Электроснабжение района города с разработкой вопроса повышения надежности сети 10кВ

Электроснабжение района города с разработкой вопроса повышения надежности сети 10кВ

Введение

Значение электрической энергии в промышленности, продолжает возрастать. Научно-технический прогресс основывается главным образом на применении электрической энергии в самых разных технологических процессах. Без электрической энергии невозможно нормальное функционирование систем тепло-, водо-, газоснабжения и водоотведения.

В СССР на базе идей и результатов выполнения плана ГОЭЛРО была создана мощная электроэнергетическая система. В 1985 г. суммарная генерирующая мощность составила 320 млн. кВт, выработка электроэнергии - 1540 млрд. кВт-ч.

По своему научно-техническому уровню, надежность нашей электроэнергетики была, и пока еще остаётся лучшей в мире. За многие годы не было допущено ни одной системной аварии (в США они были - например в 1965 г., 2005 г.). У нас впервые были созданы синхронные генераторы мощностью 300, 500, 800 тыс. к Вт, опытный образец мощностью 1 млн. кВт. Внедрено водородное, водяное, криогенное охлаждение. Росло напряжение ЛЭП: 330, 500,750, 1150 кВ.

Первые АЭС были созданы в СССР. К сожалению, катастрофа на Чернобыльской АЭС затормозила развитие атомной энергетики. Но, вместе с тем, она вынудила принять радикальные меры по повышению надёжности атомных блоков.

По производству электроэнергии СССР занимал второе место в мире (после США).

После распада СССР развитие электроэнергетики за последние 17 лет практически прекратилось - использовалась созданная ранее система, мощности не наращивались и не обновлялись, научно-технический прогресс затормозился. К настоящему времени по оценке специалистов износ оборудования в энергетике достиг 60-70%. Дефицит электроэнергии - основная причина торможения роста промышленного производства. Создалась непосредственная угроза крупных аварий уже в ближайшие годы, если не принять радикальных мер.

В послании президента (2012 г.) объявлены очень крупные меры по развитию электроэнергетики. До 2020 г. генерирующие мощности должны вырасти на две трети, т.е. примерно на 115 млн. кВт, а выработка электроэнергии в Российской Федерации с 950 до 1580 млрд. кВт*ч.

Отдаётся приоритет развитию атомной энергетики. В ближайшее время должны быть изготовлены 26 блоков АЭС. В СССР было всего изготовлено 30 блоков.

При нынешнем состоянии промышленности выполнение президентской программы - невозможно. Необходимо вначале восстановить народное хозяйство.

Системы электроснабжения должны удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности, безопасности и удобству эксплуатации, обеспечения надлежащего качества электроэнергии.

В СССР СЭС непрерывно развивалась и совершенствовалась. Росло электропотребление, увеличивалась удельная плотность нагрузок, достигших 3- 4 кВА/м²^. увеличивалась мощность отдельных электроприемников и агрегатов:

Электролизная серия - до 185 МВА;

Электропечи - до 125 МВА и т.д.

На крупных промышленных предприятиях начали применять глубокие вводы напряжением до 220 кВ; в заводских сетях все больше начали примен6ять напряжение 10 кВ вместо 6 кВ.

За последние 15 - 17 лет развитие СЭС в России затормозилось. Почти прекратились научно-технические разработки. Используются всё в большей мере импортное оборудование с новыми техническими решениями, в частности: плавный пуск мощных электродвигателей, частотное регулирование асинхронных двигателей, устройство с регулированием реактивной мощности в комплекте с асинхронным двигателем. На многих промышленных предприятиях России номенклатура и объём выпускаемой продукции - не стабильны, что затрудняет оптимальное использование СЭС и оборудования.

В отличие от другие видов энергии электрическая вырабатывается и потребляется в одно и то же время. Ее нельзя отправить на склад для создания запаса. Единство процессов выработки, транспортирования и потребления электроэнергии объясняет необходимость оперативного (диспетчерского) управления электроэнергетикой страны. С этой целью создана Единая электроэнергетическая система Российской Федерации с Центральным диспетчерским управлением (ЦДУ ЕЭС РФ) в г. Москве. Имеются региональные диспетчерские управления, в частности, объединенное диспетчерское управление энергосистемами Северного Кавказа (ОДУ СК) в г. Пятигорске. Управление режимами работы электрических сетей Ростовской области осуществляется диспетчерами Ростовской энергосистемы («Ростовэнеого»). Ростовская энергосистемы подразделяется на электрические сети. Ростовские и Новочеркасске городские электрические сети получают электрическую энергию через Центральные электрические сети (ЦЭС) «Ростовэнерго».

Электрическую энергию вырабатывают на электростанциях (тепловых, гидравлических, атомных и др.). Основным источником электроэнергии для Ростовской области является Новочеркасская ГРЭС. Электрические машины, преобразующие механическую энергию вращения роторов турбин и других первичных двигателей в электрическую, называют генераторами. Все генераторы крупных электростанций РФ связаны между собой электрическими сетями и имеют общий режим работы.

Электрической сетью называют совокупность подстанций и линий электропередачи. Основное назначение электрической сети - передача и распределение электроэнергии между потребителями. На подстанциях осуществляется преобразование уровня напряжения и распределение электроэнергии. Преобразование уровня напряжения производится силовыми трансформаторами. Трансформаторы бывают повышающими (устанавливают на электростанциях) и понижающими (устанавливают на подстанциях). Повышение напряжения на электростанциях производится с целью уменьшения потерь электроэнергии в электрических сетях. Понижение напряжения на подстанциях осуществляется с целью электроснабжения потребителей.

Городские электрические сети обычно используют для электроснабжения своих потребителей напряжением 6,10 кВ, иногда 35 кВ, а также 0,4 кВ. Электроэнергетическая технология использует процессы преобразования различных видов энергии в электрическую, преобразование напряжения и вида электрического тока, передачу, распределение и потребление электроэнергии.

Распределительные электрические сети, находящиеся на балансе и в обслуживании 72 энергосистем АО-энерго Российской Федерации - это 2,5 млн. км воздушных и кабельных линий электропередачи, 510 трансформаторных подстанций 6-10-35-0,4 кВ и более 16 тыс. питающих центров напряжением 35-110 кВ с общей установленной мощностью примерно 400 тыс. МВА.

При значительном снижении объема производства и соответственно уменьшении электропотребления, большинство отраслей экономики страны в коммунально-бытовом секторе, с которым распределительные сети связан непосредственно, наблюдается рост нагрузок. К 2013 году ожидается прирост электропотребления на 35-37 млрд. кВт*ч.

Сегодня необходимо пересмотреть отношение нашего правительства к энергетической отрасли, как и всех отраслей промышленности, создать благоприятную среду для обновления технологий и оборудования.

Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия, поэтому эффективность и рациональность использования электроэнергии в хозяйстве страны определяется системой передачи, распределения и потребления ее на промышленных предприятиях, т.е. системой электроснабжения - промышленной электрической сетью.

В связи с изложенным необходимо предпринимать серьезные усилия по техническому перевооружению, реконструкции и развитию электрических сетей, чтобы обеспечить достаточную пропускную способность, надежное и качественное электроснабжение потребителей. Эта задача должна решаться с использованием современного высоконадежного и экономичного оборудования. При необходимости и применение импортного оборудования.

За последнее десятилетие научно-исследовательскими и проектными организациями, заводами, отраслями бывшей электротехнической промышленности созданы новые конструкции и виды электротехнического оборудования силовых и измерительных трансформаторов, реакторов, ячеек типа КСО, коммутационных аппаратов, устройств защиты от перенапряжения. Рациональное размещение подстанций в центре электрических сетей и равномерное распределение электрических нагрузок уменьшит потери электроэнергии, повысит уровень надежности электроснабжения и приведет к уменьшению приведенных затрат.

Важным достижением в отрасли является организация серийного выпуска электрогазовых трансформаторов тока 110 кВ, вакуумных выключателей на классы напряжения до 110 кВ, антирезонансных трансформаторов напряжения 6,10 и за кВ, комплектных распределительных устройств с вакуумными выключателями в ячейках КСО, разъединителей с полимерными изоляторами, ограничителей перенапряжения до 35 кВ в полимерных покрышках и грязестойкого исполнения, имеющих расширенную область применения.

Однако остались нерешенными задачи по более полному использованию новых материалов, расширению номенклатуры данного вида оборудования, снижения массогабаритных показателей, обеспечению полной электромагнитной совместимости.

Задачей данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения городского района с применением современных методов расчета электрической сети, современных требований к ней, а также с предложениями к установке в сети нового оборудования.

1.     
Краткая характеристика потребителей, сведения о климате

электроснабжение трансформатор нагрузка распределительный

Потребители электроэнергии, расположенные на территории города, условно разделены на две основные группы: жилые дома и общественно-коммунальные учреждения (школы, магазины, кафе, кинотеатры, т.д.).

Электропотребление жилых домов определяется укладом жизни населения. Электропотребление общественно-коммунальных учреждений зависит от технологических процессов.

Современные жилые дома насыщены большим количеством различных электроприемников. К ним относятся различные осветительные и бытовые приборы и силовое электрооборудование. Электроприемники жилых зданий подразделяются на электроприемники общедомового назначения.

Электрические сети городов обеспечивают работу предприятий коммунального хозяйства: водоочистных и насосных станций, станций очистки сточных вод, насосных установок систем теплоснабжения.

Территория населенного места по назначению делится на следующие зоны:

¾      селитебную - для размещения жилых районов, микрорайонов, общественных зданий и сооружений;

¾      коммунально-складскую - для размещения складов, гаражей, автобаз, платных стоянок, и т.д., предназначенных для обслуживания населенных мест;

¾      места отдыха населения - располагаемых на границах населенного места.

Структурной единицей селитебной зоны является жилой район, состоящий из нескольких микрорайонов, объединенных общественным центром, в состав которого входят учреждения культурно-бытового обслуживания.

Численность населения, рассматриваемого в дипломном проекте, жилого района составляет 7 тысяч человек, при застройке его зданиями высотой пять этажей и девять этажей.

Население проживает в многоэтажных домах. В домах установлены газовые печи. В домах с девятью этажами имеются лифтовые шахты, а также центральные тепловые пункты.

Жилые дома и общественно-коммунальные учреждения получают электроэнергию от городских сетей. Высоковольтных приемников не имеют.

Планировка и застройка жилых районов обеспечивает наиболее благоприятные условия для быта и отдыха населения, воспитания и образования детей. С этой целью предусматривается постройка необходимых коммунально-бытовых учреждений. Такие учреждения размещены с учетом создания единой системы обслуживания населения городской территории. В группе жилых домов в радиусе обслуживания до 0,3 км находятся детские ясли, детские сады и физкультурные площадки, гаражи для индивидуальных автомобилей.

В жилом районе, как правило, в общественном центре в радиусе обслуживания до 1,5 км - торговый центр, универсамы, предприятия торговли и общественного питания, клуб, кинотеатр, библиотека, поликлиника, гаражи для индивидуальных автомобилей.

Нормами определяются также основные требования к размещению в городе электросетевых сооружений, которые необходимо принимать в городских системах электросбережения. Понижающие подстанции размещаются в промышленных и коммунально-складских зонах. Размер для подстанции принимается до 0,3 Га.

Рельеф окружающей местности представляет волнистую равнину, расчлененную неглубокими долинами и балками.

Климат района умеренно-континентальный, лето жаркое, сухое, с максимальной температурой июля +38^оС. Зимой возможны интенсивные похолодания, максимальная температура января - 33 ^оС.

Осадков выпадает 480 мм, из них на холодный период (ноябрь - март) приходится 180 мм, что в условиях высоких температур придает климату засушливый характер.

Преобладающим направлением ветра является северо - восточный (22%) и восточный (22%). Наименьшая повторяемость у южного ветра.

Территория города отнесена по скоростным напором ветра к III району.

Территория РЭС расположена в III районе по гололеду и во II районе по загрязненности атмосферы.

2. Вопросы внешнего электроснабжения

Источником питания является узловая подстанция энергосистемы Р20, расположенная в 35 километрах от территории питаемого района. Район получает питание на напряжении 110 кВ. Мощность трехфазного короткого замыкания в месте присоединения ВЛ составляет 221 МВА.

В район вводят две одноцепных ВЛ - 110 кВ. Приём напряжения 110 кВ осуществляется в ОРУ 110 кВ главной понизительной подстанции (ГПП) района.

3. Систематизация и расчет электрических нагрузок

Исходными параметрами для решения сложных комплексно-технических и экономических расчетов, возникающих при проектировании современных предприятий, являются нагрузки.

Определение нагрузок необходимо для правильного выбора мощности трансформаторов, компенсирующих устройств, выбора сечения проводов, и кабелей, шин, выбора и принятия установок релейной защиты, расчета потерь, отклонения и колебания напряжения.

Оптимальное решение вопросов электроснабжения находится путем составления нескольких возможных вариантов нагрузок. Для выбора наиболее целесообразного из них приходится прибегать к технико-экономическому сравнению. Завышение или занижение нагрузок приводит к увеличению приведенных затрат, недоиспользованию электрооборудования или недоотпуску продукции и повышению потерь электроэнергии. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей, электроснабжения предприятия.

.1 Нагрузка жилых зданий

Расчетная нагрузка, приведенная к вводу жилого дома, линии или шинам напряжением 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП) определяется по формуле:

Р_кв = Р_кв.уд × n

где n - количество квартир, присоединенных к линии ТП;

Р_кв.уд - удельная расчетная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая в зависимости от типа применяемых кухонных плит и количества квартир, присоединенных к вводу жилого дома, линии ТП, кВт/квартира.

Для жилых домов с комнатным расселением семей в квартире к удельной расчетной нагрузке вводят коэффициенты 1,5 при количестве семей в квартире до трех и 2 - при количестве семей четыре и более. Удельные расчетные нагрузки не учитывают общедомовую силовую нагрузку, осветительную и силовую нагрузки встроенных помещений общественного назначения. В удельных нагрузках не учтено также применение в квартирах бытовых кондиционеров воздуха, электрических водонагревателей и электроотопления. Все это в каждом конкретном случае учитывается дополнительно. для определения при необходимости утреннего и дневного максимумов нагрузок вводят коэффициенты:

,7 - для жилых домов с электроплитами;

,5 - для жилых домов с газовыми плитами.

.2 Нагрузка общественных зданий

Расчетные электрические нагрузки на вводах в общественных зданиях принимают по проектам электрооборудования этих зданий. Для городских распределительных сетей 10 кВ полные нагрузки определяются с использованием средних значений коэффициента мощности для сети в целом.

Приведем пример определения расчетных нагрузок элементов городской системы электроснабжения.

Как правило, одновременно с расчетом активной нагрузки определяют и реактивную, что позволяет найти полную нагрузку для любого элемента системы электроснабжения. Одно из них определяется тем обстоятельством, что коэффициент мощности нагрузок характерных групп городских потребителей незначительно отличается друг от друга. Следовательно, результирующая полная нагрузка рассматриваемого элемента может определяться суммированием полных нагрузок отдельных потребителей без учета активной и реактивной составляющих этих нагрузок, т.е. по формуле:

_рез = S_макс +∑ К_н.м ∙S_макс.i

где S_рез - результирующая полная нагрузка, кВА;

S_макс - среднемаксимальная нагрузка потребителей;

К_н.м - коэффициент несовпадения максимума;

Для выбора, параметров электрических сетей жилых домов необходимо знать полную нагрузку:

 

где  и  - коэффициенты, характеризующие нагрузку квартир и общедомовых электроприемников.

Аналогично определяется расчетная нагрузка элемента системы электроснабжения, который используется для питания смешанной нагрузки, т.е. жилых домов и общественно-коммунальных предприятий. В общем случае полная расчетная нагрузка, приведенная к рассматриваемому элементу городской электрической сети, должна определяться с учетом коэффициентов участия - и  - характерных для нагрузки каждого из рассматриваемых коммунально-бытовых потребителей. Для городских распределительных сетей 10 кВ полные нагрузки определяются с использованием средних значений коэффициента мощности для сети в целом. Значение таких коэффициентов для вечернего максимума принимаются:

,9 - в микрорайонах и районах, где жилые дома и общественные учреждения оборудованы газовыми плитами.

Нагрузки каждого потребителя выражается в кВА с использованием соответствующего коэффициента мощности [11]:

для жилого дома cos= 0,92;

для общеобразовательных школ cos = 0,95;

детские сады cos = 0,97;

продовольственные магазины cos = 0,8;

непродовольственные магазины cos = 0,9;

предприятия общественного питания cos = 0,95 - 0,98;

кинотеатры cos= 0,92;

здания предприятий связи cos = 0,87;

гостиницы cos = 0,85.

Разобьём питаемый район на участки. Площадь каждого участка зависит от плотности застройки, а соответственно и потребляемой мощности. Количество участков зависит от суммарной номинальной мощности, и определяется путём приведения суммарной номинальной мощности каждого участка к приблизительному значению равному 400-2000 кВт.

Таким образом определим предполагаемое количество трансформаторных подстанций. В случае малой плотности застройки какого-либо микрорайона, а соответственно и больших свободных площадей, возникает необходимость строительства распределительных пунктов.

Расчёт нагрузки элементов распределительной сети 10 кВ выполнен с применением коэффициента 0,9.

Расчет электрической нагрузки участка №19:

Участок №19 включает в себя два жилых пятиэтажных дома (Литвинова 16) на 72 квартиры, магазин и воздушную линию (BЛ) 0.4 кВ по ул. Батуринской, питающая индивидуальные домовладения.

Полная мощность пятиэтажного дома на 72 квартиры:

S_жд = Р_уд.кв × n / cos = 5∙ 72/ 0,92 = 391 кВА

Полная мощность магазина:

S_м = К_нм ∙ Р_уд × S / cos = 1∙ 0,35∙ 125 / 0,92 = 54,68 кВА

где К_нм =1 - коэффициент несовпадения максимумов;

Р_уд = 0,35 кВт/м² - удельная нагрузка;

S = 125 м² - площадь торгового зала данного магазина.

Полная мощность ВЛ составляет:

S_вл = 24,78 кВА,

Полная мощность трансформаторного участка №19:

S_∑ = S_{жд +} S_{м +} S_вл = 391+54,468+24,78 = 470,46 кВА.

Данные расчета остальных участков сведены в таблицу 3.2.1

Таблица 3.2.1. - Расчетные мощности трансформаторных подстанций

№ участка	Потребители электроэнергии	Средняя расчетная нагрузка, кВА
1	АТС Свердловская, 5 Жил. Дом. Батуринская 15/1 Горсвет Жил. Дом. Батуринская 15/15 Жил. Дом. Батуринская 15/14 Жил. Дом Кулагина 23 Жил. Дом. Свердловская 5/3 ВЛ в сторону Батуринской Жил. Дом. Кулагина 17, 17/1 ВЛ в сторону Курортной	313,62
2	Рынок, Тир, Кафе «Пилигримм», Горсвет Кинотеатр «Сокол» Жил. Дом. Батуринская 9,7	115,7
3	Гаражи Артемовская, 45 «а» Гаражи Кулагина 62/45 Институт Кулагина 62/45 Артемовская, 52	30,2
4	Жилые дома Кулагина, 21 Жилые дома Кулагина 19	61,66
5	Автостоянка Пивбар «Женева» Жил. Дом. Проселочная, 7 ВЛ в сторону 1-ой Круговой ВЛ в сторону Волгодонской Дет. сад	197,22
6	ВЛ в сторону Батуринской Школа №62 Крупской, 43 ВЛ по Крупской ВЛ в сторону Стачки	310,61
7	Круговой к Батуринской ВЛ по Свердловской к Коминтерна	222,86
8	ВЛ по 2-й Краснодарской ВЛ по 1-й Краснодарской	176,44
9	АЗС-65 Жил. Дом Портовая 244 Жил. Дом Портовая 242 ВЛ по Кочубея ВЛ по Портовой ВЛ в сторону Стачки Жил. Дом Портовая 240	168,59
10	ВЛ в сторону Рекомовской ВЛ в торону Плехановской Дет. сад	142,72
11	ВЛ по 2-й Круговой ВЛ по Стачки ВЛ по 1-й Круговой Горсвет	132,79
12	Жил. Дом 1-я Краснодарская 1 Магазин ВЛ по 1-й Краснодарской ВЛ по 2-й Краснодарской	181,75
13	ВЛ по Коминтерна ВЛ по 2-й Краснодарской Дет. сад	154,04
14	«Билайн» гараж «Победа» Жил. Дом Стачки 31,27 АТС Стачки 33 Дет сад, Институт «Энергосетьпроект» Жил. Дом Плехановская 12 Жил. Дом Литвинова 8/1	181,06
15	ВЛ к Дону Жил. Дом Матросова, 37 Мастерские Насосная ВЛ по Матросова ВЛ по Портовой Горсвет	300,72
16	ОП ВЛ по 1-й Володарской РЦПК ОПРЦПК Жил. Дом Литвинова 28	176,44
17	ВЛ по Кузнечной ВЛ по 2-му Поселковому ВЛ на вертолетное поле	203,69
18	Жил. Дом Кулагина 1/41 Жил. Дом Стачки 33 Жил. Дом Стачки 35 Жил Дом Стачки 37 Жил. Дом Алехановская, 14 Жил Дом Стачки 39	180,6
19	Магазин Батуринская 13/14 Жил. Дом Литвинова 16 ВЛ по Батуринской	208,3
20	ВЛ на вертолетное поле ВЛ на 2-й Володарской ВЛ по Артемовской Цех по производству обуви Коминтерна 60	394,21
21	ГСМ Цех «Модуль» ВЛ по Войкова ВЛ по 2-му Поселковому Гараж	273,2
22	Военкомат ВЛ по Мопра	113,39
Суммарная нагрузка рассмотренной сети ТП		4235,49

4. Выбор напряжения распределительной сети

Согласно «Указанию по проектированию электрических сетей» ВСН -97-83 п. 35, в новых районах застройки напряжение питающих и распределительных сетей принимается 10 кВ, независимо от напряжения сети в существующей части города. При расширении и реконструкции действующих сетей напряжением 6 кВ следует предусматривать их перевод на напряжение 10 кВ с использованием установленного оборудования и кабелей 6 кВ.

Для обеспечения перевода сетей с 6 кВ на 10 кВ необходимо все вновь прокладываемые в зоне предполагаемого перевода кабели применять с изоляцией 10 кВ, а все вновь устанавливаемые в ТП трансформаторы принимать с группой соединения треугольник-звезда с заземленной нейтрально, что позволит использовать их в сетях 10 кВ после переключения обмоток с треугольника на звезду.

Существующие кабельные линии 6 кВ следует переводить на 10 кВ после проведения испытания повышенным напряжением.

Для сетей общего пользования в районах новостроек существующих городских распределительных сетей должны выполняться трехфазными тырехпроводными с глухим заземлением нейтрали напряжением 380/220 В. При реконструкции сетей необходимо использовать эти же напряжения.

Итак, напряжение внешней сети принимаем 110 кВ, низшее напряжение принимаем 10 кВ.

5. Выбор числа, мощности и местоположения трансформаторных подстанций и трансформаторов ГПП

.1 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

При выборе типа и места размещения трансформаторных подстанций в максимальной степени соблюдены следующие требования:

. Минимум места занимаемого на территории города;

. Минимум помех пешеходному движению, а так же движению транспорта.

Также учтены городские, архитектурно-строительные, и эксплуатационные требования.

Коэффициент загрузки выбранных трансформаторов = 0,7

Параметры трансформаторных подстанций приведены в таблице №5.1.2

Таблица №5.1.1 - Число и мощность городских трансформаторов

№п/п	Порядковый номер участка	Sсм, кВА	Sтр-ра, кВА
1	1	331,62	1*400
2	2	115,7	1*250
3	3	130,2	1*250
4	4	161,66	1*250
5	5	197,22	1*250
6	6	310,61	1*400
7	7	223	1*400
8	8	176	1*250
9	9	168	1*250
10	10	143	1*250
11	11	134	1*250
12	12	182	1*250
13	13	154	1*250
14	14	181	1*250
15	15	300	1*400
16	16	176	1*250
17	17	204	1*400
18	18	180	1*250
19	19	470	1*630
20	20	349	1*400
21	21	273	1*400
22	22	114	1*250
ИТОГО:		3165

Таблица №5.1.2 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	∆Рхх, кВт	∆Ркз, кВт	Uк,%	I хх,%
ТМГ - 400/10У1	400	10	0,4	1,3	5,4	5,5	3
ТМГ - 250/10У1	250	10	0,4	1,0	3,8	5,5	3,5

5.2 Выбор мощности трансформаторов на ГПП

Наиболее рациональной в данном случае является установка двух трансформаторов на ГПП. Такое решение даёт возможность применить прощенную схему подстанции и одновременно обеспечить бесперебойное питание нагрузок. Работу трансформаторов на ГПП предусматривают раздельной. Это упрощает релейную защиту и уменьшает токи короткого замыкания в сетях вторичного напряжения, что особенно важно для выбора коммутационных аппаратов.

Выбор номинальной мощности трансформатора производим по средней нагрузке S см =4236 кВА.

Принимаем к установке двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами ТРДН - 6300/110. Параметры трансформаторов приведены в таблице №5.2.1

Таблица 5.2.1 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатораSн, кВАUвн, кВUнн, кВ∆Рхх, кВт∆Ркз, кВтUк,%I хх,%
ТРДН - 630/110	6300	110	10	17	85	10	0,7

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

К _{загр =  =  = 0,34}

Выбранные трансформаторы по условиям перегрузки в аварийном режиме проходят, следовательно, к установке принимаем два трансформатора мощностью по 6300 кВА.

.3 Расчёт потерь мощности и энергии в городских трансформаторах и на ГПП

Расчёт потерь мощности в трансформаторах производится по формулам:

∆Р_тр = ∆Р_хх* n + ∆Р_кз * n*К²_загр - активные потери, кВт;

∆Q_{тр =} (I_хх+ К²_загр *U_k) - реактивные потери, кВАр;

Расчёт потерь энергии в трансформаторах произведём по формулам:

∆W_тр= ∆Р_хх* n*Т_м+∆Р_кз * n*К²_загр * - активные потери, кВт*ч;

где Т_м - время использования максимума нагрузки.

 - время максимальных потерь, приближённо можно принять:

 = Т_м - 1000 = 4000-1000=3000 часов

Результаты расчёта потерь мощности и энергии в цеховых трансформаторах приведены в таблице №5.3.1

Таблица №5.3.1 - Результаты расчёта потерь мощности и энергии в трансформаторах

ТП	Uк,%	Sном, кВт	Рк, кВт	Рхх, кВт	I хх, %	Кз	Тм, час		Qт, кВар	Wт, кВт*ч
ТП1	5,5	400	5,4	1,3	3	0,83	4000	3000	10,04012	54,3116	32720,36
ТП2	5,5	250	3,8	1	3,5	0,46	4000	3000	3,63625	23,42064	12908,75
ТП3	5,5	250	3,8	1	3,5	0,52	4000	3000	2,110904	17,9013	8332,712
ТП4	5,5	250	3,8	1	3,5	0,64	4000	3000	2,462318	19,17286	9386,953
ТП5	5,5	250	3,8	1	3,5	0,79	4000	3000	6,729721	34,61412	22189,16
ТП6	5,5	400	5,4	1,3	3	0,78	4000	3000	9,112304	50,53151	29936,91
ТП7	5,5	400	5,4	1,3	3	0,56	4000	3000	5,956708	37,67548	20470,12
ТП8	5,5	250	3,8	1	3,5	0,70	4000	3000	5,766682	31,12944	19300,04
ТП9	5,5	250	3,8	1	3,5	0,67	4000	3000	5,432038	29,91856	18296,12
ТП10	5,5	250	3,8	1	3,5	0,57	4000	3000	4,486598	26,49756	15459,8
ТП11	5,5	250	3,8	1	3,5	0,54	4000	3000	4,18345	25,40064	14550,35
ТП12	5,5	250	3,8	1	3,5	0,73	4000	3000	6,027878	32,07456	20083,64
ТП13	5,5	250	3,8	1	3,5	0,62	4000	3000	4,883866	27,93504	16651,6
ТП14	5,5	250	3,8	1	3,5	0,72	4000	3000	5,983738	31,91484	19951,21
ТП15	5,5	400	5,4	1,3	3	0,75	4000	3000	8,675	48,75	28625
ТП16	5,5	250	3,8	1	3,5	0,70	4000	3000	5,766682	31,12944	19300,04
ТП17	5,5	400	5,4	1,3	3	0,51	4000	3000	5,40908	35,4444	18827,24
ТП18	5,5	250	3,8	1	3,5	0,72	4000	3000	5,93984	31,756	19819,52
ТП19	5,5	400	5,4	1,3	3	0,52	4000	3000	5,52032	35,8976	19160,96
ТП20	5,5	400	5,4	1,3	3	0,87	4000	3000	10,82157	57,49528	35064,7
ТП21	5,5	400	5,4	1,3	3	0,68	4000	3000	7,630708	44,49548	25492,12
ТП22	5,5	250	3,8	1	3,5	0,46	4000	3000	3,580314	23,21824	12740,94

6. Выбор схемы электроснабжения. Определение места расположения ГПП

Система электроснабжения города представляет собой совокупность электрических сетей различного напряжения, обычно (исключая мегаполисы) напряжение 220-35, 6-10 и до 1 кВ. Сети напряжением 6-10 кВ предназначены распределения электроэнергии между группами потребителей или для питания отдельных потребителей. Такие сети принято называть городскими распределительными сетями (ГРС). Эти сети в основном предназначены для питания находящихся на территории города коммунально-бытовых потребителей.

В общем случае ГРС включают в себя питающую сеть 6-10 кВ и непосредственно распределительную сеть того же напряжения. Питающая сеть 6-10 кВ часто состоит из питающих линий, распределительных пунктов (РП) и прямых связей между последними.

К системе электроснабжения города предъявляют следующие требования:

.        Экономическую целесообразность сооружения и эксплуатации, т.е. сочетание относительно невысоких стоимостей оборудования, затрат на строительство и эксплуатацию, включая потери электроэнергии.

.        Обеспечение требуемого качества электроснабжения потребителей. Под качеством электроснабжения обычно понимают требуемый уровень напряжения на зажимах приемника.

.        Обеспечение возможности развития сети без ее коренного переустройства.

.        Удобство и безопасность обслуживания.

6.1 Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы электроснабжения определяется требованиями надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей электроэнергией, расположением объекта электроснабжения по отношению к источнику питания и электрическим сетям энергетической системы.

Обычно ГРС строятся по двухступенчатому принципу, с сооружением между центральной подстанцией (ЦП) и ТП промежуточных РП. На РП устанавливается коммутационная аппаратура (выключатели напряжением выше 1 кВ), на ТП применяют выключатели нагрузки или разъединители. Глухое (без коммутационных аппаратов) присоединение силовых трансформаторов применяется в исключительных случаях.

В соответствии с ВСН 97-83 для отечественных городов выполнение сетей напряжением 10 кВ регламентировано по так называемому принципу петлевой схемы.

Петлевая схема электропитания обеспечивает надежную и гибкую систему электроснабжения города, поскольку в нормальных и послеаварийных режимах возможно использование реверсивных направлений потоков мощности. Одновременно с этим обеспечивается достаточно экономически целесообразное развитие электроснабжающей сети по мере надобности с ростом нагрузки отдельных частей города.

Возможность производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы элементов схемы также говорит о ее экономичности. Уменьшение межремонтного периода при надежности выключателей, а так же уменьшение длительности ремонта значительно повышает надежность схем.

Достоинством всех петлевых схем является использование разъединителей только для ремонтных операций. Количество операций разъединителя в таких схемах невелико.

К недостаткам петлевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, устанавливаемых в петле, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется.

6.2 Определение места расположения ГПП

При решении этой задачи в числе исходных данных дается генплан с расположением потребителей электроэнергии, а также число и расположение городских ТП. По известным расположениям городских ТП определяется место расположения центра нагрузок, что является наилучшим местом расположения ГПП.

Центр нагрузок для данного района располагается по ул. Интернациональной, между ул. Курортной и ул. Ревкомовской.

.3 Подстанции и распределительные сети городского микрорайона

Каждая трансформаторная подстанция (ТП) является основным звеном системы электроснабжения. На ТП имеется коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединимые шины, вспомогательные устройства. На ТП установлены двухобмоточные трансформаторы, схема соединения обмоток трансформатора «Треугольник»/ «Звезда». Здания подстанций кирпичного исполнения. В них установлены камеры КСО-272 с выключателями нагрузки ВНП-16, предохранители ПК-10/150. Отходящие линии могут выполняться кабелем АСБ, ААБ, или АПВБ. Проложены в траншеях на глубине 0,7 м.

6.4 Конструктивное исполнение трансформаторной подстанции

В настоящее время отечественная электропромышленность выпускает различные комплектные электротехнические устройства (КРУ, КТП, КТПБ) распределительных устройств.

Комплектное распределительное устройство (КРУ) - защищенное распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии и состоящее из шкафов КРУ со встроенными в их аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, а также с несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.

Комплектная трансформаторная подстанция - электрическое устройство, служащее для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока и состоящее из реформатора, распределительного (или вводного) устройства высшего напряжения, токопроводов, поставляемых в собранном или приготовленном к сборке виде.

Данная трансформаторная подстанция блочного типа (КТПБ) выполнена с установкой двух силовых трансформаторов ТДТН-40000 с регулированием под напряжением.

Укомплектована КТПБ шкафами КРУ серии КВ-3 с вакуумными выключателями типа BB/TEL.

По типу основного коммутационного аппарата и способу защиты на стороне высшего напряжения данная подстанция выполнена с применением выключателей на стороне 110 кВ типа ВМТ-110Б-20/110УХ1.

Со стороны высшего напряжения токопроводы выполнены жесткими проводниками. В качестве проводников использованы трубы из алюминиевого сплава. Сборные шины установлены на опорных изоляторах. При такой конструкции обеспечивается полная неподвижность проводников. При этом, размеры РУ могут быть заметно уменьшены, стоимость его снижена.

Со стороны низшего напряжения токопроводы выполнены гибкими проводниками.

7. Выбор сечения кабелей кабельных линий

Определим сечение кабеля для кабельной линии, питающей группу трансформаторных подстанций состоящую из ТП 17, ТП 1, ТП 5, ТП 10, ТП 20.

Суммарная нагрузка S_сумм = 1226 кВА.

Номинальный ток питающей линии:

I _max =  =

Определим сечение кабеля по экономической плотности тока

q _эк =  = 51 мм²

где  - экономическая плотность тока.

Для алюминиевого кабеля  = 1,4 А/ мм²

Принимаем у прокладке трёхжильный кабель марки АВБбШв с сечением жилы 70 мм² с I _дл.доп= 210А

I _дл.доп= 210А ≥ I _max = 71 А

Выбор остальных кабелей производится аналогично. Результаты расчёта сведены в таблицу 7.1

Таблица №7.1 - Выбор кабелей

№ п/п	участок	Sрасч, кВА	I max,А	qэк,мм²	qстандарт, мм²	I дл.доп,А	L, км	Марка кабеля
1	ГПП-ТП17	1226	70,79	50,56	70	210	0,22	АВБбШв
2	ТП17-ТП1	1022	59,01	42,15	50	170	0,1	АВБбШв
3	ТП1-ТП5	690	39,84	28,46	35	140	0,325	АВБбШв
4	ТП5-ТП10	492	28,41	20,29	140	0,28	АВБбШв
5	ТП10-ТП20	349	20,15	14,39	35	140	0,2	АВБбШв
6	ГПП-ТП21	647	37,36	26,68	35	140	0,15	АВБбШв
7	ТП21-ТП9	374	21,59	15,42	35	140	0,23	АВБбШв
8	ТП9-ТП4	206	11,89	8,50	35	140	0,12	АВБбШв
9	ТП4-ТП22	144	8,31	5,94	35	140	0,31	АВБбШв
10	ТП22-ТП3	130	7,51	5,36	35	140	0,115	АВБбШв
11	ГПП-ТП19	810	46,77	33,40	35	140	0,41	АВБбШв
12	ТП19-ТП16	602	34,76	24,83	35	140	0,07	АВБбШв
13	ТП16-ТП2	426	24,60	17,57	35	140	0,17	АВБбШв
14	ТП2-ТП8	310	17,90	12,78	35	140	0,8	АВБбШв
15	ТП8-ТП11	134	7,74	5,53	35	140	0,16	АВБбШв
16	ГПП-ТП18	180	10,39	7,42	35	140	0,07	АВБбШв
17	ГПП-ТП7	223	12,88	9,20	35	140	0,15	АВБбШв
18	ГПП-ТП6	765	44,17	31,55	35	140	0,52	АВБбШв
19	ТП6-ТП15	454	26,21	18,72	35	140	0,46	АВБбШв
20	ТП15-ТП13	154	8,89	6,35	35	140	0,25	АВБбШв
21	ГПП-ТП12	363	20,96	14,97	35	140	0,85	АВБбШв
22	ТП12-ТП14	181	10,45	7,46	35	140	0,25	АВБбШв

8. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения

Оптимальные решения вопросов электроснабжения находятся путём сопоставления нескольких возможных вариантов. Для выбора наиболее целесообразного из них приходится прибегать к технико-экономическому сравнению.

При технико-экономических сравнениях необходимо руководствоваться директивными документами, в которых даются принципиальные указания для выбора экономически целесообразных технических решений в области энергетики. При конкретных расчётах следует руководствоваться отраслевыми методическими указаниями, разработанными в соответствии с директивными документами. Основным критерием выбора технического решения является его экономическая целесообразность. Это означает что при технико-экономической оценке сравниваемых вариантов решающим должны являться их стоимостные показатели, а именно приведённые затраты, учитывающие единовременные капитальные вложения и расчётные ежегодные издержки производства.

Сравним два варианта схемы электроснабжения. Первый вариант подразумевает строительство новой ГПП, от которой будут запитаны районные трансформаторные подстанции. В этом случае необходимо просчитать капитальные затраты на строительство новой ГПП, а также потери в кабельных линиях. Второй вариант подразумевает запитку трансформаторных подстанций от действующей ГПП, расположенной в стороне от питаемого района, а соответственно и центра нагрузок.

Определим капитальные затраты на строительство новой ГПП.

Расчет произведем в табличной форме, укрупнено.

Таблица 8.1 - Капитальные затраты на строительство новой ГПП

№	Группа основных факторов	Кол-во	Сметная стоимость единицы, тыс руб.			Сметная стоимость общая, тыс руб.
			оборудование	Строительно-монтажные работы	полная	оборудование	Строительно-монтажные работы	полная
1	Силовое оборудование, распределительные устройства
2	Трансформатор ТРДН-6300/110	2	2250	337,5	2587,5	4500	675	5175
	Выключатель ВМТ-110 Б	3	1350,2	202,53	1552,73	4050,6	607,59	4658,19
	Разъединитель РНДЗ-2-110/1000	9	658,4	98,76	757,16	5925,6	888,84	6814,44
	Разъединитель РНДЗ-1-110/1000	2	597,2	89,58	686,78	1194,4	179,16	1373,56
3	Итого							18021,19

Потери в кабельных линиях:

∆Р = i²_раб * М * ;

где i - рабочая плотность тока

i_раб =  

где I_раб - ток в нормальном режиме работы;

F_к - сечение кабеля;

М - масса проводникового материала;

 - удельное сопротивление алюминия;

 - плотность алюминия;

М = L_каб *F_каб *

L_каб - длинна кабельной линии.

Расчёт массы кабеля и потерь мощности произведём в табличной форме.

Таблица №8.2 - Марка кабелей и потери мощности

№ п/п	участок	qстандарт, мм²	I дл.доп,А	L, км	I раб, а/мм²	М, кг	∆Р, Вт
1	ГПП-ТП17	70	210	0,22	3,00	42	2426
2	ТП17-ТП1	50	170	0,1	3,40	14	1012
3	ТП1-ТП5	35	140	0,325	4,00	31	3185
4	ТП5-ТП10	35	140	0,28	4,00	26	2744
5	ТП10-ТП20	35	140	0,2	4,00	19	1960
6	ГПП-ТП21	35	140	0,15	4,00	14	1470
7	ТП21-ТП9	35	140	0,23	4,00	22	2254
8	ТП9-ТП4	35	140	0,12	4,00	11	1176
9	ТП4-ТП22	35	140	0,31	4,00	29	3038
10	ТП22-ТП3	35	140	0,115	4,00	11	1127
11	ГПП-ТП19	35	140	0,41	4,00	39	4018
12	ТП19-ТП16	35	140	0,07	4,00	7	686
13	ТП16-ТП2	35	140	0,17	4,00	16	1666
14	ТП2-ТП8	35	140	4,00	76	7840
15	ТП8-ТП11	35	140	0,16	4,00	15	1568
16	ГПП-ТП18	35	140	0,07	4,00	7	686
17	ГПП-ТП7	35	140	0,15	4,00	14	1470
18	ГПП-ТП6	35	140	0,52	4,00	49	5096
19	ТП6-ТП15	35	140	0,46	4,00	43	4508
20	ТП15-ТП13	35	140	0,25	4,00	24	2450
21	ГПП-ТП12	35	140	0,85	4,00	80	8330
22	ТП12-ТП14	35	140	0,25	4,00	24	2450
Итого						612	61159

Приведённые затраты без учёта капитальных затрат на строительство новой ГПП:

 руб.

Суммарные приведенные затраты:

З_сумм = З + К _гпп = 354730,4+(18021000,19/10) = 2156830,5 руб.,

где К _гпп - капитальные затраты на строительство новой ГПП.

Второй вариант:

Так как существующая ГПП запитывает еще два жилых района, помимо проектируемого, необходимо определить какую долю будет потреблять проектируемый район от суммарной нагрузки.

Расчёт капитальных затрат на строительство новой ГПП. (2 вариант) произведен в таблице 8.3

Таблица 8.3 - Капитальные затраты на строительство новой ГПП

№	Группа основных факторов	Кол-во	Сметная стоимость единицы, тыс руб.			Сметная стоимость общая, тыс руб.
			оборудование	Строительно-монтажные работы	полная	оборудование	Строительно-монтажные работы	полная
1	Силовое оборудование, распределительные устройства
2	Трансформатор ТРДН-6 25000/110	2	8430,4	1264,56	9695	16860,8	2529,12	19389,12
	Выключатель ВМТ-110 Б	4	4450,2	667,43	5117,73	17800,8	2670,12	20470,95
	Разъединитель РНДЗ-2-110/1000	9	1555,4	233,31	1788,71	13996,6	2099,79	16098,39
	Разъединитель РНДЗ-1-110/1000	4	1187	178,05	1365,05	4748	712,2	5460,20
3	Итого							61419,43

К_{сущ.ГПП} = 0,30*61419,43=9455400,168 руб.

Потери в кабельных линиях:

Расчёт массы кабеля и потерь мощности произведём в табличной форме;

Так как существенная ГПП находится в стороне от питаемого района, протяженность кабельных сетей увеличивается, а соответственно увеличится и масса проводникового материала и потери.

Таблица 8.4 - Масса кабелей и потери мощности

№ п/п	участок	qстандарт, мм²	I дл.доп,А	L, км	I раб, а/мм²	М, кг	∆Р, Вт
1	ГПП-ТП17	70	210	2,22	3,00	420	24476
2	ТП17-ТП1	50	170	0,1	3,40	14	1012
3	ТП1-ТП5	35	140	0,325	4,00	31	3185
4	ТП5-ТП10	35	140	0,28	4,00	26	2744
5	ТП10-ТП20	35	140	0,2	4,00	19	1960
6	ГПП-ТП21	35	140	1,15	4,00	109	11270
7	ТП21-ТП9	35	140	0,23	4,00	22	2254
8	ТП9-ТП4	35	140	0,12	4,00	11	1176
9	ТП4-ТП22	35	140	0,31	4,00	29	3038
10	ТП22-ТП3	35	140	0,115	4,00	11	1127
11	ГПП-ТП19	35	140	2,41	4,00	228	23618
12	ТП19-ТП16	35	140	0,07	4,00	7	686
13	ТП16-ТП2	35	140	0,17	4,00	16	1666
14	ТП2-ТП8	35	140	0,8	4,00	76	7840
15	ТП8-ТП11	35	140	0,16	4,00	15	1568
16	ГПП-ТП18	35	140	2,07	4,00	196	20286
17	ГПП-ТП7	35	140	2,15	4,00	203	21070
18	ГПП-ТП6	35	140	1,52	4,00	144	14896
19	ТП6-ТП15	35	140	0,46	4,00	43	4508
20	ТП15-ТП13	35	140	0,25	4,00	24	2450
21	ГПП-ТП12	35	140	2,85	4,00	269	27930
22	ТП12-ТП14	35	140	0,25	4,00	24	2450
Итого						1935	181209

Приведённые затраты, без учета стоимости ГПП:

 руб.

Суммарные приведённые затраты:

З_сумм = З + К _гпп = 1053470,4+(9455400,168/10) = 1999010 руб.

Из сравнения двух вариантов схем электроснабжения наиболее оптимальным является вариант предусматривающий строительство новой ГПП.

9. Расчёт токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания в сети или элементах электрооборудования. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а так же быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения, необходимо правильно определить токи короткого замыкания, и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов короткого замыкания.

При возникновении короткого замыкания имеет место увеличение тока в фазах системы электроснабжения или установок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжения в системе, которое особенно велико вблизи места короткого замыкания.

Расчётным видом короткого замыкания для выбора или проверки параметров электрооборудования считают трёхфазное короткое замыкание.

Расчёт токов короткого замыкания произведён со следующими допущениями, которые не дают существенных погрешностей:

¾     Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

¾      Трёхфазная сеть принимается симметричной;

¾        Не учитываются токи нагрузки;

¾      Не учитываются ёмкости, а следовательно и ёмкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

¾      Не учитываются насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

Исходные данные для расчёта:

Мощность трансформаторов на ГПП 2*6300 кВА;

Мощность трёхфазного короткого замыкания питающей системы при максимальном режиме - 221 МВА.

Расчёт производится в системе относительных базисных единиц в следующих условиях:

Базисная мощность S₆=1000 МВА;

Базисное напряжение принимаем равным среднему номинальному:

Для ступени высшего напряжения U₆₁=115 кВ;

Для ступени низшего напряжения U₆₂=10 кВ;

Базисный ток:

I_б1 = = ;

I_б2 = = ;

Сопротивление элементов схемы:

Сопротивление системы:

Х_{1 =} Х_с = 4,52 Ом

Сопротивление трансформатора:

Х₂= Х_тр=  =  = 8,33 Ом

R₂= R_тр=  =  = 1,51 Ом

Сопротивление кабельных линий:

Х₃= Х_пог*l*  = 0,076*0,197* = 0,149 Ом

R₃= R_пог*l*  = 0,258*0,197* = 0,5 Ом

Расчет тока при трехфазном коротком замыкании в точке К₁:

Х _к1 = Х₁ = 4,52 Ом

R_к1 = R₁ = 0,226 Ом

Определим токи короткого замыкания:

I^II_k1* =  =  = 0,221

I^II_k1 = I^II_k1* * I_б1 = 0,221*5,02 = 1,109 кА

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К₁:

i_уд = К_у *  I^II_k1,

где К_у - ударный коэффициент:

К_у = 1+ ,

где Т_а - постоянная времени:

Т_а = =  = 0,0637с

К_у = 1+  = 1+ = 1,85

i_уд = К_у *  I^II_k1=1,85* = 2,9 кА

Расчёт тока при трёхфазном коротком замыкании в точке К₂

Х_к2=Х₁+ Х₂= 4,52+8,33=12,85 Ом

R_к2=R₁+ R₂=0,226+1,51=1,736 Ом

Определим токи короткого замыкания:

I^II_k2* =  =  = 0,077

I^II_k2 = I^II_k2* * I_б2 = 0,077*57,73 = 4,44 кА

Определим постоянную времени:

Т_а = =  = 0,0235с

Определим ударный коэффициент:

К_у = 1+  = 1+ = 1,65

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К₂:

i_уд = К_у *  I^II_k2=1,65* = 10,36 кА

Расчёт тока при трёхфазном коротком замыкании в точке К₃:

Х_к3=Х₁+ Х₂+ Х₃= 4,52+8,33+0,149=13 Ом

R_к3=R₁+ R₂+ R₃=0,226+1,51+0,5=2,236 Ом

Определим токи короткого замыкания:

I^II_k3* =  =  = 0,077

I^II_k3 = I^II_k3* * I_б2 = 0,077*57,73 = 4,44 кА

Определим постоянную времени:

Т_а = =  = 0,0185с

Определим ударный коэффициент:

К_у = 1+  = 1+ = 1,58

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К₃:

i_уд = К_у *  I^II_k3=1,58* = 9,92 кА

10. Релейная защита трансформатора ГПП

Требования, предъявляемые к релейной защите.

Задача релейной защиты состоит в том, чтобы выявить и отклонить поврежденный участок.

К релейной защите предъявляются следующие требования:

·        Селективность;

·        Быстродействие;

·        Чувствительность

·        Надежность.

Релейная защита выполняется в соответствии с 3-м разделом ПУЭ и «Руководящими указаниями».

Основным видом автоматики являются устройства АВР и АПВ.

Применение АВР дает возможность быстро и безопасно восстановить питание, повышает надежность одновременным упрощением и удешевлением схемы.

Назначение АПВ является быстрое автоматическое восстановление питания после самоликвидации кратковременных самоустраняющихся коротких замыканиях.

В некоторых случаях возникает необходимость применения дистанционных защит, позволяющих улучшить отстройку от запуска и самозапуска электродвигателей.

Отказы релейной защиты на таких предприятиях, особенно при непрерывном производственном процессе и взаимосвязанной технологии, могут привести к большим ущербам.

На линиях. Отходящих от шин ГПП, как правило, предусматривается максимальная токовая защита.

Для трансформатора 1000 кВА и более указанная защита служит для резервирования основных защит: газовой, дифференциальной и токовой отсечки.

Специальная зашита от перегрузки кабельных линий и трансформаторов, как правило, не предусматривается.

В отдельных случаях, когда по режиму работы возможны опасные систематические перегрузки, допускается установка защиты от перегрузки, которая в свою очередь действует а сигнал и на разгрузку.

Расчёт токов короткого замыкания с учетом РПН.

Исходные данные:

.        Напряжение сети - среднее номинальное:_ср.ном = 115кВ

. Мощность трёхфазного короткого замыкания на шинах питающее системы:

.1 В минимальном режиме:

S_к.мин= 215 МВА

.2 В максимальном режиме:

S_к.макс=227МВА

. Удельное индуктивное сопротивление питающей линии:

Х_о = 0,6 Ом/км

. Номинальная мощность трансформатора:

S_н = 6,3 МВА

.        Номинальное напряжение высокого стороны трансформатора, соответствующая среднему положению регулятора РПН:_вн = 115кВ

.        Напряжение короткого замыкания трансформатора:_кз = 10,5%

.        Пределы регулирования РПН:

U _кз = ±16%

.        Номинальное напряжение высокой стороны трансформатора, соответствующая крайним положениям регулятора РПН:

·        + 16%, U _{вн.макс} = U _ср.ном(I+U)=133,42кВ

·        - 16%, U _вн.мин = U _ср.ном(I-U)=96,58кВ

9.       Напряжение короткого замыкания трансформатора, соответствующая крайним положениям регулятора РПН

U _ВН-НН =11%

U _СН-НН =15%

.        Номинальное напряжение стороны НН трансформатора_НН =10 кВ

Расчёт:

Сопротивление системы:

·        В минимальном режиме:

Х_с.мин =  = 61,51 Ом

·        В максимальном режиме:

Х_с.макс =  = 61,51 Ом

Сопротивление питающей линии:

Х_л = Х₀ ×I = 0,4×1,5 = 0,6 Ом

Сопротивление трансформатора:

·        При среднем положении РПН:

Х_т =  =

·        При крайних положениях РПН:

Х_т.макс =  =

Х_т.мин =  =

Максимальный ток при трехфазном КЗ на выводах НН трансформатора, приведенный к стороне ВН трансформатора:

I_{k.мин В} ===0,76 кА

То же, приведенный к стороне НН трансформатора:

I_{k.мин Н} = I_{k.мин В∙}=0,76∙  = 10,14 кА

Исходные данные и выбор трансформаторов тока, для расчета дифференциальной защиты трансформаторов.

.        Первичные номинальные токи обмоток:

I_н =

·        ВН - I_н== 31А

·        НН - I_н== 363А

2.       Соединение вторичных обмоток ТТ:

·        ВН - ∆

·        НН - Y

3.       Расчетный коэффициент трансформации ТТ:

·       
ВН - К_т∆ =  =  = 11

·        НН - К_т = =  =  = 126

4.       Принятое значение коэффициента трансформации ТТ:

·        К_{т ВН} - 100/5

·        К_{т НН} - 700/5

Определение установок и чувствительности продольной дифференциальной защиты.

.        Первичный ток срабатывания защиты от броска тока намагничивания,

I_сз = 1,5* I_н:

·        ВН - I_сз = 1,5*31=47А

·        НН - I_сз = 1,5*363=545А

·       

.        Ток срабатывания реле приведенный к стороне ВН:

I_ср =  =  = 5,42 А

.        Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включенных в плечо защиты со стороны ВН:

W_1расч =  =  = 18,45 вит.

.        Принятое число витков рабочей обмотки реле, включенных в плечо защиты со стороны ВН:

W₁ ≤ W_1расч

W₁ = 18

.        Расчетное число витков рабочей обмотки реле, включенных в плечо защиты со стороны НН:

W_2расч =  =  = 6,037 вит.

.        Принятое число витков рабочей обмотки реле, включенных в плечо защиты со стороны НН:

W₂ ≤ W_2расч

W₂ = 6

7.       Расчетное число витков тормозной обмотки реле, включенных в плечо защиты со стороны НН:

W_Трасч = ∙  = ∙  =2,626 вит.

где,  = 0,1 - относительная полная погрешность ТТ;

 - относительная погрешность, обусловленная РПН;

 = 0,87

.        Принятое число витков тормозной обмотки реле

W_Т ≥ W_Трасч

Выбирается из ряда: 1,3,5,7,9,11,13,18,24.

W_Т = 3 вит

.        Минимальное значение коэффициентов чувствительности защиты при двухфазном КЗ на выводах НН:

·        На среднем ответвлении:

К⁽²⁾_ч1 =  ≥2

К⁽²⁾_ч1 =  = 6,12

·        На крайнем ответвлении:

К⁽²⁾_ч2 =  ≥1,5

К⁽²⁾_ч2 =  = 2,53

Выбираем реле ДЗТ - 11.

Расчёт максимальной токовой защиты.

При срабатывании защиты на стороне 110 кВа:

I_сз = I_ном ==47А

Вторичный ток:

I_ср =  =

Ток срабатывания защиты на стороне 10 кВ:

где,  - коэффициент схемы

К _р - коэффициент кратности максимального тока К _р =2

К_н - коэффициент надежности К_н = 1

К_в - коэффициент К_в = 0,8

Вторичный ток:

I_ср =  = 1,81 А

11. Выбор и проверка элементов системы электроснабжения

.1 Общие сведения

Выбор токоведущих частей аппаратов и проводников является важнейшим этапом проектирования любой электрической установки, от которых зависит надежность ее работы.

При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить выполнение ряда требований, вытекающих из следующих условий работы. Аппараты и проводники должны:

¾        длительно проводить рабочие токи без повышения (сверх нормы) температуры;

¾        проводимость кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов короткого замыкания;

¾        выдерживать механические нагрузки;

¾        удовлетворять требованиям экономичности электроустановки. Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы и проверяются по условиям коротких мыканий. При этом для всех аппаратов производится:

-          выбор по напряжению;

-          выбор по нагреву при длительных токах;

-          проверка на электродинамическую стойкость (согласно Правилам устройства электроустановок не поверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным током до 60 А);

¾        проверка на термическую стойкость;

¾        выбор по форме исполнения (для наружной или внутренней установки).

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих частей обеспечиваются правильным выбором их напряжений и номинального тока.

В режиме перегрузки надежная работа обеспечивается ограничением величины тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа за счет запаса прочности.

В режиме кроткого замыкания - соответствием выбранных параметров условиям термической стойкости.

.2 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом и служит для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Наиболее ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включения на соответствующие короткие замыкания.

Выключатели должны отключать любые токи: нормального режима и короткого замыкания, а также малые емкостные и индуктивные токи. Для ранения устойчивости работы системы отключения короткого замыкания, должно производиться как можно быстрее: выключатель должен быть приспособлен для быстродействующего АПВ.

По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные, многообъемные, масляные малообъемные, электромагнитные, вакуумные. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключения токов нормального жима.

Проверяем элегазовый выключатель со стороны 110 кВ типа: ВГТ-110|| * - SF.

Выключатели выбираются по следующим основным условиям:

1.       Номинальному напряжению

U_{с. ном}=110кB≤ U _ном =110кB,

где U _ном - номинальное напряжение выключателя;

2.       Номинальному длительному току

I_расч=34A≤ I_ном =630 A,

где I_расч - расчетный ток продолжительного режима цепи, в которой устанавливается выключатель

I_расч= S_H / ( ) = 6300/ ( = 34А,

где S_H - номинальная мощность трансформатора, в цепи которой устанавливается выключатель.

3.       Электродинамической стойкости:

а)       предельному периодическому току короткого замыкания

I^,=1.109≤ I_пр.с=20кА

где I_пр.с - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), допустимый для рассматриваемого выключателя;

б)      ударному току короткого замыкания

i_уд =2.9кА≤ i _эл.с⁼52 кА,

где i_эл.с - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата);

4.       Отключающей способности:

а) номинальному периодическому току отключения

I_n= 1.109 кА≤ I_{откл.ном} =20 кА

где I_{откл.ном} - номинальный симметричный ток отключения выключателя;

б) номинальному апериодическому току отключения

i_а= 3,44 кА≤ i_а.ном =7,05 кА

где i_а.ном - номинальный апериодический ток отключения выключателя

i_а.ном =  ∙ _ном ∙ I_{откл.ном} =  ∙ 0,25 ∙ 20= 7,05 кА

где _ном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени

.        Термической стойкости

В_к = 2,9кА² ∙ с ≤ I²_пр.Т. ∙ t_Т = 20² ∙3=1200кА² ∙ с,

где В_к - интеграл Джоуля тока короткого замыкания, характеризующий количество теплоты, кА² ∙ с, выделяющейся в аппарате за время короткого замыкания;

I_пр.Т. = 20 кА - предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждений в течение предельного времени термической стойкости t_Т = 3 с;

.        Проверка по включающей способности.

I^,=1.109≤ I_{вкл.ном}=20кА;

i_уд =2.9кА≤ i _{вкл.ном} ⁼ 52 кА;

где I_{вкл.ном} - номинальное действующее значение периодической составляющей тока включения;

i _{вкл.ном} - номинальное (амплитудное) значение полного тока включения;

В связи с тем, что номинальные токи включения выключателя, как правило, соответствуют номинальным токам отключения, проверка по этому условию не делается (проверка фактически обеспечивается в п. 3).

Выключатель ВГТ-110 || * - SF удовлетворяет условиям выбора.

.3 Выбор выключателя на стороне 10 кВ

Проверяем вакуумный выключатель со стороны 10 кВ типа ВВЭ-10-20/100.

Выключатели выбираются по следующим основным условиям:

1.       Номинальному напряжению

U_{с. ном}=110кB≤ U _ном =110кB,

где U _ном - номинальное напряжение выключателя;

2.       Номинальному длительному току

I_расч=34A≤ I_ном = 1000 A,

где I_расч - расчетный ток продолжительного режима цепи.

I_расч= S_H / ( ) = 6300/ ( = 364А,

3.       Электродинамической стойкости:

а)       предельному периодическому току короткого замыкания

I^,=4,44кА≤ I_пр.с=20кА

где I_пр.с - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), допустимый для рассматриваемого выключателя;

б)      ударному току короткого замыкания

i_уд =10,36 кА≤ i _эл.с⁼52 кА,

где i_эл.с - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата);

4.       Отключающей способности:

а) номинальному периодическому току отключения

I_n= 4,44 кА≤ I_{откл.ном} =20 кА

где I_{откл.ном} - номинальный симметричный ток отключения выключателя;

б) номинальному апериодическому току отключения

i_а= 3,09 кА≤ i_а.ном = 11,28 кА

где i_а.ном - номинальный апериодический ток отключения выключателя

i_а.ном =  ∙ _ном ∙ I_{откл.ном} =  ∙ 0,4 ∙ 20= 11,28 кА

где _ном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения для времени .

.        Термической стойкости

В_к = 4,45кА² ∙ с ≤ I²_пр.Т. ∙ t_Т = 20² ∙3=1200кА² ∙ с,

где В_к - интеграл Джоуля тока короткого замыкания, характеризующий количество теплоты, кА² ∙ с, выделяющейся в аппарате за время короткого замыкания;

I_пр.Т. = 20 кА - предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждений в течение предельного времени термической стойкости t_Т = 3 с;

.        Проверка по включающей способности.

I^,=4,44 кА≤ I_{вкл.ном}=20кА;

i_уд =16,63 ≤ i _{вкл.ном} ⁼ 52 кА;

где I_{вкл.ном} - номинальное действующее значение периодической составляющей тока включения;

i _{вкл.ном} - номинальное (амплитудное) значение полного тока включения;

В связи с тем, что номинальные токи включения выключателя, как правило, соответствуют номинальным токам отключения, проверка по этому условию не делается.

.4 Выбор высоковольтных разъединителей

Разъединители имеют основное назначение изолировать на время ремонта в целях безопасности электрические машины, трансформаторы, линии, аппараты и другие элементы системы и смежных частей, сходящихся под напряжением. Разъединители способны размыкать электрическую цепь только при отсутствии в ней тока или при весьма малом токе, например токе намагничивания небольшого трансформатора или емкостном токе участка РУ.

В отличие от выключателей разъединители образуют видимый разрыв цепи.

Использование разъединителей не ограничивается изоляцией отключаемых частей системы в целях безопасности при ремонтах. В РУ с двумя системами сборных шин разъединители используют также для переключений цепей с одной системы сборных шин на другую, без разрыва тока в цепях.

Проверяем разъединитель РВР-10/1 000 по следующим условиям [5]:

1.       Номинальному напряжению

U_{с. ном}=10кB≤ U _ном =10кB;

2.       Номинальному длительному току

I_расч=364A≤ I_ном = 1000 A;

3.       Электродинамической стойкости:

i_уд =10,36 кА≤ i _пр.с⁼ 55 кА;

.                    Термической стойкости:

В_к ≤ I²_пр.Т. ∙ t_Т;

4,44 кА² ∙ с ≤ 20² ∙4=1600кА² ∙ с

Выбранный разъединитель удовлетворяет условиям.

.5 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока при проектировании распределительного устройства заключается в выборе типа трансформатора, распределение ожидаемой нагрузки и сопоставления ее с номинальной.

Выбираем трансформатор тока типа ТЛ-10-I. При выборе трансформаторов тока должны выполняться следующие условия:

1.       Выбор по напряжению

U_{с. ном}=10кB≤ U _ном =10кB;

2.       Номинальному току

I_расч=364A≤ I_1ном = 1000 A;

где I_1ном - номинальный ток первичной цепи трансформатора тока;

3.       Электродинамической стойкости:

i_уд =10,36 кА≤ i _дин⁼ 128 кА;

.                    Термической стойкости, кА² ∙ с_:

В_к ≤ I²_пр.Т. ∙ t_Т;

,44 кА² ∙ с ≤ 40² ∙3=1200кА² ∙ с

.        Нагрузке вторичных цепей:

z₂ ≤ z_{2 ном}

где z₂ - расчетное сопротивление вторичной цепи, Ом

z₂ = z_приб + R_пров +R_к = 0,124+0,56+0,1= 0,784 Ом

где z_приб - сопротивление токовых катушек последовательно включенных приборов;

R_пров - сопротивление соединительных проводов;

R_к - переходное сопротивление контактов (принимается равным 0,1 Ом)

z_{2 ном} - номинальное допустимое сопротивление вторичной цепи.

Определяем нагрузку на трансформаторов тока от измерительных приборов, и для удобства сведем эти параметры в таблицу 10.5

Таблица 11.5.1 - Параметры нагрузки на трансформатор тока

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка, кВА
		Фаза А	Фаза С
Амперметр Ваттметр Счетчик активной энергии	Э-335 Д-335 ПСЧ-4	0,1 0,5 2,5	0,1 0,5 2,5
Итого:		3,1	3,1

S_2ном = 3,1 кВа;

z_приб =  =  = 0,124 Ом

 = 0,028, ;

R_пров =  =  = 0,56 Ом

Выбранный трансформатор тока типа ТЛ-10-I удовлетворяет условиям проверки.

.6 Выбор трансформаторов напряжения

При проектировании выбирают типы трансформаторов напряжения в соответствии с измерительными приборами и реле, подлежащими присоединению к ним. Далее подсчитывают ожидаемую нагрузку трансформаторов и проверяют погрешности.

При определении вторичной нагрузки сопротивление проводов от трансформаторов напряжения до приборов, установленных на щите управления, не учитывают, поскольку это сопротивление относительно мало и незначительно влияет на вторичный ток.

Необходимые условия для выбора трансформаторов напряжения:

.        Номинальное напряжение сети и трансформатора одинаковы:

U_{с. ном}≤ U _ном;

.        Расчётная полная нагрузка вторичных цепей:

S₂ ≤ S_{2 ном,}

где S_{2 ном} - номинальная вторичная нагрузка, ВА;

Подсчёт мощности производится отдельно по активной и реактивной составляющим.

Для удобства подсчёта мощности составим таблицу (таблица 10.6)

Полная суммарная потребляемая мощность:

S₂ = =  = 121,07 В∙А.

Примем к установке трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66УЗ, с номинальной мощностью в классе 0,5 S_{2 ном}=140ВА, соединенные в группу Y₀/Y₀/∆-0/

Таблица №11.6.1 - Подсчет мощности

Перечень приборов	Тип прибора	S, ВА	Число обмоток		tg	Общее число приборов	Р, Вт	Q, вар
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-335	1,5	1	0	1	6
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Датчик активной мощности	Е-829	10		1	0	1	10
Датчик реактивной мощности	Е-830	10		1	0	1	10
Счетчик электроэнергии	ПСЧ-4	2	2	0,38	0,925	8	4	9,7
Ваттметр регистрирующий	М-348	10	2	1	0	1	20
Вольтметр регистрирующий	М-344	10	1	1	0	1	10
Частотометр	Э-372	3	1	1	0	1	6
Итого:							99	69,6

Эти данные сведем в таблицу

Таблица №11.6.2 - Расчётные и номинальные параметры аппарата

Условия выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
Uс. ном≤ U ном S2 ≤ S2 ном	Uс. ном = 10 кВ S2 = 121,07 ВА	U ном = 10 кВ S2ном = 140 ВА

12.   
Компенсация реактивной мощности

Электрическая энергия, вырабатываемая на электростанциях и потребляемая различными электроприемниками, подразделяется на активную и реактивную. Активная энергия обеспечивает полезную работу электроприемников - электродвигателей, печей, освещения и т.п. и превращается в них в механическую, тепловую, световую и другие виды энергии; реактивная же энергия никакой полезной работы не производит, а затрачивается на создание магнитных потоков в асинхронных двигателях, трансформаторах и других электротехнических устройствах.

Реактивная энергия переходит от источника (например, генератора) к потребителю, а затем обратно к источнику.

В связи с этим увеличение реактивной энергии (мощности) приводит к недостаточному использованию установленной мощности генераторов или трансформаторов. При увеличении реактивной мощности - неизменной активной мощностью ток, проходящий по проводам, растет, что приводит к необходимости увеличить сечение проводов линий электропередач и расход металла на их изготовление.

Для компенсации реактивной мощности эксплуатируемых или проектируемых электроустановок потребителей обычно применяют генерирование реактивной мощности на самом предприятии. Одним из распространенных способов компенсации реактивной мощности является установка статических конденсаторов.

Согласно «Инструкции по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94» для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается. Промышленных и приравненных к ним потребителей для которых выполняется компенсация реактивной мощности на территории рассматриваемого района, не имеется.

13. Разработка вопросов надежности кабельной сети 10 кВ

.1 Общие сведения

Постановка задачи расчёта показателей надёжности.

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.

На сегодняшний день большинство применяемых кабелей для подземной прокладки в силовых сетях низкого напряжения - это кабели с бумажно-пропитанной изоляцией в металлической оболочке с защитным покровом типа Б, Б2 л.

Силовые кабели с бумажно-пропитанной изоляцией имеют достаточно высокие и стабильные электрические характеристики, но тем не менее кабели с данным видом изоляции имеют ряд существенных недостатков:

¾    Сложный и малопроизводительный процесс (необходимость проведения длительных операций сушки и пропитки изоляции, а также возможное образование складок и разрывов бумаги в процессе наложения и, как следствие этого возникновение неоднородности изоляции).

¾        Ограничения при вертикальных прокладках из-за стекания пропиточного состава.

¾ Металлическая оболочка - обязательный элемент конструкции, т.к. пропитанная бумага невлагостойкая, что значительно удорожает и утяжеляет конструкцию кабеля.

Эти недостатки устраняются при использовании для силовых кабелей изоляции из современных полиолефиновых материалов, подвергаемых вулканизации (поперечной сшивке). Наиболее широко используемым полеолефином в кабельной технике является полиэтилен. Создание трехмерной структуры путем образования поперечных связей между макромолекулами полиэтилена позволяет значительно улучшить ряд свойств этого материала, соответственно улучшаются и характеристики кабеля, выполненного с изоляцией из сшитого полиэтилена. В подтверждение этого необходимо рассмотреть ряд преимуществ кабелей с изоляцией из сшитого вулканизированного) полиэтилена по сравнению с кабелями с бумажной пропитанной изоляцией:

Значительно упрощается технология изготовления кабелей, становится более производительным процесс наложения изоляции, отпадает необходимость сушки и пропитки изоляции.

Сшитый полиэтилен обладает высокой стойкостью к превышению допустимых токовых нагрузок.

Большая пропускная способность по току обусловлена увеличением допустимой рабочей температуры токопроводящей жилы. Допустимые температуры токопроводящих жил при эксплуатации показаны в таблице 13.1.1

Таблица №13.1.1 - Допустимые температуры токопроводящих жил

Материал изоляции	Бумажно-пропитанная изоляция	Сшитый полиэтилен
Длительно допустимая температура	70°С	90°С
Допустимая температура при работе в аварийном режиме (6-8 часов)	90°С	130°С
Предельно допустимая температура при коротком замыкании	200°С	250°С

Длительно допустимые токовые нагрузки для 4-х жильных кабелей на напряжение 1кВ при прокладке в земле представлены в таблице 13.1.2. (глубина 7 м, термическое сопротивление почвы 1.2°С м / Вт, температура +15°С)

Таблица №13.1.2 - Длительно допустимые токовые нагрузки для 4-х жильных кабелей на напряжение 1кВ

Номинальное сечение жил, мм²	Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена		Кабели с бумажно-пропитанной изоляцией
	Медные ТПЖ	Алюминиевые ТПЖ	Медные ТПЖ	Алюминиевые ТПЖ
16	113	87	102	79
25	147	113	134	102
35	178	137	163	126
50	217	166	200	153
70	268	201	241	184
95	316	240	287	219
120	363	272	325	248

Полиэтиленовая изоляция обладает малой плотностью, малыми значениями относительной диэлектрической проницаемости и коэффициента диэлектрических потерь. Благодаря хорошей влагостойкости полиэтилена, отпадает необходимость в металлической оболочке кабелей. Низкий вес, меньший диаметр и радиус изгиба, что обеспечивает легкость прокладки кабеля, как в кабельных сооружениях, так и на сложных кабельных трассах. Минимальный радиус изгиба при прокладке 7.5 Dн (Dн - наружный диаметр кабеля). (для кабелей в свинцовой оболочке 15 Dн, в алюминиевой - 25 Dн) Кабели не имеют ограничений при прокладке на трассах с большой разницей уровней. Возможность прокладки кабеля при температуре -150С без предварительного подогрева благодаря использованию полимерных материалов для изоляции и оболочки. Низкая стоимость кабелей по сравнению с применяемыми сегодня кабелями с бумажно-пропитанной изоляцией.

Таким образом, логично напрашивается вывод, что кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена должны позиционироваться именно как замена кабелей с бумажной пропитанной изоляцией. Обладая хорошими эксплуатационными свойствами, в некоторых случаях даже лучшими, чем у кабелей с бумажной пропитанной изоляцией, новые кабели просты в монтаже, а главное, имеют короткий цикл изготовления и сравнительно низкую себестоимость. Учитывая, что уже разработаны специальные муфты для осуществления соединений между кабелями с бумажно-пропитанной изоляцией (БПИ) и изоляцией из сшитого полиэтилена (XLPE), применение кабелей возможно не только при прокладке новых линий, но и ремонте существующих.

Начиная с декабря 2002 года завод «Электрокабель» проводит работу применению кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 1кВ с Московской кабельной сетью. В рамках данной работы совместно со специалистами МКС мы постарались выявить и учесть важнейшие требования к силовым кабелям низкого напряжения.

Одно из основных требований - качество заполнения внутренних полостей кабеля для продольной герметизации промежутков между изолированными токопроводящими жилами и всеми остальными элементами кабеля. Это одно из главных требований, т.к. при повреждении покровов кабеля до момента вскрытия трассы проходит обычно достаточно времени, чтобы кабель за счет гигроскопического эффекта пропитался влагой на расстояние гораздо большее, чем сам поврежденный участок. Это подтверждается и анализом повреждений, особенно в кабелях с пластмассовой изоляцией. При точечном повреждении кабеля в среднем меняется участок около 20 метров, так как кабель за время ремонта успевает напитать влагу в междужильное пространство.

Первые образцы кабелей марки АПвБбШп (ПвБбШп), предоставленные представителям МКС не в полной мере отвечали требованиям по герметичности. В связи с этим конструкция данных кабелей была доработана. Для герметизации пространства между токопроводящими жилами применен сердечник из резины с полной вулканизацией, который принимает необходимую форму в процессе скрутки кабеля. Применение высоконаполненных заполнителей на основе каучуков герметизирует кабель в продольном направлении, упрощает разделку кабеля при монтаже и при этом, фактически исключает повреждение изоляции жил, что улучшает общие эксплуатационные свойства. Таким образом в обозначении кабеля была добавлена буква «з» (кабель с заполнением): АПвзБбШп, ПвзБбШп.

Наработанный опыт в области производства материалов на основе синтетических каучуков для заполнения кабелей позволил подобрать необходимые характеристики высоконаполненной резиновой смеси. Заводом проведена большая работа по совершенствованию рецептуры резиновой смеси и получена возможность одновременного наложения заполнения и оболочки на кабели практически любого сечения, а так же решена проблема гранулирования резиновых смесей.

Сшитый полиэтилен идеально подходит для изоляции высоковольтных кабелей. По современной технологии процесс вулканизации (сшивки) полиэтиленовой изоляции производится химическим способом в среде нейтрального газа при давлении 800 - 900 кПа. И температуре 285 - 400 С. В результате химической реакции изменяется молекулярная структура полиэтилена и образуются новые межмолекулярные связи, что приводит к изменению электрических и механических свойств материала. Необходимо подчеркнуть что изоляция и электропроводяще экраны накладываются в процессе тройной экструзии, после чего происходит одновременная сшивка всех трёх слоев. При высокой температуре сшивка происходит равномерно по всей толщине изоляции, что невозможно обеспечить при альтернативной силановой сшивки, которая не предполагает применения высокой температуры и давления.

Преимущества усовершенствованной конструкции и современной технологии производства кабелей с СПЭ изоляцией обусловили его повсеместное применение в развитых странах и заметное сокращения других типов кабелей.

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена находят всё более широкое применение. Однако на данном этапе в силу некоторых причин (технических, экономических, организационных, и др.) их широкое применение затруднительно. Поэтому в дипломном проекте приняты кабели с бумажной изоляцией и, вместе с тем, в специальной части проекта дан анализ свойств и преимуществ кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Вопросы надёжности являются важнейшими при разработке проектов развития и организации эксплуатации энергосистем. Под надёжностью работы энергосистемы понимают свойства энергосистемы функционировать с заданными эксплуатационными параметрами режима, обеспечивая требуемое электроснабжение потребителя. Надёжность работы энергосистемы обуславливается безотказностью, ремонтопригодностью и долговечностыо её частей и элементов. Различают расчётную и эксплуатационную надёжность работы установок. Количественно надёжность работы электрооборудования и электроустановок энергосистем характеризуется рядом показателей: параметром потока отказов, интенсивностью отказов, вероятностью безотказной работы, средней не работой до отказов, средним временем восстановления, коэффициентом готовности, коэффициентом технического использования, и т.п.

Различают отказы и повреждения энергосистем и их элементов. Отказ это событие, состоящее в нарушении работоспособности, т.е. в нарушении способности энергосистемы или её элементов выполнять заданные функции с установленными нормативными параметрами. Повреждение энергосистемы или её элементов - это событие, состоящее в том, что нарушается исправное состояние системы или её элементов при сохранении ими работоспособности (работоспособного состояния).

Энергосистемы состоят из большого числа элементов, поэтому естественно что в них достаточно часто возникают отказы отдельных элементов и их групп и менее часто отказы крупных комплексов (электростанций, подстанций, крупных узлов нагрузки), частей энергосистем и энергосистем в целом. В практике эксплуатации отказы подразделяют на аварии и браки в работе. Наиболее тяжёлым видом аварии являются системные аварии, приводящие к нарушению электроснабжения большого числа потребителей.

Повышение надёжности работы и живучести энергосистем возможно путём:

¾  повышения качества и надёжности работы электрооборудования;

¾   совершенствования качества проектов строительства и развития энергоустановок и энергосистем в целом, обеспечения необходимого резерва мощности;

¾    внедрения более совершенных и безотказных схем электрических соединений электростанций и подстанций;

¾      совершенствования схем выдачи мощности электростанций, структуры и схем основных сетей энергосистем;

¾     оптимизации взаимного размещения электростанций и узлов нагрузки энергосистем, а так же резерва генерирующей мощности;

¾  повышения жесткости межсистемных связей;

¾   повышения качества и безотказной работы устройств релейной защиты и системной автоматики;

¾ повышения квалификации ремонтного персонала и дежурного эксплуатационного персонала энергосистем.

Показатели надёжности элементов энергосистем предназначены для сравнительных расчётов и оценок надёжности систем электроснабжения потребителей и узлов нагрузки, сравнительной оценки уровня надёжности электроустановок и электрических линий в различных системах и условиях эксплуатации, определения целесообразности и эффективности мероприятий средств повышения надёжности и совершенствования системы планово предупредительных ремонтов, нормирования резервов оборудования, материалов, запасных частей.

В данном разделе проекта представлен расчет следующих показателей надежности схемы электроснабжения приёмников:

параметр потока отказов кабельных линий;

параметр потока отказов выключателей, трансформаторов, распределительных шин - справочный материал [11]

ущерб в случае выхода из строя некоторых элементов схемы;

ущерб в случае планового ремонта некоторых элементов схемы.

13.2 Терминология надёжности

Надёжность - свойство системы электроснабжения, обусловленная её безотказностью, долговечностью и ремонтопригодностью, и обеспечивающее нормальное выполнение заданных функций системы.

Безотказность - свойство системы электроснабжения длительно, с возможными перерывами на ремонт, сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации до разрушения или другого предельного состояния.

Ремонтопригодность - свойство системы электроснабжения, выражающееся в приспособленности к восстановлению исправности путём предупреждения, обнаружения и устранения неисправности и отказов.

При последовательном включении элементов электроснабжения оценка надёжности производится на основании следующих выражений:

Параметр потока отказов линии или соединения:

Среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения:

Коэффициент аварийного простоя:

 

В качестве исходных данных взяты следующие показатели надёжности отдельных элементов схемы [2]:

Вакуумный выключатели:

Параметр потока отказов  1/год

Среднее время восстановления Т = 11 час

Кабельная линия:

Параметр потока отказов  1/год

Среднее время восстановления Т = 10 час

Трансформатор:

Параметр потока отказов  1/год

Среднее время восстановления Т = 61 час

Шины распределительных устройств:

Параметр потока отказов  1/год

Среднее время восстановления Т = 2 час

Произведём расчет параметра потока отказов системы питания потребителей состоящей из: Шины распределительного устройства ГПП, выключателя, кабельной линии, выключателя, трансформатора.

 =  +  +  +  + ,

где  длина кабельной линии

 =  +  +  +  + = 0,01+0,002+0,078+0,185+0,002+0,016=0,044 1/год

Параметр потока отказов для той же системы питания с той лишь разницей, то вместо кабельной линии выполненной на основе кабеля с бумажной пропитанной изоляцией используется кабельная линия, выполненная на основе кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена. В связи с тем, что кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена был разработан, и введён в эксплуатацию относительно недавно, никаких статистических данных по нему нет. Для расчёта примем параметр потока отказов данного элемента как: гарантия завода изготовителя на данный вид продукции при отсутствии механических повреждений и прокладки кабельной линии согласно ПУЭ - 50 лет. Основываясь на эти данные мы предполагаем что параметр потока отказов в 30 раз меньше параметра потока отказов для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией.

 =  / 30 =0,078/30 = 0,0026 1/год;

 =  +  +  +  +  = 0,01+0,002+0,0026  0,185+0,002+0,016 =0,03 1/год.

Из сравнения двух показателей наглядно видно что в случае использования сшитого полиэтилена надёжность системы питания увеличивается.

Произведём расчет средней вероятности отказа системы питания:

Средняя вероятность отказа равна сумме вероятностей отказов элементов:

 =  +  +  +  + =

=  +  + +  +  =

=  = 0,00013

Произведём расчет средней вероятности отказа системы питания с применением сшитого полиэтилена. Среднее время восстановления примем такое же как и для кабельной линии.

 =  +  +  +  + =

=  +  + +  +  =

=  = 0,00011 1/год

Надежность в данном случае возросла.

Произведём расчет среднего времени восстановления системы:

Система с использованием кабельных линий

 =  = = 0,03 лет

Система с использованием сшитого полиэтилена

 =  = = 0,002 лет

Из приведённых выше расчетов наглядно видно что использование сшитого полиэтилена для распределительных сетей существенно повышает показатели надёжности системы электроснабжения в целом.

13.3 Сравнительная оценка стоимости кабельной продукции

По сведениям отдела капитального строительства филиала ГУП РО «Донэнерго» РГЭС, ниже приводятся цены на кабельную продукцию.

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена марки NA2XS(F) 2Y

Сечение	Цена
1*185	468000 руб./км
1*300	626000 руб./км
1*500	832000 руб./км

Кабели с бумажной пропитанной изоляцией марки ААБ

СечениеЦена
3*240	1 020 000 руб./км

Сравним по стоимости цены на трёхфазные линии из разных кабелей:

*626000 = 1878000 руб.

020 000*(300/240) = 1 272 000 руб.

Кабельная линия с изоляцией из сшитого полиэтилена оказалась в (1 870 000/1 275 000) = 1,47 раз дороже.

Однако, если учесть повышенную надежность новых кабелей (в десятки раз), то окажется целесообразным их применение уже на современном этапе. Следует так же учесть неизбежное снижение их стоимости с распространением масштабов их производства.

14. Безопасность жизнедеятельности

.1 Необходимость аттестации рабочих мест на энергообъекте

Аттестация рабочих мест по условиям труда является важной составляющей организации охраны труда на предприятии.

Аттестация проводится в целях оценки условий труда на рабочих местах и выявления вредных и опасных производственных факторов.

Результаты аттестации используются в целях:

разработки и реализации мероприятий по приведению условий труда в соответствие с государственными нормативными требованиями охраны труда;

установления работникам, занятым на тяжелых работах, работах с вредными и опасными и иными особыми условиями труда, сокращенной продолжительности рабочего времени, ежегодного дополнительного оплачиваемого отпуска, повышенной оплаты труда;

информирования работников об условиях труда на рабочих местах, о существующем риске повреждения здоровья, о мерах по защите от воздействия вредных и опасных производственных факторов и полагающихся работникам, занятым на тяжелых работах, работах с вредными и опасными и иными особыми условиями труда, компенсациях;

контроля за состоянием условий труда на рабочих местах;

оценки профессионального риска;

обеспечения работников средствами индивидуальной защиты, прошедшими обязательную сертификацию или декларирование соответствия, а также средствами коллективной защиты;

подготовки статистической отчетности об условиях труда и компенсациях за работу во вредных и опасных условиях труда;

подтверждения соответствия организации работ по охране труда государственным нормативным требованиям охраны труда;

подготовки контингентов и поименного списка лиц, подлежащих обязательным предварительным (при поступлении на работу) и периодическим (в течение трудовой деятельности) медицинским осмотрам (обследованиям) работников;

расчета скидок (надбавок) к страховому тарифу в системе обязательного социального страхования работников от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

решения вопроса о связи заболевания с профессией при подозрении на профессиональное заболевание, а также при установлении диагноза профессионального заболевания;

рассмотрения вопросов и разногласий, связанных с обеспечением безопасных условий труда работников;

санитарно-бытового и медицинского обеспечения работников в соответствии с требованиями охраны труда;

обоснования ограничений труда для отдельных категорий работников;

приведения в соответствие наименований должностей (профессий) с наименованиями, указанными в Общероссийском классификаторе профессий рабочих, должностей служащих и тарифных разрядов;

обоснования планирования и финансирования мероприятий по улучшению условий и охраны труда у работодателя, в том числе за счет средств на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

сбора и обработки информации о состоянии условий и охраны труда у работодателей.

Аттестации подлежат все рабочие места работодателя.

Аттестационная комиссия, созданная работодателем, вправе принять мотивированное решение о непроведении измерений и оценок факторов рабочей среды и трудового процесса если осуществление указанных измерений и оценок угрожает безопасности работников при выполнении ими основной работы или специалистов аттестующей организации, выполняющих измерения и оценки. Указанное мотивированное решение оформляется в письменном виде, подписывается членами аттестационной комиссии и прилагается к материалам аттестации.

В случае принятия решения о непроведении измерений и оценок условия труда на данных рабочих местах относятся к опасным условиям труда. Обязанности по обеспечению проведения аттестации возлагаются на работодателя

Аттестацию проводят совместно работодатель и аттестующая организация, привлекаемая работодателем для выполнения работ по аттестации, на основании договора гражданско-правового характера. [11]

Аттестующая организация - юридическое лицо, аккредитованное в установленном порядке в качестве организации, оказывающей услуги по аттестации и выполняющей на основании договора гражданско-правового характера с работодателем измерения и оценки, а также оценку соответствия условий труда государственным нормативным требованиям охраны труда, оформление и подготовку отчета об аттестации.

Аттестующая организация должна быть независимым лицом по отношению к работодателю, на рабочих местах которого данной аттестующей организацией проводится аттестация.

Работодатель вправе привлечь для выполнения работ по аттестации несколько аттестующих организаций. При этом между аттестующими организациями работа по аттестации может быть распределена как по количеству рабочих мест, подлежащих аттестации, так и по видам работ, выполняемых на данных рабочих местах.

При проведении аттестации работодатель вправе требовать от аттестующей организации:

документального подтверждения аккредитации на право оказывать услуги в области охраны труда в части проведения аттестации рабочих мест путем предоставления уведомления (копии уведомления) о включении аттестующей организации в реестр организаций, оказывающих услуги в области охраны труда;

проведения измерений и оценок в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.

При проведении аттестации работодатель обязан:

содействовать аттестующей организации в своевременном и полном проведении аттестации, предоставлять необходимую информацию и документацию, давать по запросу аттестующей организации разъяснения в устной и письменной форме по вопросам, относящимся к целям аттестации, а также запрашивать необходимые для проведения аттестации сведения у третьих лиц;

не предпринимать преднамеренных действий, направленных на сужение круга вопросов, подлежащих анализу и оценке при проведении аттестации, а также на сокрытие (ограничение доступа) к информации и документации по вопросам, относящимся к целям аттестации, запрашиваемых аттестующей организацией;

При проведении аттестации аттестующая организация:

определяет методы проведения измерений и оценок на основе действующих нормативных правовых актов и Порядка аттестации рабочих мест, а также количественный и персональный состав специалистов, проводящих измерения и оценку;

исследует в полном объеме документацию, связанную с организацией работы по обеспечению требований охраны труда у работодателя, на рабочих местах которого проводится аттестация;

запрашивает и получает у работодателя (его представителя) разъяснения по возникшим в ходе аттестации вопросам;

отказывается от проведения аттестации в случае непредставления работодателем необходимой документации или отказа работодателя обеспечить требуемые нормативной документацией условия проведения измерений и оценок.

При проведении аттестации аттестующая организация обязана представлять по требованию работодателя обоснования выводов, сделанных аттестующей организацией по результатам аттестации. [11]

Сроки проведения аттестации устанавливаются работодателем исходя из того, что каждое рабочее место должно аттестовываться не реже одного раза в пять лет.

Указанный срок отсчитывается от даты завершения проведения предыдущей аттестации.

За дату начала проведения очередной аттестации принимается дата издания приказа работодателя об утверждении состава аттестационной комиссии и графика аттестации.

Аттестация вновь организованных рабочих мест должна быть начата не позднее чем через 60 рабочих дней после ввода их в эксплуатацию. [11]

.2 Аттестация рабочего места диспетчера оперативного пункта управления

В соответствии с требованиями руководства Р 2.2.755-99. «Гигиена труда» на рабочем месте диспетчера должны соблюдаться следующие параметры: температура воздуха 20-25°С, относительная влажность воздуха е более 75%; скорость движения воздуха не более 0,2 м/с.

Нормирование микроклимата на рабочем месте диспетчера, связанных с нервно-эмоциональным напряжением, должны поддерживаться комфортные метеорологические условия внешней среды: температура, влажность, скорость движения воздуха. Допустимые параметры микроклимата, приведены в таблице 14.2.1 в соответствии с требованиями руководства Р 2.2.755-99. «Гигиена труда»

Таблица 14.2.1 - Допустимые параметры микроклимата

Показатели	Холодное время года	Тёплое время года
1. Температура воздуха,°С - диапазон ниже оптимальных величин - диапазон выше оптимальных величин	19,0-20,9 23,1-24,0	20,0-21,9 24,1-28,0
2. Относительная влажность, %	15-75	15-75
3. Удельный расход воздуха, м³/ч	8,5	8,5
4. Скорость движения воздуха, м/с - для диапазона температур воздуха ниже оптимальных величин, не более - для диапазона температур воздуха выше оптимальных величин, не более	0,1  0,2	0,1  0,3
5. Температура поверхностей,°С	18,0-25,0	19,0-29,0

Оптимальные параметры микроклимата, приведены в таблице 14.2.2

Таблица 14.2.2 - Оптимальные параметры микроклимата

Для проветривания помещения ГЩУ. Показатели	Холодное время года	Тёплое время года
1. Температура воздуха,°С	21-23	22-24
2. Относительная влажность, %	60-40	60-40
3. Удельный расход воздуха, м³/ч	8,5	8,5
4. Скорость движения воздуха, м/с	0,2	0,2
5. Температура поверхностей,°С	20-24	21-25

Для обеспечения описанных параметров воздуха рабочее место диспетчера должно обеспечиваться:

¾ Кондиционером в теплый период года;

¾ Калорифером в холодный период года;

¾ Вентилятором.

14.3 Расчет расхода и температуры приточного воздуха при кондиционировании

Рассматриваемое помещение ОПУ не относиться к помещениям с избытком явной теплоты, с выделением вредных и взрывоопасных веществ, с избытком влаги, с избытком полной теплоты, поэтому расход воздуха определяется

.        по нормативному расходу приточного воздуха:

 = АК = 20 6 = 120 м³/ч,

где А = 20 м² - площадь помещения;

К = 6 м³/ч∙м² - нормативный расход приточного воздуха на 1 м² пола помещения (для данного объема помещения и второго класса кондиционирования по [1]).

' = N∙m= 1∙8,5 = 8,5 м³/ч,

= 1 - число людей постоянно находящихся в помещении;

m = 8.5 м³/ч - нормативный удельный расход воздуха.

.        по нормируемой кратности воздухообмена:

» = Vp∙n = 300 м³/ч,

Vp - объем помещения, 60 м³, Vp = А∙Н = 20∙3 = 60 м³/ч,

Н - высота помещения, Н = 3 м,

n = 1 ч^-1 - требуемая кратность воздухообмена (для данного класса кондиционирования по [1]).

Температура приточного воздуха для теплого и холодного периода года соответственно:

t_inт = t_extT + 0,001 р = 30 + 0,001∙10 = 30,01°С;

t_inх = -22+0,001∙10 = -21,99°С;

t_inx ⁼ -22°С - температура поступающего воздуха в холодный период ода (для данного региона);

р = 10 Па - полное давление нагнетателей воздуха (для помещений данного класса).

Принимаем к установке три кондиционера типа БК-2300. Его технические и тепловые характеристики:

- потребляемая мощность 2300 Вт;

- рабочее напряжение 220 В;

- расход приточного воздуха 100 м³/ч;

- диапазон температур приточного воздуха от -30°С до + 40°С.

По техническим данным требуемый кондиционер осуществляет требуемый воздухообмен.

Таблица 14.3.1 - Идентификация негативных факторов на подстанции и анализ их воздействия на здоровье человека

Наименование фактора	Месторасположение фактора	Круг лиц, на которых воздействует фактор	Допустимое значение фактора	Нормативный документ, регламентирующий фактор	Средство устранения и локализации опасного фактора
Поражение электрическим током	Токоведущие части, металлические части оборудования, на котором возможно появление напряжения	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	Uпр = 2В, Ih=0,3 мА	ГОСТ 12.1.038-82 ПУЭ	Защитное заземление оборудования, выполнением требований ПТБ, ПТЭ
Пожароопасность	Трансформаторы, территории ОРУ, ЗРУ, ОПУ, кабели	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	___	НПБ 105-95, СНиП 21-01-97, ГОСТ 12.1.004-91	Соблюдение норм и правил пожарной безопасности НПБ 105-95, СНиП 21-01-97, ГОСТ 12.1.004-91.
Вредные выделения и выбросы	Пары трансформаторного масла, элегаза, пары кислот.	Ремонтный и обслуживающий персонал	≤ ПДК, ≤ ПДВ.	ГОСТ 12.1.005-88, ГН 2.2.5.686-98	Применение средств индивидуальной защиты и установка фильтрующих элементов.
Шум	Выключатели, силовые трансформаторы.	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	P=2*102Па I=102В/м² La=70 ДБа ПДУ=83дБ	ГОСТ 12.1.003-88, ГОСТ 12.1.028-80, СН 2.2.4/2.1.8.5, СН 2.2.4/2.1.8.562-96	Кратковременное пребывание рядом с источником шума.
Освещение	ОРУ, ОПУ	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	КЕО=1,8 200 лк	СНиП-23-05-95	Улучшение характеристик освещения
Микроклимат	ОРУ, ОПУ	Оперативный, ремонтный и обслуживающий персонал	t0 =-20°С f= 15-75%	СНиП-23-05-95 СанПиН 2.2.4.548-96	Улучшение характеристик микроклимата, спецодежды.

14.4 Организационные и технические меры по снижению негативных факторов

Расчет естественного освещения ЗРУ подстанции 10 кВ.

Обслуживание трансформаторной п/ст 10 кВ осуществляется оперативно-выездной бригадой, которая производит следующие виды работ:

оперативные переключения;

ремонт оборудования подстанции;

снятие показаний с измерительных приборов.

Работа электромонтера оперативно-выездной бригады относится к IV разряду. Характер работ - малой точности. (СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение).

Правильно рассчитанная и смонтированная система освещения ЗРУ подстанции 10кВ играет существенную роль в снижении производственного травматизма, уменьшает потенциальную опасность многих производственных факторов, создавая нормальные условия для органа зрения и повышая общую работоспособность организма.

Оценка количественной характеристики естественного освещения выражается через КЕО в процентах. КЕО - отношение естественной освещенности, создаваемой в некоторой точке заданной плоскости внутри помещения светом неба, к одновременному значению наружной горизонтальной освещенности, создаваемой светом полностью открытого небосвода, в%.

Для обеспечения равномерного освещения рабочего места электромонтера рекомендуется открывать все дверные и оконные проемы.

Естественный свет проникает в трансформаторную п/ст через дверные роемы шириной a = 2 м, высотой h = 2 м. Глубина помещения в = 5 м. Расстояние от дверного проема до расчетной точки L_расч = 2,5 м. Дверные роемы находятся по обе стороны помещения, то есть освещение является боковым двухсторонним.

Согласно СНИП 23-05-95 при боковом освещении расчетное значение КЕО определяется:

КЕО_р =( ∙q+∙R)∙r₁  

где  - геометрический КЕО в расчетной точке при боковом освещении, учитывающий прямой свет неба:

= 0,01∙∙ =0,01∙20∙30=6,0%,

где  - число участков неба, видимых по ширине дверного проема, зависит от а и L_расч;

n₂ - 30 по СНИП 23-05-95;

q - коэффициент, учитывающий неравномерную яркость облачного неба, для средней полосы России q = 0,6;

- геометрический КЕО в расчетной точке при боковом освещении, учитывающий свет, отраженный от противостоящих зданий:

= 0,01∙∙ =0,01∙5∙8=0,4%,

где  - число участков неба, отражающихся противостоящими зданиями по высоте светового проема, зависит от h и L_расч, =5;

 - число участков неба, отражающихся противостоящими зданиями по ширине светового проема, зависит от а L_расч, =8;

R - коэффициент, учитывающий относительную яркость зданий, зависящий от материала, из которого построено здание. Для кирпичных ланий R = 0,08;

r₁ - коэффициент учитывающий уменьшение КЕО при боковом освещении с учетом отношения L_расч /в, r₁=0,5;

к₃ - коэффициент запаса при боковом двухстроннем освещении к₃= 1,5;

 - коэффициент светопропускания, характеризует потерю света в светофильтрах и в материале остекленение, при отсутствии таковых  = 1.

Определим расчетное значение КЕО_Р:

КЕО_р = (6,0∙0,6 + 0,4 ∙0,08) ∙0,5∙1/1,5 = 1,2%.

Полученное значение удовлетворяет требованиям СНИП 23-05-95

КЕО_р >КЕО;

,2>1.

Рисунок 14.4.1 - Схема распределения КЕО по разрезу помещения при двухстороннем боковом освещении

Рисунок 14.4.1 показывает характеристику качеств помещения трансформаторной подстанции. При боковом освещении нормируется минимальное значение КЕО, которое в данном случае равно 1%.

Расчет защитного отключения.

Устройства этого типа применяется для устранения опасности поражения людей током при возникновении на заземленном или зануленном корпусе повышенного потенциала. Обычно эти устройства являются дополнительной мерой защиты к заземлению или занулению.

Быстрое отключение от сети поврежденного оборудования происходит, если возникает на его корпусе потенциал _{к доп}, при котором напряжение прикосновения к корпусу имеет наибольшее длительно допустимое значение U_{прик,доп,} В.

Для устранения опасности поражения человека электрическим током в случае прикосновения к корпусу электроустановки до 1 кВ, оказавшимся под напряжением относительно земли, применяется защитное зануление - преднамеренное соединение корпуса электроустановки с глухозаземленной нейтралью трансформатора в сетях трехфазного тока, выполняемое в целях электробезопасности.

Ток, протекающий через тело человека при касании им фазного провода:

I_h1= U_ф/(r_h + r₀) =220/ (1000+4)= 0,219 А = 219 мА

где U_ф - фазное напряжение цепи, U_ф = 220 В;

r_h - сопротивление тела человека, r_h = 1000 Ом;

r₀ - сопротивление искусственного заземлителя, r₀ = 4 Ом;

Ток, протекающий через тело человека при косвенном касании им фазного провода (при пробое изоляции на корпус электроустановки):

I_h2= (U_ф -∆U) / r_h;

где U_ф - фазное напряжение цепи, U_ф = 220 В;

∆U - падение напряжения на искусственном заземлителе, сопротивление тела человека, ∆U = r_hI_пол = 4∙2,318 = 9,27В;

I_пол - ток замыкания на корпус при повреждении изоляции фазного провода и прикосновении человека к корпусу электроустановки, находящегося под напряжением

I_пол = U_ф / r_пол = 220/94,9 Ом = 2,318 А,

где r_пол - эквивалентное сопротивление двух параллельных сопротивлений (сопротивления тела человека r_h и переходного сопротивления между корпусом и землей r_пер);

r₀ - сопротивление искусственного заземлителя, r₀= 4 Ом;

r_пер = 100 Ом;

r_пол= r_h∙ r_пер / (r_h+ r_пер)+ r₀= 1000∙100/(1000+100)+4=90,9+4=94,9Ом,

I_h2=(220-9,27)/1000=210мА> I_доп=10мА,

I_h2> I_доп

Следовательно, необходимо использовать защитные меры от поражения электрическим током в сетях с глухо заземленной нейтралью при напряжением до 1000 В. К установке принимаем устройство защитного отключения (УЗО), реагирующего на потенциал корпуса при снижении сопротивления изоляции фазных проводов относительно земли ниже некоторого предела. Напряжение срабатывания реле U_cp должно быть меньше напряжения допустимого прикосновения U_cp, (U_{прик доп} = 60 В).

U_cp = U_{прик доп} ;

где R_р и Х_р - активное и индуктивное сопротивления обмотки реле, Ом;

Q1 и Q₂ - коэффициенты напряжения прикосновения.

Напряжение срабатывания реле напряжения для сети с глухо заземленной нейтралью и напряжение 380/220 В, U_cp = 30 В, активное сопротивление обмотки R_p = 400 Ом, и индуктивное Х_р = 200 Ом [8].

Считаем, что человек, касающейся корпуса стоит на земле вне зоны растекания тока с заземлителей, т.е. Q₁ и Q₂ = 1.

Преобразуя формулу (14.4.8), получим:

r_в =  - R_р ==470 Ом

где U_{прик доп} - напряжение допустимого прикосновения, U_{прик доп} ⁼ 60 В,

R_p и Х_p - активное и индуктивное сопротивления обмотки реле,

R_p = 400 Ом; Х_р = 200 Ом;

U_cp-напряжение срабатывания реле,

U_cp=30В.

Рис. 14.4.2 - Принципиальная схема УЗО, реагирующего на потенциал корпуса

r_к - сопротивление заземления корпуса, r_в - сопротивление вспомогательного заземления; РН - реле максимального напряжения; ОК - отключающая катушка автоматического выключателя АВ.

Схема устройства защитного отключения работает на отключения автоматического выключателя при возникновении потенциала на корпусе и не позволяет потенциалу вырасти выше уровня, опасного для человека.

УЗО является рациональной мерой защиты в любых электроустановках, он особенно, когда трудно осуществить эффективное защитное заземление или зануление, и когда высока вероятность прикосновения человека к токоведущим частям. Стоимость УЗО не велика, т.к. технически устройство легко выполнимо.

Тушение пожаров на электроустановках подстанций.

В качестве огнетушащих веществ при тушении пожаров на электроустановках под напряжением целесообразно использовать: компактные и распыленные струи воды, негорючие газы, хладон и порошковые составы, а также комбинированные составы: углекислоту с хладоном и распыленную воду с порошком.

Загорания в электроустановках под напряжением ликвидируются персоналом энергетического объекта с помощью ручных и передвижных огнетушителей, типы которых приведены в табл. 14.4.1

Таблица. 14.4.1 Типы ручных и передвижных огнетушителей

Напряжение, кВ	Тип огнетушителя
До 0,4 До 1,0 До 10,0	Хладоновый Порошковый Углекислотный

Примечания.

. Расстояние от насадка (раструба) огнетушителя до токоведущих частей электроустановок должно быть не менее 1 м.

. Запрещается применять пенные огнетушители для тушения пожара на электроустановках под любым напряжением.

Подача компактных и распыленных струй воды при тушении пожара на электроустановках под напряжением должна осуществляться с расстояний, не ближе приведенных в табл. 14.4.2.

При этом компактные струи воды целесообразно применять только в случаях, когда к очагу горения невозможно приблизиться для подачи распыленной воды.

Таблица 14.4.2 - Расстояние подачи компактных и распыленных струй воды при тушении пожара на электроустановках

Применяемые огнетушащие вещества и устройства для их подачи под давлением 0,4 МПа	Безопасные расстояния (м) до горящих электроустановок, находящихся под напряжением,
	до 1 кВ	от 1 кВ до 10 кВ включительно
1. Компактные струи воды, подаваемые из ручных и лафетных стволов диаметром 5	4,0	6,0
2. Распыленные струи воды, подаваемые из стволов, снабженных насадками турбинного типа EFT; огнетушащие порошковые составы (всех типов);	1,5	2,0

- При пожаре силового трансформатора, автотрансформатора для тушения целесообразно использовать распыленную воду и огнетушащий порошок, подаваемые отдельно или в комбинациях.

- При тушении пожара на открытых кабельных трассах должна применяться распыленная вода от пожарных стволов, а также углекислотные огнетушители.

- При пожаре в кабельном помещении, когда температура, плотность дыма и другие опасные факторы не препятствуют выполнению работ по ликвидации пожара, персоналу и пожарным следует использовать углекислотные огнетушители.

.5 БЖД в ЧС на подстанции

Атмосферные перенапряжения возникают при прямых ударах молнии в электроустановку или наводятся (индуцируются) в линиях при ударах молний вблизи от них. Внутренние перенапряжения возникают при резких изменениях режима работы электроустановки, например, при отключении нагруженных линий, отключении тока холостого хода трансформаторов, замыкании фазы в сети с изолированной нейтралью на землю и др.

Перенапряжения при прямых ударах молнии могут достигать 1000 кВ, а ток молнии - 200 кА. Разряд молнии обычно состоит из серии отдельных импульсов (до 40 шт.) и продолжается не более долей секунды. Длительность отдельного импульса составляет десятки микросекунд. Индуктированные перенапряжения достигают 100 кВ и распространяются по проводам линии электропередачи в виде затухающих волн. Атмосферные перенапряжения не зависят от номинального напряжения электроустановки и поэтому их опасность возрастает со снижением класса напряжения электрической сети. Коммутационные перенапряжения зависят от номинального напряжения электроустановки и обычно не превышают 4 U _НОМ. Из сказанного следует, что основную опасность представляют атмосферные перенапряжения.

Перенапряжения весьма опасны по своим последствиям. Пробив изоляции, они могут вызывать КЗ, пожары в электроустановках, опасность для жизни людей и др. Поэтому каждая электроустановка должна иметь защиту от перенапряжений.

В качестве основных защитных средств от атмосферных повреждений применяют молниеотводы, разрядники и искровые промежутки. Главной частью всех этих аппаратов является заземлитель, который должен обеспечить надежный отвод зарядов в землю.

Молниеотвод ориентирует атмосферный заряд на себя, отводя его от токоведущих частей электроустановки. Различают стержневые и тросовые (на воздушных линиях) молниеотводы.

Стержневые молниеотводы устанавливают вертикально. Они должны быть выше защищаемых объектов.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода - пространство, защищенное от прямых ударов молнии. Эта зона имеет вид конуса, образующая которого имеет вид кривой линии (рис. 3).

На рис. 3 приняты следующие обозначения: h_x - высота защищаемого бьекта; h_a - активная часть молниеотвода, равная превышению молниеотвода над высотой объекта; h - высота молниеотвода. При большой протяженности или ширине объекта устанавливают несколько молниеотводов. Расстояние между молниеотводом и защищаемым объектом должно быть не более 5 м.

Рис. 14.5.1 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Тросовые молниеотводы подвешивают на опорах линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше над проводами фаз. Тросы выполняют стальными и соединяют спусками с заземлением опор. Сопротивление заземления опоры при этом не должно превышать 10 Ом.

Разрядник представляет собой комбинацию искровых промежутков и дополнительных элементов, облегчающих гашение электрической дуги в искровом промежутке. Разрядники по исполнению делятся на трубчатые и вентильные, а по назначению - на подстанционные, станционные, для защиты вращающихся машин и др.

Защитное действие разрядника заключается в том, что проходящий в них разряд ограничивает амплитуду перенапряжений до пределов, не представляющих опасности для изоляции защищаемого объекта. Возникающая при этом в разряднике электрическая дуга гасится после исчезновения импульсов перенапряжения раньше, чем срабатывает защита от КЗ и, таким образом, объект не отключается от сети.

Каждый из разрядников, независимо от его типа и конструкции, состоит из искрового промежутка, один из электродов которого присоединяется к фазному проводу линии, а другой - к заземляющему устройству непосредственно или через добавочное сопротивление.

Через хорошо заземленный искровой промежуток вслед за импульсным током, возникающим после пробоя перенапряжением, проходит сопровождающий ток нормальной частоты (50 Гц), обусловленный рабочим напряжением. Разрядник должен обладать способностью быстро погасить сопровождающий ток после исчезновения перенапряжения. Для этого разрядник снабжают помимо искрового промежутка последовательно включенным с ним специальным элементом, обеспечивающим гашение сопровождающего тока.

Гашение сопровождающего тока обеспечивается двумя способами:

трубчатых разрядниках - специальным дугогасительным устройством;

в вентильных разрядниках - активными сопротивлениями с нелинейной (зависящей от приложенного напряжения) характеристикой. Нелинейная характеристика (рис. 14.5.2) должна быть такой, чтобы при перенапряжениях сопротивление разрядника было малым. При рабочих напряжениях сопротивление разрядника должно быть большим, чтобы гасился сопровождающий ток.

Рис. 14.5.2 - Вентильный разрядник: а) - схема; б) - защитная характеристика

Трубчатые разрядники применяются как основное средство для защиты изоляции линии электропередачи и как вспомогательное средство защиты изоляции оборудования подстанций. Они выполняются с номинальными напряжениями 6, 10, 35 кВ.

Основной частью разрядника является трубка из твердого газогенерирующего диэлектрика (фибра, фибробакелит у разрядников серий РТ, РТФ; винипласт - у разрядников серии РТВ). Разрядник (рис. 5) имеет 2 искровых промежутка: внешний (3) и внутренний (2). Внешний изолирует трубку от постоянного соприкосновения с токоведущей частью, находящейся под напряжением. При пробое искровых промежутков под воздействием высокой температуры электрической дуги трубка 1 разлагается и генерирует газ (в основном водород), облегчающий гашение электрической дуги. Необходимость гашения дуги объясняется тем, что после прохождения перенапряжения по искровым промежуткам проходит сопровождающий ток разрядника, обусловленный рабочим напряжением электрической сети. Поэтому в обозначении разрядника, кроме букв, входит дробь, где числитель указывает номинальное напряжение, а знаменатель - пределы сопровождающего тока, успешно отключаемого разрядником. Например, РТобозначает трубчатый разрядник на 10 кВ, отключающий сопровождающий ток (равный току КЗ) от 0,5 до 7 кА.

Рис. 14.5.3. - Устройство трубчатого разрядника

Вентильные разрядники предназначены для защиты от атмосферных перенапряжений оборудования электростанций и подстанций, главным образом, силовых трансформаторов. Основными элементами разрядника являются многократные искровые промежутки и соединенные последовательно с ними нелинейные сопротивления в виде дисков из вилита. Для защиты подстанций используют разрядники серий РВП (разрядник вентильный подстанционный) и РВН (разрядник вентильный низковольтный).

Специальная защита воздушных линий от атмосферных перенапряжений не устанавливается, так как молния может ударить в линию в любой ее точке. Все воздушные линии оборудуются устройствами АПВ, так как после КЗ, вызванного перенапряжением, и отключения линии, ее изоляционные свойства восстанавливаются. Поэтому повторное включение линии оказывается в большинстве случаев успешным.

Основное внимание уделяется защите от перенапряжений оборудования подстанций. На рис. 14.5 приведены два варианта защиты подстанций напряжением 6-10 кВ от атмосферных перенапряжений при присоединении их непосредственно к воздушной линии (рис. 14.5.4 а) и кабельным вводом (рис. 14.5.4 б). В первом случае на линии устанавливают два комплекта трубчатых разрядников Fl, F2, один из которых (F2) - на концевой опоре линии, a F1 - на расстоянии 100÷200 м от F2. Во втором случае комплект разрядников F2 устанавливают на конце кабеля, причем его заземление соединяют с оболочкой кабеля. Это необходимо для уменьшения перенапряжений, поступающих на подстанцию. Второй комплект F1 устанавливается при длине кабельного ввода менее 10 м. Расстояние между F1 и F2 равно 100÷200 м. Вместо F2 при длине кабельной вставки более 50 м рекомендуется устанавливать вентильные разрядники.

Кроме трубчатых разрядников непосредственно на подстанциях устанавливают вентильные разрядники FV3 и FV4 на сторонах высшего и низшего напряжений.

Рис. 14.5.4 - Варианты защиты подстанций напряжением 6-10 кВ от атмосферных перенапряжений при присоединении их непосредственно к воздушной линии а) и кабельным вводом б)

ВАРИСТОРЫ.

В последние десятилетия основным средством защиты от импульсных перенапряжений любого вида признано использование нелинейных полупроводниковых резисторов, называемых варисторами. Современные варисторы изготавливаются из окиси цинка с добавками других оксидов металла путем использования поликристаллической керамики на основе высокотемпературного отжига (спекания). Внешняя конструкция варисторов может быть различной, но чаще всего встречаются варисторы дискообразной формы.

Важнейшей характеристикой варистора, определяющей его функциональные возможности, является его вольт-амперная характеристика (рисунок 14.5.5). Ее особенностью является наличие участка малых токов (условно от нуля до нескольких миллиампер), на котором находится рабочая точка варистора и участок больших токов (до тысяч ампер).

Рисунок 14.5.5 - Типичная вольтамперная характеристика (ВАХ) варистора

ВАХ варистора представляет собой степенную зависимость тока от напряжения, которая в рабочем диапазоне приблизительно описывается соотношением:

= к∙U^а,

где I - ток через варистор;

U - напряжение на вариеторе;

к - некоторая константа (зависит от типа варистора);

=20-60 - коэффициент нелинейности варистора, характеризующий крутизну ВАХ.

На рисунке 14.5.6 показана схема замещения варистора с учетом индуктивности выводов L_B и емкости таблетки варистора С_в.

Рисунок 14.5.6 - Схема замещения варистора

Индуктивность выводов варистора зависит от длины выводов и монтажа варисторов. Чем больше данная индуктивность, тем медленней срабатывает варистор. Время срабатывания варисторов с учетом их собственных индуктивностей лежит в наносекундном диапазоне. Для уменьшения времени срабатывания варистора при монтаже нужно по возможности укорачивать выводы.

Варистор имеет определенную емкость в рабочем режиме (когда нет импульсов напряжения), а при воздействии импульса напряжения емкость варистора практически равна нулю. Емкость варистора находится в диапазоне от сотен до нескольких десятков тысяч пикофарад. Относительно большая емкость варисторов препятствует их применению для защиты от перенапряжений в высокочастотных цепях.

Принцип действия варисторов основан на параллельном подключении к защищаемому устройству. В нормальном режиме работы ток через варистор равен сотням микроампер и варистор находится в непроводящем состоянии. В момент возникновения волн перенапряжений варистор переходит в проводящее состояние, характеризующееся значительным ростом тока и незначительным увеличением напряжения. Когда напряжение снижается до номинальных значений, варистор возвращается в непроводящее состояние.

Выбор варисторов.

1. Выбор по длительно-допустимому напряжению U_нд.

Длительно-допустимое рабочее напряжение U_нд - наибольшее переменное или постоянное напряжение, которое может быть приложено к выводам варистора неограниченно долго. По U_нд определяется класс напряжения, к которому относится варистор Напряжение U_нд характеризует варистор в непроводящем состоянии, т.е. при значении тока через варистор в районе сотен микроампер, поэтому U_нд должно быть не меньше наибольшего рабочего напряжения защищаемого ограничителем оборудования U_нр

U_нд ≥ U_нр.

2.       Выбор варистора по защитному уровню.

Защитный уровень варистора характеризует остающееся напряжение U_ост, т.к. это напряжение обычно является напряжением на защищаемом электроприемнике при перенапряжениях. Остающееся напряжение U_ост - это максимальное значение напряжения на выводах варистора при действии коммутационных перенапряжений, т.е. это напряжение, при котором происходит срабатывание варистора.

Для того чтобы при ограничении напряжения с помощью варистора не произошло превышение защитного уровня перенапряжения, должно соблюдаться условие:

U_ост ≤ К_доп × U_нр

где К_доп - допустимая кратность коммутационных перенапряжений для защищаемого электрооборудования.

В каталожных данных варисторов приводятся значения остающегося напряжения при воздействии на варистор импульса тока определенной формы и амплитуды. Среди предприятий-изготовителей варисторов принято приводить значения U_ост при импульсе тока 8/20 мкс. Если данные импульсы тока обеспечивают запас по амплитуде и длительности по сравнению с реальными импульсами тока, протекающими через варистор при ИКП, то в формуле (4.2) можно учитывать U_OCT приведенное в каталожных данных. В противном случае для определения максимального значения перенапряжения U_пп и тока I_пп, необходимо рассчитывать реальные переходные процессы для конкретных коммутаций. Зная эти значения, строят нагрузочную характеристику перенапряжения (рисунок 14.5.7), пересечение которой с ВАХ варистора даст значение остающегося напряжения варистора U_ост, по которому судят о защитном уровне варистора.

Рисунок 14.5.7 - Определение остающегося напряжения варистора по его ВАХ и нагрузочной характеристике перенапряжения

Если остающееся напряжение, определенное по рисунку 14.5.7, удовлетворяет условию (4.2), то выбор варистора по защитному уровню закончен. В противном случае, необходимо выбирать другой варистор с более пологой ВАХ, который для данной нагрузочной характеристики перенапряжения будет удовлетворять условию (4.2).

. Выбор по энергоемкости ОПН.

Энергоемкость варистора W_B - рассеиваемая варистором энергия при перенапряжения. Для правильного выбора по этому параметру необходимо определить энергию W, выделяющую при отключении защищаемого электроприемника. Условие выбора по этому параметру выгляди так:

W_ОПН ≥ W

Как известно, наибольшие коммутационные перенапряжения возникают при отключении устройств, нагрузка которых носит индуктивный характер, и имеет место явление среза тока. В этом случае условие (4.3) примет вид:

W_ОПН ≥ ,

где L_нг - индуктивность нагрузки;

I _cз - ток среза.

Эксплуатационные характеристики варисторов.

На основании анализа эксплуатационных характеристик современных варисторов, выпускающихся зарубежными и отечественными предприятиями, можно выделить следующие диапазоны рабочих параметров:

напряжение ограничения, В:                                         6-2000;

амплитуда импульса тока 8/20 мкс, кА:                        до 100;

энергоемкость, Дж:                                                       0,1-15000;

время отклика, не:                                                         не более 25;

емкость, нФ:                                                                  до 20.

У варисторов и ОПН, выполняющихся на их основе, можно выделить следующие преимущества:

а) широкий диапазон использования: от защиты электронных компонентов непосредственно на печатной плате до защиты электрических сетей напряжением 500 кВ;

б) высокое значение допустимого тока;

в) относительно высокое быстродействие;

г) большая энергоемкость.

Недостатки варисторов и ОПН:

а) ограниченный срок службы;

б) не всегда возможно обеспечение достаточно низкого уровня ограничения перенапряжения (не ниже 1,5-1,8 от U_нд);

в) невозможность применения для защиты от перенапряжений в высокочастотных цепях.

15. Расчет экономической эффективности капиталовложений в реконструкцию РУ - 10 кВ в ТП-286 и реконструкцию КЛ - 6 кВ ПРИС.512 «А»

Оценка экономической эффективности капиталовложений в реконструкцию РУ - 10 кВ в ТП-286.

Необходимость реконструкции энергообъекта.

Необходимость реконструкции РУ - 10 кВ в ТП-286 вызвана тем, что ТП-286 введена в эксплуатацию в 1957 году. Производителем оборудования РУ-10 кВ является Армения, оборудование РУК КСО-386 технически и морально устарело. Техническое состояние не соответствует требованиям ПУЭ и ПТЭ, а также отсутствуют запасные части.

Цели реконструкции энергообъекта.

К целям реконструкции РУ-10 кВ в ТП-286 относятся:

снижение недоотпуска электроэнергии при аварийных отключениях электрооборудования;

более гибкое оперативное управление сетями;

подключение новых потребителей в условиях повышенной надежности;

совершенствование учета отпускаемой электроэнергии.

Расчёт экономической эффективности капиталовложений в реконструкцию объекта.

Определим недополучаемою прибыль (П _{недопол}) от прекращения подачи электроэнергии:

П _{недопол} = О_сг×Н×Р,

где О_сг - среднегодовое количество отключений, О_сг= 7;

Н - средний недоотпуск одного отключения, Н=26,157 кВт×ч;

Р - разница между стоимостью покупной и реализуемой энергии, Р=0,65 руб.

П _{недопол} =7*26,157*0,65 = 119014 руб.

Произведем расчет затрат (З), необходимых для проведения одного внепланового ремонта:

стоимость ВН -12000 руб.;

стоимость рубильника - 2500 руб.;

стоимость опорных изоляторов - 150 руб.;

стоимость трансформаторов тока - 12480 руб.;

стоимость трансформаторов напряжения - 17900 руб.;

работа машин и механизмов - 1600 руб.;

ФОТ ремонтных рабочих - 1760 руб.

З=12000+2500+150+12480+17900+1600+1760=48390 (руб.)

Рассчитаем среднегодовые затраты на внеплановые ремонты (З _сг):

З _сг = 48390*12=580680 (руб.).

Сумма упущенной выгоды и непроизводственных затрат составит (З_S):

З_S= З+ З _сг= 48390+580680=699694 (руб.).

Определение срока окупаемости реконструкции объекта:

Т_ок = ,

где К - капиталовложения в реконструкцию ТП, К= 2000000 (руб.).

Т_ок = = 2,9 (г).

Вывод: на основании приведенных расчетов можно сделать вывод о целесообразности инвестиций в реконструкцию РУ - 10 кВ в ТП - 286 в размере 2 млн. руб., которые окупятся через 3 года.

Оценка экономической эффективности капиталовложений в реконструкцию КЛ - 6 кВ прис. 512 «А».

Необходимость реконструкции кабельной линии.

Реконструкция КЛ - 6 кВ прис. 512 «А» (ПС - 5=РП - 1) протяженностью 2500 м обусловлена тем, что кабель АСБ- 6 (зх185) мм² проложен в 1974 году. В результате прохождения кабельной линии в агрессивной среде произошло повреждение оболочки кабеля.

Расчёт экономической эффективности капиталовложений в реконструкцию кабельной линии.

Определим недополученную прибыль () от прекращения подачи электроэнергии по причине повреждения КЛ - 6 кВ:

= ,

где  - среднегодовое количество отключений кабельной линии, =22;

 - средний аварийный недоотпуск одного отключения КЛ, =17620 кВТ×ч;

 - разница между покупным и отпускным тарифом,

= 0,82 руб.;

= 22*17620*0,82=317903 (руб.).

Расчет среднегодовых затрат на внеплановые ремонты кабельной линии:

при средней стоимости одного ремонта по замене дефектного участка длиной до 10 м затраты на один внеплановый ремонт кабельной линии составляет 25000 руб.;

с учетом среднегодового количества отключений кабельной линии среднегодовые затраты () на внеплановые ремонты составят:

= 25000*22=550000 (руб.)

Сумма упущенной выгоды и непроизводственных затрат составит (З^кл_S):

З^кл_S= 317903+550000=867903 (руб.).

Определение срока окупаемости реконструкции КЛ ():

= ,

где  - капиталовложения в реконструкцию 2500 м КЛ - 6 кВ,

 = 5381000 (руб.).

=  = 6,2 (г).

Вывод: на основании приведенных расчетов можно сделать вывод о целесообразности инвестиций в реконструкцию КЛ - 6 кВ, так как срок окупаемости вложений, равный 6,2 года меньше. Чем нормативный срок окупаемости прокладываемых кабельных линий (6,7 года).

Выводы и рекомендации

В разделе безопасность жизнедеятельности рассмотрен вопрос об аттестации рабочих мест на станции, произведен анализ влияния негативных факторов процесса (среды) на организм человека.

На основе аттестации рабочего места диспетчера оперативного пункта управления произведен расчет расхода и температуры приточного воздуха при кондиционировании и выбран кондиционер.

Разработаны меры по снижению негативных факторов, в том числе произведен расчет естественного освещения ЗРУ п/ст.

Произведен расчет устройства защитного отключения электроустановки.

Также приведены рекомендации по противопожарным мероприятиям, направленным на повышение устойчивости электростанции в условиях чрезвычайных ситуаций.

Библиографический список

1.   П.А. Долин. Основы техники безопасности в электроустановках. М., «Энергоатомиздат».2008

2.       Охрана труда в электроустановках. Под редакцией проф. Б.А. Князевского. Л., «Энергия», 2009.

.        Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ - 016-2001 М.изд-во НЦ ЭНАС 2010 г.

.        Брездихин А.Н., Хачатрян С.С. Справочник по монтажу распределительных устройств и подстанций. М: Высш. Шк., 2010.160 с.

.        Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. / Под ред. А.А. Фёдорова. - М.:Энергоатомиздат, 2011.568 с.

.        С.А. Ульянов «Электромагнитные переходные процессы», «Энергия», 2009.

.        Справочник по защите объектов народного хозяйства о оружия массового поражения./под ред. Г.П. Демиденко - Высш. Шк. Головное издательство, 2008.287 с.

.        Правила устройства электроустановок; 7 изд. М. 2009 г.

.        Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.-Л.: Госэнергоиздат, 2007.344 с.

.        Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи сетей / Под ред. Я.М. Большмана, В.И. Круповча, М.Л. Самовера, М.:Энергия, 2006, 696 с.

.        Приказ от 26 апреля 2011 г. №342н «Об утверждении порядка проведения аттестации рабочих мест по условиям труда».