Федеральное агентство по образованию

Филиал

Государственного образовательного учреждения

Высшего профессионального образования

"Дальневосточный государственный технический университет

(ДВПИ имени В.В. Куйбышева)"

в г. Петропавловске-Камчатском

Факультет очного обучения

Кафедра Промышленной теплоэнергетики и электроснабжения

Специальность: Электроснабжение

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Модернизация п/с "Северная"

140211.08ДП. 19.10 ПЗ

Пояснительная записка

Проект выполнил Крысин И.В.

Руководитель проекта Глездунов А.Г.

г. Петропавловск – Камчатский 2009

Оглавление

Список стандартных сокращений

Введение

1. Исходные данные для проектирования

1.1 Данные питающей системы

1.2 Параметры потребителей на стороне низкого напряжения

2. Расчёт и построение графиков электрических нагрузок подстанции

2.1 Построение годовых графиков нагрузки подстанции

2.2 Годовой график нагрузки

3. Выбор силовых трансформаторов

3.1 Выбор трансформатора на напряжение 110/10 кВ

4. Расчет токов короткого замыкания

4.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

4.5 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания в точке К2

5. Выбор электрических аппаратов

5.1 Выбор коммутационной аппаратуры

5.2 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 110 кВ

5.3 Выбор разъединителей РУ 110 кВ

5.4 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 10 кВ

5.5 Выбор серии шкафов КРУ для РУ 10 кВ

5.6 Выбор ОПН на подстанции

6. Выбор токоведущих частей на подстанции

6.1 Выбор проводников ошиновки РУ 110 кВ

6.2 Выбор токоведущих частей на напряжение 10 кВ

6.3 Выбор ошиновки на стороне 10 кВ

7. Проектирование системы измерений подстанции

7.1 Выбор трансформаторов тока

7.2 Выбор трансформатора тока в цепи РУ 110 кВ

7.2.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы на стороне 110 кВ

7.2.3 Выбор трансформаторов тока на ввод 10 кВ силового трансформатора

7.2.4 ыбор трансформаторов тока на отходящие кабельные линии

7.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

7.3.1 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

7.3.2 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ

8. Проектирование системы собственных нужд подстанции

8.1 Предлагаемое к реконструкции оборудование подстанции

9. Автоматическая частотная разгрузка, выполненная на микропроцессорной элементной базе

9.1 Понятие автоматической частотной разгрузки и ее назначение

9.2 Кратковременное понижение частоты

9.3.1 Основные технические данные

9.3.2 Работа и устройство изделия

10. Релейная защита понижающих трансформаторов

10.1 Защита трансформаторов от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах

10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11

10.3 Максимальная токовая защита

10.4 Защита от перегрузки

10.5 Газовая защита

11. Экономическая часть

11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию подстанции 110/10 кВ

11.2 Баланс рабочего времени

11.3 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

11.4 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и специалистов

11.5 Отчисления на социальные нужды

11.6 Ремонтные отчисления

11.7 Амортизационные отчисления

11.8 Стоимость материалов

11.9 Суммарные ежегодные издержки

11.10 Срок окупаемости

12. Охрана труда

12.1 Расчёт заземления

12.2 Расчёт молниезащиты

12.3 Функции заземления

12.4 Первая помощь пострадавшему от электрического тока

12.5 Пожарная защита в электроустановках

12.6 Пожарная опасность электрических кабелей

Заключение

Список используемой литературы

Список стандартных сокращений

АПВ - автоматическое повторное включение;

АЧР - автоматическая частотная разгрузка;

ВН - высшее напряжение;

ВЛ - воздушная линия;

ГЭС - гидро - электростанция;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

КЗ - короткое замыкание;

КЛ - кабельная линия;

КРУ - комплектное распределительное устройство;

ЛЭП - линия электро передач;

МТЗ - максимальная токовая защита;

НН - низшее напряжение;

ОПН - ограничение от перенапряжения;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ПС - подстанция;

ПУЭ - правило устройств электроустановок;

РПН - регулирование напряжения под напряжением;

РУ - распределительное устройство;

ТА - трансформатор тока;

ТСН - трансформатор собственных нужд;

ТЭЦ - тепло - электроцентраль;

УАЧР - устройство автоматической частотной разгрузки;

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение;

ЭЭС - электроэнергетические системы.

Введение

Подстанция "Северная" является одним из энергоузлов, входящих в системообразующую сеть Камчатской энергосистемы.

Реконструкция ПС "Северная" вызвано необходимостью модернизации и замены устаревшего электрооборудования и автоматики.

В настоящей работе рассматриваются следующие возможности усиления надёжности схемы электроснабжения:

Установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;

Установка электрогазовых выключателей на стороне 110 кВ;

Замена разрядников, на более современные, ограничители перенапряжения нелинейные;

Установка более мощных устройств компенсации емкостного тока.

В настоящее время к качеству электроэнергии предъявляются высокие требования. Качество электроэнергии должно соответствовать ГОСТ 13109-99.

Кроме того, появились новые материалы и современное энергетическое оборудование с большим ресурсом работы и более надежное.

При проектировании электроснабжения необходимо правильно принимать технические решения по электрическим схемам электрических соединений подстанций всех категорий.

В настоящее время энергетическая система Камчатки не входит в единый энергетический комплекс России, основными генерирующими мощностями на полуострове являются ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 общей мощностью 395 МВт, а так же Мутновская ГеоТЭС мощностью 62 МВт. Ведется строительство Толмачевской ГЭС мощностью 20,4 МВт.

Поскольку основным видом топлива на Камчатке является дорогостоящий мазут и стоимость электроэнергии по стране самая дорогая, вопрос об экономичности, надежности и качество электроэнергии в сети потребителя является одним из самых важных в работе энергосистемы Камчатки.

В последнее время одной из важных проблем в отечественной энергетике является замена устаревшего парка оборудования на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС), в особенности ЭЭС районов Крайнего Севера. Так, эксплуатация морально устаревших комплексов релейной защиты может привести к ложным срабатываниям защит или даже их отказу, что в свою очередь приведёт к развитию опасных аварийных ситуаций и снижению надёжности функционирования ЭЭС в целом. Истинная надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и использованию у потребителей устройств релейной защиты, контроля и сигнализации. Всё это предопределяет актуальность темы на сегодняшний день по замене, реконструкции и модернизации комплексов релейной защиты с целью повышения надёжности функционирования.

Качество обеспечивается поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, ограничением высших гармоник.

Путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций, введения рациональной системы учета энергопотребителя достигается экономичность электроснабжения.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации элементов системы электроснабжения. Это учитывается при проектировании.

В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему электрической сети трансформаторной подстанции "Северная", работающей в автоматическом режиме, и проработать основные вопросы модернизации комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий.

На первом этапе проекта необходимо привести общие сведения об объекте проектирования, которые включают в себя описание главной схемы электрических силовых цепей, а также назначение подстанции в районной энергосистеме.

Далее, по данным нагрузок, присоединений подстанции следует произвести выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Кроме этого, необходимо рассчитать все виды токов короткого замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта, произвести проверку выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.

Основным вопросом дипломного проекта является модернизация комплекса релейной защиты подстанции, для чего необходимо произвести подробные расчёты параметров срабатывания выбранных более современных защит трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.

В разделе безопасность жизнедеятельности произведен расчет заземляющего устройства подстанции. Рассмотрены противопожарные мероприятия на подстанции.

В экономическом разделе дипломного проекта представлена локальная смета на приобретение и монтаж силового оборудования, а также произведен расчёт стоимости выбранной аппаратуры релейной защиты для защиты линии 110 кВ.

1. Исходные данные для проектирования

1.1 Данные питающей системы

Напряжение системы 110 кВ. Через подстанцию проходит транзит мощности. Мощность короткого замыкания составляет Sкз= 4615 кВ·А.

1.2 Параметры потребителей на стороне низкого напряжения

Напряжение на стороне потребителей 10 кВ. Количество потребителей 16. В режиме максимума, активной нагрузки tgφ= 0,73 (cosφ= 0,8). Линии, идущие к потребителям кабельные.

2. Расчёт и построение графиков электрических нагрузок подстанции

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а, следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электрических станций в энергосистеме непрерывно меняется этот факт отражается графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

Графики отражают изменение нагрузки за отдельный период времени. По этому признаку их разделяют на суточные, сезонные, годовые и т.д.

График нагрузки необходим для того, что бы определить максимальную мощность или ток, для выбора электрического оборудования и расчета потерь напряжения в электрической сети, для определения суточного и годового энергопотребления, что необходимо для расчета технико-экономических показателей электроустановки или системы электроснабжения.

Таблица 2.1 Распределение нагрузок по часам суток модернизируемой

подстанции.

Часы	Зима, А			Лето, А
4-00	100	180	150	100	90	110
10-00	190	230	240	70	60	75
22-00	270	335	320	80	75	80

2.1 Построение годовых графиков нагрузки подстанции

Годовой график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании уже известных суточных графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, МВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760.

Продолжительность потребления нагрузки (ступени) определяется по длительностям ступеней суточных графиков и количеству календарных дней зимы и лета , причем .

2.2 Годовой график нагрузки

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты:

годовое потребление активной энергии ;

годовое число часов использования максимума активной мощности ;

время максимальных потерь .

Годовое потребление активной энергии, определяется по формуле:

(2.1)

где - мощность i-й ступени графика таблицы 2.2, МВт;

- продолжительность i-й ступени графика таблицы 2.2, ч;

n - число ступеней годового графика.

Таблица 2.2 Распределение нагрузок подстанции по часам суток за год.

Нагрузки, МВт	Часы в год
14,33	744
13	696
8,3	744
7,5	720
10,6	744
4,8	720
4,3	744
5	720
8,5	744
10	744
13,6	720
10,7	744

Годовое число часов использования максимума активной мощности Ртах нагрузки, определяется по формуле:

(2.2)

Годовое число часов использования максимума активной мощности:

Время максимальных потерь, определяется по выражению:

(2.3)

Время максимальных потерь:

3. Выбор силовых трансформаторов

При выборе числа трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35-750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора.

На подстанциях устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы или автотрансформаторы. При выборе типа трансформаторов или автотрансформаторов необходимо учитывать, что они обязательно должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. [2]

Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,7 - 0,8) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

3.1 Выбор трансформатора на напряжение 110/10 кВ

Расчетная мощность трансформатора определяется согласно выражению:

(3.1)

По справочной литературе [3] выбирается трехобмоточный трансформатор типа ТДТН - 16000/110

Условные обозначения выбранного трансформатора:

Т - трехфазный; Д - охлаждение масленое с дутьём и естественной циркуляцией масла; Т - трёх обмоточный; Н - наличие РПН; 16000 - номинальная мощность, кВ·А; 110 - класс напряжения обмотки ВН, кВ.

Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110.

Условные обозначения	Значения
, МВ·А	16
, кВ	115
, кВ	11
	19,75
	105
	10,5
	6,5
	18,44
	±9Ч1,78
	1,38

4. Расчет токов короткого замыкания

Согласно проверки, правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного КЗ, а напряжением 110 кВ и выше по току трехфазного или однофазного КЗ Расчет токов КЗ производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения возможного наибольшего тока КЗ в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.

Расчет токов короткого замыкания производится для двух точек, на шинах ВН, НН трансформатора ТДТН (рисунок 4.1)

Расчёт параметров схемы замещения системы электроснабжения

Рисунок 4.1 Схема замещения для расчёта токов КЗ.

Расчёт ведём в именованных единицах точечным методом.

Расчёт эквивалентных сопротивлений.

Сопротивление системы:

(4.1)

где напряжение на шинах систем;

мощность короткого замыкания.

Сопротивление трансформатора с РПН, отнесённое к регулируемой стороне высокого напряжения:

(4.2)

где среднее напряжение, приведённое к стороне высокого напряжения согласно

(4.3)

(4.4)

Согласно методического указания принимаем равным 115 кВ.

(4.5)

(4.6)

(4.7)

4.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

т. К1-точка короткого замыкания на линии перед трансформатором (рисунок 4.1)

(4.8)

где междуфазное напряжение на шинах системы;

4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

т. К1-точка короткого замыкания на линии после трансформатора

(рисунок 4.1)

Максимально возможный ток короткого замыкания:

(4.9)

Приведение к нерегулируемой стороне низкого напряжения осуществляется по минимальному напряжению:

(4.10)

Минимально возможный ток короткого замыкания:

Результаты расчетов токов коротких замыканий сведены в таблицу 4.1

Таблица 4.1 Токи трехфазного короткого замыкания.

Точка КЗ.	К1		К2
Значение тока	Iвн	Iнн	Iвн	Iнн
Max	23,13	-	1,63	14,13
Min	23,13	-	0,36	4,09

Расчёт токов двухфазного короткого замыкания в точке К1

Ток двухфазного короткого замыкания, упрощённо вычисляется по формуле:

(4.11)

4.5 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания в точке К2

Максимально возможный ток короткого замыкания:

(4.12)

(4.13)

Минимально возможный ток короткого замыкания:

Результаты расчётов для двухфазных коротких замыканий занесены в таблицу 4.2

Таблица 4.2 Токи двухфазного короткого замыкания.

Точка КЗ	К1		К2
Значение тока	IВН	IНН	IВН	IНН
Max	20,03	-	1,41	12,2
Min	20,03	-	0,31	3,5

5. Выбор электрических аппаратов

5.1 Выбор коммутационной аппаратуры

Выключатели являются основным коммутационным аппаратом и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключения токов КЗ и включение на существующее КЗ. При выборе выключателей необходимо учитывать основные требования, предъявляемые к ним:

выключатели должны надежно отключать любые токи: нормального режима и КЗ, а также малые индуктивные и емкостные токи без появления при этом опасных коммутационных перенапряжений;

для сохранения устойчивой работы системы, отключения КЗ должно производится как можно быстрее, выключатель должен быть приспособлен для быстродействующего АПВ;

конструкция выключателя должна быть простой, удобной для эксплуатации и транспортировки, выключатель должен обладать высокой ремонтопригодностью, взрыво- и пожаробезопасностью.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по напряжению установки

(5.1)

где - напряжение установки;

- номинальное напряжение выключателя.

по номинальному току

(5.2)

где - номинальный ток выключателя;

- форсированный ток в режиме наибольших нагрузок.

по электродинамической стойкости

(5.3)

где - наибольший пик сквозного тока короткого замыкания;

- ударный ток трехфазного КЗ в точке К1.

Проверка на отключающую способность производится по условию:

(5.4)

где - номинальный ток отключения выключателя;

- действительное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1.

Проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

(5.5)

где - номинальное значения апериодической составляющей в

отключаемом токе;

- апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1.

На термическую стойкость выключатель проверяется по расчетному импульсу квадратичного тока КЗ по условию:

(5.6)

где - ток и время термической стойкости аппарата к токам КЗ;

- тепловой импульс.

Тепловой импульс вычисляется по формуле:

(5.7)

где - время отключения КЗ определяется:

(5.8)

5.2 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 110 кВ

Максимально возможный ток выключателей и разъединителей:

(5.9)

Выбираем выключатель ВГТ-110II-40/2500 У1 с паспортными данными

собственное время отключения выключателя:

;

полное время отключения: ;

номинальное напряжение: ;

номинальный отключающий ток: Iном откл=40кА;

ток динамической стойкости: ;

номинальный ток: ;

номинальное значение апериодической составляющей в отключаемом токе: ;

ток термической стойкости, время его действия 40/3 кА/с;

собственное время включения 0,1с.

Апериодическая составляющая:

ОРУ 110 кВ Та принимается равным 0,02 сек.

Ударный коэффициент тока КЗ:

(5.10)

Ударный ток КЗ:

(5.11)

Тепловой импульс тока КЗ:

Условия выбора и проверки выключателей приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Условия выбора и проверки выключателей.

Паспортные данные	Условие выбора	Расчетные параметры	Размерность
110		110	кВ
40		20,03	кА
2500		75,21	А
40		3,8	кА
102		45,5	кА
4800		70,2	к А2 ·сек

5.3 Выбор разъединителей РУ 110 кВ

Выбирается разъединитель РДЗ-110/1000-УХЛ1 с паспортными данными:

;

;

;

Iтер=31,5кА;

tвкл=3с;

.

Условия выбора и проверки разъединителей приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Условия выбора и проверки разъединителей.

Паспортные данные	Условие выбора	Расчетные параметры	Размерность
110		110	кВ
1000		75,21	А
80		45,5	кА
2977		70,2	к А2 ·сек

5.4 Выбор коммутационных аппаратов для РУ 10 кВ

Выбор выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ происходит аналогично выбору аппаратов на стороне 110 кВ.

Максимально возможный ток выключателей и разъединителей:

Максимальный рабочим ток секционного выключателя:

Максимальный рабочий ток на отходящих кабельных линиях:

Выбираем выключатель ВВ/TEL - 10 с паспортными данными:

;

;

;

;

;

;

;

;

для системы связанной со сборными шинами 10 кВ применяется равным 0,01 сек.

Ударный коэффициент тока КЗ:

Ударный ток КЗ:

Тепловой импульс тока КЗ:

Условия выбора и проверка выключателей приведены в таблице 5.3

Таблица 5.3. Условия выбора и проверка выключателей.

Паспортные данные	Условие выбора	Расчётные данные	Размерность
10		10	кВ
20		12,2	кА
1000		827,4	А
52		23,6	кА
1200		37,95	кА2∙сек

5.5 Выбор серии шкафов КРУ для РУ 10 кВ

Выбираются шкафы серии К-63 с выключателями типа BB/TEL-10.

5.6 Выбор ОПН на подстанции

Защитное действие ограничителей обусловлено тем, что при возникновении перенапряжения в сети, вследствие высокой нелинейности резисторов, через ограничители протекает значительный импульсный ток, в результате чего величина перенапряжения снижается до уровня, безопасного для изоляции защищаемого электрооборудования.

На стороне 110 кВ устанавливаются ОПН типа ОПН-110 У1.

Для защиты нейтралей трансформаторов от напряжений, устанавливаем вентильные ОПН.

6. Выбор токоведущих частей на подстанции

6.1 Выбор проводников ошиновки РУ 110 кВ

Для выбора проводников реконструируемой подстанции необходимо знать значение тока в форсированном режиме .

Форсированный ток в проводах можно рассчитать по формуле:

(6.1)

(6.2)

где максимальная нагрузка на высшем напряжении;

номинальное напряжение на высшей стороне 110 кВ.

По таблице 2.5 6 [2] "Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны" принимается провод АС-70/11,. Расстояние между фазами В = 300 см, фазы расположены горизонтально.

(6.3)

6.2 Выбор токоведущих частей на напряжение 10 кВ

Выбор кабелей отходящих от шин РУ 10кВ к потребителям подстанции. Потребители 6-10 кВ получают питание по кабельным линия. В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабелей. Для модернизируемой подстанции по справочнику выбираем кабели с алюминиевыми жилами, прокладываемые в земле.

Для выбора проводников реконструируемой подстанции необходимо знать значение рабочего тока в форсированном режиме .

Для линий отходящих от трансформатора ТДТН:

Применяется провод АС-150/19 с допустимым током

Расчётные рабочие токи:

Принимаем кабель марки ААШВ - кабель с бумажной пропитанной изоляцией, сечением 3 x 50 с допустимым длительным током

Минимальное сечение по термической стойкости:

(6.4)

где - для кабеля марки ААШВ.

Принятое сечение проходит по условию проверки по термической стойкости.

6.3 Выбор ошиновки на стороне 10 кВ

Максимальный ток (см. п.5.4)

Выбираются алюминиевые жёсткие шины прямоугольного сечения 100х8 с допустимым током .

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Так как наибольшие электродинамические усилия возникают при трёхфазном повреждении, поэтому проверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока трёхфазного КЗ, который согласно пункту 5.4.

Усилия между фазами при протекании тока трёхфазного К. З.,

(6.5)

где - расстояние между осями соседних фаз,

Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз:

(6.6)

где - расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции,

;

- момент сопротивления шин, относительно оси, перпендикулярной

действию усилия, для трёхполосных шин:

(6.7)

где - размеры сечения прямоугольных шин.

Выбранные шины удовлетворяют электродинамической стойкости, т.к

7. Проектирование системы измерений подстанции

7.1 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по напряжению установки, рабочему току первичной цепи, нагрузке вторичной цепи при выбранном классе точности.

Выбор ТА по вторичной нагрузке выполняется по условию:

(7.1)

где - расчётная нагрузка вторичной цепи, Ом;

- номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности, Ом.

Так как индуктивное сопротивление вторичной цепи невелико, можно принять, . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

(7.2)

Сопротивление приборов:

(7.3)

где - мощность, потребляемая приборами, В∙А;

- вторичный номинальный ток приборов трансформатора тока, А.

Переходное сопротивление контактов принимается:

- при количестве подключаемых приборов не более трёх;

- при количестве подключаемых приборов более трёх.

Сопротивление соединительных проводов:

(7.4)

По рассчитанному сопротивлению определяется сечение соединительных проводов:

(7.5)

где - удельное сопротивление материалов провода:

для алюминиевых проводов;

для медных проводов;

- расчётная длина провода от ТА до приборов, м.

По условиям механической прочности сечение соединительных алюминиевых проводов должно быть не менее 4мм2, медных проводов - не менее 2,5мм2.

7.2 Выбор трансформатора тока в цепи РУ 110 кВ

, :

амперметр ЭА-0702

Выбирается трансформатор ТГФ-110 У1, используется вторая вторичная обмотка в классе точности 0,2:

где ;

;

;

;

;

.

По формуле (7.1) определим:

,

,

По формуле (7.2) определим:

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов

lрасч=, (7.6)

где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов, принимаем для 100 кВ l = 50м, поэтому lрасч= 86,6 м.

7.2.1 Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы на стороне 110 кВ

, :

амперметр ЭА-0702

Выбирается трансформатор тока ТВТ-110 I-600/5 в классе точности 3:

; ;

;

;

;

.

По формуле (7.1) определим:

,

,

По формуле (7.2) определим:

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов

lрасч=,

где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов, принимаем для 100 кВ l = 50м, поэтому lрасч= 86,6 м.

,

Выбор трансформаторов тока в цепи секционного выключателя 110 кВ

, :

амперметр ЭА-0702, ,

Выбирается трансформатор ТГФ-110 УХЛ1, в классе точности 0,5:

;

;

;

;

;

.

По формуле (7.1) определим:

По формуле (7.2) определим:

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов

lрасч=,

где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов, принимаем для 100 кВ l = 50м, поэтому lрасч= 86,6 м.

7.2.3 Выбор трансформаторов тока на ввод 10 кВ силового трансформатора

, :

Амперметр ЭА-0702, ;

Ваттметр Ц-301/1, ;

Варметр Ц-301/1, ;

Счётчик активной энергии ЦЭ 6805В, ;

Счётчик реактивной энергии ЦЭ 6811В, ;

Выбирается трансформатор ТПОЛ-10-1000/5 УЗ в классе точности 0,5:

;

;

;

;

.

По формуле (7.1) определим:

По формуле (7.2) определим:

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов

lрасч=,

где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов, принимаем для 10 кВ l = 30м, поэтому lрасч= 52 м.

,

7.2.4 Выбор трансформаторов тока на отходящие кабельные линии

, :

Амперметр ЭА-0702, ,

Выбирается трансформатор ТПОЛ-10-200/5 УЗ в классе точности 0,5:

;

;

;

;

;

.

По формуле (7.1) определим:

По формуле (7.2) определим:

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов

lрасч=,

где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов, принимаем для 10 кВ l = 20м, поэтому lрасч= 35 м.

,

Выбор трансформатора тока в цепи секционного выключателя 10кВ

, :

Амперметр ЭА-0702, ,

Выбирается трансформатор ТПОЛ-10-1000/5 УЗ в классе точности 0,5:

;

;

;

;

.

По формуле (7.1) определим:

,

По формуле (7.2) определим:

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов

lрасч=,

где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов, принимаем для 10 кВ l = 30м, поэтому lрасч= 35 м.

,

Выбор трансформаторов тока для подключения измерительных приборов к ТСН

Амперметр ЭА - 0702,

Счётчик активной энергии ЦЭ-6805В,

Выбирается трансформатор тока ТК-20

7.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности. Они устанавливаются на каждой секции сборных шин. В РУ 110/10 кВ устанавливаем трёхфазные трансформаторы типа НАМИ с двумя вторичными обмотками, одна из которых служит для присоединения измерительных приборов, другая для контроля изоляции.

Для того, чтобы трансформатор не вышел из заданного класса точности, необходимо соблюдения условия:

(7.7)

где нагрузка измерительных приборов трёх фаз, В·А;

номинальная мощность трансформаторов напряжения, В·А.

В качестве соединительных проводов принимаем по условиям механической прочности принимаем алюминиевые провода сечением 4 мм2.

7.3.1 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ

Нагрузкой трансформатора на одну секцию является:

Вольтметр показателей Э-335, ;

Вольтметр регистрирующий Н-344, ;

Частотомер Э-372, ;

Ваттметр Ц-301/1, ;

Варметр Ц-301/1, ;

Счётчик активной энергии ЦЭ-6805В, ;

Счётчик реактивной энергии ЦЭ-6811, .

Выбирается трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 в классе точности 0,5

т.е. условие (7.7) выполняется.

7.3.2 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ

Нагрузкой трансформатора на одну секцию является:

Вольтметр показателей Э-335, ;

Вольтметр регистрирующий Н-344, ;

Частотомер Э-372, ;

Ваттметр Ц-301/1, ;

Варметр Ц-301/1, ;

Счётчик активной энергии ЦЭ-6805В, ;

Счётчик реактивной энергии ЦЭ-6811, .

Выбирается трансформатор напряжения НОМ-10-63 У2 в классе точности 1

т.е. условие (7.7) выполняется.

8. Проектирование системы собственных нужд подстанции

Мощность трансформаторов с. н. выбирается по нагрузке с. н. с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.

Состав потребителей (нагрузки) с. н. зависит от типа подстанции, мощности силовых трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов и типа, электрооборудования.

Таблица 8.1. Потребители собственных нужд подстанции.

Вид потребителя	кВт	Кол-во	cosφ		, квар
Система охлаждения трансформатора ТДТН-16000/110	1,5	2	0,85	3	1,8592
Подогрев выключателей 110, кВ	1,8	2	1	3,6	0
Подогрев приводов разъединителей, отделителей, шкафа зажимов	0,6	16	1	9,6	0
Отопление, освещение, вентиляция	70	1	1	70	0
Освещение ОРУ 110кВ, наружное освещение	20	1	1	20	0
Маслохозяйство	100	1	1	100	0
Нагрузка оперативных цепей	2,2	1	1	2,2	0

По данным таблицы определяем расчетную мощность:

;

;

где коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности ().

Мощность трансформаторов с. н. выбирается: при двух трансформаторах с. н. с постоянным дежурным персоналом

(8.1),

Для питания сети собственных нужд подстанции используются сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением при защищенном исполнении серии ТМ.

Принимаются к установке два трансформатора ТМ-160/10 со следующими паспортными данными:

; ;

Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме определяется выражением:

(8.2)

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме определяется выражением:

(8.3)

Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме:

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Коэффициенты загрузки трансформаторов собственных нужд лежат в допустимых пределах.

Для защиты ТСН выбираются предохранители.

Предохранитель - аппарат, для автоматического однократного отключения электрической цепи при КЗ или перегрузке. Для подстанции на постоянном оперативном токе ТСН присоединяется через предохранители к шинам РУ НН.

Выбор предохранителя производится:

по конструкции и роду установки;

по напряжению установки, согласно выражению:

(8.4)

по номинальному току, согласно выражению:

(8.5)

где расчетный ток цепи собственных нужд на стороне 10 кВ, определяется как:

по току отключения, согласно выражению:

(8.6)

где периодическая составляющая тока КЗ,

По справочной литературе [3] выбирается предохранители типа ПН2-350 с параметрами:

;

;

.

8.1 Предлагаемое к реконструкции оборудование подстанции

Реконструкция электрической части подстанции предусматривает замену: разъединителей; выключателей 110 кВ, 10 кВ; разрядников; трансформаторов тока; шкафов первой и второй секций ЗРУ 10 кВ; электрических счетчиков; дугогасящих катушек, а так же изменение основной схемы РУ 10 кВ и установку дополнительного выключателя 110 кВ для повышения надежности питания потребителей.

Список предлагаемого к реконструкции и нового оборудования приведен в таблице 8.2.

Таблица 8.2. Предлагаемое к реконструкции и новое оборудование ПС.

Наименование оборудования	Тип оборудования, предлагаемого к реконструкции	Тип вновь устанавливаемого оборудования
Разъединитель	РНДЗ-110/1000	РДЗ-110/1000-УХЛ1
Выключатель 110 кВ	ВМТ-110Б-25/1250	ВГТ-110II-40/2500 У1
Выключатель 10 кВ	ВМП-10К	ВВ/TEL-10
Трансформатор тока	ТФНД-110	ТГФ-110 У1
Шкаф секций ЗРУ	К-XII; КР-10-У4	К-63

9. Автоматическая частотная разгрузка, выполненная на микропроцессорной элементной базе

9.1 Понятие автоматической частотной разгрузки и ее назначение

Частота переменного тока определяется угловой частотой вращения синхронных генераторов и является одним из основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты в нормальных режимах от номинального значения fном=50 Гц не должно превышать f=0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на f=0,2 Гц. Частота в энергосистеме поддерживается персоналом или автоматическим путём изменения впуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов.

При установившейся частоте активная мощность РГ, вырабатываемая генераторами, равна активной мощности РН, потребляемой нагрузкой. Успешное регулирование частоты тока возможно при наличии в энергосистеме резерва активной мощности, то есть до тех пор, пока генераторы будут загружены не полностью. При отсутствии в системе резерва активной мощности отключение части генераторов или включение новых потребителей сопровождается снижением частоты. Длительная работа с пониженной частотой (f<48 Гц) недопустима, так как при этом снижается скорость вращения электродвигателей, вследствие чего падает их производительность. На промышленных предприятиях это приводит к нарушению технологии производства и браку, а на электрических станциях - к снижению вырабатываемой генераторами мощности и их ЭДС. Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.

В таких случаях для восстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (УАЧР). Принципиально УАЧР может выполняться реагирующим не только на изменение абсолютного значения частоты, но и на скорость её изменения. Устройство, реагирующее на скорость изменения частоты, обладает некоторыми преимуществами, однако из - за сложности широкого применения не находит.

Устройства АЧР должны удовлетворять ряду требований. Основные из них следующие:

а) обеспечить нормальную работу энергосистемы независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты; не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f=45 Гц; продолжительность работы с частотой f<47 Гц не должна превышать 20 с, а с частотой f<48,5 Гц - 60 с;

б) обеспечить отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения; при этом последовательность отключений должна быть такая, чтобы в первую очередь отключались менее ответственные потребители; восстанавливать частоту до уровня, при котором энергосистема может длительно работать; дальнейший подъём частоты до номинальной возлагается на дежурный персонал энергосистемы;

в) если восстановление нормального режима после действия УАЧР возлагается на устройства автоматики, то УАЧР должно обеспечить подъём частоты до уровня, необходимого для их срабатывания;

г) действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР;

д) не действовать при кратковременных снижениях частоты.

Устройства АЧР, как правило, должны находиться на объектах энергосистемы. Если по необходимости часть устройств АЧР находится на объектах потребителей, в том числе на тяговых подстанциях, то их состояние персонал энергосистемы должен систематически контролировать. Эту часть устройств АЧР по возможности следует резервировать на подстанциях энергосистемы устройствами с меньшей частотой и большим временем срабатывания.

Устанавливаются следующие три основные категории АЧР:

а) АЧР I - быстродействующая (с выдержкой времени, не превышающей 0,5 с), имеющая различные уставки по частоте, предназначенная для прекращения снижения частоты;

б) АЧР II - с общей установкой по частоте и различными установками по времени, предназначенная для повышения частоты после действия АЧР I, а также для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне и ее снижения при сравнительно медленном аварийном увеличении дефицита мощности;

в) дополнительная - действующая по возможности селективно только при местных дефицитах мощности, предназначенная для ускорения разгрузки и увеличении ее объема при особо больших местных дефицитах мощности.

С целью дальнейшего совершенствования разгрузки целесообразно по мере поступления дополнительной аппаратуры переходить от раздельного выполнения разгрузки (когда устройства АЧР I и АЧР II действуют на отключение разных потребителей) к совмещенному, при которых разгрузка, осуществляемая только АЧР I, дополняется вторым пуском от АЧР II. Совмещенное действие обоих категорий АЧР дает возможность лучше использовать объемы разгрузки и соответственно уменьшить принимаемые запасы, обеспечить заданную последовательность действия очередей при мгновенном возникновении дефицита мощности и при нарастании его в процессе аварии (каскадное развитие аварии, снижение мощности электростанций, принявших в начальный период дополнительную нагрузку, и т.д.).

При совмещении действия двух категорий разгрузки на отключение одних и тех же потребителей очереди АЧР I с более низкими уставками по частоте совмещаются с очередями АЧР II, имеющие большие уставки по времени. Кроме совмещенной разгрузки, следует выполнять несколько очередей с пуском только от АЧР II. Для них отводятся начальные уставки по времени АЧР II (устройства АЧР II, являющиеся вторыми пусками к устройствам АЧР I, должны иметь большие установки по времени). Назначение несовмещенных очередей АЧР II с начальными установками по времени - сокращение длительности повышения частоты после действия АЧР I при наиболее частых немаксимальных дефицитах мощности. Переход на совмещенную разгрузку особенно важен там, где трудно обеспечить необходимые запасы в объеме подключаемых потребителей при раздельном выполнении разгрузки. Появляется возможность обеспечить строгую последовательность отключения потребителей при различном характере аварий.

Мощность потребителей, подключаемых к АЧР, должна выбираться из условия ликвидации любых реально возможных дефицитах мощности и приниматься с некоторым запасом.

Действием АЧР не должны отключаться линии, питающие устройства сигнализации, централизации, блокировки и связи, а также трансформаторы собственных нужд подстанций.

Подсоединять потребителей к устройствам АЧР следует с учетом их ответственности. По мере возрастания ответственности потребителей их следует присоединять к более далеким по вероятности срабатывания очередям (имеющие более низкие установки по частоте очередям АЧР I и большие выдержки времени очередям АЧР II). Это относится к раздельному и совмещенному выполнению разгрузки.

Следует стремиться полностью использовать все имеющиеся и вновь устанавливаемые устройства АЧР для осуществления наиболее гибкой разгрузки, исходя из возможно большего приближения фактически отключаемой в каждом случае мощности потребителей к реально могущим возникать различным значениям дефицита мощности.

Для этого нужно по возможности равномерно распределять по очередям мощность нагрузки, присоединяемой к АЧР I и АЧР II, а также к ЧАПВ, и иметь возможно большее число равномерно распределенных соответственно по частоте и времени очередей с минимальными интервалами между ними. Минимальные интервалы для АЧР I по возможности следует принимать равными 0,1 Гц, для АЧР II - 3,0 сек, для ЧАПВ (частотное автоматическое повторное включение) - 5 сек.

В первую очередь ЧАПВ следует выполнять при следующих условиях: большой ответственности части потребителей, значительном времени, требующемся для восстановления питания некоторых потребителей после действия АЧР и ликвидации дефицита мощности (подстанции, не имеющие постоянного дежурства персонала, телеуправления, дежурств на дому, расположенные далеко от пункта размещения оперативно-выездных бригад и т.п.

Очередность подключения потребителей к ЧАПВ обратная очередности подключения к АЧР, т.е. потребители, подключенные к последним очередям АЧР, присоединяются к первым очередям ЧАПВ.

Оснащение энергосистем устройствами АЧР и ЧАПВ не снимает с оперативного персонала ответственности за правильное ведение режима энергосистемы. При возникновении в энергосистеме аварийной ситуации, приводящей к возможности опасного снижения частоты (например, в дальнейшем при росте нагрузки в часы максимума), заранее должны быть приняты меры по ограничению потребления. Если работа устройств АЧР оказалась неэффективной, оперативный персонал должен предпринимать решительные действия для предотвращения снижения и зависания частоты на низком уровне.

Должна быть исключена возможность переключения потребителей, отключенных устройствами АЧР, на другой питающий источник энергосистемы при помощи устройства АВР. Вместе с тем при восстановлении частоты и ликвидации аварийного положения, приведшего к снижению частоты в данном районе (например, после включения линий электропередачи), обратное включение потребителей должно быть произведено по возможности быстро.

На электростанциях при снижении частоты в энергосистеме внимание персонала должно быть обращено на работу устройств, позволяющих увеличить выработку активной мощности для ее выпуска в систему. Это прежде всего сохранение нормальной работы механизмов собственных нужд.

В необходимых случаях предусматривается автоматическое отделение питания шин собственного расхода от остальной энергосистемы при снижении в ней частоты или напряжения на время 5с и более. Действие этой делительной автоматики имеет место при затяжной аварии в энергосистеме, вызывающей длительное снижение частоты или напряжения (например, зависание К3 из-за отказа в отключении выключателя). Дежурный персонал в соответствующих случаях резервирует или дублирует работу этой автоматики. На многих электростанциях к шинам собственных нужд подключены линии 6-10 кВ, питающие особо ответственные установки ограниченной мощности, обеспечивающие "живучесть" потребителя и возможность восстановления его нормального функционирования после ликвидации аварийной ситуации в энергосистеме; поэтому правильное действие автоматики, выделяющей на раздельное питание собственные нужды станций при затяжной аварии в энергосистеме, является важным мероприятием, как для электростанции, так и для близко расположенного ответственного потребителя.

Обычно обратное включение выключателя, отключенного действием рассмотренной автоматики, персонал производит вручную и установка ЧАПВ не предусматривается.

9.2 Кратковременное понижение частоты

Кратковременное снижение частоты на зажимах измерительного органа устройств АЧР может возникнуть в следующих случаях:

а) при понижении частоты на шинах приемных подстанций при их обесточении (например, в цикле работы устройств АПВ и АВР) вследствие того, что вращающиеся по инерции синхронные и асинхронные двигатели поддерживают некоторое время напряжение, частота которого постепенно снижается;

б) при понижении частоты во время асинхронного режима и синхронных качаний вследствие возникновения биений напряжения с частотой, отличной от нормальной;

в) при понижении частоты в энергосистеме небольшой мощности во время КЗ вследствие увеличения активных потерь в элементах системы;

г) при кратковременном понижении частоты из-за медленной работы регуляторов частоты вращения гидротурбин при наличии вращающегося резерва мощности.

Работа устройств АЧР при кратковременных понижениях частоты, обусловленных указанными причинами, неоправданна, даже если последующим действием устройств ЧАПВ будет восстановлено электропитание потребителя (перерыв электроснабжения может привести к нарушению производственного процесса). По этой причине целесообразно использовать возможности, позволяющие исключить неоправданную работу устройств АЧР.

Изменение частоты при набросе мощности во время короткого замыкания

Наброс активной мощности при КЗ происходит за счет увеличения активных потерь при прохождении тока КЗ, ощутимого в сетях 35 кВ и ниже.

При КЗ, связанных с отключением потребителей или сопровождающихся большим понижением напряжения в неповрежденных частях энергетической системы, результирующий наброс мощности в системе, очевидно, будет меньшим и будет зависеть от сброса мощности; более того, в ряде случаев сброс мощности может превышать наброс. Учитывать набросы мощности при КЗ следует в изолированно работающих энергосистемах небольшой мощности (до 500 МВт) при отсутствии быстрого отключения поврежденных присоединений и наличии линий с большим активным сопротивлением. В энергосистемах при КЗ наблюдались набросы активной мощности до 50-70 МВт. Если КЗ отключается быстро, то частота не успевает снизиться до значения _срабатывания первой очереди автоматической частотной разгрузки. Поэтому быстрое отключение повреждений рассматривается как основная мера для предотвращения работы устройств АЧР из-за увеличения активных потерь при КЗ в энергосистемах небольшой мощности.

В кабельных реактированных сетях время отключения КЗ составляет 2-3с. При таких временах наблюдалось снижение частоты до 47,5-48 Гц в энергосистеме мощностью 400 МВт и менее.

Восстановление питания потребителей после отключения КЗ и подъема частоты в энергосистеме осуществляется, как указывалось ранее, ЧАПВ.

9.3Микропроцессорное устройство автоматической частотной разгрузки "Сириус-АЧР"

Устройство "Сириус-АЧР" предназначено для формирования сигналов отключения фидеров при падении частоты в системе ниже предельно допустимой, а также последующего включения отключившихся фидеров после ликвидации аварии и повышения частоты.

Устройство имеет три очереди АЧР, в каждой из которых предусмотрены две категории - АЧР-I и АЧР-II, работающие на одно общее выходное реле (совмещенная АЧР-II). Для обратного включения отключенной нагрузки после восстановления частоты в каждой очереди предусмотрено своё ЧАПВ. Частота возврата ступени АЧР-II задается отдельной уставкой.

9.3.1 Основные технические данные

Количество групп каналов (очередей) АЧР-I - АЧР-II - ЧАПВ 3;

Диапазон частот установок по частоте5-51 Гц;

Диапазон установок по времени АЧР (категория АЧР-I) 0,1-99,9 с;

(категория АЧР-II) 0,1-99,9 с;

Диапазон установок по входному линейному напряжению20-100 В;

Диапазон установок по времени ЧАПВ0,2-99,9 с.

9.3.2 Работа и устройство изделия

Устройство имеет два режима работы - импульсный и непрерывный. При импульсном режиме выходные сигналы формируются отдельными выходными реле для АЧР и ЧАПВ каждой очереди, а при непрерывном - сигнал АЧР удерживается до срабатывания ЧАПВ, то есть снятие сигнала АЧР и есть наличие команды на ЧАПВ выключателей (выходные реле ЧАПВ при этом совсем не используется).

Устройство имеет два входных канала измерения частоты - основной и контрольный, предназначенный для предотвращения ложных срабатываний. Установка контрольного канала по частоте обычно задается выше основного, и без получения от нее разрешающего сигнала каналы АЧР не срабатывают. Контрольный канал имеет свои независимые органы измерения напряжения и частоты, аналогичные основному каналу. Особенностью устройства является функция автоматического переключения вышедшего из строя канала измерения напряжения и частоты с поврежденного на работающий с выдачей сигнала неисправности. Время выявления такой ситуации и переключения составляет 10 с, в течение этого времени функции АЧР и ЧАПВ в устройстве блокируются.

Устройство имеет на передней панели переключатель выбора основной секции, по которой осуществляется измерение частоты (с контролем напряжения). При этом функцию контрольной секции выполняет второй вход устройства. При переключении переключателя секции меняются местами.

В обычном режиме работы на подсвеченном дисплее высвечивается измеренное значение частоты в сети, а также текущие время и дата. Вся информация о текущем состоянии очередей и их срабатывании отображается на светодиодах. В случае появления неисправностей, кроме общего светодиода "Неисправность", на экране выводится подробная расшифровка причины.

Устройство имеет режим "Установки", в котором можно просмотреть ранее введенные установки и, при необходимости, их изменить. Корректировка установок разрешена только при вводе пароля. Предусмотрено две группы установок, переключающиеся по внешнему сигналу. Ввод установок в работу происходит только всей группой одновременно, что позволяет изменять установки на работающем и следящем устройстве.

Устройство имеет режим "Контроль", в котором можно посмотреть все измеряемые величины: входные частоты по обоим входам, входные напряжения по обоим входам, текущие время и дату, положение тумблеров управления и состояние дискретных входов.

В устройстве имеется возможность задать блокировку работы ступеней АЧР-I при превышении скорости изменения частоты выше значения уставки (защита от срабатывания АЧР при отключении ввода и подпитки секции от останавливающихся двигателей).

По линии связи можно в любой момент запросить текущее состояние устройства - что в данный момент сработало, считать и изменить уставки устройства, запросить текущие входные параметры - частоту и напряжения обоих входных каналов. Линия связи имеет два интерфейса - RS232C на передней панели устройства для непосредственного подключения к компьютеру и RS485 или токовая петля - для работы в составе локальной многоточечной сети связи на подстанции. Скорость передачи по линии связи задается установкой.

Для оперативной проверки непосредственно на объекте в устройстве предусмотрен встроенный цифровой генератор частоты с выходом на внешний эталонный частотомер. Генератор подключается к частотным входам устройства внутри схемы устройства в специальном тестовом режиме. С помощью тестового режима можно проверить все уставки по частоте устройства, время срабатывания ступеней, а также убедиться в правильности измерения частоты с помощью внешнего частотомера.

Устройство питается от сети постоянного или переменного оперативного тока напряжением 220 В. Предусмотрена возможность работы устройства с сигналами как постоянного, так и переменного тока. Устройство выполнено в стальном корпусе и имеет заднее присоединение. Рабочий температурный диапазон - от -20 до +55°С.

Подключение устройства осуществляется с помощью клеммных соединителей, установленных на задней панели устройства. В качестве соединителей выходных реле и входных оптронов блока применены разъемные клеммные блоки, позволяющие сохранять проводной монтаж при замене устройства, а также выполнять его еще до установки устройства на панель.

10. Релейная защита понижающих трансформаторов

Согласно ПУЭ на трансформаторах должны быть предусмотрены следующие защиты:

Газовая;

Дифференциальная;

Максимальная токовая защита;

Защита от перегрузки;

Защита от понижения уровня масла.

10.1 Защита трансформаторов от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах

Для защиты от повреждений в обмотках и на выводах должны быть предусмотрены следующие виды защит.

Продольная дифференциальная защита на трансформаторах, или токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

В данном случае предусмотрена продольная дифференциальная защита.

10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11

Первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

Первичный номинальный ток со стороны ВН трансформатора,

(10.1)

(10.2)

Первичный номинальный ток со стороны НН трансформатора,

Выбор типа трансформатора тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах не превышали 5А.

Выбираем трансформатор тока с коэффициентом трансформации:

(10.3)

где - вторичный ток трансформатора тока.

для трансформатора тока, соединенных в треугольник.

принимаем

где для трансформаторов тока, соединенных в неполную звезду.

принимаем

Трансформаторы выбираем типа ТГФ-110-200/5 на высокой стороне, и на низкой стороне ТЛМ-10-1-1500/5.

Определение вторичных токов в плечах защиты:

(10.4)

Выбор основной стороны защищаемого трансформатора. За основную принимают сторону, которая соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты.

Выбираем низкую сторону. Ток срабатывания защиты:

(10.5)

где коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока.

Ток срабатывания реле:

(10.6)

Число витков обмоток защищаемого трансформатора.

Число витков обмоток основной стороны трансформатора

(10.6)

где А. витков - магнитодвижущая сила для срабатывания реле принимаем витков.

Число витков обмоток не основной стороны трансформатора

(10.7)

Принимаем витков.

Ток небаланса максимальный

(10.8)

где составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью

трансформатора тока;

составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием

напряжения защищаемого трансформатора;

составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью

установки на реле расчётных чисел витков для не основной

стороны.

(10.9)

(10.10)

где периодическая составляющая тока, проходящего через

трансформатор при расчётном внешнем КЗ, приведённого к

основной стороне;

коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие

защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются

прохождением апериодической составляющей в точке КЗ;

коэффициент однотипности ТА;

погрешность ТА;

половина регулировочного диапазона устройства РПН в о. е.

Выбор стороны, к трансформаторам тока которой присоединяется тормозная обмотка НТТ реле . Тормозную обмотку целесообразно присоединять: на двухобмоточных трансформаторах к ТА, установленным на стороне низшего напряжения.

Определение необходимого числа витков тормозной обмотки НТТ реле:

(10.11)

где число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка.

При этом учитывается принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной , расчётное число витков, если - не основной ;

ипервичный ток небаланса, и первичный тормозной ток при

внешнем КЗ, приведённый к одной ступени напряжения;

коэффициент отстройки;

тангенс угла наклона к углу оси абсцисс касательной, проведённой

из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривые 2 рисунок 10.1), для реле ДЗТ - 11 применяется 0,75-0,8.

Рисунок 10.1. Тормозные характеристики реле ДЗТ - 11.

Принимаем витка.

Чувствительность защиты: (10.12)

защита чувствительна.

10.3 Максимальная токовая защита

МТЗ выполняем на реле РТ – 40. Ток срабатывания защиты:

(10.13)

где значение максимального рабочего тока в месте установки

защиты;

коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска электродвигателей;

коэффициент отстройки;

коэффициент возврата.

Значение коэффициента чувствительности для МТЗ должно быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне и примерно 1,2 при КЗ в зоне резервирования.

Время срабатывания МТЗ трансформатора ():

(10.14)

где - ступень времени срабатывания;

- время срабатывания МТЗ фидера;

время срабатывания МТЗ секционного выключателя;

коэффициент самозапуска определяется по формуле:

(10.15)

Ток срабатывания реле:

где коэффициент схемы,

коэффициент трансформации (200/5)

Чувствительность защиты:

защита чувствительна.

10.4 Защита от перегрузки

Защита от перегрузки устанавливается в одном месте и действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты:

(10.16)

где номинальный ток обмотки трансформатора с учётом регулирования

напряжения, на стороне которого установлено реле.

Время срабатывания защиты от перегрузки:

(10.17)

10.5 Газовая защита

Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Реагирует на газообразование внутри трансформатора, возникающего в ходе разложения масла или разрушения изоляции под действием повышений температуры.

При значительном повреждении, вызывающем бурное выделения газа, повышается давление внутри бака и создаётся перетёк масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при повышении заданной скорости масла. При этом газ из бака трансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнального элемента, а затем действия срабатывающего элемента.

Оба элемента газового реле могут также подействовать при снижении уровня масла ниже газового реле.

Сигнальный орган газовой защиты срабатывает, когда объём газа в реле достигает .

Чувствительность отключающего элемента, может изменяться в зависимости от скорости патока масла 0,6 м/сек - 1,2 м/сек.

Выдержка времени отключающего элемента составляет 0,1 - 0,15 сек при скорости патока масла, превышающей его уставку в 1,5 раза.

11. Экономическая часть

11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию подстанции 110/10 кВ

В экономической части дипломного проекта произведен расчет сметной стоимости на приобретение оборудования для монтажа на модернизируемой подстанции, определен баланс рабочего времени, численности эксплуатационного и ремонтного персонала, произведен расчет фонда заработной платы, стоимости материалов и, в конечном итоге, суммарные ежегодные издержки.

Капитальные затраты на приобретение оборудования определены по формуле:

(11.1)

где Куд - капиталовложения в единицу оборудования, т. руб;

n - количество единиц оборудования.

Результаты подсчета капитальных затрат приведены в таблице 11.1

Таблица 11.1 Результаты подсчета капитальных затрат на приобретение

оборудования для реконструкции.

Наименование оборудования	Количество, шт.		.
Выключатели ВГТ-110II-40/1000 У1	2	1 586 651	3 173 302
Разъединители РДЗ-110/1000-УХЛ1	6	93 000	558 000
ОПН-110У1	2	45 000	90 000
ТТ ТГФ-110 У1	2	1 018 045	2 036 090
НКФ-110-83У1	2	440 700	881 400
КРУ 10 кВ в комплекте: ТТ ТПОЛ-10, выключатель ВВ/TEL-10, счётчик эл. эн.	35	168 130	5 884 550
Итого:			12 623 342

Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование приведены в таблице 11.2

Таблица 11.2 Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование.

Наименование оборудования	Количество, шт
ТСН	2	94 500	189 000
Предохранители ПН2-350	2	123	246
Итого:			189 246

Стоимость всего оборудования подстанции при этом составляет 12 812 588 руб.

11.2 Баланс рабочего времени

Баланс рабочего времени на 2008год приведен в таблице 11.3

Таблица 11.3 Баланс рабочего времени.

№ п/п	Наименование статьи баланса	Значение		Примечание
		Дни	Часы
1	Календарный фонд рабочего времени	366	8784	Расчет на 2008 год
2	Нерабочие дни, всего В том числе: праздничные выходные	114 10 104	2736 240 2496	Подстанция работает в 2 смены
3	Номинальный фонд рабочего времени	252	6048	п.1-п.2
4	Неиспользуемое время: основного и дополнительного отпуска отпуска учащихся невыходы по болезни невыходы в связи с выполнением государственных обязанностей внутрисменные потери	68,86 55 1,26 7,56 1,26 3,78	1652,6	0,5% от п.3 3% от п.3 0,5% от п.3 1,5% от п.3
5	Средняя продолжительность рабочего дня		12
6	Фd	183,14	2197,68	п.3-п.4
7	Кис. р. г.	0,727		п.6/п.3

11.3 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:

Где Ni - количество единиц i-го оборудования;

ЕРСi - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

nТi - количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

tТ - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта.

Трудоемкость текущих ремонтов:

(11.2)

На основании общей ремонтной сложности оборудования по объекту и нормы обслуживания в ЕРС, определяется число рабочих мест по формуле:

(11.3)

где SЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности;

800 - норма обслуживания.

Расчет ЕРС приведен в таблице 11.4

Таблица 11.4 Расчет ЕРС.

Наименование	Кол-во, шт	ЕРС	SЕРС	Кол-во ремонтов на ед. оборудования	Трудоемкость
Трансформатор	2	42	84	1	100,8
Выключатель ВГТ	3	19,8	59,4	1	71,28
Разъединитель	6	2	12	1	33,6
ОПН	2	2	4	1	9,6
Тр. Напряжения	2	11,9	23,8	1	57,12
Ячейка ввода	35	11	385	1	290,4
Ячейка ТСН	2	15	30	1	36
Ячейка ТН	2	8,5	17	1	40,8
Шины (секции)	4	9	36	1	43,2
Силовые пункты, панели	4	3	12	10	144
Итого:			663,2		826,8

Явочная численность эксплуатационного персонала определяется:

(11.4)

где Nсм = 2 - число смен.

Списочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

(11.5)

где Кис. р. г. - коэффициент использования рабочего года.

Списочная численность ремонтного персонала определяется по формуле:

(11.6)

где Sтрудоемкость - суммарная трудоемкость;

Фd - действительный фонд рабочего времени, ч;

Кп. н. = 1,1 - коэффициент переполнения норм.

11.4 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и специалистов

Основная заработная плата для рабочих эксплуатационников и ремонтников определяется по формуле:

(11.7)

где Оклад = 3,5 т. руб. для эксплуатационников, соответствующий 2 разряду;

О1 клад = 3 т. руб. для ремонтников, соответствующий среднему разряду;

a =2,9 - коэффициент удаленности для Дальнего Востока, учитывающий

премию;

Дополнительная заработная плата составляет 10% от основной:

Заработная плата специалистов определяется по формуле:

(11.8)

где Rитр = 3 - численность инженерно-технических работников;

bд. п = 1,1 - коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату;

SОклад - должностной оклад по штатному расписанию руководителя, специалиста, служащего подстанции, расчет приводится в таблице 11.5

Таблица 11.5 Структура руководителей, специалистов, служащих.

№ п. п.	Должность	Количество	Должностной оклад, т. р.
1	Начальник подстанции	1	4,75
2	Мастер	2	4,55
Итого			13,85

11.5 Отчисления на социальные нужды

Величина на социальные нужды определяется по формуле:

(11.9)

где aс. н. =30% - единый социальный налог;

ГФЗПS - годовой фонд заработной платы, определяется:

(11.10)

11.6 Ремонтные отчисления

Величина ремонтных отчислений определяется по формуле:

(11.11)

где Нрем = 3% - норма отчисления в ремонтный фонд.

11.7 Амортизационные отчисления

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам в процентах от первоначальной стоимости оборудования.

Величина амортизационных отчислений определяется по формуле:

(11.12)

где Нрен =3,3% - норма отчислений на реновацию;

11.8 Стоимость материалов

Величина затрат на материалы, расходуемые при текущем ремонте и обслуживании электротехнического оборудования и электрических сетей, определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:

(11.13)

где aм = 0,6 - доля затрат на материалы от основной заработной платы;

Прочие затраты.

Величина прочих затрат определяется по формуле:

(11.14)

где aпр = 0,2 - доля прочих затрат от суммарных затрат на заработную плату, амортизационные отчисления и материалы;

(11.15)

11.9 Суммарные ежегодные издержки

Суммарные ежегодные издержки определяются по формуле:

(11.16)

Результаты расчетов затрат сводятся в таблицу 11.6

Таблица 11.6 Сводная таблица по затратам.

№ п/п.	Наименование	И, т. руб.	Доля затрат,%
1	Изп	226,2	14,2
2	Исн	223,703	14,02
3	Ирем	384,4	24,07
4	Ирен	402,88	25,24
5	Им	135,72	8,45
6	Ипр	223,824	14,02
Итого:		1596,727	100

11.10 Срок окупаемости

Так как доходы электроэнергии распределены по годам относительно равномерно то срок окупаемости рассчитывается по следующей формуле:

(11.18)

Срок окупаемости равен:

12. Охрана труда

Электрооборудование подстанции относится к III классу.

Электрооборудование класса защиты III не должно быть снабжено устройством для подсоединения к нулевому защитному проводнику. Однако электрооборудование может быть снабжено устройством для подсоединения к заземлению с функциональными цепями (отличными от защитных) только в случае, когда это требуется в соответствующем стандарте. В любом случае в электрооборудовании не должно предусматриваться подсоединение токопроводящих частей к заземлению.

12.1 Расчёт заземления

Согласно ПУЭ в электроустановках с большим током замыкания на землю, допускается выполнение заземлительных устройств с соблюдением требований предъявляемых к сопротивланию заземления, которое не должно превышать 0,5 Ом, а в электроустановках 6 - 35 кВ с изолированной нейтралью 10 Ом.

Все работы по подземной части заземляющего устройства должны выполняться одновременно со строительными работами нулевого цикла подстанции.

Все соединения элементов заземляющего устройства должны обеспечивать надёжный контакт и выполняться сваркой внахлёстку. Длину нахлёстки (длину сварных швов) следует выполнять равной шести диаметрам заземлителя.

Все металлические части подстанции, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны присоединяться к контуру заземления.

Горизонтальные заземлители прокладываются на глубине не менее 0,5 м.

Внешнюю ограду подстанции к заземляющему устройтству не присоединять. Длина вертикальных электродов принимается равной 5 м и расстояние между вертикальными электродами принимается равным 5 м. К металлической части ограды вертикальные электроды должны присоединяться на сварке.

К заземляющему устройству присоединяется грозозащитный трос воздушной ли-нии 110 кВ и всё устанавливаемое оборудование подстанции.

Горизонтальный заземлитель, находящийся за пределами ограды следует проло-жить на глубине не менее 0,5 м в соответствии с правилами ПУЭ.

a = 80,5 м -длина п/с.

b = 50,8 м - ширина п/с.

Периметр Рп/с, м, п/с определится по выражению:

, (12.1)

Периметр контура заземления PК, м, п/с определится:

(12.2)

где а/ - общая длина контура с установленными через каждые 5 метров вертикальными заземлителями;

b/ - общая ширина контура с установленными через каждые 5 метров вертикальными заземлителями.

Принимаются следующие значения необходимых параметров для дальнйшего расчета:

Удельное сопротивление грунта из глины (выбирается по таблице (8.1 /17/);

Сопротивление заземляющего устройства трансформатора:

Сопротивление естесственного заземлителя трансформатора:

Сопротвление металлической оболочки кабеля:

Коэффициент горизонтальной полосы:

Коэффициент вертикальной полосы:

Уголок принимается равным b = 5 см.

Сопротивление естесственного заземлителя определится по следующему выражению:

, (12.3)

Сопротивление искусственного заземлителя определится по следующему выражению:

, (12.4)

Удельное расчетное сопротивление горизонтальной полосы определится:

, (12.5)

Удельное расчетное сопротивление вертикальной полосы определится:

(12.6)

Сопротивление одного стержня определится по выражению:

(12.7)

где t = 3,2 м - глубина заложения.

Количество вертикальных стержней определится:

(12.8)

где = 0,41 - коэффициент использования вертикальных электродов,

характеризующий степень использования его поверхности из-

за экранирующего влияния соседних электродов.

Принимается целое число nВЕРТ = 73 шт.

Сопротивление заземляющей полосы определится по выражению:

(12.9)

где b = 0,05 м - ширина полосового заземлителя;

Окончательное сопротивление горизонтальной полосы в контуре определится:

(12.10)

где = 0,2 - коэффициент использования горизонтальных электродов, характеризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседних электродов.

Окончательное сопротивление вертикальных электродов определится:

, (12.11)

Количество вертикальных электродов по уточненному сопротивлению определится:

, (12.12)

т.к окончательно принимается число вертикальных электродов nВЕРТ = 66 шт.

Вывод: Сетка по территории идет в запас.

Сопротивление заземлителя определится по выражению:

, (12.13)

Данное значение сопротивления заземлителя соответствует ПУЭ.

Внутреннюю сеть заземления выполняют в виде магистралей заземления, проложенных во всех помещениях электроустановки. С заземлителями внутреннюю сеть соединяют в нескольких местах. Выполняют сеть заземления стальными полосами сечением не менее 24 мм2, при толщине не менее 3 мм. Все соединения заземляющих проводников между собой и с заземлителем выполняют сваркой.

Каждый заземляющий элемент установки присоединяют к заземлителю при помо-щи отдельного ответвления.

К кожухам электрооборудования заземляющие проводники присоединяют при по-мощи болтов или сварки.

Открыто проложенные заземляющие проводники окрашивают в фиолетовый цвет.

Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной 0,1- 0,2 м.

12.2 Расчёт молниезащиты

Главная понизительная подстанция 110/10 кВ защищается четырьмя стержневыми молниеотводами, установленными на концевых опорах. Защита изоляции электрооборудования 110 кВ, и 10 кВ подстанции от волн грозовых перенапряжений, набегающих с воздушных линий, обеспечиваются ограничителями перенапряжения типа ОПН-110У1 и вентильными разрядниками типа РВС-10У1, а также наличием грозозащитного троса воздушной линии 110 кВ по всей длине и на заходах.

Заход ВЛ 110 кВ на портал и приёмные устройства подстанции выполняется раздельно на одноцепных опорах.

Защита изоляции от обратных перекрытий осуществляется путём заземления опор.

Трос на приёмное устройство подстанции не заводится. Участки концевая опора - приёмное устройство защищаются двумя стержневыми молниеотводами, установленными на концевых опорах ВЛ 110 кВ и два отдельно стоящих молниеотвода защищают ЗРУ 10 кВ.

М1 -молниеотвод на концевой опоре воздушной линии 110 кВ с одной стороны.

М2 -молниеотвод на концевой опоре воздушной линии 110 кВ с другой стороны.

М3 -отдельно стоящий молниеотвод за силовым трансформатором возле ЗРУ с одной стороны.

М4 -отдельно стоящий молниеотвод за силовым трансформатором возле ЗРУ с другой стороны.

Расчетная высота молниеотводов М1 и М2 определится согласно выражению:

(12.14)

где hX = 11 м - высота концевой опоры, на которую ставится штырь;

hA = 8 м - высота штыря.

Верхняя граница зоны защиты представляет собой дугу окружности радиуса R, соединяющую вершины молниеотводов и точку, расположенную на перпендикуляре, восстановленном из середины расстояния между молниеотводами на высоте h0, которая определится исходя из выражения:

(12.15)

где a - расстояние между молниеотводами, м;

rX - радиус зоны защиты молниеотвода, м.

Радиус зоны защиты молниеотвода определится:

, (12.16)

,

Необходимо чтобы выполнялось условие: h0 > hX. Данное условие 15,7 м > 11 м - выполняется.

Значение h0 определится исходя из необходимой (требуемой) ширины зоны защиты bХ, которая, в свою очередь, определяется высотой защищаемого сооружения и его размерами в плоскости, перпендикулярной оси молниеотводов:

, (12.17)

Для отдельно стоящих молниеотводов расчет производится по аналогии с предыдущим.

Расчетная высота отдельно стоящих молниеотводов М3 и М4 определится:

Радиус зоны защиты молниеотвода определится:

,

Условие 23,3 м > 11 м - выполняется.

Условие защиты всей площади для молниеотводов высотой менее 30 м: т к. , то условие - выполняется.

Так как условие выполняется, то защищаемый объект полностью находится в зоне защиты молниеотводов.

12.3 Функции заземления

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 заземления: рабочее, защитное (для обеспечения безопасности людей) и заземление молниезащиты.

Рабочее заземление сети - это соединение с землёй некоторых точек сети (в данном случае нейтрали обмоток части силовых трансформаторов) со следующей целью: снижение уровня изоляции элементов электроустановки, эффективная защита сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, снижение коммутационных перенапряжений, упрощение релейной защиты от однофазных коротких замыканий, возможность удержания повреждённой линии в работе и так далее.

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

Заземление молниезащиты предназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных индуцированных перенапряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки по отношению к земле.

По своему назначению заземления грозозащиты делятся на два типа:

заземления, входящие в комплекс защиты от прямого удара молнии и заноса высоких потенциалов;

заземления, входящие в комплекс защиты от вторичных проявлений молнии.

Для первой группы заземлений расчётным является импульсное сопротивление растеканию тока (импульсный режим); для второй группы, так же как и для рабочего и защитного заземлений, - сопротивление растеканию токов промышленной частоты (стационарный режим).

Рабочее и защитное 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 подстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивление заземления и общие затраты на заземляющие устройства.

Однако заземление молниезащиты отдельно стоящих молниеотводов, тросов, ограничителей перенапряжения, находящихся за оградой объекта, желательно выполнять по возможности сосредоточенным и обособленным от станционных заземлений, чтобы предотвратить занос высоких потенциалов на общую систему заземления, на корпуса, каркасы и опорные конструкции оборудования.

Заземляющее устройство любого вида состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. 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 подстанции должно удовлетворять требованиям к заземлению того электрооборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление заземляющего устройства.

Сопротивление импульсного заземлителя Ri, Ом, определится согласно выражению:

(12.18)

По кривым зависимости находится = 0,6 для

n=20 ч/год - грозовое число часов в году, IМ = 40 кА - ток разряда молнии.

Затем по формуле (14.18) находится Ri Ом, которое меньше, чем Ом.

12.4 Первая помощь пострадавшему от электрического тока

Оказывающий помощь должен знать признаки нарушения жизнедеятельности человека и уметь оказывать первую помощь пострадавшему.

Первая помощь пострадавшему от тока заключается в освобождении его от действия электрического тока, определении степени поражения и последовательности мероприятий по спасению пострадавшего, проведении мероприятий по спасению и поддержанию его жизненных функций, вызове медицинского работника или доставке пострадавшего в лечебное учреждение.

Освобождение пострадавшего от действия электрического тока может быть осуществлено или отключением тока, или отделением пострадавшего от токоведущих частей, или отделением пострадавшего от земли. Отключение тока может быть произведено ближайшим выключателем, снятием предохранителей, рассоединением штепсельного разъема, перерубанием или перекусыванием инструментом проводов с учетом имеющегося в них напряжения. Если пострадавший находится на высоте, то нужно принять меры против его падения при отключении тока. При искусственном освещении нужно быть готовым к отсутствию освещения при выключении тока.

Отделение пострадавшего от токоведущих частей можно производить отбрасыванием провода от пострадавшего или оттаскиванием пострадавшего от провода.

Отбрасывание провода можно производить любым предметом из непроводящего материала, рукой в диэлектрической перчатке или обмотанной тканью.

Оттаскивание пострадавшего можно производить за его сухую одежду, а если нет такой возможности, то освобождающий оттягивает пострадавшего руками, защищенными от электрического тока.

Отделить пострадавшего от земли можно, оттянув его ноги изолированным предметом или одеждой и положив под ноги изолирующий предмет.

Степень поражения и последовательность мероприятий по спасению пострадавшего определяют по состоянию сознания, цвету кожи и губ, характеру дыхания и пульса.

Если у пострадавшего отсутствует дыхание и пульс, то немедленно нужно приступить к его оживлению путем искусственного дыхания и наружного массажа сердца:

пострадавший дышит редко и судорожно, но у него прощупывается пульс - начать делать искусственное дыхание;

пострадавший в сознании с устойчивым дыханием и пульсом – нужно его уложить на одежду или другую подстилку, расстегнуть одежду, стесняющую дыхание, дать приток свежего воздуха, согреть при охлаждении и дать прохладу в жару;

пострадавший находится в бессознательном состоянии при наличии дыхания и пульса - наблюдать за его дыханием; в случае нарушения дыхания при западении языка выдвинуть нижнюю челюсть вперед и поддерживать ее в таком состоянии до прекращения выпадения языка.

Нельзя давать пострадавшему двигаться даже при нормальном состоянии.

Наиболее эффективным способом искусственного дыхания является способ “изо рта в рот" или “изо рта в нос".

При проведении искусственного дыхания нужно уложить пострадавшего на спину, расстегнуть стесняющую дыхание одежду, восстановить проходимость верхних дыхательных путей, которые могут быть закрыты запавшим языком, для чего:

встать на колени сбоку от пострадавшего, одну руку положить под шею пострадавшему, а ладонью другой руки нажимать на его лоб, запрокидывая голову, при этом корень языка поднимается и рот открывается, освобождая путь проходу воздуха, после этого под шею пострадавшему можно подложить валик из одежды или другой предмет;

наклониться к лицу пострадавшего, сделать глубокий вдох открытым ртом, охватить губами рот пострадавшего, закрыв его нос своей щекой или двумя пальцами руки, находящейся на его лбу, сделать выдох, вдувая воздух в его рот;

при поднятии грудной клетки пострадавшего, что говорит о входе воздуха, отвернуть лицо для вдоха, при этом интервал между искусственными вдохами должен составлять 5 с.

Если при вдувании воздуха грудная клетка не поднимается, что говорит о препятствии для вдоха воздуха, необходимо выдвинуть вперед нижнюю челюсть пострадавшего. Для этого пальцами обеих рук захватывается нижняя челюсть сзади за углы, большие пальцы упираются в край челюсти ниже рта, челюсть выдвигается вперед так, чтобы нижние зубы были впереди верхних.

Показателем эффективности искусственного дыхания, кроме подъема грудной клетки, является порозовение кожных покровов, появление сознания и дыхания у пострадавшего.

Искусственное дыхание “изо рта в нос" производится при невозможности открыть его рот при стиснутых зубах.

Наружный массаж сердца делается при проведении искусственного дыхания при отсутствии пульса, бледности кожных покровов.

После подготовительных мероприятий, приведенных выше, делается два вдувания воздуха по одному из указанных выше способов. Далее, оказывающий помощь приподнимается, кладет ладонь одной руки на нижнюю половину грудины, приподняв пальцы, ладонь второй руки кладет на первую и надавливает на руки, помогая весом своего тела, при этом руки должны быть выпрямлены. Надавливание должно производиться быстрыми толчками, так чтобы грудина смещалась на 4-5 см.

Продолжительность надавливания и интервал между надавливаниями по 0,5 с, количество надавливаний - 12-15 на каждые два вдувания.

Если помощь оказывают два человека, то вдувания и надавливания производятся попеременно, при этом на одно вдувание можно производить 5 надавливаний в том же темпе.

После восстановления сердечной деятельности массаж сердца прекращается, при слабом дыхании продолжается проведение искусственного дыхания до восстановления полного дыхания.

При неэффективности мероприятий по оживлению они прекращаются через 30 минут.

12.5 Пожарная защита в электроустановках

Пожары в э/установках, как свидетельствует статистика, от теплового проявления тока возникают при КЗ, токовых перегрузках, больших переходных сопротивлениях, касаниях токоведущих частей э/установок заземлённых конструкций (замыкания на землю).

Понятие "пожарная опасность электрических установок" включает в себя способность их при определённых условиях быть причиной зажигания (электрические дуги, искры, нагрев токоведущих элементов и т.п.) и способность их распространять горение (например, вдоль э/проводок и кабелей). Некоторые типы электроустановок характеризуются большой пожарной нагрузкой (например, силовые масляные трансформаторы, кабельные потоки и т.п.). Возникновение пожара является результатом нарушения или несоблюдения мероприятий, направленных на предотвращение пожаров от э/тока, или несовершенства этих мероприятий. Путей снижения пожарной опасности э/установок: правильный выбор и расчёт э/защиты, соответствующие исполнение и размещение э/установок, использование огнезащитных покрытий, внедрение высокоэффективных систем извещения о пожарах и загораниях и систем пожаротушения. Мероприятия по предотвращению пожаров от э/установок зависят от проектировщиков, монтажников и эксплуатационников.

12.6 Пожарная опасность электрических кабелей

Кабели прокладывают в виде пучков или кабельных потоков, сосредотачиваемых в кабельных сооружениях. Это повышает пожароопасность. Большие материальные потери. При пожаре на одной из станций (за рубежом) за 3 часа пришло в негодность свыше 11000силовых кабелей и кабелей цепей управления. Пожароопасность кабелей обусловлена их горючестью и способностью распространять горение. Горючесть кабелей зависит от пожароопасных свойств материалов, используемых в них, и от конструкции кабелей. Одной из возможных причин зажигания кабелей может быть ток утечки, возникающий при локальных повреждениях изоляции.

Заключение

В данном дипломном проекте проведены расчёты, направленные на возможность проведения модернизации подстанции "Северная", которые показали, что при сравнительно небольших капиталовложениях возможно увеличение передачи электрической энергии потребителям и повышение надёжности и безопасности в работе подстанции.

Данный результат, возможно, достигнуть путём замены коммутационной аппаратуры на более современные, надёжные.

Модернизация подстанции будет производиться за счет прибыли предприятия ОАО "Камчатскэнерго". Окупаемость вложенных средств не составит более полутора лет.

Для повышения прибыли в энергосистеме предлагается выполнение следующих мероприятий: сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включающей в себя магистральные сети и диспетчерское управление; демонополизация рынка топлива для тепловых электростанций; создание нормативно-правовой базы реформирования отрасли, регулирующей ее функционирование в новых экономических условиях.

Список используемой литературы

Справочник по проектированию электрических систем. / Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергия, 1971. - 248 с.;

Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980. - 599 с.;

Справочник по проектированию электроснабжения/ Под редакцией Ю.Г. Барыбина, JI.E. Фёдорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.;

Heклeпaeв Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.;

Фоков К.И. Электрическая часть станций и подстанций. Методические указания на выполнение курсового проекта. Хабаровск: ДВГАПС 1996. - 37 с.;

Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий, и установок. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528 с.;

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95/ Минтопэнерго РФ, РАО "ЕЭС России". - М.: СПО ОРГРЭС, 1996. - 160 с.;

Рекламно-информационные материалы заводов-изготовителей, 1999.;

Каменев В.Н. Чтение схем и чертежей электроустановок. - М.: Высшая школа, 1990. - 144 с.;

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов- 4-ое изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989.;

ГОСТ 12.1 004-76;

ГОСТ 13109-99.