Характеристика трансформаторной подстанции 'Россь' Волковысского района Гродненской области

Характеристика трансформаторной подстанции 'Россь' Волковысского района Гродненской области

ВВЕДЕНИЕ

Объектом разработки данного проекта является питающая подстанция напряжением 220/110/10 кВ. Цель работы: спроектировать питающую подстанцию напряжением 330/110/10 кВ. Основная задача эксплуатации данной подстанции состоит в обеспечении бесперебойного и качественного электроснабжения потребителей при наименьших материальных, трудовых и денежных затратах. Отмеченная задача решается путем выполнения технического обслуживания, капитальных и текущих ремонтов, своевременной ликвидации повреждений, оперативного ведения режимов, разработки и выполнения планов реконструкции и развития подстанции. При выработке конкретных рекомендаций по повышению эффективности технического обслуживания и ремонта подстанции необходимо учитывать особенности ее конструктивного исполнения, схемы сети и режимы работы подстанции.

При формировании структуры питающей подстанции необходимо учитывать следующее:

1.       Нормальные режимы. Так как они наиболее длительны по времени, ими определяются экономические показатели.

2.       Аварийные режимы. Они должны обеспечивать способность перехода в устойчивое состояние при возникновении каких-либо возмущений.

.        Ремонтные и послеаварийные режимы. По ним определяют требования к обеспечению надежности электроснабжения.

.        Ограничение токов короткого замыкания до целесообразных значений. Решение этой задачи влияет на экономические показатели и тяжесть аварийных режимов.

.        Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений влияет на надежность функционирования.

.        Принципы построения релейной защиты, системной и сетевой автоматики также связаны с надежностью электроснабжения.

.        Организация безопасного обслуживания подстанции, которая включает возможность производства переключений для изменения схемы сети, выполнения работ под напряжением.

Задачи дипломного проектирования определили и его структуру. Дипломный проект состоит из перечня условных обозначений и основных терминов, используемых в работе. Во введении заявлена тема проекта, формулируются задачи. В основной части расчетно-пояснительной записки рассматриваются следующие вопросы: выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции; расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции; релейная защита и автоматика элементов подстанции; грозозащита и заземление подстанции; методы и средства ограничения токов короткого замыкания; охрана труда; технико-экономические показатели. В заключительной части представлены основные выводы проекта. В дипломную работу включен список использованных источников. Графическая часть дипломного проекта включает схему электрических соединений подстанции; схему собственных нужд подстанции; план и разрезы подстанции; схемы грозозащиты и заземления подстанции; релейную защиту и автоматику некоторых элементов подстанции; технико-экономические показатели.

1.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Производственная характеристика объекта проектирования

Трансформаторная подстанция «Россь» являетс одной из ключевых подстанций Гродненской энергосистемы. Экономическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Огромную роль в системах энергоснабжения играют электрические подстанции. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования подстанции и как следует к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Развитие промышленности и сельского хозяйства требует надежного и качественного электроснабжения. Этот фактор определяет необходимость развития энергосистемы.

Гродненская энергосистема образована в 60-х годах. Одной из подстанций, входящих в состав энергосистемы является подстанция 220/110/10 кВ «Россь».

Питание подстанции может осуществляться по линии 220кВ «Береза-Россь №1» или по линии 220кВ «Береза- Россь №2» в зависимости от режима работы энергосистемы.

ОРУ-220кВ выполнено по схеме с двумя рабочими и обходной системой шин. В качестве коммутационных аппаратов установлены воздушные выключатели ВВН-220, Установленные в 1967 году. Выключатели выработали свой ресурс. Наряду с этим, обслуживание и ремонт приводит к большим капитальным вложениям.

1.2 Обоснование целесообразности реконструкции подстанции

В любой энергосистеме при передаче электроэнергии происходят потери мощности. Одним из путей уменьшения потерь являются повышение напряжения. Для Гродненской энергосистемы характерны, в основном, протяженные линии с достаточно небольшой нагрузкой. Поэтому наиболее предпочтительным является напряжение 330кВ.В перспективе развития энергосистемы на Березовской ГРЭС планируется замена ОРУ-220кВ на ОРУ-330кВ, строительство воздушных линий 330кВ, включение подстанции в рассечку линии 330кВ. Это позволит отказаться от эксплуатации линий 220кВ. соответствующего оборудования. При этом будет произведено применение современного цифрового оборудования для релейной защиты и автоматики элементов подстанции отечественного и зарубежного производства. Будет произведена замена устаревшего оборудования, уменьшатся расходы на эксплуатацию и ремонт оборудования, уменьшатся потери при передаче электроэнергии.

С учетом этих фактов становится целесообразным перевод питания подстанции «Россь» на напряжение 330кВ.

2.ОБЩАЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции

При выборе схемы распределительного устройства подстанции учитываем:

. Число присоединений

две линии - по заданию;

два трансформатора - по требованию электроснабжения электроприемников различной категории [1];

. Требования: надежности электроснабжения потребителей и обеспечения транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтных и послеаварийных режимах [2], простоты, наглядности и экономичности [3].

Исходя из этих требований, применяем типовую схему электрических соединений для РУ - 330 кВ типа «четырехугольник», рисунок 1.1 [3].

Рисунок 1.1 - Схема четырехугольника

Схема применяется (как типовая) на напряжении 330 кВ для всех подстанций, присоединенных к сети по двум ВЛ.

Для РУ - 110 кВ выбираем схему: две несекционированные системы шин с обходной по данным количества присоединений (7 ВЛ) и расчетной нагрузки (1,4 SАТ = 280 МВ·А) (рис. 1.2) [3]. Для РУ - 10 кВ выбираем типовую схему: одна секционированная система шин с количеством линий 10 кВ - 10 штук, рисунок 1.3 [3].

Рисунок 1.2 - Две несекционированные системы шин с обходной

Рисунок 1.3 - Одна секционированная система шин

Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы [4].

Для АТ подстанции со стороны ВН и СН:

IНОРМ =  (1.1)

IМАХ = (1.2)

На стороне НН:

IНОРМ =  (1.3)

где S'Н - наибольшая перспективная нагрузка на стороне СН,'НОМ.Т - номинальная мощность трансформатора.

IМАХ = 2 IНОРМ, (1.4)

IНОРМ.330 =МАХ.330 =

НОРМ.110 =МАХ.110 =НОРМ.10 =МАХ.10 = 2 · 4,755 = 9,51 кА,'Н = (1.5)

Для ТСН на стороне ВН и НН:

НОРМ.10 =МАХ.10 =НОРМ.0,4 =

2.2 Выбор АТ

В условиях, когда возможны перетоки мощности из сети СН и ВН в сеть НН, и в случаях присоединения к обмотке НН потребителей, требуется проверка загрузки общей обмотки автотрансформатора по формуле [3]:= α · S1 + S3 ≤ α SНОМ, (1.6)

где S0 - загрузка общей обмотки;, S3 - соответственно загрузка обмотки ВН и НН;НОМ - номинальная мощность АТ;

α - коэффициент выгодности АТ.

α =  (1.7)

где U1 - ВН; U2 - СН,

α =  = 0,666,

α · S НОМ = 0,666 · 200 = 133,333 МВ·А,

α · S1 + S3 = 0,666 · 140 + 40 = 133,333 МВ·А,

,3 = 133,3  выбираем АТ с мощностью 200 МВ·А.

Если выбрать АТ мощностью 125 МВ·А, тогда

α · S НОМ = 0,666 · 125 = 83,33 МВ·А, что < 133,333 МВ·А,

или проверяем по условию: ток в общей обмотке не должен превышать номинальный [5]:

О =  ≤  (1.8)

НАГР =  = 0,699818507 кА,НОМ =  = 0,699818507 кА,

IНАГР = IНОМ (условие выполняется).

При одном отключенном АТ в послеаварийных режимах обеспечение энергией всех потребителей, допустимая перегрузка [6]:

НАГР ≤ КПЕР.SАТ, (1.9)НАГР = , (1.10)

НАГР =  = 164,7 МВ·А,

КПЕР.SАТ = 1,4 · 200 = 280 МВ·А,

,7 < 280 (условие выполняется).

Для нормальной работы электрооборудования подстанции и снабжения электропотребителей выбираем автотрансформатор АТДЦТН - 200000/330/110/11 [7].

Х = 155 кВт, iХ = 0,45 %, SАТ = 200 МВ·А,

РК В-С = 740 кВт, UК В-С = 10,5 %, SНН = 80 МВ·А.

РК В-Н = 400 кВт, UК В-Н = 38 %,

РК С-Н = 350 кВт, UК С-Н = 25 %,

Емкость обмоток: ВН = 17500 пФ, НН = 26500 пФ.

А - автоматический;

Т - трехфазный;

ДЦ - охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха;

Т - трехобмоточный;

Н - с регулированием напряжения под нагрузкой.

2.3 Выбор ВДТ

При заданной нагрузке на стороне низшего напряжения 40 МВт выбираем регулировочный трансформатор ЛТДН - 40 000/10.Н = 11 кВ; ± 1,65 кВ,Н = 2099 А,К = 10,6 - 92,2 %,Х = 2,5 - 3,5 %,Х = 7 - 20 кВт,К = 70 кВт.

Л - линейный;

Т - трехфазный;

Д - вид системы охлаждения;

Н - переключение ответвлений под нагрузкой;

000- проходная мощность, кВ·А.

2.4 Выбор ТСН

Ориентировочные значения среднегодового расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций приведены в [3] и соответствуют напряжению 330 кВ:

электроэнергия 800 - 2200 тыс. кВт/ч;

электрическая нагрузка 160 - 440 кВт.

Выбираем двухобмоточный трансформатор: ТМ - 400/10/0,4 - 3 штуки.

2.5 Выбор реактора

РХ = 1,05 кВт, РК = 5,5 кВт, UК = 4,5 %, iХ = 2,1 % [3].

Реактор наружной установки РБНГ - 10-2500-0,25 УЗ [8].Н = 10 кВ, IДД = 2150 А, ХНОМ = 0,25 Ом, ∆Р = 16,1 кВт, IЭЛ.ДИН. = 49 кА,ТЕРМ.СТ. = 19,3 кА, τ = 8 с.

Р - реактор;

Б - бетонный;

Н - наружной установки;

Г - горизонтальная установка фаз.

Выбираем реактор по пропускной способности ВДТ: при IН ВДТ = 2099 А IНР = 2150 А.

По рекомендациям [5] выбираем реактор с наибольшим индуктивным сопротивлением.

Согласно расчету выбранное оборудование должно удовлетворять нормальному режиму работы системы.

2.5 Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции

Расчет токов короткого замыкания производим в относительных единицах аналитическим методом по рекомендациям [9].

Принимаем SБ = 1000 МВ·А, UБ = Uср.ном.; IБ = . (2.1)

Произведем расчет сопротивления элементов схемы (рисунок 2.1) и составим схему замещения (рисунок 2.2).

                                        U_cp1=340кВ                 К1                

                                                     АТ-1                      АТ-2               К2

                                                                                                     U_ср2=115кВ

                                                       ВДТ-1                    ВДТ-2                

                                                     Р                             Р

                                                                                                К3

                         U_ср3=10,5кВ                                              

                                                     ТСН-1   

                                                                ТСН-2                     

                                                     U_ср4=0,4 кВ                 К4

Рисунок 1.4 - Расчетная схема

АТ-1,2: АТДЦТН-200000/330/110/11,UК В-С = 10,5 %,UК В-Н = 38 %,UК С-Н = 25 %; ВДТ-1,2: ТДНЛ-40000/10, UК = 10,6 %;

ТСН-1,2: ТМ-400/10/0,4, UК = 4,5 %, SС = 2000 МВ·А, Х*С = 0,5 - 0,7, ЕС = 1.

Сопротивление системы:

Х*С =  (2.2)С = 2000 МВ·А, Х*С = 0,5,

Х*С = 0,5 · = 0,25.

Сопротивление трансформаторов:

АТ: Х*i =  (2.3)

где i = В, С, Н; SНН = 0,4 SН.КВ = 0,5 (UК В-С + UК В-Н - UК С-Н) %, (2.4)

UКС = 0,5 (UК В-С + UК С-Н - UК В-Н) %, (2.5)

UКН = 0,5 (UК В-Н + UК С-Н - UК В-С) %, (2.6)

Х*В =

Х*С =

Х*Н =

ВДТ: Х* = (2.7)

Х* =

Х* =

Х* =

ТСН: Х* =  (2.8)

Х* =

Сопротивление реактора:

Х*Р = ХLR · (2.9)

Х*Р =

Сопротивления нагрузки:

Х* = Х*Н  (2.10)

Х*Н = 0,35,

Х*110 =

Х*10 =

                                                                      Е₁=0,85                                        Е₂=0,85

                                                                               Е₃=0,85                                       Е₄=0,85

                                                         Е₅=0,85                                       Е₆=0,85

Рисунок 1.5 - Схема замещения

Аналитический расчет сверх переходного режима КЗ.

Точка К1: шины 330 кВБ = UСР.Н. = 340 кВ, SБ = 1000 МВ·А,

IБ =  (2.11)

Преобразуем схему замещения:

Х18 = Х19 =

Х20 = Х21 = Х5 + Х9 = 0 + 5 = 5,

Х22 = Х23 =

Х24 =

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1 в начальный момент времени:

энергосистемы:

I*П.0.с = , (2.12)

IП.0.с = I*П.0.с · IБ, (2.13)

П.0.с = 4 · 1,698 = 6,792 кА.

нагрузки:

I*П.0.н = , (2.14)

IП.0.н = I *П.0.н · IБ, (2.15)

П.0.н = 0,3442 · 1,698 = 0,584 кА.

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ:

П.0.∑ = IП.0.с + IП.0.н, (2.16)

П.0.∑ = 6,792 + 0,584 = 7,376 кА.

Ударный ток:

(2.17)

а)

б)

в)

Рисунок 1.6 - Схема замещения

Аналогично рассчитаем токи короткого замыкания и для других точек КЗ. Результаты расчетов сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ Источник             SН, МВ·АXРАСЧ.I*п0

I*п0,

кАKУIУ,

Периодическая составляющая тока КЗ в точке К1 для момента времени

 = τ = 0.07с:

энергосистемы:

IП.τ.с = IП.0.с = 6,792 кА, (2.18)

нагрузки:

П.τ.н = IП.0.н · ℮-τ/Тн , (2.19)П.τ.н = 0,584 · ℮ -0,07/0,14 = 0,354 кА,

где tС.В. - собственное время отключения выключателя, с;

τ - расчетный момент времени, с; τ = tС.В. + 0,01, τ = 0,06 + 0,01 = 0,07 с.

ТН - постоянная времени затухания периодической составляющей тока КЗ[4].

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t = τ = 0.07с:

П.τ∑ = IП.τ.с + IП.τ.н , (2.20)

П.τ∑ = 6,792 + 0,354 = 7,146 кА.

Апериодическая составляющая тока по ветвям КЗ:

энергосистемы:

а.τ.с = √2IП.0.с ℮-τ/Та , (2.21)

а.τ.с = √2 · 6,792 · ℮ -0,07/0,14 = 1,669 кА,

нагрузки:

а.τ.н = √2IП.0.н ℮-τ/Та, (2.22)

а.τ.н = √2 · 0,584 · ℮ -0,07/0,14 = 0,501 кА,

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [5].

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t = τ = 0.07с:

а.τ∑ = iа.τ.с + iа.τ.н, (2.23)

а.τ∑ = 1,669 + 0,501 = 2,17 кА.

Нормированное относительное значение апериодической составляющей βН определяем по кривой [5]:

βН = 20 % для τ = 0.07с.

Тепловой (термический) импульс тока КЗ:

ВК = I2П.0.∑(tОТКЛ + Та), (2.24)

где tОТКЛ - время отключения выключателя, tОТКЛ = tР.З. + tО; tР.З. - время действия основной релейной защиты данной цепи, tО - полное время отключения выключателя.

ВК = 7,3762 · (0,35 + 0,14) = 26,659 кА·с.

Точки короткого замыкания К2 - 4 рассчитываем по аналогии К1 и результаты расчетов сведем в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Результаты расчетов точек КЗ

.6 Расчетные условия для выбора электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению, роду установки и конструктивному исполнению. По номинальному току выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи. Кроме того, каждый аппарат в зависимости от его назначения дополнительно оценивается по ряду специфических параметров, приведенных в [5].

Таблица 1.3 - Расчетные условия для выбора электрических аппаратов

2.7 Выбор основного оборудования подстанции

Все элементы распределительного устройства электрической подстанции должны надежно работать в условиях длительных нормальных режимов, а также обладать достаточной термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых КЗ. На основании рекомендаций [5, 10] произведем выбор основного оборудования подстанции по [8] и сведем его в таблицы 1.4. - 1.8.

Таблица 1.4 - Выбор выключателей

Таблица 1.5 - Выбор разъединителей

Таблица 1.6 - Выбор трансформаторов тока

Таблица 1.7 - Выбор трансформаторов напряжения

Таблица 1.8 - Выбор реакторов

В соответствии с расчетами токов КЗ выбрано основное оборудование, которое может работать как в номинальном, так и в аварийном режимах работы без повреждений.

2.9 Грозозащита подстанции

Одним из важных условий бесперебойной работы электрической подстанции является обеспечение надежной грозозащиты (молниезащиты) ее электрооборудования. Правильно выполненная грозозащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. Затраты на устройство грозозащиты по сравнению с общими затратами на строительство подстанции весьма незначительны (не более 0,5 %).

При разработке системы грозозащиты для подстанций следует пользоваться рекомендациями ПУЭ [1]. Следуя данным рекомендациям, защита от прямых ударов молнии на подстанции напряжением 220 кВ и выше должна быть выполнена стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми, как правило, на конструкциях ОРУ. В состав стержневого молниеотвода входят четыре конструктивных элемента: молниеприемник, несущая конструкция, токопровод и заземлитель. Если функции несущей конструкции выполняют порталы, в качестве заземлителя используется общее заземляющее устройство ОРУ. Отдельно стоящие молниеотводы имеют обособленный заземлитель.

Установка отдельно стоящих молниеотводов с обособленным заземлителем повышает надежность грозозащиты, но дороже установки молниеотводов на порталах ОРУ [5]. При установке отдельно стоящих молниеотводов расстояние в земле между обособленным заземлителем и ближайшей к нему точкой заземляющего контура должно быть не менее 3 м. Аналогично расстояние по воздуху от молниеотвода до токоведущей части ОРУ должно быть не менее 5 м. Сопротивление обособленного заземлителя не должно превышать 25 Ом. Отдельно стоящие стержневые молниеотводы выполняют также функции прожекторных мачт. Их устанавливают по углам площадки ОРУ независимо от наличия молниеотводов на порталах и учитывают при построении защитной зоны ОРУ [5].

Согласно руководящим указаниям в ОРУ 110 и 330 кВ молниеотводы устанавливаем на порталах. Отдельно стоящие стержневые молниеотводы устанавливаем по углам и периметру площадки ОРУ. На основании вышеизложенного нужно выбрать в соответствии с [23]:

тип молниеотводов: металлический в виде составных решетчатых конструкций;

количество: 6 штук;

взаимное расположение: по углам и периметру площадки ОРУ;

высоту: 38 м.

Расчет молниезащиты ОРУ ведется по данным [5]. Для защиты ОРУ применяются многократные молниеотводы, расположенные в вершинах квадратов или в шахматном порядке. В результате общая зона защиты ОРУ слагается их ряда зон защиты трех или четырех молниеотводов одинаковой высоты. Очертание внешней зоны защиты определяем по формуле:

rХ =  (4.1)

где rХ - радиус зоны защиты; hМ, hХ, hа = hМ - hХ - высота соответственно молниеотвода, защищаемого объекта, активная высота молниеотвода; Кh - поправочный коэффициент для высоких молниеотводов, Кh = 1 при hМ = 30 м;

при 30 ≤ hМ ≤ 100 м Кh =

В общем случае радиус защитной зоны определяется соответственно на высоте расположения токоведущих частей электрических аппаратов, сборных шин и проводов ячейки. Высота их расположения определяется высотой шинных и ячейковых порталов ОРУ. Очертание верхней границы совпадает с зоной двукратного молниеотвода и имеет вид дуги окружности, причем расстояние:

=  (4.2)

где а - расстояние между молниеотводами, определяемое из конструктивного чертежа ОРУ.

Внешняя граница образуется двумя отрезками прямых, причем расстояние rq, равное половине наименьшей ширины зоны двукратного молниеотвода, определяется по кривым [23] или по формуле:

≈ rх · (4.3)

Образующий внутренний многоугольник также защищен достаточно надежно, если диаметр окружности:

≤ 8 · hа · Кh.

Расчет зон защиты молниеотводов

Очертание внешней зоны защиты по (4.1) при значениях:М = 36,5 м, hХ = 15 м, hа = 36,5 - 15 = 21,5 м, Кh = 0,907 [23],Х =

Очертание верхней границы по (4.2) при а = 48 м:=

Расстояние по (4.3):

rq ≈ 22,1 ·

Построение, выполненное в графической части, доказывает, что порталы и шинные мосты входят в защитную зону молниеотводов, установленных на ячейковых порталах ОРУ.

2.10 Заземление подстанции

Различают три вида заземления: рабочее, защитное и заземление молниезащиты [24]. Рабочее заземление сети - это соединение с землей некоторых точек сети для снижения уровня изоляции элементов электроустановки, эффективной защиты сети разрядниками от атмосферных перенапряжений, упрощения релейной защиты от однофазных КЗ, возможности удержания поврежденной линии в работе. Защитное заземление - это заземление всех металлических частей установки, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Защитное заземление выполняется для того, чтобы повысить безопасность эксплуатации, уменьшить вероятность поражения людей и животных электрическим током в процессе эксплуатации электрических установок. Заземление молниезащиты предназначено для отвода в землю тока молнии и атмосферных перенапряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки по отношению к земле. При заземлении подстанции необходимо учитывать все три вида заземлений. Рабочее и защитное заземления должны выполнять свое назначение в течение всего года, заземление грозозащиты - только в грозовой период.

Заземляющее устройство любого вида состоит из заземлителя, располагаемого в земле, и проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем. Заземлитель может состоять из одного или многих вертикальных и горизонтальных электродов и характеризуется сопротивлением, которое окружающая земля оказывает стекающему току. Сопротивление заземлителя определяется отношением потенциала заземлителя к стекающему с него току.

2.11 Конструктивное исполнение устройств заземления ОРУ

Общее заземляющее устройство ОРУ в общем случае образуется естественными и искусственными заземлителями, а также заземляющими проводниками. При устройстве заземлителя, в первую очередь, используем естественные заземлители. Согласно [23] в качестве естественных заземлителей рекомендуется использовать:

1)      заземлители опор высоковольтных линий, соединенные с заземляющим устройством при помощи грозозащитного троса линии;

2)      свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле;

)        проложенные в земле водопроводные и другие металлические предметы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей и взрывных газов;

)        металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей.

Согласно ПУЭ [1] допустимое сопротивление растеканию для ОРУ 110 - 750 кВ должно составлять в любое время года не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

Искусственные заземлители выполняем в виде сетки из проводников, уложенных в землю горизонтально на глубине 0,7 м. Сетку дополняем вертикальными проводниками длиной 5 м, погружаемыми в землю, по возможности, равномерно по периметру сетки.          Для горизонтальных проводников заземлителя применяем сталь круглого сечения диаметром не менее 8 мм или стальные полосы сечением не менее 40×4 мм2. Вертикальные проводники выполняем из круглой стали диаметром 12 мм.

Также у молниеотводов устанавливаем вертикальные электроды. Рекомендуемое расстояние между вертикальными заземлителями аВ в зависимости от их длины ℓВ и площади искусственного заземлителя S выбираем из [5]. При площади круга S = πR2 = 113,097 мм2, диаметре 12 мм принимаем ℓВ = 5 м.

(4.5)

Электрические аппараты и конструкции ОРУ, подлежащие заземлению, присоединяем к сетке с помощью спусков на глубине не менее 0,3 м. Продольные горизонтальные заземлители прокладываем вдоль осей оборудования на расстоянии 0,8…1,0 м от фундамента или основания оборудования. Поперечные заземлители сетки прокладываем в удобных местах между оборудованием. Расстояние между ними принимаем увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0; 20,0 м [5]. Прокладка продольных и поперечных горизонтальных заземлений обязательно проходит вблизи мест расположения заземляемых нейтралей трансформаторов, вентильных разрядников и молниеотводов при их установке на порталах ОРУ.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединений нейтралей силовых трансформаторов к заземляющему устройству, не должны превышать 6×6 м2. Расстояние от границ заземлителя до забора ОРУ - 3 м и более. При этом металлические части забора не присоединяются к заземлителю во избежание выноса его потенциала за пределы территории.

2.12 Расчет заземляющего устройства

Произведем расчет заземляющего устройства. Он заключается в определении общего количества и длины вертикальных заземлителей по [5].

При выполнении расчета заземляющего устройства принимаем ρ1 = 600 Ом·м, ρ2 = 350 Ом·м, толщина слоя сезонных изменений Н = 2 м [25].

Расчет сопротивления заземлителя в неоднородном грунте (ρ1 ≥ ρ2) произведем по эквивалентному удельному сопротивлению ρЭК, при котором сопротивление заземлителя имеет то же значение, что и в неоднородном грунте [25]. Сопротивление заземляющего устройства ОРУ определяется параллельным сложением сопротивлений естественного RЕ и искусственного RИ заземлителей.

Расчетное значение RИ определяется по эмпирической формуле:

RИ РАСЧ ≈ ρЭК  (4.6)

где n - число вертикальных заземлителей; ℓв - длина одного вертикального заземлителя; S - площадь ОРУ; Lг - общая протяженность горизонтальных заземлителей (определяется по плану ОРУ); А - коэффициент, зависит от отношения ℓв/√S [5].

Принимаем:≈ 1670 м;

ℓв = 5 м;

ℓв/√S = 0,0446, тогда А ≈ 0,4.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель [4] со стороной

√S = √110 · 114 = 112 м.

Число ячеек по стороне квадрата:

m =  (4.7)

m =

принимаем m = 7.

Длина полос в расчётной модели:

г' = 2√S · (m + 1), (4.8)

г' = 2 · 112 · (7 + 1) = 1792.

Длина сторон ячейки:

b =  (4.9)

b =

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/ℓв = 4:

n =  (4.10)

n =

принимаем n = 22.

Общая длина вертикальных заземлителей:

в = ℓв · n = 5 · 22 = 110 м. (4.11)

Относительная глубина:

Тогда :

А = 0,444 - 0,84 · (ℓв + t) / √S, (4.12)

А = 0,444 - 0,84 · (5 + 0,7) / 112 =0,40125.

Для и

определяем эквивалентное удельное сопротивление ρэ:

Определяем RИ РАСЧ по (4.6):

Так как RИ РАСЧ > RЗ ДОП, необходимо принять меры для его снижения путем использования естественных заземлителей или путем расширения заземляющего устройства за пределы подстанции.

Определяем величину сопротивления естественных заземлителей системы, где: активное сопротивление грозозащитного троса RТ марок ТК 70 и ТК 50 соответственно RТ 70 = 2,3 Ом/км, RТ 50 = 3,7 Ом/км [7]; длина пролета ℓПР 330 = 425 м, длина пролета ℓПР 110 = 380 м; допустимое сопротивление заземляющих устройств опор воздушной линии RНАИБ. = 15 Ом (при ρЭ от 100 до 500 Ом·м) [1]; допустимое сопротивление кабельной линии RК ДОП = 10 Ом [1]

Сопротивление одного грозозащитного троса найдем по формуле:

Т =  (4.13)

Т 330 =Т 110 =

'Т 330 ='Т 110 =

Общее сопротивление грозозащитных тросов:

RT =  (4.14)

RT =

Сопротивление кабельных линий:

RК =  (4.15)

RК =

Общее сопротивление естественных заземлителей:

Е =  (4.16)Е =

Результирующее сопротивление заземляющего устройства:

З =  (4.17)

З =

Выбранное нами количество вертикальных заземлителей (n = 22 шт.) и длина горизонтальных заземлителей (Lr ≈ 1568 м), а также полученное в результате расчета сопротивление заземляющего устройства RЗ = 0,244 Ом соответствуют нормам ПУЭ для эффективно заземленных сетей (RДОП = 0,5 Ом).

2.13 Методы и средства ограничения токов короткого замыкания

Рост генераторных мощностей современных энергосистем, создание мощных энергообъединений, увеличение мощностей нагрузок приводят, с одной стороны, к росту электоровооруженности и производительности труда, к повышению надежности и устойчивости электроснабжения, а с другой - к существенному повышению уровня токов КЗ [27].

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в сетях распределительных 3-20 кВ - параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

Таким образом, уровень тока КЗ, повышающийся в процессе развития современной электроэнергетики, имеет в своем росте ряд ограничений, которые необходимо учитывать [4]. Конечно, аппаратуру и электрические сети можно усилить в соответствии с новым уровнем токов КЗ, перевести на более высокое напряжение, однако это в ряде случаев приводит к таким экономическим и техническим трудностям, что себя не оправдывает.

В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов КЗ, ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправдано только после специального технико-экономического обоснования [27].

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5-2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рисунке 1.7.

                    Шины узловой ПС                                    Шины узловой ПС

                 I _к1            I _к2                           К        I '_к1          I '_к2        QB                            К

                              QB

              G1         G2                                                  G1         G2                   

  а)                                                                  б)

Рисунок 1.7 - Распределение токов КЗ: а)секционные выключатель включен; б)секционный выключатель отключен

Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков. Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Токи КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижаются по сравнению с предыдущим случаем. В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно принимать после специального технико-экономического обоснования.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции.

Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25 МВ·А и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в два раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы, которые служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6-10 кВ, иногда в установках 35 кВ и выше. Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока. Возможные схемы включения реакторов представлены на рисунке 1.8.

      LK       Линия

                      W       

а)                                                     Т

                                                                                                LR

                         LR                         G

            б)                                                  в)

Потребители                    

Рисунок 1.8 - Схемы включения реакторов: а)индивидуальное реактирование; б)групповой реактор; в)секционный реактор

Основным параметром является его индуктивное сопротивление xр = ωL, Ом. Эффект ограничения тока и поддержания остаточного напряжения на шинах при КЗ за реактором иллюстрируется на рисунке 1.9.

        G                                            K                                                                K

                                  Линия                                                  Линия

                                         I _к                                                    I '_к       

                                                                     U                    х'_к  = х_р + х_л

              U          х_к  =  х_л

                                                               U'_ост                                      I '_к х_р       

      U_ост

                                                     х_к                                                                                                   х'_к

          а)                                                       б)

Рисунок 1.9 - Ограничение токов КЗ и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов: а) при отсутствии реактора; б) при наличии реактора

Также для ограничения токов КЗ разработаны токоограничивающие устройства различных типов: магнитосвязанные реакторы, магнитоуправляемые реакторы, коммутационные токоограничивающие устройства, резонансные токоограничивающие устройства [26].

Магнитосвязанные реакторы могут выполняться либо с взаимной магнитной связью обмоток одноименных фаз различных присоединений (сдвоенные реакторы), либо с магнитной связью обмоток разных фаз одного присоединения (токоограничивающие реакторы нулевой последовательности). Реакторы могут выполняться с ферромагнитными магнитопроводами.

Магнитоуправляемые реакторы выполняются на ферромагнитных насыщающихся магнитопроводах, которые подмагничивают постоянным током или вдоль основного магнитного потока от переменного тока или перпендикулярно ему, поэтому различают реакторы с продольным или поперечным подмагничиванием. Они могут быть выполнены большой электромагнитной мощности для использования в сетях любого напряжения.

Коммутационные токоограничивающие устройства основаны на использовании быстродействующих синхронных выключателей, которые отключают цепь переменного тока при первом прохождении тока КЗ через нуль. Разработаны также коммутационные устройства - ограничители тока, которые не только отключают ток КЗ при первом прохождении через нуль, но и искусственно снижают первую полуволну тока.

Резонансные токоограничивающие устройства представляют наибольший интерес, так как могут выполнять не только функции ограничения токов КЗ, но и функции устройств продольной компенсации индуктивного сопротивления сети. Их достоинство - токоограничение практически не зависит от мощности системы. Такие устройства целесообразно применять при напряжении 110 кВ и выше.

В сетях напряжением 110 кВ и выше для ограничения тока однофазного КЗ, который может превышать ток трехфазного КЗ, необходимо увеличивать сопротивление нулевой последовательности относительно точки КЗ. Методы и средства ограничения тока однофазного КЗ [26]: разземление части нейтралей трансформаторов; заземление нейтралей через реакторы; заземление нейтралей через резисторы; применение реакторов нулевой последовательности.

Основными факторами, определяющими допустимость применения указанных методов и средств ограничения токов КЗ, являются: допустимые уровни повышений напряжений промышленной частоты на неповрежденных фазах; допустимые уровни напряжений на нейтралях трансформаторов и автотрансформаторов; обеспечение селективности и чувствительности релейной защиты; допустимые параметры восстанавливающегося напряжения при отключении токов КЗ; технико-экономические показатели использования средств ограничения токов КЗ. Наиболее важными являются первые два фактора, остальные ограничения могут быть обеспечены дополнительными мероприятиями при использовании средств ограничения токов КЗ.

Для проектируемой подстанции были использованы следующие наиболее подходящие методы и средства ограничения токов короткого замыкания: секционирование и токоограничивающие реакторы.

2.14 Охрана труда

Охрана труда - система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда [28].

«Охрана труда» занимается вопросами безопасности труда на производстве, предупреждения производственного травматизма и профессиональных заболеваний, пожаров и взрывов; изучает правовые нормы, основы научной организации труда работников систем электроснабжения, вопросы производственной санитарии, основы электробезопасности и техника безопасности при монтаже и эксплуатации электроустановок, основы пожарной безопасности.

Весь электротехнический персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой знаний Правил технической эксплуатации и Правил техники безопасности и присвоением определенной квалификационной группы.

Организация работы по технике безопасности на объектах электромонтажных работ предусматривает [29]:

назначение лиц, ответственных за безопасность работ. Такими лицами являются производители работ, начальники участков, мастера и бригадиры монтажных бригад;

включение в проект производства работ решений по созданию условий для безопасного и безвредного производства работ, по санитарно-гигиеническому обслуживанию работающих, по достаточному освещению строительной площадки и рабочих мест;

внедрение передового опыта работы по предупреждению производственного травматизма;

инструктаж по безопасным методам работы на рабочих местах;

организацию кабинетов по технике безопасности.

2.15 Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств

При электромонтаже и ремонте оборудования подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалифицированной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается производить какие-либо работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Персонал электромонтажной организации должен быть оснащен средствами индивидуальной защиты, которые включают [28]:

1.       Защитные очки применяются для защиты глаз от твердых частиц при обработке металла, брызг кислоты, красок, искр и от светового воздействия при сварочных работах и т.п.

2.       Рукавицы предназначены для защиты рук от искр, брызг расплавленного металла, высоких температур, кислот, механических воздействий.

.        Противогазы, респираторы предназначены для защиты органов дыхания при работах в условиях недостатка кислорода или чрезвычайно высокой загазованности от отравления газами. При сварочных работах применяют фильтрующие противоаэрозольные респираторы.

.        Каски предназначены для защиты головы от механических повреждений, атмосферных осадков, поражения электрическим током.

.        Предохранительные монтерские пояса и страховочные канаты предназначены для обеспечения безопасности работающих при верхолазных и земляных работах на электрических станциях и подстанциях.

Каждый работник, участвующий в работах по монтажу или эксплуатации электроустановок, проходит медицинское освидетельствование при приеме на работу и затем 1 раз в 24 месяца, а также вводный и ежеквартальный инструктаж, обучение и ежегодную проверки знаний по технике безопасности.

При монтаже заземляющих устройств применяются различные машины, механизмы и приспособления, облегчающие труд рабочих-монтажников и обеспечивающие безопасные условия работы. Кроме того, механизация электромонтажных работ играет важную роль в повышении производительности труда, в сокращении сроков монтажа электроустановок, обеспечивает высокое качество работ. Неумелое обращение с механизмами и приспособлениями, а также применение неисправных механизмов и инструментов могут быть причинами травм при выполнении монтажных работ заземляющих устройств. Поэтому к машинам, механизмам, различным устройствам, приспособлениям и инструментам предъявляют определенные требования по их содержанию и эксплуатации.

Согласно Правилам технической эксплуатации [30] заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

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

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

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

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

Для монтажа заземляющего устройства разрабатываются траншеи глубиной от 0,5 до 1 метра механизированным или ручным способом. Разметка мест земляных работ производится геодезической службой заказчика. Запрещается производить земляные работы без согласованных и утвержденных чертежей. Производство земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций допускается только с письменного разрешения организации, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций. К разрешению должен быть приложен план с указанием расположения и глубины заложения коммуникаций, составленный на основании исполнительных чертежей. До начала работ необходимо установить знаки, указывающие места расположения подземных коммуникаций. В случае обнаружения подземных коммуникаций, не указанных на плане, дальнейшая работа прекращается до выяснения возможности производства земляных работ.

Траншеи и котлованы при глубине более 1 метра следует выполнять с откосами, соответствующими углу естественного откоса данного грунта. В случае выполнения отвесных стенок они должны укрепляться досками, стойками и распорками. Особое внимание необходимо обращать на надежность крепления стенок при наличии плывунов и притока грунтовых вод. Выбрасываемый грунт необходимо размещать на расстоянии не менее 0,5 метра от бровки траншеи или котлована в одну сторону. Образовавшиеся в грунте «козырьки» и оставшиеся на откосах камни должны быть немедленно обрушены, при этом рабочие должны быть выведены из опасных зон.

Колодцы на территории площадки должны быть закрыты или ограждены перилами высотой 1 метр. Траншеи и котлованы ограждаются только в опасных местах. В темное время суток кроме ограждения должны быть выставлены и световые сигналы.

На участках, где выполняются монтажные работы, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, устанавливать ограждения или назначать дежурных.

Переезды через канавы и траншеи должны обеспечивать одновременно с движением транспортных средств безопасное движение пешеходов. В местах переходов через канавы и траншеи, а также через транспортеры должны быть устроены мостики шириной не менее 0,8 метра с перилами высотой 1 метр. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в темное время освещены. Запрещается доступ людей к работе в неосвещенных местах.

Металлические части строительных машин и механизмов с электроприводом, электродвигателей, пусковых аппаратов и других устройств должны быть заземлены. Схема электрических соединений на строительной площадке должна допускать возможность отключения всех находящихся под напряжением линий в пределах отдельных объектов и их участков.

При монтаже заземляющего устройства применяются сварочные работы [31]. К работе по электрической сварке могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, имеющие квалификационную группу не ниже II. Они должны быть обучены правилам техники безопасности при производстве сварочных работ и иметь допуск к этим работам.

Металлические части электросварочных установок, зажим вторичной обмотки сварочного трансформатора, а также свариваемые конструкции до включения электроустановки в сеть должны быть надежно заземлены.

Перед началом и во время работы необходимо следить за исправностью изоляции сварочных проводов и электрододержателей, а также плотностью соединения контактов. При прокладке проводов и при каждом их перемещении принимаются меры против повреждения изоляции.

Исправность электросварочных аппаратов необходимо проверять через каждые 6 месяцев, обращая особое внимание на состояние изоляции, а результаты проверки записывать в соответствующую документацию.

При работе с открытой электрической дугой электросварщики должны быть в брезентовых костюмах и кожаных ботинках. Для защиты лица и глаз электросварщики должны быть обеспечены шлемом-маской или щитком с защитными стеклами. Подсобные рабочие, работающие с электросварщиком, должны быть обеспечены защитными очками, брезентовыми рукавицами и брезентовым костюмом.

Запрещается производить сварочные работы в местах, где применяются или хранятся огнеопасные материалы.

Таким образом, выполнение правил и норм по охране труда обеспечивает необходимую электробезопасность, пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, комфортную среду на рабочих местах.

3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

Релейная защита объекта электрической системы представляет собой комплекс аппаратуры и вспомогательных устройств, обеспечивающих:

быстрое автоматическое отключение защищаемого объекта в случае его повреждения с целью уменьшения размеров повреждения и предотвращения нарушения устойчивости системы и потребителя;

сигнализацию о нарушении нормального режима электроустановки в целом или защищаемого объекта, а также сигнализацию о неисправностях устройств РЗА [11].

В общем случае устройства РЗА состоят из двух основных элементов: измерительных и логических органов. Измерительные органы защиты контролируют режимы защищаемого объекта, реагируя на соответствующие электрические величины. Они включаются на измерительные трансформаторы тока объекта, на измерительные трансформаторы напряжения шин и линий электропередачи или на то и другое одновременно. Логические органы формируют управляющие воздействия в зависимости от комбинации и последовательности поступления на них сигналов от измерительных органов. Обычно логические органы действуют на выключатели не непосредственно, а через исполнительные органы.

Дополнительно предусматриваются сигнальные органы, дающие сигналы о срабатывании защиты в целом или отдельных ее частей.

Для питания цепей логики защиты, исполнительного и сигнального органов, а также измерительных органов микропроцессорных и полупроводниковых защит предусматриваются источники оперативного тока.

В зависимости от типа оборудования и его характеристик на нем выполняются защиты различных принципов действия. Защиты могут быть основными или резервными [12].

Согласно ПУЭ [1] для линий в сетях 110 - 500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю.

3.1 Защита и автоматика линий электропередачи 330 кВ

В качестве основной защиты применяем дифференциально-фазную высокочастотную защиту (ДФЗ). В качестве резервных защит линий 330 кВ применяются дистанционная защита (ДЗ), токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП), токовая отсечка (ТО), защита от повышения напряжения (ЗПН), защита от неполнофазного режима воздушной линии (ЗНР). В качестве устройств автоматики применяем автоматическое повторное включение (АПВ), обеспечивающее однофазное автоматическое повторное включение (ОАПВ), трехфазное АПВ (ТАПВ), ускоренное ТАПВ (УТАПВ) [11].

ДФЗ является быстродействующей защитой, срабатывающей при всех видах коротких замыканий по всей длине линии без выдержки времени, которая резервируется ступенчатыми ДЗ и НТЗНП [13].

ДЗ предназначена для действия при междуфазных КЗ, по принципу действия - это направленная защита и выполняется по ступенчатом принципу [12].

НТЗНП реагирует на одно- и двухфазные КЗ на землю и выполняется ступенчатому принципу [13].

ТО реагирует на все виды КЗ и действует без выдержки времени [12].

ЗПН состоит из двух степеней: чувствительной и грубой. Чувствительная ступень защиты служит для ограничения длительности существования напряжения, повышенного до 115-130 % от номинального значения. Защита действует на отключение линии с выдержкой времени с запретом ТАПВ. Грубая ступень защита применяется для ограничения перенапряжений свыше 130-150 % от номинального значения, действует с небольшой выдержкой времени на отключение линии с запретом ТАПВ.

ЗНР предусматривается для ликвидации неполнофазного режима на воздушной линии, возникающего в результате возможного отказа одной из фаз выключателя при операции отключения.

3.2 Устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ)

УРОВ предназначено для ликвидации повреждения, сопровождающегося отказом выключателя или выключателей, а также действовать при КЗ в зоне между выносными ТТ и выключателем. УРОВ применяется в сетях 110 кВ и выше на отключения ближайших к отказавшему выключателю присоединений, обеспечивая ликвидацию аварии с минимальными потерями для системы [11].

3.3 Защита и автоматика автотрансформаторов и вольтодобавочных трансформаторов

Для защиты автотрансформатора от повреждений и ненормальных режимов работы должны быть предусмотрены устройства релейной защиты, которые разделяются на две группы: основные и резервные защиты [1]. Основные защищают трансформатор от внутренних повреждений и ненормальных режимов в самом трансформаторе или на его ошиновках. Резервные защищают обмотки трансформатора от сверхтоков внешних КЗ при повреждениях на присоединениях прилегающих сети, а также по возможности резервируют основные защиты трансформатора.

Основными защитами автотрансформатора являются: дифференциальная токовая защита трансформатора, газовая защита, газовая защита РПН, токовая отсечка, устанавливаемая со стороны питания, дифференциальная токовая защита ошиновки низшего напряжения, дифференциальная токовая защита ошиновки высшего и среднего напряжения [11].

Газовая защита содержит два элемента: сигнальный и отключающий. Сигнальный действует на сигнал при слабом газообразовании и при понижении уровня масла. Отключающий действует на отключения АТ со всех сторон с запретом АПВ при интенсивном газообразовании и движении масла со скоростью 0,6-1,5 м/с по маслопроводу между баком и расширителем, а также при понижении уровня масла.

Для защиты от повреждений контакторов РПН применяется газовая защита РПН, которая выполняется с помощью струйного реле, устанавливаемого между баком РПН и расширителем. Защита действует на отключение АТ со всех сторон с запретом АПВ.

Дифференциальная защита трансформатора реагирует на все виды КЗ в зоне, ограниченной ТТ. Защита действует на отключение АТ со всех сторон с запретом АПВ.

Дифференциальная защита ошиновки высшего и среднего напряжения АТ охватывает зону между встроенными ТТ АТ и выносными ТТ выключателей, действует без выдержки времени на отключение АТ со всех сторон без запрета АПВ.

Дифференциальная защита ошиновки низшего напряжения АТ охватывает зону, в которую входят линейный трансформатор, реактор и ошиновка цепи низшего напряжения от встроенных ТТ АТ до выносных ТТ в ячейке ввода низшего напряжения. Защита действует на отключение АТ со всех сторон с запретом АПВ.

В качестве резервных защит АТ используем дистанционные защиты и направленные токовые защиты нулевой последовательности [11].

ДЗ предназначены для отключения междуфазных КЗ, а НТЗНП - для отключения одно- и двухфазных КЗ на землю. На высшей и средней стороне АТ устанавливаются двухступенчатая ДЗ и трехступенчатая НТЗНП. Оперативное ускорение первых или вторых ступеней ДЗ и НТЗНП стороны высшего и среднего напряжения АТ вводится в случае вывода из работы дифференциальной защиты трансформатора, дифференциальной защиты ошиновки высшего и среднего напряжения АТ. Цель оперативного ускорения резервных защит АТ - ускорить действие резервных защит АТ при близких внешних КЗ или КЗ в самом АТ. Резервные защиты АТ стороны высшего напряжения действуют с меньшей выдержкой времени на отключение всех выключателей высшего напряжения, а с большей - на отключение АТ со всех сторон.

Также применяем защиту от неполнофазного режима на стороне 330 кВ АТ. Назначение защиты - ликвидация неполнофазного режима, возникающего при неполнофазном отключении одного выключателя 330 кВ АТ и трехфазном отключении второго выключателя 330 кВ АТ. Защита действует на отключение АТ со всех сторон.

Защита от перегрузки. В качестве такой защиты устанавливается токовая защита, действующая с выдержкой времени на сигнал в случае перегрузки по току любой обмотки трансформатора [13].

Защита линейного вольтодобавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения АТ, осуществляем: газовой защитой собственно добавочного трансформатора и защитой контакторного устройства РПН, которое выполнено с применением реле давления и отдельного газового реле; дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения АТ [1].

В качестве устройств автоматики применяем автоматическое включение резервного питания (АВР), предназначенное для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования [1].

3.4 Защита и автоматика стороны 110 кВ

Согласно ПУЭ для линий в сетях 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю [1].

В качестве основных защит линий 110 кВ применяем дифференциально-фазные высокочастотные защиты и направленные защиты с высокочастотной блокировкой.

ДФЗ являются быстродействующими защитами при всех видах КЗ по всей длине линии. Направленная защита с высокочастотной блокировкой реагирует на направление мощности КЗ по концам защищаемой линии, работает при всех видах КЗ по всей длине линии.

В качестве резервных на линиях 110 кВ устанавливаем следующие защиты: токовая отсечка, дистанционная защита, направленная токовая защита нулевой последовательности, максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском по напряжению или без него, комбинированная отсечка по току и напряжению.

ТО реагирует на все виды КЗ и действует без выдержки времени. НТЗНП реагирует на одно- и двухфазное КЗ на землю. ДЗ предназначена для действия при междуфазных КЗ, может действовать и при однофазном КЗ, но с укороченной зоной. МТЗ реагирует на возрастание тока в линии сверх определенного значения [13]. Комбинированная отсечка по току и напряжению реагирует на снижение напряжения с блокировкой по току [12].

Для защиты шин 110 кВ предусматриваем дифференциальную токовую защиту шин (ДЗШ) и дифференциальную токовую защиту шин с торможением [13]. Защита шин действует на отключение питающих присоединений поврежденной системы шин. Схемы ДЗШ предусматривают АПВ шин и в случае успешного АПВ автоматическую сборку доаварийного режима.

3.5 Защита и автоматика стороны 10 кВ

Для выполнения защиты и управления ввода, линии и секционного выключателя 10 кВ предусматриваем терминал МР 500 [14].

Устройство выполняет следующие функции:

защита от повышения тока;

защита от повышения тока нулевой последовательности;

защита от повышения тока обратной последовательности;

контроль состояния выключателя с УРОВ;

автоматика АЧР и ЧАПВ, АВР от внешних сигналов.

3.6 Защита шин 10 кВ

Для защиты шин 10 кВ при междуфазных КЗ непосредственно на шинах и при двойных замыканиях на землю в случае, когда одна точка замыкания на землю находится на линии, а вторая на шинах, а также для резервирования отказа выключателя или защиты отходящих линий 10 кВ, предусматривается токовая защита шин 10 кВ МР700. Защита действует на отключение ввода автотрансформатора и секционного выключателя.

Для дистанционной связи релейных терминалов защиты с системой используем оптоволоконный канал.

3.7 Оборудование РЗА

Для защиты основного оборудования подстанции воспользуемся современными цифровыми устройствами защиты:316: цифровая защита трансформатора RET 316*4 служит для обеспечения быстродействующей и селективной защиты двух- и трехобмоточных силовых трансформаторов. Кроме того, возможно ее применение для защиты автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор. Реле распознает следующие повреждения на силовых трансформаторах:

любые фазные КЗ;

замыкания на землю, когда нейтраль силового трансформатора частично или глухо заземлена;

межвитковые КЗ.316 имеет невысокие требования к основным трансформаторам тока.316 осуществляет различные защитные функции. Ниже приведен перечень функций, выбранных из библиотеки программного обеспечения RE.216/RE.316*4:

дифференциальная защита трансформатора, являющаяся одной из основных функций для быстродействующей и селективной защиты всех трансформаторов мощностью от нескольких МВ·А и выше;

защита от тепловой перегрузки, оберегающая изоляцию от тепловых ударов. Эта защитная функция обеспечивается двумя независимыми уставками и успешно используется при отсутствии датчиков температуры масла.

максимальная и минимальная токовые защиты с независимой выдержкой времени снабжены блокировкой от броска тока намагничивания;

максимальная токовая быстродействующая защита пикового значения (токовая отсечка);

максимальная токовая защита с обратнозависимой характеристикой выдержки времени;

максимальная токовая защита с независимым минимальным временем срабатывания и обратнозависимой характеристикой выдержки времени;

максимальная и минимальная защита по напряжению с независимой выдержкой времени;

максимальная быстродействующая защита по напряжению пикового значения (отсечка по напряжению);

функция контроля мощности;

функция контроля частоты;

защита от повышения магнитного потока с независимой выдержкой времени;

защита от перевозбуждения с обратнозависимой характеристикой выдержки времени;

дистанционная защита в качестве резервной защиты силовых трансформаторов и ближних линий.

Дополнительные логические функции:

-дополнительная логика пользователя, запрограммированная с помощью CAP 316 (язык программирования для функционального планирования FUPLA). Это требует наличия системного проектирования.

логика;

выдержка времени;

счетчик;

фильтр устранения дребезга контактов.

Также обеспечиваются следующие функции измерения и контроля:

функция измерения напряжения, тока, частоты, активной и реактивной мощности (U/I/f/P/Q);

достоверность трехфазного тока;

достоверность трехфазного напряжения;

регистратор анормальных режимов.

Схема включает в себя память событий.

Терминал RET 316*4 имеет последовательные интерфейсы для локальной связи с управляющим ПК и для дистанционной связи со станционной системой управления. Терминал RET 316*4 снабжен также функциями непрерывного самоконтроля и самодиагностики. Для многократного тестирования используются соответствующие тестирующие устройства (типа ХS92b). [15].

Телезащита NSD 570: оборудование телезащиты NSD 570 используется для надежной и безопасной передачи команд релейной защиты в электроэнергетических системах. В случае возникновения неполадок данное устройство позволяет быстро и избирательно изолировать неисправный участок.

Оборудование NSD 570 может использоваться для передачи блокирующих и отключающих сигналов по аналоговым или цифровым линиям связи. Аналоговые линии включают провода в цепи управления, каналы речевой связи в оборудовании высокочастотной связи по линиям передач высокого напряжения и телефонные каналы аналоговых и цифровых систем связи, цифровые каналы включают G.703 сонаправленный интерфейс, RS-422/V.11 - RS-449/RS-530/ X.21 (56 Кбит/с, 64 Кбит/с), E1, T1 интерфейсы и волоконно-оптические кабели. Преобразование аналоговой системы в цифровую возможно при замене всего одного модуля (интерфейса с линией связи NSD 570).

Оборудование NSD 570 включает печатные платы высотой в три стандартных единицы (3U), установленных в 19-дюймовой аппаратурной стойке. В стойке можно подключить два устройства NSD 570 с разными интерфейсами линии связи. Стойка имеет высоту в 4 стандартные единицы и включает кабельный канал высотой в 1U, расположенный снизу оборудования с задней стороны [16].

МР 600: реле защиты по напряжению и частоте МР 600 является современным многофункциональным устройством, объединяющим, различные функции - защиты, автоматики, индикации, контроля, дистанционного управления. МР устанавливается на понижающих и распределительных подстанциях 110/35/10/6 кB и предназначено для защиты от понижения и повышения напряжения, понижения и повышения частоты, а также для сбора и передачи информации по каналам связи на диспетчерский управляющий комплекс.

Устройство выполняет следующие функции:

защита от снижения напряжения;

защита от повышения напряжения;

защита от повышения напряжения нулевой последовательности;

защита от повышения напряжения обратной последовательности;

защита от снижения напряжения прямой последовательности;

защита от снижения частоты;

защита от повышения частоты;

блокирующая логика;

индикация фазных действующих значений напряжения;

индикация линейных значений напряжения;

индикация напряжения прямой и обратной последовательности;

индикация напряжения нулевой последовательности;

индикация значения частоты сети;

задания внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, количество ступеней защиты и т.д.) программным способом;

местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики;

регистрация аварийных параметров защищаемого присоединения и срабатывания измерительных органов;

получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачи команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

обмен информацией с верхним уровнем;

непрерывная самодиагностика аппаратной и программной части.

Устройство имеет две группы уставок, называемые «основная» и «резервная», которые могут быть выбраны при программировании через клавиатуру, персональный компьютер или сеть связи. Независимо от сделанного выбора, устройство может принудительно использовать резервные уставки. Это может быть выполнено через сеть или дискретный вход, специально сконфигурированный для этой цели. Когда сигнал сбрасывается, то предварительно выбранная группа уставок устанавливается снова [17].

МР 700: микропроцессорные реле МР 700 предназначены для защиты:

кабельных и воздушных линий электропередачи напряжением 6-35 кВ с двухсторонним питанием;

питающих и отходящих присоединений распределительных устройств 6-35 кВ;

трансформаторов (в качестве резервной защиты трансформаторов).

МР 700 являются современными цифровыми устройствами защиты, управления и противоаварийной автоматики, и представляют собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, местного и дистанционного управления. Использование в устройствах МР 700 современной аналого-цифровой и микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности.

Устройство выполняет следующие функции:

направленная/ненаправленная защита от повышения тока с пуском по напряжению;

направленная/ненаправленная защита от повышения тока (мощности) нулевой последовательности с пуском по напряжению;

защита от повышения тока нулевой последовательности высшей гармоники с пуском по напряжению;

направленная/ненаправленная защита от повышения тока (мощности) обратной последовательности с пуском по напряжению;

защита от обрыва провода;

защита от понижения напряжения с уставкой на возврат;

защита от повышения напряжения с уставкой на возврат;

защита от повышения напряжения нулевой последовательности с уставкой на возврат;

защита от повышения напряжения обратной последовательности с уставкой на возврат;

защита от снижения частоты с уставкой на возврат;

защита от повышения частоты с уставкой на возврат;

четырёхкратное АПВ выключателя защищаемого присоединения;

контроль состояния выключателя с УРОВ;

АВР;

блокирующей логики;

восемь внешних защит от внешних сигналов;

восемь входных логических сигналов по логике «И» или «ИЛИ»;

восемь выходных логических сигналов по логике «ИЛИ»;

индикация действующих (текущих) значений токов и напряжений защищаемого присоединения, частоты;

местное и дистанционное управление выключателем, переключение режима управления;

блокирование от многократных включений;

задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты, программирование логики и т.д.) программным способом;

местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики;

регистрация аварийных параметров защищаемого присоединения (действующих значений тока, напряжения и типа повреждения) и срабатывание измерительных органов;

регистрация изменения сигналов на дискретных входах (состояния выключателя присоединения, цепей дистанционного управления и внешних защит) и команд управления поступающих по каналу связи;

учет количества отключений выключателя;

обмен информацией с верхним уровнем;

непрерывную самодиагностику аппаратной и программной части [18].

МТЗ 610: микропроцессорные токовые защиты МТЗ 610 предназначены для защиты:

кабельных и воздушных линий электропередач напряжением 6-35 кВ;

трансформаторов (в качестве резервной защиты силовых трансформаторов);

объектов малой энергетики и др.

Представленные микропроцессорные защиты являются современными цифровыми устройствами защиты, управления и противоаварийной автоматики, и представляют собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, местного и дистанционного управления. Использование в МТЗ современной аналого-цифровой и микропроцессорной элементной базы обеспечивает высокую точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности.

Устройства выполняют следующие функции:

трехступенчатую максимальную токовую защиту с зависимой или независимой выдержкой времени;

защиту от замыканий на землю с контролем тока нулевой последовательности;

одно- или двукратное автоматическое повторное включение выключателя защищаемого присоединения;

пофазную индикацию действующих (текущих) значений тока защищаемого присоединения;

местное и дистанционное управление выключателем, переключение режима управления;

задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т.д.) программным способом;

местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики;

регистрацию аварийных параметров защищаемого присоединения (действующих значений тока и типа повреждения) и срабатывание измерительных органов;

регистрацию изменения сигналов на дискретных входах (состояния выключателя присоединения, цепей дистанционного управления и внешних защит) и команд управления поступающих по каналу связи;

учет количества отключений выключателя;

получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

обмен информацией с верхним уровнем;

непрерывную самодиагностику аппаратной и программной части [19].521: цифровой терминал дифференциальной защиты RED 521 предназначен для селективной, надежной и быстрой защиты шин, Т-образных соединений, узловых углов, генераторов, автотрансформаторов и т.д. RED 521 может использоваться для различных схем размещения распределительных устройств, включая одиночную шину, двойную шину, два выключателя или полуторные схемы выключателя. Терминал используется для защиты энергоустановок среднего, высокого и сверхвысокого напряжений в энергосистеме частотой 50 Гц или 60 Гц. Терминал способен распознавать все типы междуфазных повреждений и повреждений между фазой и землей в сетях с эффективно заземленной нейтралью или в сетях с нейтралью, заземленной через низкое полное сопротивление, а также все внутренние междуфазные повреждения в изолированных сетях или в сетях с нейтралью, заземленной через полное сопротивление [20].521 не предъявляет высоких требований к первичным трансформаторам тока, нет необходимости в промежуточных трансформаторах тока. Для всех применений можно использовать и сочетать первичные ТТ с 1А и 5А номинальным вторичным током в одной защищаемой зоне. Обычно для одной зоны могут использоваться трансформаторы тока с коэффициентами трансформации, отличающимися друг от друга не более чем в 10 раз. Выравнивание коэффициентов трансформации первичных ТТ осуществляется цифровым способом при помощи установки параметра.

Обычно на практике используется один комплект релейной защиты шин на одну шину. Тем не менее, в некоторых ответственных случаях используются

две независимые защиты шин на зону. Терминал RED 521 подходит для обоих вариантов. Уставки RED 521 задаются непосредственно в первичных амперах, тем самым, упрощая процедуру задания уставок и оптимизируя уставки защиты543: терминалы защиты фидеров REF 543 предназначены для защиты, управления, измерений и контроля в электросетях среднего напряжения. Их можно использовать с различными видами РУ, в том числе с одиночной системой шин, с двойной системой шин и с дублированными системами. Функции защиты также предназначены для различных типов сетей, таких как сети с изолированной нейтралью, компенсированной нейтралью и частично заземленные сети. Терминал защиты фидеров предназначен для обеспечения селективной защиты от короткого замыкания и замыкания на землю. REF 543 имеет функции максимальной токовой защиты и защиты от замыкания на землю, его применяют в качестве токовой отсечки фидера МТЗ и защиты от замыкания на землю в глухозаземленных, частичнозаземленных сетях с компенсированной и изолированной нейтралью. Выполняется автоматическое повторное включение.

Кроме того, терминал REF 543 обеспечивает функции защиты для широкого спектра применений, например, защиту на основе контроля частоты и напряжения, измеряет фазные токи, междуфазные или напряжения на землю, ток нейтрали, остаточное напряжение, частоту и коэффициент мощности. При использовании функций контроля состояния терминал защиты фидеров REF 543 контролирует давление газа и износ выключателя, регистрирует время работы и указывает временные интервалы технического обслуживания. Помимо функций защиты, измерения, управления и контроля состояния, терминалы защиты фидеров имеют большое количество программируемых логических функций, что позволяет реализовать функции автоматизации и логических алгоритмов, необходимых для объединения задач автоматизации подстанции в одном устройстве. Система передачи данных обеспечивает связь с устройствами более высокого уровня [21].

REL 511: терминалы защиты линии типов REL 501 и REL 511. Устройство выполняет следующие функции:

дистанционная защита;

обнаружение качаний в энергосистеме;

логика схемы связи для дистанционной защиты;

логика, учитывающая изменение направления (реверс) тока и логика отключения конца со слабым питанием для дистанционной защиты;

функция автоматики при включении в режим повреждения для дистанционной защиты;

логика местного ускорения;

обнаружение обесточенной линии;

быстродействующая максимальная токовая защита (отсечка);

максимальная токовая защита с выдержкой времени;

устройство резервирования при отказе выключателя;

быстродействующая максимальная токовая защита нулевой последовательности (ненаправленная);

максимальная токовая защита нулевой последовательности с выдержкой времени (ненаправленная);

максимальная токовая защита нулевой последовательности (направленная и ненаправленная);

логика связи для максимальной токовой защиты нулевой последовательности;

логика изменения (реверса) тока и логика отключения конца со слабым питанием для максимальной токовой защиты нулевой последовательности;

-х ступенчатая максимальная токовая защита от замыканий на землю нулевой последовательности;

защита от понижения напряжения с выдержкой времени;

защита от повышения напряжения с выдержкой времени и защита от повышения напряжения нулевой последовательности;

контроль обрыва фаз;

контроль потери напряжения;

контроль перегрузки;

контроль токовых цепей;

функция обнаружения неисправности цепей напряжения (обратная последовательность);

функция обнаружения неисправности цепей напряжения (нулевая последовательность);

функция оперативного управления;

контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с одним выключателем;

контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с двумя выключателями;

фазирование, контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с одним выключателем;

фазирование, контроль синхронизма и условий постановки под напряжение для присоединений с двумя выключателями;

счетчики импульсов [22].

Выбор данного оборудования РЗА сведем в таблицу 3.1.

Таблица 1.9 - Выбор оборудования РЗА

Компоновка устройств РЗА показана в графической части .

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛШЬНОСТИ

4.1 Требования безопасности при монтаже и эксплуатации электрооборудования на подстанции 220/110/10

При электромонтаже и ремонте оборудования подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалифицированной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается производить какие-либо работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Персонал электромонтажной организации должен быть оснащен средствами индивидуальной защиты, которые включают :

. Защитные очки применяются для защиты глаз от твердых частиц при обработке металла, брызг кислоты, красок, искр и от светового

воздействия при сварочных работах и т.п.

. Рукавицы предназначены для защиты рук от искр, брызг расплавленного металла, высоких температур, кислот, механических воздействий.

. Противогазы, респираторы предназначены для защиты органов дыхания при работах в условиях недостатка кислорода или чрезвычайно высокой загазованности от отравления газами. При сварочных работах применяют фильтрующие противоаэрозольные респираторы.

. Каски предназначены для защиты головы от механических повреждений, атмосферных осадков, поражения электрическим током.

. Предохранительные монтерские пояса и страховочные канаты предназначены для обеспечения безопасности работающих при верхолазных и земляных работах на электрических станциях и подстанциях.

Каждый работник, участвующий в работах по монтажу или эксплуатации электроустановок, проходит медицинское освидетельствование при приеме на работу и затем 1 раз в 24 месяца, а также вводный и ежеквартальный инструктаж, обучение и ежегодную проверки знаний по технике безопасности.

При монтаже заземляющих устройств применяются различные машины, механизмы и приспособления, облегчающие труд рабочих-монтажников и обеспечивающие безопасные условия работы. Кроме того, механизация электромонтажных работ играет важную роль в повышении производительности труда, в сокращении сроков монтажа электроустановок, обеспечивает высокое качество работ. Неумелое обращение с механизмами и приспособлениями, а также применение неисправных механизмов и инструментов могут быть причинами травм при выполнении монтажных работ заземляющих устройств. Поэтому к машинам, механизмам, различным устройствам, приспособлениям и инструментам предъявляют определенные требования по их содержанию и эксплуатации.

. Согласно Правилам технической эксплуатации заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

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

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

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

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

Для монтажа заземляющего устройства разрабатываются траншеи глубиной от 0,5 до 1 метра механизированным или ручным способом. Разметка мест земляных работ производится геодезической службой заказчика. Запрещается производить земляные работы без согласованных и утвержденных чертежей. Производство земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций допускается только с письменного разрешения организации, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций. К разрешению должен быть приложен план с указанием расположения и глубины заложения коммуникаций, составленный на основании исполнительных чертежей. До начала работ необходимо установить знаки, указывающие места расположения подземных коммуникаций. В случае обнаружения подземных коммуникаций, не указанных на плане, дальнейшая работа прекращается до выяснения возможности производства земляных работ.

На участках, где выполняются монтажные работы, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, устанавливать ограждения или назначать дежурных.

Переезды через канавы и траншеи должны обеспечивать одновременно с движением транспортных средств безопасное движение пешеходов. В местах переходов через канавы и траншеи, а также через транспортеры должны быть устроены мостики шириной не менее 0,8 метра с перилами высотой 1 метр. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в темное время освещены. Запрещается доступ людей к работе в неосвещенных местах.

Металлические части строительных машин и механизмов с электроприводом, электродвигателей, пусковых аппаратов и других устройств должны быть заземлены. Схема электрических соединений на строительной площадке должна допускать возможность отключения всех находящихся под напряжением линий в пределах отдельных объектов и их участков.

При монтаже заземляющего устройства применяются сварочные работы. К работе по электрической сварке могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, имеющие квалификационную группу не ниже II. Они должны быть обучены правилам техники безопасности при производстве сварочных работ и иметь допуск к этим работам.

Металлические части электросварочных установок, зажим вторичной обмотки сварочного трансформатора, а также свариваемые конструкции до включения электроустановки в сеть должны быть надежно заземлены.

Перед началом и во время работы необходимо следить за исправностью изоляции сварочных проводов и электрододержателей, а также плотностью соединения контактов. При прокладке проводов и при каждом их перемещении принимаются меры против повреждения изоляции.

Исправность электросварочных аппаратов необходимо проверять через каждые 6 месяцев, обращая особое внимание на состояние изоляции, а результаты проверки записывать в соответствующую документацию.

При работе с открытой электрической дугой электросварщики должны быть в брезентовых костюмах и кожаных ботинках. Для защиты лица и глаз электросварщики должны быть обеспечены шлемом-маской или щитком с защитными стеклами. Подсобные рабочие, работающие с электросварщиком, должны быть обеспечены защитными очками, брезентовыми рукавицами и брезентовым костюмом.

Запрещается производить сварочные работы в местах, где применяются или хранятся огнеопасные материалы.

4.2 Расчет заземляющего устройства ПС-220/110/10кВ

Произведем расчет заземляющего устройства. Он заключается в определении общего количества и длины вертикальных заземлителей по [5].

При выполнении расчета заземляющего устройства принимаем ρ1 = 600 Ом·м, ρ2 = 350 Ом·м, толщина слоя сезонных изменений Н = 2 м [25].

Расчет сопротивления заземлителя в неоднородном грунте (ρ1 ≥ ρ2) произведем по эквивалентному удельному сопротивлению ρЭК, при котором сопротивление заземлителя имеет то же значение, что и в неоднородном грунте [25]. Сопротивление заземляющего устройства ОРУ определяется параллельным сложением сопротивлений естественного RЕ и искусственного RИ заземлителей.

Расчетное значение RИ определяется по эмпирической формуле:

RИ РАСЧ ≈ ρЭК (4.1)

где n - число вертикальных заземлителей;

ℓв - длина одного вертикального заземлителя;- площадь ОРУ;г - общая протяженность горизонтальных заземлителей (определяется по плану ОРУ);

А - коэффициент, зависит от отношения ℓв/√S [5].

Принимаем:≈ 1670 м;

ℓв = 5 м;

ℓв/√S = 0,0446, тогда А ≈ 0,4.

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель [4] со стороной

√S = √110 · 114 = 112 м.

Число ячеек по стороне квадрата:

m =  (4.2)

m =

принимаем m = 7.

Длина полос в расчётной модели:

г' = 2√S · (m + 1), (4.3)

г' = 2 · 112 · (7 + 1) = 1792.

Длина сторон ячейки:

b = (4.4)

b =

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/ℓв = 4:

n =  (4.5)

n =

принимаем n = 22.

Общая длина вертикальных заземлителей:

в = ℓв · n = 5 · 22 = 110 м. (4.6)

Относительная глубина:

Тогда :

А = 0,444 - 0,84 · (ℓв + t) / √S, (4.7)

А = 0,444 - 0,84 · (5 + 0,7) / 112 =0,40125.

Для и

определяем эквивалентное удельное сопротивление ρэ:

Определяем RИ РАСЧ по (4.1):

Так как RИ РАСЧ > RЗ ДОП, необходимо принять меры для его снижения путем использования естественных заземлителей или путем расширения заземляющего устройства за пределы подстанции.

Определяем величину сопротивления естественных заземлителей системы, где: активное сопротивление грозозащитного троса RТ марок ТК 70 и ТК 50 соответственно RТ 70 = 2,3 Ом/км, RТ 50 = 3,7 Ом/км [7]; длина пролета ℓПР 330 = 425 м, длина пролета ℓПР 110 = 380 м; допустимое сопротивление заземляющих устройств опор воздушной линии RНАИБ. = 15 Ом (при ρЭ от 100 до 500 Ом·м) [1]; допустимое сопротивление кабельной линии RК ДОП = 10 Ом [1].

Сопротивление одного грозозащитного троса найдем по формуле:

Т =  (4.8)

Т 330 =Т 110 =

'Т 330 ='Т 110 =

Общее сопротивление грозозащитных тросов:

= (4.9)

RT =

Сопротивление кабельных линий:

RК =  (4.10)

RК =

Общее сопротивление естественных заземлителей:

Е =  (4.11)

Результирующее сопротивление заземляющего устройства:

З =  (4.12)

З =

Выбранное нами количество вертикальных заземлителей (n = 22 шт.) и длина горизонтальных заземлителей (Lr ≈ 1568 м), а также полученное в результате расчета сопротивление заземляющего устройства RЗ = 0,244 Ом соответствуют нормам ПУЭ для эффективно заземленных сетей (RДОП = 0,5 Ом).

5.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

5.1 Актуальность проблемы

Непрерывный рост основных цен на энергоносители импортируемых из-за пределов РБ и тарифов на электроэнергию привел к росту удельного веса затрат на электрическую энергию в себестоимости конечной продукции промышленных предприятий, а также затрат населения на оплату электроэнергии. Это привело к уменьшению прибыли предприятий, снижению показателей эффективности их работы. Существует много направлений и факторов повышения эффективности работы предприятий. Одним из них является повышение надежности и качества электроснабжения потребителей.

В настоящем разделе диплома предусматривается реконструкция в связи прогнозируемым ростом электрической нагрузки из-за ввода новых потребителей электроэнергии. Данная подстанция предназначена для электроснабжения .

5.2 Выбор вариантов и их краткая характеристика

Для решения проблемы электроснабжения Воловысского района возможны два варианта реконструкции

.)Базовый - предусматривает установку одного трансформатора марки ТМН-6300/110 на напряжение 110/6 кВ;

.)Проектный - предусматривает установку дополнительного трансформатора марки ТМН - 2500/110 на напряжение 110/10 кВ, установку АПВ, установку АВР.

Достоинством предлагаемого варианта является повышение пропуск ной способности распределительной сети в связи с подключением новых мощностей.

.3 Расчет потребности в ресурсах

В соответствии со справочником по проектированию электроэнергетических систем, время использования максимума нагрузок для двухсменных потребителей. КТmах = 3000-4500 час/год.

Принимаем Тmах = 4000 час/год.

Для определения годовых потерь энергии по графику 28.1[4], т = /( Т) находим т - время максимальных потерь, т = 2500 час/год.

5.4 Ущерб от недоотпуска электроэнергии

Установка второго трансформатора приводит к повышению надежное ти электроснабжения , а значит и к снижению ущерба от недоотпуска электроэнергии. По данным Воловысского РЭС в среднем на подстанции в разрезе года происходит около двух отключений. При этом время восстановления электроснабжения составляет порядка четырех часов. Величина ущерба от недоотпуска электроэнергии определяется по формуле :

У= t нед*ууд.ущерб* S тр* cos j~* Тм* 1800, тыс. руб (4.1)

где: t нед- время недоотпуска электроэнергии , t нед= 8 часов;

у уд.ущерб - удельный ущерб, у уд.ущерб ед/ Тм = 0,002%;

S тр- мощность трансформатора, S тр= 6,3 мВа;

cos /-коэффициент удельной мощности трансформатора, cosf = 0,7;

Тм-время использования максимума нагрузок, Тм =4000 час/год

1800-ценаза 1квт/ч ущерба от недоотпуска электрической энергии , руб;

У = 8 * 0,002* 6,3* 0,7* 4000* 1800 = 508,03 тыс. руб

5.5 Расчет капиталовложений

Для выявления экономической эффективности капитальных вложений используются показатели общей эффективности. Эти расчеты выполняются при проектировании электрических сетей для составления проектных вариантов схемы и отдельных ее вариантов. Расчет капиталовложений определяется по формуле:

К1 =(Кп+Кд)*(а тр + ан)* 1700, тыс. руб        ( 4.2 )

где : Кп- капиталовложения при сооружении подстанции, тыс. руб

Кп= Smp*6632,6;                (4.3)

где : Smp -мощность трансформатора, кВа;

,6 - стоимость строительства 1 кВа подстанции, тысруб;

Кд -дополнительные капиталовложения, тысруб;

а тр -коэффициент учитывающий транспортные и заготовительно-складские работы ;

а н - коэффициент учитывающий затраты на налоги, (& тр+ ан)=1,35;Базовый вариант

Кп= 6300*6632,6=41785,4 тыс. руб, для трансформатора 6300 кВа;

К д1=Кд2 - поэтому можно не учитывать;

К 7- 41785,4* 1,35* 1700=95897,5 тысруб.

. Проектный вариант

Кп=2500*6632,6=16581,5 тысруб;

К 2=Кп*1,35*1700+К1=16581,5*1,35*1700+95897,5=133952 тыс. руб.

5.6 Ежегодные эксплуатационные издержки

Ежегодные эксплуатационные издержки представляют собой совокупность амортизационных отчислений, издержек на покрытие потерь электроэнергии в трансформаторах и расходов на ТО и ТР.

И = А+Ип.т+Р;                                                    (4.4)

где : А- амортизационные отчисления, тыс. руб, А=Ра /100*К;

Ра- норма отчислений на амортизацию, Ра=б,4%;

Р- расходы на ТО и ТР,тыс.руб,

Р=Рто.тр/100*К;

где : Рто.тр - норма отчислений на ТО и ТР, Pmo.mp=3%;

Ипт = [АРм.м *(Smcix/Sh. тр)2 * т*Цт.м *АРс * t *Цт. с],тыс руб; (4.5)

где: АРм.м -потери мощности в меди трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;

Smox - максимальная мощность трансформатора, кВа;

Shom - номинальная мощность трансформатора, кВа;

т- время максимальных потерь, ч; т = 2500 по графику 28.1 [4];

Цт.м и Цт.с - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в меди и стали трансформаторов, кВт;

АРс - потери мощности в стали трансформаторов, кВт;

t- число часов работы трансформатора за год( при работе в течение всего года t = 8760).

.Базовый вариант

А1          =         6,4/100*95897,5          =         6137,44         тыс. руб;

Р=3/100 *9589 7,5 =28 76,9тыс.руб;

Ип.т! = [44*(4410/6300)2*2500*76,2+10*8760*76,2 = 10782,3 тыс. руб;

И1 = А1+Ип.т1 + У+Р;                                                              (4.6)

И1 = 6137,44+10782,3+508,03+2876,9=17427,8 тыс. руб.

.Проектный вариант

А2 = 6,4/100*133952 = 8572,9 тыс. руб; Р=3/100*133952=3018,5 тыс.

руб;

Ип.т2 = [22*(2230/2500)2*2500*76,2+5,5*8760*76,2 = 5388,3 тыс. руб;

И2 = 8572,96+5388,3+3018,5=13961,2 тыс. руб. Инвестиционный доход. Инвестиционный доход определяется по формуле:

Д t = А А+А Д тыс. руб;                                                           (4.7)

где : А П- прирост прибыли предприятия, тыс. руб; АП= (И1-И2) = 17427,8 -13961,2=3466,6 тыс. руб; Дг = 3466,6+2435,5=5902,1 тыс. руб.

Оценка эффективности капиталовложений. Чистый дисконтированный доход: ЧДД > О

Коэффициент роста капитала и срок возврата капиталовложений: Те < Тел

Коэффициент возврата капиталовложений:

Рв = (Д t / АР)-Е;                                                                        (4.8)

где: Е - процентная ставка, Е = 0,12 %;

АР - разница капиталовложений, тыс. руб.

Рв = (5902,1/38054,5) -0,12 = 0,29;

Срок возврата дополнительных капиталовложений :

Те = lg(l+E/Pe)/lg(l+E) = lg(l+0,12/0,29)/lg(l+0,12) = 3,6 лет

ЧДД = Д^ат-АК, тыс,руб;                                                        (4.9)

где: dm- коэффициент дисконтирования.

Расчетный период можно принимать равным нормативному сроку службы оборудования:

Тел = 100/Ра,лет;                                                                      (4.10)

где : Ра - норма амортизационных отчислений = 6,4%

Тел = 100/6,4 =15,6 лет

ат = (1+Е)Тсл /Е*(1+Е)Тсл =(1+0,12)]5'6/0,12*(1 + 0,12)J5'6 = 6,91;

ЧДД = 5902,14,91 - 38054,5 = 2729 тыс. руб.

Так как ЧДД = 2729 тыс. руб >0 и Те = 3,6 < Тел = 15,6лет, то внедрение дополнительного силового трансформатора на 2500 кВа эффективно.

Срок                                        окупаемости капитальных вложений

Т = АР/Д1 = 3805 4,/5902,1 =6,4 года.

Таблица . Технико - экономические показатели.

Таким образом, установка дополнительного трансформатора предусмотренного предлагаемым проектом является экономически выгодным решением. Это видно из полученного чистого дисконтированного дохода в размере 2729 тыс. руб. Срок окупаемости составляет 6,4 года, при расчетном сроке службы 15,6 лет. Предлагаемый проект можно рекомендовать для практической реализации.

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

По результатам выбора и проверки основных решений формируем технические и экономические показатели подстанции, по которым можно судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта. Приведем основные обобщенные показатели [32].

1.       Номинальное напряжение подстанции

330/110/10 кВ.

2.       Установленная мощность трансформаторов

ST=STi, (7.1)

где STi - номинальная мощность i-го трансформатора.

= ST2 = 200 МВ·А,

= 200 + 200 = 400 МВ·А.

3.       Передаваемая активная мощность

Р = Рi, (7.2)

трансформаторный подстанция мощность замыкание

где Рi - активная мощность i-го потребителя.

Р = Р110 + Р10 = 140 + 40 = 180 МВт.

4.       Передаваемая электроэнергия

W = PiTНБi, (7.3)

где TНБi - время использования наибольшей нагрузки.

ТНБ110 ≈ 7500 ч,

ТНБ10 ≈ 3400 ч [3], тогда

= Р110 · ТНБ110 + Р10 · ТНБ10 = 140 · 103 · 7500 + 40 · 103 · 3400 = (1050000 + +136000) · 103 =1186000 · 103 кВт·ч.

5.       Потери мощности в трансформаторах

Р = РН + РХ, (7.4)

где РН - нагрузочная составляющая потерь мощности в трансформаторах, принимается по данным электрического расчета режима наибольших нагрузок; РХ - потери холостого хода в стали трансформаторов.

Потери мощности в автотрансформаторах:

РАТ = РН АТ + 2РХ АТ, (7.5)

РХ АТ = 2 · 190 = 380 кВт,

РН АТ = РКВ + РКС + РК, (7.6)

РКВ + РКС = РК В-С = 740 кВт,

РКВ + РКН = РК В-Н = 400 кВт,

РКС + РКН = РК С-Н = 350 кВт [7],

РКВ = (РК В-С + РК В-Н - РК С-Н ), (7.7)

РКВ = (740 + 400 - 350 ) = 395 кВт,

РКС =  (РК В-С + РК С-Н - РК В-Н ), (7.8)

РКС = (740 + 350 - 400 ) = 345 кВт,

РК = (400 + 350 - 740 ) = 5 кВт,

РАТ = (395 + 345 + 5) + 380 = 372,5 + 380 = 752,5 кВт.

Потери мощности в вольтодобавочных трансформаторах:

РВДТ = РН ВДТ + 2РХ ВДТ, (7.10)

РН ВДТ = 70 кВт,

РХ ВДТ = 17,5 кВт [8],

РВДТ =  · 70 + 2 · 17,5 = 70 кВт.

Общие потери в трансформаторах по формуле (7.4):

где РН = РН АТ + РН ВДТ, (7.11)

РН = 372,5 + 70 = 442,5 кВт,

РХ = РХ АТ + РХ ВДТ, (7.12)

РХ = 380 + 17,5 = 397,5 кВт,

Р = 442,5 + 397,5 = 840 кВт.

6.       Потери электроэнергии в трансформаторах

W = WН + WХ, (7.13)

где WН - нагрузочная составляющая потерь электроэнергии в трансформаторах; WХ - составляющая потерь холостого хода.

WН = РН · Т (7500 ч),

WХ = РХ · Т (8760 ч),

W = 442,5 · 7500 + 397,5 · 8760 = 3318750 + 3482100 = 6800850 кВт·ч.

7.       Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности

Т.У = SТ/РНБ, (7.14)

SТ.У =  = = 2,22 МВ·А/МВт.

.        Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности Р = (Р/Р) ·100, % , (7.15)

в том числе нагрузочная составляющая РН, %; составляющая холостого хода РХ, %.

Р = 0,466 %.

. Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии

W = (W/W) ·100, (7.16)

в том числе нагрузочная составляющая WН, %; составляющая холостого хода WХ, %.

W = = 0,573 %.

. Капитальные затраты

К = КСТ + КПЗ, (7.17)

где КСТ - затраты на капитальные строительно-монтажные работы; КПЗ - постоянная часть затрат по подстанциям, включающая затраты на подготовку и благоустройство территории, ОПУ, СН, компрессорную, подъездные и внутриплощадочные дороги, средства связи и телемеханики, внешние сети (водоснабжение и канализация), прочее.

КСТ = КЯ 330 · nЯ 330 + КЯ 110 · nЯ 110 + КЯ 10 + КАТ · nАТ + КВДТ · nВДТ + КР · nР, (7.18)

где КЯ 330, 110 - стоимость одной ячейки с выключателем соответствующего класса напряжения, nЯ 330, 110 - количество ячеек соответствующего класса напряжения, КЯ 10 - стоимость ЗРУ 10 кВт по схеме две секции, КАТ, КВДТ, КР - стоимость автотрансформатора, вольтодобавочного трансформатора и реактора соответственно, nАТ, nВДТ, nР - количество автотрансформаторов, вольтодобавочных трансформаторов и реакторов соответственно. КЯ 330 = 160 тыс. у.е., КЯ 110 = 42 тыс. у.е. [3], КЯ 10 = 70 тыс. у.е. [3], КАТ = 370 тыс. у.е. [3], КВДТ = 60 тыс. у.е. [3], КР = =14,2 тыс. у.е. [3], nАТ = nВДТ = nР = 2, nЯ 330 = 4, nЯ 110 = 7.

КСТ = 4 · 160 + 7 · 42 + 70 + 2 · 370 + 2 · 60 + 2 · 14,2 = 1892,4 тыс. у.е.,

КПЗ = 1160 тыс. у.е. [3],

К = 1892,4 + 1160 = 3052,4 тыс. у.е.

. Ежегодные издержки на эксплуатацию по подстанции: представляют собой себестоимость передачи и распределения электрической энергии, выданной потребителям за год. Их следует рассматривать как вспомогательные экономические показатели. Выражаются ежегодные издержки на эксплуатацию в процентах от стоимости сооружения (что не вызовет существенных погрешностей и вполне допустимо). Ежегодные издержки рассчитываем по формуле [33]:

И = ИА + ИЭ, (7.19)

где ИА - амортизационные отчисления на проведение капитальных ремонтов (ИА КР) и амортизационные отчисления для восстановления первоначальной стоимости энергетического оборудования (ИА В), ИЭ - затраты на эксплуатацию.

ИА = ИА КР + ИА В, (7.20)

ИА = 3,5 + 2,9 = 6,4 % [33],

ИЭ = 2 % [33],

И = 6,4 + 2 = 8,4 %.

12. Дисконтированные затраты

ЗД = К + αИ, (7.21)

где К - капитальные затраты, И - ежегодные издержки, α - коэффициент приведения будущих ежегодных издержек в течение срока службы Т к начальному периоду, Е - процентная ставка.

α =  (7.22)

При Т = 25-50 лет, и Е = 0,1 [34] коэффициент α изменяется от 9,077 до 9,915. Принимаем α = 9,62. И = 8,4 % от К.

И = 256,4 тыс. у.е.

ЗД = 3052,4 + 9,62 · 256,4 = 5518,968 тыс. у.е.

. Стоимость передачи электроэнергии

СП = ЗД/W. (7.23)

СП = 5518,968 · 103/1186000 · 103 = 0,0046 у.е./кВт·ч.

. Удельные капвложения по отношению к передаваемой мощностиУ = К/Р. (7.24)

КУ = 3052,4 · 103/180 · 103 = 16,96 у.е./кВт

. Себестоимость передачи электроэнергии

ПЕ = И/ W. (7.25)

ПЕ = 256,4 · 103/1186000 · 103 = 21,6 · 10-5 у.е./кВт·ч.

Полученные результаты сведем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Технико-экономические показатели

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе данной работы спроектирована питающая подстанция напряжением 330/110/10 кВ. Детально был рассмотрен вопрос выбора мощности автотрансформаторов подстанции, произведен расчет выбора проводников и аппаратов для АТ, ТСН, ВДТ, реакторов. Также произведен подробный расчет токов короткого замыкания, составлены расчетные схемы и схемы замещения данной подстанции. Приведены расчетные условия для выбора электрических аппаратов и сделан выбор основного оборудования проектируемой подстанции. Рассмотрен вопрос грозозащиты подстанции и произведен расчет заземляющего устройства ОРУ. Представлены методы и средства ограничения токов короткого замыкания. Для данной проектируемой подстанции - это секционирование и токоограничивающие реакторы. Также изучен вопрос охраны труда, в котором изложены основные требования безопасности при монтаже заземляющих устройств. Приведены технико-экономические показатели трансформаторной подстанции.

В графической части дипломного проекта разработаны схема электрических соединений подстанции, схема собственных нужд подстанции, план и разрез подстанции, схемы грозозащиты и заземления, элементы релейной защиты и автоматики подстанции, технико-экономические показатели.

При проектировании подстанции для повышения эффективности технического обслуживания и ремонта учитывались особенности ее конструктивного исполнения, схемы сети и режимы работы подстанции. В результате выполненной работы спроектированная питающая подстанция напряжением 330/110/10 кВ при оперативном обслуживании и правильной эксплуатации должна обеспечить бесперебойное и качественное электроснабжение потребителей.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.       Правила устройства электроустановок. - Гомель: Полеспечать, 2003. - 640 с.

2.       Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. - Ростов-на-Дону, 2006. - 720с.

.        Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»/Сост. В.Н.Мазуркевич, Л.Н.Свита, И.И.Сергей. - Мн., 2004. - 82 с.

.        Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

.        Силюк С.М., Свита Л.Н. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах: методическое пособие к курсовой работе. - Мн., 2004. - 104 с.

.        Техническое описание устройств релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики (РЗА и ПА) основного оборудования Белорусской энергосистемы / БГЭК «Белэнерго», производственное энергетическое предприятие «ОДУ», служба релейной защиты и противоаварийной автоматики. - Мн.: 1999. - 60 с.

.        Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения: Учебник для студентов вузов. - М.: Высш. шк., 1985. - 391 с.

.        Реле микропроцессорное МР 500 защиты и автоматики ввода, линии, секционного выключателя. Руководство по эксплуатации. / РУП «Белэлектромонтажналадка». - Мн., 2003. - 141 с.

.        Цифровая защита трансформатора RET 316. ABB Network Partner Ltd Баден/Швейцария, 2000. - 268 с.

.        Руководство по эксплуатации системы телезащиты NSD570. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2004. - 172 с.

11.     Реле микропроцессорное МР600 защиты по напряжению и частоте. Руководство по эксплуатации. ПШИЖ 146.00.00.00.002 РЭ. БЭМН. - Мн.: 2006. - 100 с.

.        Реле микропроцессорное МР700 защиты и автоматики ввода, отходящей линии, двигателя, секционного выключателя. Руководство по эксплуатации. ПШИЖ 147.00.00.00.001 РЭ. БЭМН. - Мн.: 2006. - 166 с.

.        Микропроцессорная токовая защита МТЗ610. Техническое описание и руководство по эксплуатации. БЭМН. - Мн.: 2006. - 97 с.

.        Цифровой терминал дифференциальной защиты RED 521. Руководство пользователя. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2001. - 239 с.

.        Терминал защиты фидеров REF 54. Техническое справочное руководство. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2003. - 123 с.

.        REL 501 и REL 511. Техническое справочное руководство REL 511*2.3. Устройство для защиты сетей. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2002. - 446 с.

.        Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.

.        Методическое пособие по проектированию, строительству и эксплуатации заземляющих устройств распределительных электрических сетей напряжением 0,4 - 10 кВ в Белорусской энергосистеме. - Мн.: НИПИГП «Белэнергосетьпроект». 1999. - 63 с.

.        Электрическая часть станций и подстанций. /Под ред. А.А.Васильева. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

.        Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей/ М-во энергетики и электрификации СССР. - 14-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 288 с.

.        Короткевич М.А. Основные направления совершенствования эксплуатации электрических сетей. - Мн.: 2003. - 373 с.

.        Правила устройства электроустановок. - Гомель: Полеспечать, 2003. - 640 с.

.        Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. - Ростов-на-Дону, 2006. - 720с.

.        Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. С.С.Рокотяна, И.М.Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

.        Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

.        Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»/Сост. В.Н.Мазуркевич, Л.Н.Свита, И.И.Сергей. - Мн., 2004. - 82 с.

.        Блок В.М. Электрические сети и системы. - М.: Высшая школа, 1986. - 430 с.

.        Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. /Под ред. И.А.Баумштейна, М.В.Хомакова. - М.: Энергоиздат, 1981. - 656 с.

.        Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

.        Силюк С.М., Свита Л.Н. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах: методическое пособие к курсовой работе. - Мн., 2004. - 104 с.

.        Электрическая часть электростанций. /Под ред. С.В.Усова. - Л.: Энергия, 1977. - 556 с.

.        Техническое описание устройств релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики (РЗА и ПА) основного оборудования Белорусской энергосистемы / БГЭК «Белэнерго», производственное энергетическое предприятие «ОДУ», служба релейной защиты и противоаварийной автоматики. - Мн.: 1999. - 60 с.

.        Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения: Учебник для студентов вузов. - М.: Высш. шк., 1985. - 391 с.

.        Чернобровов Н.В. Релейная защита. - М.: «Энергия», 1967. - 760 с.

.        Реле микропроцессорное МР 500 защиты и автоматики ввода, линии, секционного выключателя. Руководство по эксплуатации. / РУП «Белэлектромонтажналадка». - Мн., 2003. - 141 с.

.        Цифровая защита трансформатора RET 316. ABB Network Partner Ltd Баден/Швейцария, 2000. - 268 с.

.        Руководство по эксплуатации системы телезащиты NSD570. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2004. - 172 с.

38.     Реле микропроцессорное МР600 защиты по напряжению и частоте. Руководство по эксплуатации. ПШИЖ 146.00.00.00.002 РЭ. БЭМН. - Мн.: 2006. - 100 с.

.        Реле микропроцессорное МР700 защиты и автоматики ввода, отходящей линии, двигателя, секционного выключателя. Руководство по эксплуатации. ПШИЖ 147.00.00.00.001 РЭ. БЭМН. - Мн.: 2006. - 166 с.

.        Микропроцессорная токовая защита МТЗ610. Техническое описание и руководство по эксплуатации. БЭМН. - Мн.: 2006. - 97 с.

.        Цифровой терминал дифференциальной защиты RED 521. Руководство пользователя. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2001. - 239 с.

.        Терминал защиты фидеров REF 54. Техническое справочное руководство. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2003. - 123 с.

.        REL 501 и REL 511. Техническое справочное руководство REL 511*2.3. Устройство для защиты сетей. ABB Switzerland Ltd. Baden, 2002. - 446 с.

.        Руководящие указания по расчету зон защиты стержневых и тросовых молниеотводов. - М.: СЦНТИ, 1974. - 114 с.

.        Гук Ю.Б., Кантан В.В., Петрова С.С. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.

.        Методическое пособие по проектированию, строительству и эксплуатации заземляющих устройств распределительных электрических сетей напряжением 0,4 - 10 кВ в Белорусской энергосистеме. - Мн.: НИПИГП «Белэнергосетьпроект». 1999. - 63 с.

.        Электрическая часть станций и подстанций. /Под ред. А.А.Васильева. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576 с.

.        Неклепаев Б.Н. Координация уровней токов короткого замыкания в электрических системах. - М.: Энергия, 1978. - 152 с.

.        Техника безопасности в электротехнических установках: Справочное пособие/ Под ред. П.А.Долина. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 400 с.

.        Охрана труда в электроустановках: Учебник для ВУЗов/ Под ред. Б.А.Князевского. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.

.        Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей/ М-во энергетики и электрификации СССР. - 14-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 288 с.

.        Правила техники безопасности при электромонтажных и наладочных работах. - М.: Энергия, 1973. - 168 с.

.        Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети: Учебник / Г.Е.Поспелов, В.Т.Федин, П.В.Лычев - Мн.: УП «Технопринт», 2004. - 720 с.

.        Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова. 7-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 880 с.

.        Короткевич М.А. Основные направления совершенствования эксплуатации электрических сетей. - Мн.: 2003. - 373 с.