осуществляем на терминале Micom Р632.

Особенность дифференциальной защиты трансформатора в том, что используется 2 комплекта трансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, при этом возникает возможность собрать трансформаторы тока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей.

Чувствительность защит удовлетворяет условиям ПУЭ.

Для повышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применили противоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Функцию АПВ и АВР выполняют микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM», содержащуюся в программной логической части.

Глава 5. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

Внедрение систем автоматизации и диспетчерского управления на современной цифровой технике коренным образом повышает качество и надежность процессов производства, передачи и распределения электроэнергии. В настоящее время существует множество систем специально разработанных для решения задач автоматизации и диспетчерского управления.

В результате оснащения энергообьектов системами автоматизации, микропроцессорными средствами противоаварийной автоматики и релейной защиты достигается существенный экономический эффект за счет оптимизации режимов производства, передачи и распределения электроэнергии, предотвращения аварийных ситуаций и минимизации ущерба в случае их возникновения.

Следует учесть, что на подстанции применены новые типы панелей защиты и автоматики Micom, которые позволяя.n ликвидировать короткие замыкания в сети за минимальный промежуток времени с требуемой селективностью и высокой надёжностью отключения основного оборудования, а также дают возможность не только отслеживать в реальном времени показатели работы всего технологического комплекса подстанции, но и на основе принятой концепции построения системы диспетчерского и технологического управления организовывать автоматизированное рабочее место для релейного персонала, позволяющее вести единую базу данных событий с последующим ретроспективным анализом аварийных ситуаций, произошедших на данном оборудовании.

По своему принципу построения все АСУ делятся на два типа: одноуровневые и многоуровневые. Различия между двумя этими типами следующее: в одноуровневой системе вся информация с конечных устройств поступает в один компьютер и не передается дальше, в многоуровневых системах вся информация собранная одним компьютером (или несколькими ПК) передается на следующий уровень, т.е. на следующий ПК.

5.1 Одноуровневая и многоуровневые системы

Одноуровневая система применяется в случае, если компьютер диспетчера и конечные устройства (с которых происходит сбор информации) находятся на одном объекте и расстояние между ними не превышает 1200 м.

Многоуровневая система применяется, если:

между компьютером диспетчера и конечными устройствами расстояние более 1200 м;

необходимо контролировать с одного диспетчерского места несколько объектов (например, ПС, РП);

необходимо обеспечить несколько диспетчерских мест;

необходимость стыковки нашей системы АСУ с другой системой АСУ;

При внедрении на ПС «Гежская» микропроцессорных устройств РЗА, центральная сигнализация и телемеханика организовывается через локальную сеть и коммутируемые каналы связи (телефонная АТС, выделенный канал и т.д.). В многоуровневой системе вся информация собранная микропроцессорными устройствами РЗА поступает на шлюзовый компьютер, где она проходит первичную обработку (выделение приоритетных сигналов, создание базы данных и т.д.). После установления связи с компьютером диспетчера, установленным на расстоянии от сотен метров до десятков километров, сначала передается информация с высоким приоритетом (аварийные сигналы и срабатывания защит), а затем с более низкими приоритетами (кратковременные незначительные отклонения от нормы и текущие измерения и т.д.). После полного опроса ПС, в автоматическом режиме, компьютер диспетчера (верхнего уровня) перейдет к опросу следующей ПС.

Для выполнения любых оперативных действий (например, включить/отключить выключатель, вкатить/выкатить тележку выключателя), диспетчеру достаточно установить связь (если она не установлена) с требуемой ПС и дать команду компьютеру на выполнение конкретного действия. Все действия оператора, аварийные и текущие измерения и срабатывания защит заносятся в защищенную базу данных, которая доступна только для просмотра и анализа.

5.2 Система управления MicroSCADA

Для осуществления сбора, хранения, обработки и представления информации в удобном для диспетчера виде на верхнем уровне предлогаем установку SCADA производства ABB типа MicroSCADA.

MicroSCADA одна из систем разработанных для решения задач автоматизации и диспетчерского управления в энергетике.

Функции системы MicroSCADA:

Сбор и первичная обработка информации телеконтроля (ТС и ТИ) от устройств процесса;

Организация и ведение процесса оперативной базы данных (БД), обновляемой в темпе процесса;

Дополнительная обработка информации, расчеты, формирование ретроспективных отчетов и сохранение их в специальной неоперативной базе данных;

Контроль за состоянием объектов управления, формирование предупреждающих и аварийных сигналов и сообщений, управление событиями и аварийными сигналами;

Ручной ввод данных и команд управления с помощью средств человеко-машинного интерфейса;

Формирование и передача команд телеуправления устройствам процесса с предварительной проверкой возможности операций;

Выполнение автоматических процедур управления по заданному условию;

Контроль и управление доступом пользователей системы;

Автоматическая самодиагностика состояния оборудования системы управления, устройств связи и устройств процесса;

Автоматизация ведения оперативной диспетчерской документации установленной формы;

Обеспечение обмена информацией с другими программными пакетами, БД и АСУ на данном или верхнем уровнях управления;

Системное обслуживание и администрирование системы;

Графический интерфейс пользователей для взаимодействия с системой управления и с управляемым процессом, построенный по стандартам Windows;

Циклическая синхронизация системного времени и др.

Характеристики системы:

Высокая степень апробированности технологии построения АСДУ (Автоматизированных Систем Диспетчерского Управления) на базе системы MicroSCADA и базового ПО (более 1300 объектов, более чем в 40 странах);

Высокие пределы допустимой емкости информационной модели процесса (более 200 млн. значений параметров с объемом памяти для БД 3,2 Гбайт), обновляемой в темпе процесса;

Развитые средства описания, регистрации, обработки, хранения информации в базах данных реального времени и ретроспективы, а также обмена данными между компонентами системами, основанные на использовании специальных логических понятий: объекты системы (9 типов), объекты процесса (8 типов), прикладные объекты (9 типов), и их статических и динамических характеристик (атрибутов);

Многообразие вариантов наглядного графического отображения контролируемого процесса с использованием стандартных и специальных для прикладной области графических элементов и приемов (мнемосхемы, однолинейные схемы электрических соединений, граф топологии сети в масштабе и географических координатах, фон географической карты);

Возможность интеграции в единую систему управления компонент MicroSCADA с имеющимися и новыми прикладными пакетами пользователя (АРМами, АСУ ТП, организационно- хозяйственными АСУ), а также обеспечение обмена данными с офисными приложениями Windows (MS WORD, MS EXCEL и т.п.) и базами данных (ORACLE и т.п.) за счет использования широкого спектра поддерживаемых протоколов и процедур обмена данными;

Поддержка параллельных независимых каналов связи с определением отдельного вида протокола для каждого канала, возможность оперативного и неоперативного выбора используемых линий связи;

Возможность стыковки с практически любыми устройствами телемеханики и контроллерами процесса зарубежных и отечественных производителей за счет использования: стандартных протоколов обмена, специальных адаптеров, разработки конверторов протоколов;

Возможность подключения различных дополнительных диспетчерских средств отображения: мозаичных щитов, панелей индикации, проекционных систем и т.д.

5.3 Автоматизация ПС 110/6 кВ «Гежская»

АСУ Э представляет собой программно-технический комплекс (ПТК), реализованный в виде иерархической (многоуровневой) системы.

Устройства верхнего уровня:

– базовые компьютеры (серверы, системы);

– компьютеры (процессоры, серверы) связи;

– компьютеры автоматизированных рабочих мест операторов (рабочие станции);

– средства визуализации: мониторы, принтеры, проекторы, мнемощиты.

Процессор связи обеспечивает связь по шинам с низовыми устройствами и обмен данными с базовым сервером MicroSCADA.

Базовый сервер получает от процессора связи данные, относящиеся к технологическому процессу, ведет и обрабатывает базу данных реального времени

Автоматизированные рабочие места операторов служат для контроля и оперативного управления оборудованием, работы с устройствами РЗА, администрирования системы и выполнения других функций.

Компьютеры верхнего уровня АСУ Э работают под управлением операционной системы Windows. Связь между ними в пределах объекта осуществляется по сети Ethernet с протоколом TCP/IP.

Архитектура ПТК является масштабируемой, что позволяет строить на единой платформе системы различной сложности: от минимальной конфигурации, где функции базового сервера, процессора связи и АРМ совмещены на одном ПК, до распределенных многоуровневых систем с несколькими базовыми серверами, выделенными процессорами связи, АРМ различного назначения, резервированием технических средств.

Низовые устройства ПТК:

– устройства (терминалы) МП РЗА;

– устройства сопряжения с объектом (УСО);

– счетчики электроэнергии;

– специализированные контроллеры;

– прочие устройства.

Микропроцессорные терминалы РЗА выполняют, помимо защитных функций, также функции сбора данных и передачи их на верхний уровень. УСО обеспечивают ввод в систему сигналов (ТС, ТИ, ТУ), не охваченных терминалами МП РЗА. В качестве УСО используются устройства телемеханики RTU-211 и RTU-560, терминалы управления REC-561, REC-523.

АСУ ТП «Гежская» 110/6 кВ представлено в Приложении А.7.

5.4 Выводы по главе 7

В данной главе рассмотрена перспектива внедрения на подстанции автоматизированного диспетчерского управления.

Основным преимуществом системы диспетчерского управления является оперативность в обнаружении и устранении перебоев в электроснабжении промышленных предприятий города и населения.

Предлагается внедрение на подстанции системы MicroSCADA для осуществления сбора, хранения, обработки и представления информации в удобном для диспетчера виде.

Экономическая эффективность от применения данной системы достигается за счет уменьшения штрафных санкций от уменьшения времени перебоев в электроснабжении и увеличения собираемости в оплате за отпущенную электроэнергии за счет использования системы технического учета электроэнергии.

Глава 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 Расчёт параметров и выбор технических средств заземлителей

При обслуживании электроустановок опасность представляют не только неизолированные токоведущие части, находящиеся под напряжением, но и те конструктивные части электрооборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции.

Для защиты персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляции применяются одно из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, двойная изоляция, малое напряжение, выравнивание потенциалов.

Именно поэтому в электроустановках выше 1 кВ с изолированной нейтралью целесообразно выполнять защитное заземление.

В электроустановках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, приводов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, кожухи и опорные конструкции шинопроводов, лотки, короба и другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование. Заземление какой–либо части электрической установки – это преднамеренное соединение её с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или её элементов в выбранном режиме. Различают три вида заземлений: рабочее, защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.

Рабочее заземление сети – это соединение с землёй некоторых точек сети (обычно нейтрали обмоток части силовых трансформаторов и генераторов, реакторы поперечной компенсации в дальних ЛЭП) со следующей целью: снижение уровня изоляции элементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, снижение коммутационных перенапряжений, упрощение релейной защиты от однофазных КЗ, возможность удержания повреждённой линии в работе.

Защитное заземление – это заземление всех металлических частей установки (корпуса, каркасы, приводы аппаратов, опорные и монтажные конструкции, ограждения и др.), которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок.

Рабочее и защитное заземления должны выполнять своё назначение в течение всего года, заземление грозозащиты - только в грозовой период. Так как системы заземления различного назначения в пределах установки практически не могут быть выполнены изолированными друг от друга и должны иметь при замыкании на землю одинаковый потенциал, то все они объединяются между собой в общую систему заземления станции или подстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивление заземления и общие затраты на заземляющие устройства.

Заземляющее устройство любого вида состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлителем называют металлический проводник или группу проводников, находящихся в соприкосновение с землёй. Различают естественные и искусственные заземлители.

Естественные заземлители – это различные конструкции и устройства, которые по своим свойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопроводные и другие металлические трубопроводы (кроме трубопроводов горючих или взрывчатых жидкостей и газов, а также трубопроводов, покрытых изоляцией от коррозии), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющее надёжное соединение с землёй.

Под искусственными заземлителями понимают закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений. В качестве искусственных заземлителей применяют: для вертикального погружения в землю – стальные стержни диаметром 12 – 16 мм, угловую сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы (некондиционные) с толщиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки – стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6 мм.

Рекомендуется принимать длину вертикальных стержневых электродов 2–5 м, а электродов из угловой стали 2,5–3 м. Верхний конец вертикального заземлителя целесообразно заглублять на 0,5–0,7 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлители применяют для связи между собой вертикальных заземлителей и как самостоятельные заземлители.

Заземляющее проводники служат для присоединения частей электроустановки с заземлителем. Помимо обычных проводов соответствующего сечения, заземляющими проводниками могут служить металлические конструкции зданий и сооружений: колонны, фермы, каркасы РУ.

Таким образом заземлитель может состоять из одного или многих вертикальных и горизонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивление заземлителя определяется отношением потенциала заземлителя к стекающему с него току.

Сопротивление общей системы заземления станции или подстанции должно удовлетворять требованиям к заземлению того электрооборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства.

Требования к эксплуатации заземляющих устройств

1. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением в следствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кроме документации, должны быть представлены протоколы приёмо-сдаточных испытаний этих устройств.

Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединён к заземлителю или к заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника. Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи – сваркой или болтовым соединением.

Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь чёрную окраску.

Для контроля заземляющего устройства должны проводиться:

а) измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже одного раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для – осмотра элементов заземлителя, находящихся в земле;

б) проверка наличия и состояния цепей между заземлителями и заземляемыми элементами;

в) в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза – нуль;

г) измерение напряжения прикосновения у заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжение прикосновения.

7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться:

а) после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

б) при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;

в) на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже - не реже одного раза в 12 лет.

8. Измерения напряжений прикосновения должны проводиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерения должны выполняться при присоединённых естественных заземлителях и тросах ВЛ.

Расчёт заземляющих устройств

После выполнения плана размещения на территории подстанции оборудования, конструкций распредустройств, сооружений с указанием всех необходимых габаритов и расстояний приступим к разработке раздела по расчёту заземляющего устройства.

Расчёт заземляющих устройств сводится к расчёту заземлителя, так как заземляющее проводники в большинстве случаев принимают по условиям механической прочности и стойкости к коррозии по ПУЭ.

Согласно ПУЭ 1.7.90 заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление растеканию не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей;

Определим расчетное удельное сопротивление грунта с учетом повышающих коэффициентов, учитывающих высыхание грунта летом и

промерзание зимой: Ом*м

где – среднее удельное сопротивление грунта, принимаем 50 Ом*м для глины; – коэффициент сезонности, принимаем 1,2 для вертикальных

заземлителей;

Глубина заложения заземлителя 0,7 м от поверхности земли;

С учётом отведённой территории намечаем расположение заземлителей – по контуру;

Согласно ПУЭ в целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку. Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответствовать приведенным в ПУЭ глава 1.7 таблице 1.7.4. значениям.

Материал	Профиль сечения	Диаметр, мм	Площадь поперечного сечения, мм	Толщина стенки, мм
Сталь черная	Круглый:
	для вертикальных заземлителей;	16	-	-

В нашем случае используем в качестве вертикального электрода – стальной круг диаметром 16 мм длиной 5 м при погружении ниже уровня земли на 0,7 м. Сопротивление растеканию заземляющего устройства выполненного в виде контурного заземлителя, состоящего из горизонтальной сетки и вертикальных электродов рассчитывается по формуле:

,

где – сопротивление растеканию горизонтальной сетки, Ом;

– сопротивление растеканию вертикальных электродов, Ом;

– взаимное сопротивление между горизонтальной сеткой и вертикальными электродами, Ом.

Сопротивления определяются по выражениям:

;

;

,

где = 60 – удельное сопротивление грунта, Ом*м;

L= 640 – полная длина проводников, образующих горизонтальную сетку, м;

S= 1680 – площадь покрытая сеткой, м*м;

l= 5 – длина вертикального электрода, м;

d= 0,016 – диаметр вертикального электрода, м;

n= 20 – число вертикальных электродов, м;

b= 0,04 – ширина полосы горизонтального проводника, образующего сетку,м;

h= 0,7 – глубина заложение горизонтальной сетки, м.

После подстановки значений в формулы получаем следующие значения сопротивлений:

= 0,4 Ом; = 0,005 Ом; = 0,4 Ом.

Получаем, что сопротивление контурного заземлителя – = 0,4 Ом.

В траншее вокруг горизонтальных заземлителей необходимо уложить влажный глинистый грунт с последующей трамбовкой и засыпкой щебнем до верха траншеи.

Электроды устанавливаем через 10000 мм, верхние концы электродов заглубляем на 0,7 м (Приложение А.8) от поверхности земли.

6.1.1 Охрана и условия труда работников

Производственные процессы на предприятии должны организовываться с учетом действующей системы управления охраной труда, представляющей комплекс положений, определяющих единый порядок организации работы, направленный на создание и обеспечение безопасных условий труда.

Мероприятия по охране труда при эксплуатации объекта должны быть направлены на сохранение здоровья, работоспособности работников, на снижение потерь рабочего времени и, как следствие, на повышение производительности труда.

Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда предусматривают создание нормальных санитарно-гигиенических условий, механизацию и автоматизацию всего технологического процесса и льготы, устанавливаемые аттестацией рабочих мест.

Мероприятия разрабатываются в соответствии с основами законодательства Российской Федерации об охране труда (постановление Правительства России от 26.08.95 г. № 843 «О мерах по улучшению условий и охраны труда»), а также другими нормативно-правовыми актами по охране труда.

Организация условий и охраны труда работающих на нефтяном месторождении предусматривается с учетом соблюдения действующих строительных норм и правил, правил по охране труда, правил технической эксплуатации объектов системы сбора и транспорта газа, правил пожарной безопасности, правил по технике безопасности при эксплуатации электроустановок и т. д.

Технологические решения принимались в соответствии с технологическими и строительными нормами проектирования.

6.1.2 Перечень опасных и вредных производственных факторов

Несмотря на достигнутый научно-технический уровень, современная технология добычи и подготовки нефти продолжает иметь комплекс неблагоприятных производственных факторов, таких как: повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования; повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума на рабочем месте; повышенный уровень вибрации; пониженная или повышенная влажность воздуха; повышенная или пониженная подвижность воздуха; повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека; повышенный уровень статического электричества; недостаточная освещенность рабочей зоны; электромагнитное излучение; химический фактор; тяжелый физический труд.

Все эти факторы могут явиться причиной значительного распространения заболеваний среди работающих в нефтедобывающей отрасли.

Действие шума на организм работающих

Шум относится к неблагоприятным факторам производственной и внешней среды. Действие его на организм человека связано, главным образом, с применением нового, высокопроизводительного оборудования, с механизацией и автоматизацией трудовых процессов: переходом на большие скорости при эксплуатации различных станков и агрегатов. Источниками шума могут быть двигатели, насосы, компрессоры, турбины, пневматические и электрические инструменты, молоты, дробилки, станки, центрифуги, бункеры и прочие установки, имеющие движущиеся детали.

Воздействие шума на организм человека вызывает изменения, прежде всего, в органе слуха, нервной и сердечно-сосудистой системе. При этом степень выраженности этих изменений в значительной мере зависит от параметров шума (интенсивность и его спектральный состав), стажа работы в условиях воздействия шума, длительности действия шума в течение рабочего дня и индивидуальной чувствительности организма.

Действие на организм работающих низких температур

Трудовая деятельность человека на открытом воздухе может быть связана с воздействием низких температур. На воздействие низких температур внешней среды организм реагирует понижением теплоотдачи и повышением теплообразования. В таких случаях наблюдаются спастические явления в сосудах кожи, замедление кровотока, повышение обмена веществ, усиление секреторной деятельности щитовидной железы, гипофиза, надпочечников; отмечается сокращение пиломоторных мышц, сопровождающееся появлением непроизвольного дрожания.

При переохлаждении организма могут наблюдаться как местные повреждения, преимущественно открытых или малозащищенных участков тела, так и общие выраженные изменения некоторых органов и систем. Постоянное переохлаждение приводит к снижению иммунитета и повышению уровня простудных заболеваний.

Действие вибрации на организм работающих

Механические колебания (вибрация) воспринимаются всеми тканями организма, но главным образом нервной и костной, причем последняя является хорошим проводником и резонатором вибрации. Наиболее чувствительны к воздействию вибрации нервные окончания, прежде всего рецепторы кожного покрова дистальных отделов рук, подошвенной поверхности стопы. В передаче вибрационных раздражений принимает участие вестибулярный аппарат. Вибрации высоких частот могут оказывать на слуховой аппарат действие, близкое к действию шума.

В настоящее время доказано, что влияние вибрации на организм вызывает сосудосуживающий эффект. Параллельно с прогрессирующим снижением вибрационного восприятия под действием вибрации нарушается болевая, тактильная и температурная чувствительность.

Влияние электромагнитных полей на организм работающих

При длительном и интенсивном воздействии электромагнитных волн наблюдаются нарушения ЦНС и сердечно-сосудистой системы. Изменения нервной системы характеризуются наличием астенических, невротических и вегетативных реакций. Основные признаки – общая слабость, утомляемость, снижение работоспособности, раздражительность, головные боли. Также отмечают усиление пиломоторного рефлекса, акроцианоз, гипергидроз, дрожание век и пальцев рук.

Со стороны сердечно-сосудистой системы отмечаются следующие нарушения – увеличение границ сердца влево, приглушение тонов, наблюдается брадикардия, нарушения артериального давления.

6.1.3 Мероприятия по охране труда работников

Для исключения возможного неблагоприятного воздействия вредных факторов на обслуживающий персонал класс условий труда должен быть допустимым: в зависимости от уровня шума и вибрации рабочих мест, содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны, параметров световой среды производственных участков и помещений (для постоянных рабочих мест); по показателям напряженности трудового процесса по показателям микроклимата для производственных помещений и открытых территорий в теплый и холодный периоды года.

Освещенность должна соответствовать требованиям СНиП 23-05-95 г. «Естественное и искусственное освещение».

Фактическое состояние условий труда определяется во время проведения аттестации рабочих мест. Согласно Постановлению Минтруда и социального развития РФ № 12 от 14.03.97 г. «О проведении аттестации рабочих мест по условиям труда», 1 раз в 5 лет проводится оценка условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса. Аттестация рабочих мест предусматривает:

выявление на рабочем месте вредных и опасных производственных факторов и причин их возникновения;

исследование санитарно-гигиенических факторов производственной среды, трудность и напряженность трудового процесса на рабочем месте;

комплексную оценку факторов производственной среды и характера труда на соответствие их требованиям стандартов, санитарных норм и правил;

обоснование отнесения рабочего места к соответствующей категории с вредными условиями груда;

подтверждение (установление) права работников на льготное пенсионное обеспечение, дополнительный отпуск, сокращенный рабочий день, другие льготы и компенсации в зависимости от условий труда;

проверку правильности применения списков производств, работ, профессий, должностей и показателей, которые дают право на льготное пенсионное обеспечение;

разрешение споров, которые могут возникнуть между юридическими лицами и работниками относительно условий работы, льгот и компенсаций;

разработку комплекса мероприятий относительно оптимизации уровня гигиены и безопасности, характера труда и оздоровления трудящихся;

изучение соответствия условий труда уровню развития техники и технологии, усовершенствование порядка и условий установления и назначения льгот и компенсации.

Периодичность аттестации устанавливается самим предприятием в коллективном договоре, но не реже одного раза в 5 лет. Ответственность за своевременное и качественное проведение аттестации возлагается на руководителя предприятия. Если при проведении аттестации условия труда будут расценены как вредные или опасные, работникам будут установлены доплаты на основании Постановления Государственного комитета СССР по труду и социальным вопросам № 387/22-78 от 3.10.1986 г.

Обслуживающий персонал нефтяных месторождений должен быть застрахован от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний согласно Федеральному закону от 24.07.98 г. № 125-ФЗ.

Все производственные объекты с постоянным пребыванием на них дежурного и обслуживающего персонала должны быть оснащены медицинским аптечками на случай оказания доврачебной помощи.

Для защиты работающих от опасных и вредных производственных факторов должно быть предусмотрено обеспечение бесплатной специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты, на основании Постановления № 41 Министерства труда и социального развития РФ от 26.05.2000 г.

Сроки носки СИЗ указаны в типовых отраслевых нормах и исчисляются со дня фактической выдачи их рабочим и служащим.

Средства коллективной и индивидуальной защиты работников на предприятии должны соответствовать ГОСТ 12.4.011.89 и храниться на рабочем месте.

Целью всех мероприятий охраны труда является повышение эффективности работ по профилактике производственного травматизма, профессиональной заболеваемости, аварийности и других инцидентов за счет:

своевременного выявления и устранения опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах;

устранения недостатков в организации работ по охране труда;

принятия по результатам проведенных проверок оперативных мер, способствующих исключению негативных явлений в области охраны труда, и разработки научно-организационных мероприятий по повышению безопасности труда.

Постановлением Правительства РФ от 10.03.99 г. № 263 утверждены и введены в действие «Правила организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте».

В Правилах производственного контроля установлено, что в каждой организации, эксплуатирующей опасные производственные объекты, должен быть разработан соответствующий нормативный документ, определяющий порядок организации производственного контроля, который утверждается руководителем предприятия и согласовывается с Госгортехнадзором России или его территориальным органом.

В Правилах производственного контроля определены основные задачи производственного контроля, к которым относятся:

обеспечение соблюдения требований промышленной безопасности в эксплуатирующей организации;

анализ состояния промышленной безопасности в эксплуатирующей организации, в том числе путем организации проведения соответствующих экспертиз;

разработка мер, направленных на улучшение состояния промышленной безопасности и предотвращение ущерба окружающей среде;

контроль за соблюдением требований промышленной безопасности, установленных федеральными законами и иными нормативными правовыми актами;

координация работ, направленных на предупреждение аварий на опасных производственных объектах и обеспечение готовности к локализации аварий и ликвидации их последствий;

контроль за своевременным проведением необходимых испытаний, технических освидетельствований и ремонта технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, и поверкой контрольных средств измерений;

контроль за соблюдением технологической дисциплины.

В Правилах производственного контроля даны рекомендации по организации (численному составу) служб производственного контроля, определены права и обязанности работников этих служб. Функции лица, ответственного за осуществление производственного контроля, рекомендуется возлагать на одного из заместителей руководителя эксплуатирующей организации.

Проверка состояния условий труда в зависимости от этапа контроля и вида целевых проверок осуществляется, как отдельными руководителями и специалистами (мастерами, механиками, начальниками цехов, главными и ведущими специалистами и т. д.), так и комиссиями по промышленной безопасности и охране труда.

Проверка состояния условий труда проводится в присутствии руководителей проверяемого объекта, и соответствующих специалистов (механиков, операторов, энергетиков и др.). Проверка состояния условий труда осуществляется путем осмотра рабочих мест и оборудования, механизмов и приспособлений, опроса работающих, ознакомления с организацией работ по охране труда и с имеющейся документацией.

Допускается проверять у отдельных работников знания требований норм, правил безопасности и инструкций по охране труда.

В процессе проверки объектов и рабочих мест принимаются оперативные меры по устранению выявленных недостатков, создающих угрозу жизни и здоровью работающих, работникам проверяемых объектов оказывается практическая помощь в решении возникающих вопросов.

Результаты контроля обязательно отражаются в журналах проверки состояния условий труда, имеющихся на объектах. В необходимых случаях, в зависимости от этапа контроля в обобщенном виде эти результаты оформляются актом, один экземпляр которого передается руководству для устранения выявленных недостатков и нарушений, выполнения соответствующих мероприятий. В журналах проверки состояния условий труда указываются сроки устранения выявленных нарушений, недостатков и ответственные лица за их устранение.

6.1.4 Повышение квалификации рабочих кадров и разработка мероприятий от воздействия опасных и вредных факторов

Повышение квалификации работников, переподготовка и обучение вторым профессиям должны проводиться через НП «Центр повышения квалификации кадров Пермь-нефть».

Администрацией должно быть предусмотрено периодическое повышение квалификации работников, так же должно быть организовано периодическое обучение по курсу «Охрана труда» в объеме не менее 20 часов согласно ГОСТ 12.0.004-90 «Организация обучения безопасности труда» и проверка знаний по безопасности труда.

Персонал предприятия должен проходить инструктажи по безопасности труда:

вводный – при приеме на работу, независимо от образования и стажа работы по данной профессии;

первичный – на рабочем месте до начала производственной деятельности;

повторный – не реже 1 раза в полугодие;

внеплановый – при нарушении требований безопасности труда, изменении технологического процесса, замене оборудования и др.

целевой – при выполнении разовых работ, не связанных с прямыми обязанностями по специальности.

6.2 Вывод по главе 6

В данном разделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охраны труда работников, приведён перечень опасных и вредных производственных факторов, таких как:

1) действие шума на организм работающих;

2) воздействие низких температур;

3) действие вибрации;

4) влияние электромагнитных полей на организм работающих.

Также в разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов, подробно рассмотрен вопрос аттестации рабочих мест.

В качестве основной темы выбран расчёт сопротивления контурного заземлителя на ПС «Гежская», так как большую опасность и поражение электрическим током представляет прикосновение к металлическим нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением при повреждении изоляции. Защитное заземление является основной мерой защиты при прикосновении к металлическим частям, случайно оказавшимся под напряжением.

Произведя небольшой расчёт получаем что сопротивление контурного заземлителя составило 0,4 Ом. В случае получения при замерах величины сопротивления заземляющего устройства более 0,5 Ом, следует принять дополнительные меры к его понижению (забивка дополнительных электродов и т.д.).

Глава 7. РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧСЕКОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА

В данной главе рассмотрим вопросы капиталовложений при реконструкции подстанции, расчет эксплуатационных затрат при проведении текущих ремонтов и технических обслуживаний, определение затрат на потреблённую электроэнергию, расчет экономических показателей при внедрении микропроцессорных блоков защит и расчет эффективности установки вакуумных выключателей.

7.1 Расчёт капитальных затрат на электрооборудование

Капитальные вложения – инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно – изыскательские работы и другие затраты.

Производственные капитальные вложения по формам воспроизводства основных фондов различают:

а) на основное строительство;

б) на реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий;

в) на расширение действующих предприятий;

г) на модернизацию оборудования.

План капитального строительства состоит из следующих разделов:

1. Плановое задание по вводу в действие производственных мощностей и основных фондов;

2. Объем капитальных вложений и их структура;

3. Титульные списки строек и объектов;

4. План проектно - изыскательских работ;

5. Программа строительно – монтажных работ;

6. Экономическая эффективность капитальных вложений.

Важнейшими показателями плана капитального строительства является: ввод в действие производственных мощностей и основных фондов, сметная стоимость, срок строительства и срок окупаемости.

Источником финансирования капитальных вложений являются собственные средства предприятия. Источником собственных средств предприятия для капитальных вложений являются фонд развития предприятия, образуемый за счет отчислений от прибыли; части амортизационных отчислений, оставляемых в распоряжении предприятия; выручка от реализации излишнего и неиспользуемого оборудования; выручка от попутной добычи нефти при разведочном бурении и др.

В таблице 7.1 приводится первичная стоимость электрооборудования при реконструкции ПС «Гежская» 110/6 кВ и расчёт балансовой стоимости электрооборудования (Приложение А.9).

Таблица 7.1 Расчёт стоимости электрооборудования

№	Тип электрооборудования	Количество единиц, шт.	Цена единицы, руб.	Общая стоимость, руб.
1	Трансформатор ТМН 6300/110	1	1 090 000	1 090 000
2	Разъединитель РНГП-110	6	140 000	840 000
3	Трансформатор напряжения НКФ-110	2	300 000	600 000
4	Трансформатор тока ТФЗМ-110	2	170 000	340 000
5	Выключатель элегазовый ВГТ	2	220 000	440 000
6	Ограничитель перенапряжения ОПН-110	2	130 000	260 000
7	Заземлитесь однополюсный ЗОН-110	2	125 000	250 000
8	Ячейка КРУ серии КУ-10ц	20	325 000	6 500 000
9	Конденсаторные установки	2	250 000	500 000
10	Микропроцессорное устойство Micome Р123	12	650 000	7 800 000
11	Микропроцессорное устойство Micome Р623	2	860 000	1 720 000
12	ОПУ		6 300 000	6 300 000
13	Сети связи и сигнализации		218 000	218 000
Всего:				26 856 000

7.2 Расчёт эксплуатационных затрат

Плановое перенесение стоимости основных фондов на продукцию называется амортизацией, а сумма средств, включаемых в себестоимость продукции – амортизационными отчислениями.

Амортизационные отчисления () по электрооборудованию определяются в процентах от первоначальной балансовой стоимости по формуле:,

где – норма амортизационных отчислений (%) для каждого вида оборудования принимается по данным предприятия. Расчет амортизационных отчислений выполним в виде таблице 7.3

Таблица 7.3 Расчет амортизационных отчислений

№	Тип электрооборудования	Балансовая стоимость, руб	Норма амортизации, %	Амортизационные отчисления, руб
1	Трансформатор ТМН 6300/110	1 340 700	4	53 628
2	Разъединитель РНГП-110	1 033 200	4	41 328
3	Трансформатор напряжения НКФ-110	738 000	4	29 520
4	Трансформатор тока ТФЗМ-110	418 200	4	16 728
5	Выключатель элегазовый ВГТ	541 200	4	21 648
6	Ограничитель перенапряжения ОПН-110	319 800	4	12 792
7	Заземлитесь однополюсный ЗОН-110	332 500	4	13 300
8	Ячейка КРУ серии КУ-10ц	7 995 000	4	319 800
9	Конденсаторные установки	615 000	4	24 600
10	Микропроцессорное устойство Micome Р123	9 594 000	4	383 760
11	Микропроцессорное устойство Micome Р623	2 115 600	4	84 624
12	ОПУ	7 749 000	4	309 960
13	Сети связи и сигнализации	265 140	4	10 605
Всего:		33 057 340		1 322 293

7.3 Расчёт численности обслуживающего и ремонтного персонала

Производственный эксплуатационный и ремонтный персонал предприятий выполняет межремонтное эксплуатационное обслуживание оборудования (наблюдение за оборудованием, смазка, устранение мелких неисправностей), а также производит все виды ремонтов (текущий, средний, капитальный) согласно графиков планово-предупредительных ремонтов.

Количество ремонтных рабочих определяется на основе годового объема ремонтных работ по текущим ремонтам и данным баланса рабочего времени одного рабочего.

Таблица 7.4 Баланс рабочего времени на одного рабочего в году

№	Составные части баланса	Непрерывный режим работы предприятия
1	Календарный фонд времени, дни	365
2	Число нерабочих дней: выходные праздничные дни	115 104 11
3	Номинальный фонд рабочего времени, дни часы	250 2000
4	Неявки на работу: отпуск основной и дополнительный, дни болезни выполнение гос. обязанностей	30 28 3 2
5	Эффективный фонд рабочего времени, дни часы	215 1720
6	Номинальная продолжительность рабочего времени, час	8

7.4 Расчёт стоимости потребляемой электроэнергии

Затраты на потребляемую электроэнергию за год определяются по одноставочному тарифу ():

руб/год

где – тарифная ставка за 1 кВт*час потреблённой электроэнергии, в нашем случае = 1,57 руб;

– потери электроэнергии, кВт*час.

Примерное потребление электроэнергии за год на подстанции

=250 290 000 кВт*ч.

Затраты на потребление электроэнергии составят:

=392 955 300 руб.

Величина экономии электроэнергии при реконструкции может составлять от 12 до 20 %. В среднем по опыту установки эта величина колеблется в районе 12 %. Экономия за год составит 47 154 636 руб.

7.5 Расчёт эффективности инвестиций

Расчёт эффективности инвестиций представляет собой описание ожидаемых экономических результатов от запланированных капитальных вложений. Эффективность инвестиционных проектов характеризуется системой показателей:

чистый дисконтированный доход (ЧДД) или интегральный доход;

индекс доходности (ИД);

внутренняя норма доходности (ВДН);

срок окупаемости ().

ЧДД =

где – результаты, достигаемые на t -том шаге расчета;

– затраты, осуществляемые на том же шаге;

Е – норма дисконта;

t – номер шага расчета (t = 0, 1, 2 ... Т);

K – дисконтированные капиталовложения.

Для проведения разновременных затрат, результатов и эффектов используется норма дисконта (Е), равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал.

Для расчёта дисконтированного дохода определим норму дисконта:

Е = + ,

где r – ставка рефинансирования, объявленная ЦБ РФ на данный период, 13%;

i – темп инфляции, объявленный Правительством РФ на данный период,

8%;

р – поправка на предпринимательский риск в зависимости от целей проекта. Величина р может быть принята 5%;

Е = + = 0,096.

В качестве поправки на риск – взята норма для проектов вложений при интенсификации на базе освоенной техники. Получаем Е=9,6%.

Коэффициент дисконтирования для постоянной нормы дисконта:

,

где t – номер шага расчёта (t =0, 1, 2...n).

ЧДД – это разность между текущей дисконтированной на базе расчётной ставки процента стоимости поступлений от инвестиций и величиной капитальных вложений.

На практике часто пользуются модифицированной формулой. Для этого из состава исключают капитальные вложения и обозначают через K:

,

где – капитальные вложения на t-том шаге;

K – сумма дисконтированных капиталовложений.

Тогда формула ЧДД примет вид:

,

где – затраты на t-том шаге учета капиталовложений.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведённых эффектов к величине капиталовложений:

Правило: если ЧДД >0, а ИД > 1, то проект эффективен.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта (), при которой величина приведённых эффектов равно приведённым капиталовложениям. ВНД определяется из условия:

По которому при ставке дисконта чистый дисконтированный доход (ЧДД) окажется равным нулю: в этом случае

Правило: если ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный инвестиционный проект оправданы.

Срок окупаемости проекта (СО) – время, за которое поступления от производственной деятельности предприятия покроют затраты на инвестиции. Измеряется СО в годах или месяцах.

Результаты и затраты, связанные с осуществлением проекта, можно вычислить с дисконтированием или без него. Соответственно получается два различных срока окупаемости. Срок окупаемости рекомендуется определять с использованием дисконтирования.

где – годовая величина экономии при реализации проектных решений.

Расчёт ЧДД и ИД представлен в Приложении А.9.

По данным таблицы получаем, что, начиная со 2-го года проекта ИД > 1, т.е. срок окупаемости проекта с учетом дисконтирования 2 года.

На основе ЧДД определим внутреннюю норму доходности (ВНД).

Определим ВНД графическим методом. ЧДД1 – это значение ЧДД определенное в проекте по таблице 7.5 с расчетным значением Е = Е1 , а ЧДД2 – это новое значение ЧДД определенное при значении Евн = Е2, причем Е2 > Е1.

Е1=0,1; ЧДД = 18 892 326

Е2=0,2; ЧДД = 15 806 834, по данным значениям построим график зависимости ЧДД от ВНД. Тогда точка пересечения графика с осью ОХ и будет значение ВНД.

Рисунок 7.1 Определение ВНД графическим методом

Получаем, что графическим методом значение ВНД = 27%.

Итоги расчета инвестиционной оценки проводятся в обобщающей таблице показателей эффективности проекта (Таблица 7.6):

Таблица 7.6 Показатели эффективности проекта

№	Наименование показателей	Единица измерения	Величина
1	Инвестиции в реализацию проекта	руб.	33 057 340
2	ЧДД за 5 лет	руб.	53 892 893
3	ЧДД	руб.	6 548 264
4	ИД		1,19
5	ВНД	%	27
6	Срок окупаемости	лет	2

7.6 Вывод по главе 7

В разделе экономика произведён расчёт экономической эффективности внедрения данного проекта. Затраты на реализацию проекта составляют 33 057 340 рублей.

На протяжении всего срока службы проект будет приносить следующие эффекты:

Экономия электроэнергии.

Минимизация затрат на обслуживание.

Продлевается срок службы оборудования.

Снижается вероятность аварийных ситуаций.

Имеется возможность точной настройки режима работы технологической системы.

Повышается производственная безопасность.

За срок жизни проекта ЧДД = 53 892 893 рублей, что является вполне нормальным для энергетической промышленности. ИД на срок жизни проекта составляет 2,55. Срок окупаемости составляет 2 года.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной выпускной квалификационной работе были рассмотрены вопросы реконструкции ПС 110/6 кВ «Гежская», которая необходима для Гежского месторождения нефти Соликамского района.

Данная работа посвящена повышению надёжности системы электроснабжения Березниковских электрических сетей. Актуальность реконструкции ПС 110/6 кВ «Гежская» заключается в замене силовых трансформаторов на более мощные, в связи с увеличением потребления и замене устаревшего оборудования. Для проведения реконструкции мною изучены материалы, выданные заказчиком на разработку проекта.

На подстанции производим выбор нового электрооборудования для надежной работы системы и для экономий электроэнергии. Все электрические устанавливаемые аппараты проверены по условиям термической и электродинамической стойкости. При этом электрические аппараты в системе электроснабжения надежно работают как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима, простоты и компактны в конструкции, удобны и безопасны в эксплуатации.

Проектом принята комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3МВА, климатического исполнения ХЛ1.

Сторона 110 кВ укомплектовываем элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».

ЗРУ-6 кВ выполняем в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук). Аппаратуру телемеханики приняли к установке в ОПУ.

Так как надёжная работа электроустановок немыслима без развитой энергетической системы, то имеет место правильное выполнение и настройка релейной защиты и противоаварийной автоматики. Поэтому в работе произведён выбор релейной защиты и автоматики на микропроцессорных устройствах Micom, что дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении. В проекте производим расчёт дифференциальной защиты силового трансформатора на терминале Micom Р632 от междуфазных коротких замыканиях и расчёт максимальной токовой защиты от внешних коротких замыканий на терминале Micom Р123.

Для повышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применемаем противоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Их функции в проекте выполняют микропроцессорные устройства защиты Micom, содержащуюся в программной логической части.

Также в работе рассмотрели возможность внедрения на ПС автоматизированного диспетчерского управления. Внедрение систем автоматизации и диспетчерского управления на современной цифровой технике коренным образом повышает качество и надежность процессов производства, передачи и распределения электроэнергии.

В разделе по безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы охраны труда работников, разработаны мероприятия от воздействия опасных и вредных факторов. Произведён расчёт сопротивления контурного заземлителя на ПС «Гежская».

Отметим что реконструкция ПС 110/6 кВ «Гежская» позволила решить такие проблемы как:

необходимая мощность для потребителей ПС;

надежность и бесперебойность работы уставок и системы в целом;

перспектива внедрения новых технологических комплексов и средств автоматизации.

Таким образом, ПС 110/6 кВ «Гежская» отвечает всем требованиям, предъявляемым техническим задание на реконструкцию.

Список используемой литературы

Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общ. ред. А.А. Фёдорова и Г.В. Сербиновского.– М., “Энергия”, 1980.

Блок В.М., Обушев Г. К., Паперно Л.Б. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. – М.: Высш. шк., 1990. – 383 с.

Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Уч. пособие для вузов., М., Энергоатомиздат., 1987., 368 с.

Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича .– М. : НЦ ЭНАС, 2005 .– 314 с.

Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г.Барыбина и др., –М., Энергоатомиздат, 1990., 576 с.

Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов. Под ред. Б.Н. Неклопова. 3-е изд., перераб. и доп., М., Энергия., 1978., 456 с.

Шеховцов, Вячеслав Петрович. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Метод. пособие для курс. проектирования : Учеб. пособие для сред. проф. образования / В.П. Шеховцов .– М. : ФОРУМ-ИНФРА-М, 2003 .– 213 с.

Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов. –М.: Энергия, 1978.

Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования : учеб. пособие / И.П. Крючков [и др.] ; Под ред. И.П. Крючкова .– М. : Академия, 2005 .– 411 с .

Басс Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем. Учеб. пособие для вузов. – М.: Изд-во МЭИ, 2002–295 с.

Чернобровов Н.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем. –М.: Энергоатомиздат, 1998. – 800 с.

ГОСТ 27514—87. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением 1 кВ.

Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей –Л.:Энергоатомиздат, 1985.

Рекомендации по выбору уставок защит электротехнического оборудования с использованием микропроцессорных устройств концерна ALSTOM, 2000

Электротехнический справочник: В 4т. Т.1. Электротехнические изделия и устройства../Под ред. Профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др.- М.:МЭИ, 2003.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А.1 Паспортные данные установленного на подстанции оборудования

1. Трансформаторы

ТМН- 6300/110

Наименование параметра	Величина
Номинальная мощность, кВА	6300
Номинальное напряжение, кВ: - ВН - НН	115±9*1,78% 6,6
Потери, кВт: - холостого хода - короткого замыкания	10 44
Напряжение короткого замыкания, %	10,5
Ток холостого хода, %	1
Схема и группа соединения обмоток	∆/Y-11

ТМН- 2500/110

Наименование параметра	Величина
Номинальная мощность, кВА	2500
Номинальное напряжение, кВ: - ВН - НН	110±9*1,5% 6,6
Потери, кВт: - холостого хода - короткого замыкания	5 22
Напряжение короткого замыкания, %	10,5
Ток холостого хода, %	1,5
Схема и группа соединения обмоток	∆/Y-11

2. Разъединители

РНДЗ-2-110/630 с пр. ПРН-220М (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Номинальный ток, А	630
Придельный сквозной ток главных ножей, кА Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек	80 31,5/4
Придельный сквозной ток заземляющих ножей, кА Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек	80 31,5/1

3. Выключатели

ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	1250
Номинальный ток отключения, кА	25
Придельный сквозной ток, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей	65 25
Номинальный ток включения, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей	65 25
Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек	25/3
Время отключения (с приводом), сек	0,6

ВМП-10К-1500 с пр. ПЭ-11 (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный ток, А	1500
Номинальный ток отключения, кА	20
Придельный сквозной ток, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей	52 20
Номинальный ток включения, кА - наибольший пик - начальное действующее значение апериодической составляющей	50 20
Ток термической стойкости / допустимое время его действия, кА/сек	20/8
Полное время отключения, сек	0,1

4. Трансформаторы тока

ТВТ-110-1-100/5 (2 шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ	110
Номинальный первичный ток, А	100
Первичный ток наибольший рабочий, А	160
Коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе	100/5
Количество ТТ на одном вводе	2
Термическая стойкость: - кратность тока / допустимое время, сек - номинальная придельная кратность	25/3 12

ТПЛ-10-1000/5 (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальный первичный ток, А	100
Номинальный вторичный, А	5
Коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе	1000/5
Электродинамическая стойкость: - кратность тока	250
Термическая стойкость: - кратность тока / допустимое время, А/сек - номинальная придельная кратность второй Обмотки для защиты	45/3 13

5. Трансформаторы собственных нужд

ТМ-63 (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальная мощность, кВА	63
Номинальное напряжение, В - ВН - НН	6 0,4
Потери, кВт: - холостого хода - короткого замыкания	360 1280
Напряжение короткого замыкания, %	4,5
Ток холостого хода, %	4,5
Схема и группа соединения обмоток	Y/Y-0

6. Трансформаторы напряжения

НТМИ-6 (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	6
Номинальное напряжение обмоток, В - первичной - основной вторичной - дополнительной	6000 100 100/3
Номинальная мощность, ВА: - в классе точности 0,5 - в классе точности 1 - в классе точности 3	75 150 300
Придельная мощность, ВА	640
Схема и группа соединения обмоток	Y/Y/∆-0

7. Разрядники

РВМГ-110МТ1 (2шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее допустимое действующее значение напряжения, кВ	100
Пробивное напряжение при f=50 Гц, кВ: - не менее - не более	170 195
Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мсек), кВ: - не более	260

РВО-6Т1 (4 шт)

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	6
Наибольшее допустимое действующее значение напряжения, кВ	7,6
Пробивное напряжение при f=50 Гц, кВ: - не менее - не более	16 19
Импульсное пробивное напряжение (при предразрядном времени 2-20 мсек), кВ: - не более	32

Приложение А.2 Расчёт токов КЗ 110 кВ

Наименование				Обозначение и расчётная формула	Численное значение в точках
					K1		K2
					max	min	max	min
Номинальное напряжение					115.0 (96,6)	115.0 (133*)	115.0	115.0
Данные источ. питания	Ток КЗ на шинах ист. питания, кА				3.55	1.64	3.55	1.64
	Сопрот-ие источника питания		реактивное, Ом		18.70	40.48	18.71	40.48
			активное, Ом		0	0	0	0
Линия	Длина участка L, км			L	16	16	16	16
	Реактив. сопрот-ие	на 1 км,Ом/км			0.4	0.4	0.4	0.4
		на L км, Ом			6.4	6.4	6.4	6.4
	Активное сопрот-ие	на 1 км,Ом/км			0.2	0.2	0.2	0.2
		на L км, Ом			3.2	3.2	3.2	3.2
Трансф- орматор ТМН- 6300	Ном. мощность, кВА				6300	6300	-	-
	Потери КЗ, кВт				44	44	-	-
	Напряжение КЗ, %				10.5 (9,68)	10.5 (11,7)	-	-
	Активное сопротивление, Ом				14.66 (10,3)	14.66 (17,6)	-	-
	Полное сопротивление, Ом				142.57	314.01	-	-
	Индук-ое сопрот-ие, Ом				142.21	313.68	-	-
Результирующее сопротивление до места КЗ, Ом		реактивное,Ом			167.30	360.57	25.10	46.88
		активное, Ом			13.54	17.86	3.20	3.20
		полное, Ом			167.85	361.01	25.30	46.99
Периодическая слагающая тока в месте КЗ (приведённое к ВН), кА					0.396	0.193	2.62	1.41
Приведённый ток КЗ на стороне НН, кА					6.89	3.36	-	-
Значение ударного тока КЗ, кА					17.53	8.55	-	-

Приложение А.3 Данные для расчёта токов КЗ ПС «Гежская» 110/6 кВ

№ фидера	№ п/п точки КЗ	Трансформатор								Линия
		Кол. опор, шт	Марка провода	, км	, Ом/км	, Ом/км	х, Ом	r, Ом	z, Ом	кВА	Вт	%	Ом
Ф. №01	К5	21	АС- 50	1,25	0,36	0,63	0,45	0,79	0,91	-	-	-	-
	К6	21	АС- 50	1,25	0,36	0,63	0,45	0,79	0,91	630	7600	5,5	4,21
	К7	21	АС- 50	1,25	0,36	0,63	0,45	0,79	0,91	-	-	-	-
	К8	21	АС- 50	1,25	0,36	0,63	0,45	0,79	0,91	250	3700	6,5	11,2
	К9	21	АС- 50	1,25	0,36	0,63	0,45	0,79	0,91	-	-	-	-
	К10	21	АС- 50	1,25	0,36	0,63	0,45	0,79	0,91	250	3700	6,5	11,2
Ф. №02	К11	73	АС-50	4,4	0,36	0,63	1,58	2,78	3,2	-	-	-	-
	К12	73	АС-50	4,4	0,36	0,63	1,58	2,78	3,2	250	3700	6,5	12,9
Ф. №03	К13	31	А-70	1,86	0,35	0,45	0,65	0,84	1,07	-	-	-	-
	К14	31	А-70	1,86	0,35	0,45	0,65	0,84	1,07	250	3700	6,5	11,4
	К15	43	А-70	2,58	0,35	0,45	0,9	1,17	1,48	-	-	-	-
	К16	43	А-70	2,58	0,35	0,45	0,9	1,17	1,48	63	1280	4,5	32,4
	К17	77	А-70	4,62	0,35	0,45	1,62	2,1	2,65	-	-	-	-
	К18	77	А-70	4,62	0,35	0,45	1,62	2,1	2,65	63	1280	4,5	33,4
	К19	81	А-70	4,86	0,35	0,45	1,7	2,2	2,79	-	-	-	-
	К20	81	А-70	4,86	0,35	0,45	1,7	2,2	2,79	40	880	4,5	52,2
	К21	128	А-70	7,7	0,35	0,45	2,69	3,48	4,4	-	-	-	-
	К22	128	А-70	7,7	0,35	0,45	2,69	3,48	4,4	40	880	4,5	53,6
	К23	128	А-70	7,7	0,35	0,45	2,69	3,48	4,4	-	-	-	-
	К24	128	А-70	7,7	0,35	0,45	2,69	3,48	4,4	63	1280	4,5	35,1
Ф. №04	К25	139	А-50	8,34	0,36	0,63	3,0	5,3	6,08	-	-	-	-
	К26	139	А-50	8,34	0,36	0,63	3,0	5,3	6,08	40	880	4,5	54,8
	К27	135	А-50	8,1	0,36	0,63	2,93	5,14	5,14	-	-	-	-
	К28	135	А-50	8,1	0,36	0,63	2,93	5,14	5,14	63	1280	4,5	36,0
	К29	267	А-50	16,0	0,36	0,63	5,74	10,17	11,68	-	-	-	-
	К30	267	А-50	16,0	0,36	0,63	5,74	10,17	11,68	63	1280	4,5	41,1
	К31	266	А-50	15,9	0,36	0,63	5,76	10,13	11,66	-	-	-	-
	К32	266	А-50	15,9	0,36	0,63	5,76	10,13	11,66	63	1280	4,5	41,0
Ф. №21	К33	36	АС-50	2,16	0,36	0,63	0,78	1,37	1,58	-	-	-	-
	К34	36	АС-50	2,16	0,36	0,63	0,78	1,37	1,58	40	880	4,5	51,0
	К35	64	АС-50	3,84	0,36	0,63	1,39	2,44	2,8	-	-	-	-
	К36	64	АС-50	3,84	0,36	0,63	1,39	2,44	2,8	160	2650	4,5	14,1
	К37	78	АС-50	4,7	0,36	0,63	1,69	2,97	3,42	-	-	-	-
	К38	78	АС-50	4,7	0,36	0,63	1,69	2,97	3,42	250	3700	6,5	13,1
	К39	78	АС-50	4,7	0,36	0,63	1,69	2,97	3,42	-	-	-	-
	К40	78	АС-50	4,7	0,36	0,63	1,69	2,97	3,42	250	3700	6,5	13,1
Ф. №24	К41	39	А-50	2,34	0,36	0,63	0,85	1,49	1,71	-	-	-	-
	К42	39	А-50	2,34	0,36	0,63	0,85	1,49	1,71	160	2650	4,5	13,2
	К43	45	А-50	2,7	0,36	0,63	0,98	1,71	1,97	-	-	-	-
	К44	45	А-50	2,7	0,36	0,63	0,98	1,71	1,97	250	3700	6,5	12,0
	К45	42	А-50	2,52	0,36	0,63	0,91	1,6	1,84	-	-	-	-
	К46	42	А-50	2,52	0,36	0,63	0,91	1,6	1,84	63	1280	4,5	32,6
	К47	55	А-50	3,3	0,36	0,63	1,19	2,1	2,41	-	-	-	-
	К48	55	А-50	3,3	0,36	0,63	1,19	2,1	2,41	63	1280	4,5	33,1
	К49	113	А-50	6,78	0,36	0,63	2,45	4,3	4,95	-	-	-	-
	К50	113	А-50	6,78	0,36	0,63	2,45	4,3	4,95	63	1280	4,5	35,2
	К51	141	А-50	8,46	0,36	0,63	3,06	5,37	6,18	-	-	-	-
	К52	141	А-50	8,46	0,36	0,63	3,06	5,37	6,18	25	600	4,5	86,2
	К53	142	А-50	8,52	0,36	0,63	3,08	5,41	6,22	-	-	-	-
	К54	142	А-50	8,52	0,36	0,63	3,08	5,41	6,22	63	1280	4,5	36,3
	К55	167	А-50	10,02	0,36	0,63	3,62	6,36	7,32	-	-	-	-
	К56	167	А-50	10,02	0,36	0,63	3,62	6,36	7,32	63	1280	4,5	37,3
	К57	185	А-50	11,1	0,36	0,63	4,01	7,05	8,11	-	-	-	-
	К58	185	А-50	11,1	0,36	0,63	4,01	7,05	8,11	63	1280	4,5	37,9
Ф. №14	К59	10	ААШОУ-95	0,6	0,34	0,33	0,2	0,2	0,29	-	-	-	-
	К60	10	ААШОУ-95	0,6	0,34	0,33	0,2	0,2	0,29	160	2650	4,5	12,1
Ф. №06	К61	10	ААШОУ-95	0,6	0,34	0,33	0,2	0,2	0,29	-	-	-	-
	К62	10	ААШОУ- 95	0,6	0,34	0,33	0,2	0,2	0,29	100	1970	4,5	19,7

Приложение А.4 Результаты расчётов токов КЗ ПС «Гежская»

№ фидера	№ п/п точки КЗ	Базовое напряжение , кВ	Место КЗ , кВ	Сопрот-ние до точки КЗ , Ом	Значение 3-х фаз.КЗ , А	Значение 2-х фаз.КЗ , А
Ф. №01	К5	6,3	6	1,995	1823	1579
	К6	6,3	0,4	5,295	10819	9370
	К7	6,3	6	1,995	1823	1579
	К8	6,3	0,4	12,305	4656	4032
	К9	6,3	6	1,995	1823	1579
	К10	6,3	0,4	12,305	4656	4032
Ф. №02	К11	6,3	6	4,285	849	735
	К12	6,3	0,4	14,045	4079	3532
Ф. №03	К13	6,3	6	2,155	1688	1462
	К14	6,3	0,4	12,515	4578	3964
	К15	6,3	6	2,656	1418	1228
	К16	6,3	0,4	33,505	1710	1481
	К17	6,3	6	3,735	974	843
	К18	6,3	0,4	34,55	1658	1436
	К19	6,3	6	3,875	939	813
	К20	6,3	0,4	53,305	1075	931
	К21	6,3	6	5,485	663	574
	К22	6,3	0,4	54,775	1046	906
	К23	6,3	6	5,485	663	574
	К24	6,3	0,4	36,135	1585	1373
Ф. №04	К25	6,3	6	7,165	508	440
	К26	6,3	0,4	55,915	1025	887
	К27	6,3	6	7,005	519	450
	К28	6,3	0,4	37,145	1542	1336
	К29	6,3	6	12,765	285	247
	К30	6,3	0,4	42,195	1358	1176
	К31	6,3	6	12,745	292	253
	К32	6,3	0,4	42,195	1358	1176
Ф. №21	К33	6,3	6	2,665	1365	1182
	К34	6,3	0,4	52,095	1100	952
	К35	6,3	6	3,885	936	811
	К36	6,3	0,4	15,235	3760	3256
	К37	6,3	6	4,505	807	699
	К38	6,3	0,4	14,225	4027	3488
	К39	6,3	6	4,505	807	699
	К40	6,3	0,4	14,225	4027	3488
Ф. №24	К41	6,3	6	2,795	1301	1127
	К42	6,3	0,4	14,335	3991	3456
	К43	6,3	6	3,055	1190	1031
	К44	6,3	0,4	13,085	4387	3799
	К45	6,3	6	2,925	1585	1373
	К46	6,3	0,4	33,695	1700	1472
	К47	6,3	6	3,495	1041	901
	К48	6,3	0,4	34,165	1677	1452
	К49	6,3	6	6,035	603	522
Ф. №24	К50	6,3	0,4	3,305	1578	1367
	К51	6,3	6	7,265	501	434
	К52	6,3	0,4	87,335	656	568
	К53	6,3	6	7,305	498	431
	К54	6,3	0,4	37,405	1532	1326
	К55	6,3	6	8,405	433	375
	К56	6,3	0,4	38,355	1494	1294
	К57	6,3	6	9,195	396	343
	К58	6,3	0,4	39,045	1467	1241
Ф. №14	К59	6,3	6	1,375	2645	2291
	К60	6,3	0,4	13,245	4325	3746
Ф. №06	К61	6,3	6	1,375	2645	2291
	К62	6,3	0,4	20,855	2747	2379

Приложение А.5 Расчёт ТО без выдержки времени

Место установки защиты	Условия выборы параметров срабатывания			Ток мин. 3-х фазного КЗ в начале линии,А	Ток 3-х фазного КЗ в конце линии,А	Чув-ть защиты при расчетном значении уставки
	Условия согласования защит	Расчётные формулы и условия выбора защит
Фидер №1	отстройка от броска тока намагничивания	=103,56 А	≥= 517,8 А	3360	1823
	отстройка от минимального тока КЗ	= 295,6 А	≥=325,2 А
Фидер №2	отстройка от броска тока намагничивания	=24,2 А	≥= 121 А	3360	849
	отстройка от минимального тока КЗ	= 258,9 А	≥=284,8 А
Фидер №3	отстройка от броска тока намагничивания	=47,65 А	≥= 237,8 А	3360	663
	отстройка от минимального тока КЗ	= 290,6 А	≥=319,7 А
Фидер №4	отстройка от броска тока намагничивания	=20,98 А	≥= 104,9 А	3360	285
	отстройка от минимального тока КЗ	= 86,22 А	≥= 94,8 А
Фидер №21	отстройка от броска тока намагничивания	=64,15 А	≥= 320,0 А	3360	807
	отстройка от минимального тока КЗ	= 255,68 А	≥= 281,2 А
Фидер №24	отстройка от броска тока намагничивания	=73,3 А	≥= 366,5 А	3360	396
	отстройка от минимального тока КЗ	= 93,1 А	≥= 102,4 А
Фидер №6, №14	отстройка от броска тока намагничивания	=25,6 А	≥= 128 А	3360	2645
	отстройка от минимального тока КЗ	= 274,6 А	≥=302 А

Приложение А.6 Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВ

Наименование			Обозначение и расчётная формула	ЗРУ- 6кВ (I секция)
				Ф. №1	Ф. №2	Ф. №3	Ф. №6	КУ
				яч. 19	яч. 16	яч.13	яч. 12	яч. 15
Исходные данные	Максимальный рабочий ток, А			145	34	67	35	130
	Трансформаторы тока		-	150/5	50/5	100/5	50/5	150/5
	Коэффициент трансформации трансформаторов тока			30	10	20	10	30
	Минимальное значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты	Основной, А		3360	3360	3360	3360	3360
		В конце линии, А		1823	849	663	2645	-
Максимальная токовая защита	Расчетные коэффициенты	Кратности максимального тока		1	1	1	1	1
		Схемы включения реле		1	1	1	1	1
		Отстройки		1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
		Возврата реле		0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
	Ток срабатывания реле Iср и защиты Iсз	Расчетный, А		6,1	4,3	4,2	4,4	5,5
		Принятый, А		6,5	4,5	4,5	4,5	6,0
		Первичный, А		195	45	90	45	180
	Коэффициенты Kсч для определения чувствит-ти	От сборных шин до тр-ра		-	-	-	-	0,87
		За трансформатором, А		1	1	1	1	-
	Чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ	В зоне защиты от сборных шин до тр-ра		-	-	-	-	14,1
		За трансформатором в зоне защиты		8,1	16,3	6,1	50,9	-
	Тип микропроцессорного блока		-	Micom Р123	Micom Р123	Micom Р123	Micom Р123	Micom Р123
	Принятая уставка времени защиты, с			1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

Приложение А.6 (продолжение) Расчёт уставок МТЗ ЗРУ- 6 кВ

Наименование			Обозначение и расчётная формула	ЗРУ- 6кВ (II секция)
				Ф. №4	Ф. №14	Ф. №21	Ф. №24	КУ
				яч. 7	яч. 9	яч.8	яч. 5	яч. 6
Исходные данные	Максимальный рабочий ток, А			30	35	90	102	130
	Трансформаторы тока		-	50/5	50/5	150/5	150/5	150/5
	Коэффициент трансформации трансформаторов тока			10	10	30	30	30
	Минимальное значение тока 3-х фазного КЗ при КЗ в зоне защиты	Основной, А		3360	3360	3360	3360	3360
		В конце линии, А		285	2645	807	396	-
Максимальная токовая защита	Расчетные коэффициенты	Кратности максимального тока		1	1	1	1	1
		Схемы включения реле		1	1	1	1	1
		Отстройки		1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
		Возврата реле		0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
	Ток срабатывания реле Iср и защиты Iсз	Расчетный, А		3,8	4,4	3,8	4,3	5,5
		Принятый, А		4	4,5	4	4,5	6,0
		Первичный, А		40	45	120	130	180
	Коэффициенты Kсч для определения чувствит-ти	От сборных шин до тр-ра		-	-	-	-	0,87
		За трансформатором, А		1	1	1	1	-
	Чувствительность защиты при 2-х фазном КЗ	В зоне защиты от сборных шин до тр-ра		-	-	-	-	14,1
		За трансформатором в зоне защиты		6,2	50,9	5,8	2,5	-
	Тип микропроцессорного блока		-	Micom Р123	Micom Р123	Micom Р123	Micom Р123	Micom Р123
	Принятая уставка времени защиты, с			1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

Приложение А.7 Расчёт защитного заземления

Приложение А.8 АСУ ТП 110/6 кВ «Гежская»

Приложение А.9 Расчёт балансовой стоимости

№	Тип электрооборудования	Затраты по оптовым ценам, руб	Транспортные расходы, 10%	Складские расходы, 2%	Затраты на создание фунд., 3%	Монтаж, 8%	Всего первоначальная балансовая стоимость
1	Трансформатор ТМН 6300/110	1 090 000	109 000	21 800	32 700	87 200	1 340 700
2	Разъединитель РНГП-110	840 000	84 000	16 800	25 200	67 200	1 033 200
3	Трансформатор напряжения НКФ-110	600 000	60 000	12 000	18 000	48 000	738 000
4	Трансформатор тока ТФЗМ-110	340 000	34 000	6 800	10 200	27 200	418 200
5	Выключатель элегазовый ВГТ	440 000	44 000	8 800	13 200	35 200	541 200
6	Ограничитель перенапряжения ОПН-110	260 000	26 000	5 200	7 800	20 800	319 800
7	Заземлитесь однополюсный ЗОН-110	250 000	25 000	5 000	7 500	20 000	332 500
8	Ячейка КРУ серии КУ-10ц	6 500 000	650 000	130 000	195 000	520 000	7 995 000
9	Конденсаторные установки	500 000	50 000	10 000	15 000	40 000	615 000
10	Микропроцессорное устойство Micome Р123	7 800 000	780 000	158 000	234 000	622 000	9 594 000
11	Микропроцессорное устойство Micome Р623	1 720 000	172 000	34 400	51 600	137 600	2 115 600
12	ОПУ	6 300 000	630 000	126 000	189 000	504 00	7 749 000
13	Сети связи и сигнализации	218 000	21 800	4 360	6 540	14 440	265 140
Всего:		26 856 000	2 685 800	539 160	832 740	2 143 640	33 057 340

Приложение А.10 Расчёт дисконтированного дохода

Наименование показателя	Годы
	1	2	3	4	5
Результаты,	47 154 636	47 154 636	47 154 636	47 154 636	47 154 636
Инвестиции проекта, К	33 057 340
Эксплуатационные расходы,	2 612 809	2 612 809	2 612 809	2 612 809	2 612 809
Прибыль налогооблагаемая	44 541 827	44 541 827	44 541 827	44 541 827	44 541 827
Налог на прибыль, 24%	10 690 038	10 690 038	10 690 038	10 690 038	10 690 038
Чистая прибыль	33 851 789	33 851 789	33 851 789	33 851 789	33 851 789
Амортизация	11 089 947	11 089 947	11 089 947	11 089 947	11 089 947
Денежный поток-эффект проекта	22 761 842	22 761 842	22 761 842	22 761 842	22 761 842
Коэффициент дисконтирования	0,91	0,83	0,76	0,69	0,63
Дисконтированный эффект по годам	20 713 276	18 892 328	17 298 999	15 705 670	14 339 960
Чистый дисконтированный доход за t лет	- 12 344 064	6 548 264	23 847 263	39 552 933	53 892 893
ИД	0,63	1,19	1,72	2,19	2,55