151044 (Усиление надёжности схемы электроснабжения ПС "Северная"), страница 5

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

Таблица 8.2. Предлагаемое к реконструкции и новое оборудование ПС.

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

9. Автоматическая частотная разгрузка, выполненная на микропроцессорной элементной базе

9.1 Понятие автоматической частотной разгрузки и ее назначение

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

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

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

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

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

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

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

г) действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР;

д) не действовать при кратковременных снижениях частоты.

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

Устанавливаются следующие три основные категории АЧР:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9.2 Кратковременное понижение частоты

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

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

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

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

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

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

Изменение частоты при набросе мощности во время короткого замыкания

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

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

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

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

9.3Микропроцессорное устройство автоматической частотной разгрузки "Сириус-АЧР"

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

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

9.3.1 Основные технические данные

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

Диапазон частот установок по частоте5-51 Гц;

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

(категория АЧР-II) 0,1-99,9 с;

Диапазон установок по входному линейному напряжению20-100 В;

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

9.3.2 Работа и устройство изделия

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10. Релейная защита понижающих трансформаторов

Согласно ПУЭ на трансформаторах должны быть предусмотрены следующие защиты:

Газовая;

Дифференциальная;

Максимальная токовая защита;

Защита от перегрузки;

Защита от понижения уровня масла.

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

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

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

В данном случае предусмотрена продольная дифференциальная защита.

10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11

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

Первичный номинальный ток со стороны ВН трансформатора,

(10.1)

(10.2)

Первичный номинальный ток со стороны НН трансформатора,

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

Выбираем трансформатор тока с коэффициентом трансформации:

(10.3)

где - вторичный ток трансформатора тока.

для трансформатора тока, соединенных в треугольник.

принимаем

где для трансформаторов тока, соединенных в неполную звезду.

принимаем

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

Определение вторичных токов в плечах защиты:

(10.4)

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

Выбираем низкую сторону. Ток срабатывания защиты:

(10.5)

где коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока.

Ток срабатывания реле:

(10.6)

Число витков обмоток защищаемого трансформатора.

Число витков обмоток основной стороны трансформатора

(10.6)

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

Число витков обмоток не основной стороны трансформатора

(10.7)

Принимаем витков.

Ток небаланса максимальный

(10.8)

где составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью

трансформатора тока;

составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием

напряжения защищаемого трансформатора;

составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью

установки на реле расчётных чисел витков для не основной

стороны.

(10.9)

(10.10)

где периодическая составляющая тока, проходящего через

трансформатор при расчётном внешнем КЗ, приведённого к

основной стороне;

коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие

защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются

прохождением апериодической составляющей в точке КЗ;

коэффициент однотипности ТА;

погрешность ТА;

половина регулировочного диапазона устройства РПН в о. е.

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

Определение необходимого числа витков тормозной обмотки НТТ реле:

(10.11)

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

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

и первичный ток небаланса, и первичный тормозной ток при

внешнем КЗ, приведённый к одной ступени напряжения;

коэффициент отстройки;

тангенс угла наклона к углу оси абсцисс касательной, проведённой

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

Рисунок 10.1. Тормозные характеристики реле ДЗТ - 11.

Принимаем витка.

Чувствительность защиты: (10.12)

защита чувствительна.

10.3 Максимальная токовая защита

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

(10.13)

где значение максимального рабочего тока в месте установки

защиты;

коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска электродвигателей;

коэффициент отстройки;

коэффициент возврата.

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

Время срабатывания МТЗ трансформатора ( ):

(10.14)

где - ступень времени срабатывания;

- время срабатывания МТЗ фидера;

время срабатывания МТЗ секционного выключателя;

коэффициент самозапуска определяется по формуле:

(10.15)

Ток срабатывания реле:

где коэффициент схемы,

коэффициент трансформации (200/5)

Чувствительность защиты:

защита чувствительна.

10.4 Защита от перегрузки

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

Ток срабатывания защиты:

(10.16)

где номинальный ток обмотки трансформатора с учётом регулирования

напряжения, на стороне которого установлено реле.

Время срабатывания защиты от перегрузки:

(10.17)

10.5 Газовая защита

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

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

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

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

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

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

11. Экономическая часть

11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию подстанции 110/10 кВ

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

Капитальные затраты на приобретение оборудования определены по формуле:

(11.1)

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

n - количество единиц оборудования.

Результаты подсчета капитальных затрат приведены в таблице 11.1

Таблица 11.1 Результаты подсчета капитальных затрат на приобретение

оборудования для реконструкции.

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

Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование приведены в таблице 11.2

Таблица 11.2 Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование.

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

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

11.2 Баланс рабочего времени

Баланс рабочего времени на 2008год приведен в таблице 11.3

Таблица 11.3 Баланс рабочего времени.

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

11.3 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:

Где N_i - количество единиц i-го оборудования;

ЕРС_i - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

n^Т_i - количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

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

Трудоемкость текущих ремонтов:

(11.2)

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

(11.3)

где ЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности;

800 - норма обслуживания.

Расчет ЕРС приведен в таблице 11.4

Таблица 11.4 Расчет ЕРС.

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

Явочная численность эксплуатационного персонала определяется:

(11.4)

где N_см = 2 - число смен.

Списочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

(11.5)

где К_{ис. р. г.} - коэффициент использования рабочего года.

Списочная численность ремонтного персонала определяется по формуле:

(11.6)

где _{трудоемкость} - суммарная трудоемкость;

Ф_d - действительный фонд рабочего времени, ч;

К_{п. н.} = 1,1 - коэффициент переполнения норм.

11.4 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и специалистов

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

(11.7)

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

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

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

премию;

Дополнительная заработная плата составляет 10% от основной:

Заработная плата специалистов определяется по формуле:

(11.8)

где R^итр = 3 - численность инженерно-технических работников;

_{д. п} = 1,1 - коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату;

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

Таблица 11.5 Структура руководителей, специалистов, служащих.

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

11.5 Отчисления на социальные нужды

Величина на социальные нужды определяется по формуле:

(11.9)

где _{с. н.} =30% - единый социальный налог;

ГФЗП - годовой фонд заработной платы, определяется:

(11.10)

11.6 Ремонтные отчисления

Величина ремонтных отчислений определяется по формуле:

(11.11)

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

11.7 Амортизационные отчисления

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

Величина амортизационных отчислений определяется по формуле:

(11.12)

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

11.8 Стоимость материалов

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

(11.13)

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

Прочие затраты.

Величина прочих затрат определяется по формуле:

(11.14)

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

(11.15)

11.9 Суммарные ежегодные издержки

Суммарные ежегодные издержки определяются по формуле:

(11.16)

Результаты расчетов затрат сводятся в таблицу 11.6

Таблица 11.6 Сводная таблица по затратам.

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

11.10 Срок окупаемости

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

(11.18)

Срок окупаемости равен:

12. Охрана труда

Электрооборудование подстанции относится к III классу.

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

12.1 Расчёт заземления

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

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

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

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

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

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

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

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

a = 80,5 м -длина п/с.

b = 50,8 м - ширина п/с.

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

, (12.1)

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

(12.2)

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

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

Принимаются следующие значения необходимых параметров для дальнйшего расчета:

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

Сопротивление заземляющего устройства трансформатора:

Сопротивление естесственного заземлителя трансформатора:

Сопротвление металлической оболочки кабеля:

Коэффициент горизонтальной полосы:

Коэффициент вертикальной полосы:

Уголок принимается равным b = 5 см.

Сопротивление естесственного заземлителя определится по следующему выражению:

, (12.3)

Сопротивление искусственного заземлителя определится по следующему выражению:

, (12.4)

Удельное расчетное сопротивление горизонтальной полосы определится:

, (12.5)

Удельное расчетное сопротивление вертикальной полосы определится:

(12.6)

Сопротивление одного стержня определится по выражению:

(12.7)

где t = 3,2 м - глубина заложения.

Количество вертикальных стержней определится:

(12.8)

где = 0,41 - коэффициент использования вертикальных электродов,

характеризующий степень использования его поверхности из-

за экранирующего влияния соседних электродов.

Принимается целое число n_ВЕРТ = 73 шт.

Сопротивление заземляющей полосы определится по выражению:

(12.9)

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

Окончательное сопротивление горизонтальной полосы в контуре определится:

(12.10)

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

Окончательное сопротивление вертикальных электродов определится:

, (12.11)

Количество вертикальных электродов по уточненному сопротивлению определится:

, (12.12)

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

Вывод: Сетка по территории идет в запас.

Сопротивление заземлителя определится по выражению:

, (12.13)

Данное значение сопротивления заземлителя соответствует ПУЭ.

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

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

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

Открыто проложенные заземляющие проводники окрашивают в фиолетовый цвет.

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

12.2 Расчёт молниезащиты

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

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

Защита изоляции от обратных перекрытий осуществляется путём заземления опор.

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

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

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

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

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

Расчетная высота молниеотводов М1 и М2 определится согласно выражению:

(12.14)

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

h_A = 8 м - высота штыря.

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

(12.15)

где a - расстояние между молниеотводами, м;

r_X - радиус зоны защиты молниеотвода, м.

Радиус зоны защиты молниеотвода определится:

, (12.16)

,

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

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

, (12.17)

Для отдельно стоящих молниеотводов расчет производится по аналогии с предыдущим.

Расчетная высота отдельно стоящих молниеотводов М3 и М4 определится:

Радиус зоны защиты молниеотвода определится:

,

Условие 23,3 м > 11 м - выполняется.

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

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

12.3 Функции заземления

Заземление какой-либо части электрической установки - это преднамеренное соединение её с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или её элементов в выбранном режиме.

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

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

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

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

По своему назначению заземления грозозащиты делятся на два типа:

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

заземления, входящие в комплекс защиты от вторичных проявлений молнии.

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

Рабочее и защитное заземления должны выполнять своё назначение в течение всего года, заземление грозозащиты - только в грозовой период.

Так как системы заземления различного назначения в пределах установки практически не могут быть выполнены изолированными друг от друга и должны иметь при замыкании на землю одинаковый потенциал, то все они объединяются между собой в общую систему заземления подстанции. При объединении уменьшаются суммарное сопротивление заземления и общие затраты на заземляющие устройства.

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

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

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

Сопротивление импульсного заземлителя Ri, Ом, определится согласно выражению:

(12.18)

По кривым зависимости находится = 0,6 для

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

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

12.4 Первая помощь пострадавшему от электрического тока

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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