Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО 'НЛМК'

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,53 Мб
Опубликовано:

2013-01-29

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО 'НЛМК'

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего Профессионального образования

«Липецкий государственный технический университет»

Кафедра электропривода

Дипломный проект

по курсу: «Электроснабжение металлургических предприятий»

на тему: «Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО «НЛМК»

Студент _____________________ Забровский В.В.

Группа ЭП-06-2

Липецк 2011

АННОТАЦИЯ

С.195. Ил.32. Табл.35. Библиограф.: 29 назв.

В дипломном проекте рассмотрена модернизация главной понизительной подстанции ГПП-9 110/10 кВ ОАО «НЛМК». Рассмотрены особенности электроснабжения промышленных предприятий. Дана характеристика подстанции, описана система электроснабжения, потребители, рассчитаны и построены графики нагрузки. Выполнен расчет токов короткого замыкания. Произведен выбор и проверка на действие токов к.з. электрооборудования подстанции с использованием современной элементной базы. Рассчитаны уставки блоков микропроцессорной защиты распределительных линий 10, 110 кВ и защиты трансформаторов. Рассмотрены вопросы качества и автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии на подстанции, рассчитаны потери напряжения и мощности. Рассмотрены вопросы охраны труда, рассчитаны молниезащита и контур заземления подстанции. Произведен экономический расчет предлагаемого проекта модернизации. Рассмотрен вопрос компенсации емкостных токов в сети 10 кВ.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

. Описание схемы электроснабжения

1.1 Основные требования к схемам электроснабжения

.2 Описание схемы внешнего электроснабжения

.3 Описание схемы внутреннего электроснабжения

.4 Обоснование уровней напряжения

.5 Требования к конструкции и компоновке основного эл.оборудования

2. Расчет электрических нагрузок подстанции

. Выбор силового оборудования

3.1 Выбор силовых трансформаторов

.2 Выбор реакторов

.3 Выбор токоведущих частей

.3.1 Выбор кабелей 110 кВ

.3.2 Выбор кабелей 10 кВ

.3.3 Выбор токопроводов

.3.4 Выбор шин КРУ

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Способы ограничения токов короткого замыкания

.2 Составление расчетной схемы и определение точек к.з.

.3 Расчетов токов к.з. в максимальном и минимальном режимах

.3.1 Расчет токов к.з. в точке К-1

.3.2 Расчет токов к.з. в точке К-2

.3.3 Расчет токов к.з. в точке К-3

.3.4 Расчет токов к.з. в точке К-4

5. Проверка токоведущих частей, изоляторов и реакторов

5.1 Проверка КЛ 110 кВ

.2 Проверка токопровода

.3 Проверка КЛ 10 кВ

.4 Проверка шин КРУ

.5 Выбор и проверка изоляторов

.6 Проверка реакторов

6. Выбор и проверка коммутационных аппаратов

6.1 Выключатели

.2 Разъединители

7. Выбор и проверка измерительных трансформаторов

7.1 Трансформаторы тока

.2 Трансформаторы напряжения

8. Собственные нужды подстанции

8.1 Расчет нагрузок, выбор трансформаторов и схемы питания собственных нужд

.2 Выбор системы и источников оперативного тока

9. Показатели качества электроэнергии

9.1 Регулирование напряжения

.2 Компенсация реактивной мощности

.3 Расчет потерь мощности и напряжения

.4 Учет электрической энергии и автоматика

10. Релейная защита

10.1 Анализ аварийных режимов на подстанции

.2 Анализ существующей схемы релейной защиты и автоматики.

Предпосылки к модернизации

.3 Выбор защит и противоаварийной автоматики

.4 Расчет уставок релейной защиты

.4.1 Расчет уставок релейной защиты кабеля 10 кВ

.4.2 Расчет уставок релейной защиты трансформатора

.4.3 Расчет уставок релейной защиты кабеля 110 кВ

.5 Оценка возможности применения новейших видов комплектных устройств релейной защиты и автоматики

11. Экономические расчеты

. Оценка надежности электроснабжения потребителей

. Охрана труда

13.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов

.2 Электробезопасность на подстанции

.3 Пожарная безопасность на подстанции

.4 Расчет контура заземления

.5 Расчет молниезащиты

.6 Защита эл.оборудования от перенапряжений

14. Компенсация емкостных токов в сети 10 кВ

14.1 Однофазные замыкания на землю в сети 10 кВ

.2 Расчет емкостных токов замыкания на землю в сети 10 кВ

.3 Выбор дугогасящих реакторов

.4. Выбор системы автоматического регулирования ДГР

Заключение

Библиографический список

ВВЕДЕНИЕ

Назначение подстанции и предпосылки к модернизации

Главная понизительная подстанция ГПП-9 была построена в 1969 году. Она была построена для снабжения электроэнергией на уровне 10 кВ расположенных в непосредственной близости цехов: фасонолитейного, водоснабжения, доменного цеха №1, коксохимического и кислородного производств. Также от подстанции получают питание паровоздуходувная станция ТЭЦ НЛМК, РП-20 (газоочистка ККЦ-1), РП-11 городских электрических сетей, РУ - 10 кВ «Сигран», несколько мощных компрессоров кислородного производства, механосборочный цех металлургического оборудования. Кроме того, ГПП-9 резервирует потребителей первой категории, питающихся от ГПП-1.

С момента сдачи подстанции в эксплуатацию каких-либо серьезных модернизаций и реконструкций на ней не проводилось. Была значительно упрощена конструкция закрытого распределительного устройства 110 кВ (ЗРУ-110 кВ) после замены питающих воздушных линий маслонаполненными кабелями.

Основное оборудование подстанции отработало нормативный срок службы (25 лет). Оно не удовлетворяет требованиям надежности, дальнейшая его эксплуатация связана с неоправданными расходами на поддержание его в работоспособном состоянии и с высокой частотой отказов силового оборудования и средств релейной защиты. Для устранения этих недостатков предлагается провести модернизацию подстанции.

Модернизация подстанции производится для реализации следующих целей:

повышения надежности и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией;

уменьшения потерь при передаче электроэнергии;

повышения качества электроэнергии;

усовершенствования защиты от ненормальных режимов работы электрооборудования подстанции;

уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций на подстанции;

уменьшения объема ремонтов электрооборудования и увеличения срока службы подстанции в результате замены морально устаревшего оборудования современным;

усовершенствования системы учета параметров электроэнергии.

На данный момент оборудование подстанции устарело морально и физически. Постоянно возрастает частота отказов силового оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. Все это отрицательно сказывается на надежности электроснабжения потребителей.

С момента ввода подстанции её нагрузки могли значительно измениться относительно расчетных. Это может привести к значительным потерям электроэнергии при ее передаче и преобразовании. В проекте предполагается провести проверочный расчет загрузки силовых трансформаторов подстанции ТРДЦН-63000/110 с последующей их заменой.

Установленные на подстанции маломасляные выключатели МГГ и ВМПЭ требуют больших объемов обслуживания и обладают меньшей надежностью, чем современные вакуумные и элегазовые выключатели. На их ремонты и межремонтное обслуживание оборудования расходуются значительные средства.

По имеющимся данным расчета токов короткого замыкания ясно, что режим изолированной нейтрали для сети 10 кВ недопустим по причине больших токов замыкания на землю. Чтобы свести к минимуму последствия короткого замыкания на землю, успешно применяется метод компенсации тока замыкания на землю. Это означает, что нейтраль системы заземляется через реактор с высоким полным сопротивлением, так называемую дугогасящую катушку, которая настраивается в соответствии с емкостным сопротивлением сети относительно земли. Поэтому необходимо установить в КРУ-10 кВ дугогасящие реакторы.

В настоящий момент в КРУ-10 кВ ГПП-9 ограничителей перенапряжения не установлено, что может быть причиной возможного повреждения изоляции. В нуле силовых трансформаторов ГПП-9 для их защиты при работе в неполнофазном режиме установлены последовательно вентильные разрядники РВС-35 и РВС-15. Поэтому для более эффективной защиты изоляции нейтрали силовых трансформаторов и отходящих кабельных линий ГПП-9 от перенапряжений необходимо установить ОПН (ограничители перенапряжения), которые имеют более стабильные характеристики, высокую надежность и способность рассеивать большие токи.

Мировая практика показывает, что наибольшее распространение получает электрооборудование с изоляцией, не содержащей жидкостей (масла, совтола и т.п.). Как правило, это избавляет от проблем связанных с течью изоляционных жидкостей (в трансформаторах, маслонаполненных кабелях, выключателях) и высушиванием изоляции кабелей с бумажной пропитанной изоляцией. Модернизация ГПП-9 предполагает замену маслонаполненных кабелей 110 кВ и кабелей с бумажной пропитанной изоляцией 10 кВ на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, трансформаторов собственных нужд ТМФ-250 с масляной изоляцией на сухие, а также маломасляных выключателей вакуумными и элегазовыми.

Установленные на подстанции устройства релейной защиты и телемеханики на данный момент морально и физически устарели. В сравнении с современными цифровыми устройствами они недостаточно надежны (высока частота отказов механической части электромеханических реле) и обладают меньшим набором функций. На подстанции предполагается установка цифровых устройств защиты и телемеханики, которые являются малообслуживаемыми и более надежными в связи с отсутствием подвижных механических частей.

Характеристика потребителей

Главная понизительная подстанция ГПП-9 питает потребителей как первой, так и второй категории. К потребителям первой категории относятся: доменный цех №1, кислородное и коксохимическое производства, паровоздуходувная станция ТЭЦ НЛМК. Это электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение основного дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. К потребителям второй категории относятся фасонолитейный цех и цех водоснабжения, нарушение электроснабжения которых связано только с массовым недоотпуском продукции, простоем людей, механизмов и промышленного транспорта.

Всю нагрузку подстанции по характеру нагрузки можно отнести к спокойной, за исключением электросталеплавильных печей фасонолитейного цеха, которые являются резкопеременной нагрузкой.

Питание всех потребителей подстанции осуществляется от двух независимых источников (подстанции «Новая» и «Северная»), что удовлетворяет требованию надежности электроснабжения потребителей I категории, резервное питание секций с потребителями первой категории вводится автоматически.

В районе расположения подстанции в ближайшем будущем не предполагается введения новых мощностей, ведущих за собой увеличение мощности трансформаторов подстанции, или же наоборот, сокращения существующих мощностей. Таким образом, графики нагрузок можно принимать к расчетам с незначительной поправкой на возможный рост энергопотребления.

1. Описание схемы электроснабжения

.1 Основные требования к схемам электроснабжения

Проектирование нового строительства и реконструкции производится на базе широкого применения типовых проектов с использованием различных конструкций комплектных трансформаторных подстанции (КТП) и комплектных распределительных устройств (КРУ) заводского изготовления. Применение некомплектного оборудования должно быть обосновано.

При текущем и перспективном проектировании схем электроснабжения должны быть удовлетворены следующие требования:

максимальное использование существующих сетей 10-110 кВ с необходимым расширением и реконструкцией существующих подстанций и линий;

обеспечение электроснабжения с учетом категорий потребителей по надежности;

обеспечение требуемого качества электроэнергии;

гибкость схем, т. е. их приспосабливаемость к различным режимам передачи и распределения мощности при изменении нагрузок потребителей, включая послеаварийные режимы работы сети;

возможность последующего развития электрических сетей без больших изменений.

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы [1, с.45]:

значение и роль подстанции для энергосистемы. Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанции определяет её схему;

положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжение прилегающих сетей. Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, ответвительными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.

Схемы распределительных устройств 10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питания по одиночным или параллельным линиям, наличия резервных вводов у потребителей и т.п.;

категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все электроприемники с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.

перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы.

Развитие схемы распределительного устройства подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы её развития.

При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов короткого замыкания. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

надежность электроснабжения потребителей;

приспособленность к проведению ремонтных работ;

оперативная гибкость электрической схемы;

экономическая целесообразность.

Надежность - свойство электроустановки, участка электрической сети обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение. Надежность схемы должна соответствовать категории потребителей, получающих питание от данной электроустановки.

Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей.

Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей для ремонтов оборудования.

Оперативная гибкость электрической схемы определяется её приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а ещё лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.

Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки - капиталовложения, её эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.

1.2 Описание схемы внешнего электроснабжения

ГПП-9 служит для приема электроэнергии, снижения уровня напряжения со 110кВ до 10кВ и распределения ее потребителям на напряжении 10кВ.

Подстанция ГПП-9 получает питание по радиальной схеме от распределительной подстанции РП-1 110 кВ и является тупиковой подстанцией. Электроэнергия подается на каждый трансформатор по кабельной линии 110 кВ. Используются одножильные маслонаполненные кабели МНАШв сечением 150 мм² с допустимым током нагрузки 380 А. Кабельные линии 110 кВ подключены к различным системам шин подстанции РП-1 110 кВ. Системы шин РП-1 110 кВ получают питание от двух независимых источников (подстанции «Новая» и «Северная»), что удовлетворяет требованию надежности электроснабжения потребителей I категории.

Питание трансформаторов 1Т, 2Т, 3Т 63 МВА ГПП-9 выполнено по блочной схеме «кабельная линия - трансформатор» с установкой в ЗРУ-110 кВ линейного разъединителя РЛНД-2-110-1000. На стороне ГПП-9 на напряжении 110 кВ автоматических выключателей не установлено. Передача отключающего импульса от защит трансформаторов на отключение выключателя головного участка на РП-1 осуществляется по двум независимым каналам связи. Связи между трансформаторами по высокому напряжению отсутствуют. На ОРУ-110 кВ установлено три двухобмоточных понижающих трансформатора типа ТРДЦН-63000/110 с расщепленной обмоткой напряжением 110/10/10 кВ и устройством РПН. Трансформатор Т1 подключен к ячейке 14 РП-1, Т2 - к ячейке 19, Т3 - к ячейке 27. Нейтраль обмотки ВН трансформаторов защищена от перенапряжений с помощью вентильных разрядников РВС-35, РВС-15, РВС-20 и трансформаторов напряжения НКФ-110. Кроме того, для заземления нейтрали установлен однофазный заземлитель наружной установки ЗОН-110У. В нормальном режиме трансформаторы работают с изолированной нейтралью (ЗОН-1, ЗОН-2 и ЗОН-3 отключены).

.3 Описание схемы внутреннего электроснабжения

Схемы электроснабжения, обеспечивающие питание предприятия на его территории, ввиду большой разветвленности, большого количества аппаратов должны обладать в значительно большей степени, чем схемы внешнего электроснабжения, дешевизной и надежностью одновременно.

На низшем напряжении подстанции применяется одиночная секционированная система шин с раздельной работой секций и трансформаторов. Схема с одной системой шин позволяет использовать комплектные распределительные устройства, что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшать время сооружения электроустановки. Для глубокого ограничения токов к.з. применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой, а также групповые и индивидуальные реакторы на подсекциях и отходящих фидерах. На подстанциях секционные реакторы малоэффективны и поэтому не применяются.

Электроснабжение потребителей подстанции осуществляется по радиальной схеме, в которой электрическая энергия от подстанции передается прямо к цеховой подстанции, без ответвлений на пути для питания других потребителей. Такая схема обладает большим количеством отключающей аппаратуры и имеет значительное число питающих линий. Схемы радиального питания находят наибольшее применение для питания достаточно мощных потребителей. [2, с. 169]

Все трансформаторы в нормальном режиме работают раздельно, каждый на свои секции шин 10 кВ. К шинам секции трансформаторы подключаются через масляные выключатели МГГ-10-5000/1000Т, кроме первой секции трансформатора Т1, на которой установлен вводной выключатель ВМПЭ-10-1500-29Т. Секционные выключатели МГГ-10-5000/1000Т в нормальном режиме отключены, их схемы собраны, ключи АВР стоят в положении «Автоматический». К потребителям от секций КРУ-10 кВ отходят кабели с бумажной пропитанной изоляцией типа ААШВ и ААБГ. На них установлены масляные выключатели ВМПЭ-10-1500-29Т, кроме ячейки 51, на которой установлен вакуумный выключатель VD4-10-31,5/630 фирмы ABB.

Схемы с секционными выключателями предназначаются для электроснабжения потребителей первой категории, но часто используются для питания потребителей второй категории.

Индивидуальные реакторы РБ-КРУ-ТВ-11,5-1250-10 установлены для следующих потребителей: ГПП-1, паровоздуходувная станция ТЭЦ, РП-11, компрессоры К-1500 №2, №4. Для остальных потребителей установлены групповые реакторы. В КРУ-10 кВ также установлены разъединители РВК-10Т-1500.

По двум кабельным линиям, подключенным к разным секциям, получают питание следующие потребители: подстанции 1«Н», 4«Р», 12, 48, 49, РУ-10 кВ «Сигран», ЦРП-3 коксохимического производства, РП-11 Горэлектросетей.

На подстанции установлены трансформаторы тока типа ТВТ-110-600/5, ТШЛ 10-3000/5, ТПОЛ 10-1500/5, ТПШЛ 10-2000/5, ТПЛ 10-1000/5, ТПЛ 10-300/5 и трансформаторы напряжения типа НКФ-110 и ЗНОЛТ - 10.

Однолинейная и принципиальная схемы ГПП-9 представлены на рис. 1.1 и рис. 1.2.

.4 Обоснование уровней напряжения

Комплекс главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, т.к. их значениями определяются параметры линии электропередачи и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Выбор напряжений питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой предприятием, его удаленностью от источника питания, количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи, преобразователи и др.)

Напряжения 110 и 220 кВ используются для питания крупных и средних предприятий и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения крупных предприятий при помощи глубоких вводов, благодаря этому достигается уменьшение ступеней промежуточной трансформации и коммутации.

Напряжение 110 кВ целесообразно применять при потреблении мощности 10-150 МВА, что соответствует расчетной нагрузке ГПП-9. Подстанция получает питание от I и III секций распределительной подстанции РП-1. Данные секции получают питание от подстанций «Северная» и «Новая», что удовлетворяет требованию независимости источников питания для подстанции первой категории. Подстанции «Северная» и «Новая» располагают достаточной мощностью для питания ГПП-9.

В распределительных сетях среднего напряжения основными напряжениями являются 10 и 6 кВ. Данные напряжения применяются на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий. На выбор напряжения 10 или 6 кВ наиболее существенное влияние оказывают количество, мощность, номинальное напряжение и другие параметры электродвигателей, подключенных к распределительной сети.

Все электродвигатели компрессоров, питающиеся непосредственно от секций подстанции, имеют номинальное напряжение 10 кВ. С экономической точки зрения напряжение 10 кВ является предпочтительным, т.к. при этом уменьшается сечение проводников, уменьшаются потери энергии в проводниках. Кроме того, стоимость кабелей на напряжение 10 кВ и трансформаторов с высшим напряжением 10 кВ меньше, чем аналогичных на напряжение 6 кВ. Так как наиболее перспективным считается напряжение 10 кВ, с достаточной долей вероятности можно исключить замену этих двигателей и установку новых на напряжение 6 кВ.

Таким образом, на ГПП-9 используется один класс напряжения на низшей стороне. Использование напряжения 10 кВ определяется отсутствием технологического оборудования рассчитанного на другие классы напряжения.

.5 Требования к конструкции и компоновке основного электрооборудования

В состав оборудования ГПП-9 входят:

открытое распределительное устройство 110кВ (ОРУ-110кВ), на котором установлены три силовых двухобмоточных трансформатора;

- закрытое распределительное устройство 110 кВ (ЗРУ-110 кВ) с тремя разъединителями;

- закрытое комплектное распределительное устройство 10кВ (КРУ-10кВ), с шестью секциями шин, с токоограничивающими групповыми реакторами, с масляными выключателями, разъединителями, трансформаторами тока и напряжения;

главный щит управления (ГЩУ), в котором находятся панели управления, релейной защиты и автоматики, сигнализации;

токоограничивающие реакторы и разъединители 10 кВ;

два трансформатора собственных нужд;

щит собственных нужд - 0,4кВ;

щит постоянного тока;

аккумуляторная батарея;

кабельный подвал;

вентиляционные системы;

насосная станция пожаротушения.

В соответствии с [2, гл.4] к компоновке электрооборудования предъявляются следующие общие требования:

· Помещение распределительного устройства (РУ) предприятия, примыкающее к помещениям, принадлежащим сторонним организациям и имеющим оборудование, находящееся под напряжением, должно быть изолировано от них и должно иметь отдельный запирающийся выход. В помещениях РУ окна должны быть всегда закрыты, а проёмы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабелей уплотняются. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проёмы в наружных стенах помещений заделываются или закрываются сетками.

· Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты должны быть ограждены от случайных прикосновений. Электрооборудование РУ всех видов и напряжений должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках. Кабельные каналы и наземные кабельные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены огнеупорным материалом. Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды. Маслоприёмники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха.

· Выключатели и их приводы должны иметь указатели отключённого и включённого положений. Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и другого оборудования, отделённого аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключённого и включённого положений. В РУ должны находится переносные заземления, защитные противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители), противогазы, респираторы и средства для оказания доврачебной помощи пострадавшим от несчастных случаев. При эксплуатации силовых трансформаторов должна обеспечиваться их надёжная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находится в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент. Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоёв масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров, которыми оснащаются герметичные трансформаторы с совтоловым или масляным наполнением. При повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5 кгс/см²) нагрузка трансформатора должна быть снижена.

· Гравийная засыпка маслосборников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистоте. При значительном загрязнении она должна бать заменена или промыта. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений (газовые, дифференциальная) трансформатор (реактор) можно включить в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений). В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок после его наружного осмотра. Аварийный вывод трансформатора из работы необходим при: сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора; ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нормальных нагрузке и работе устройств охлаждения; выбросе масла из расширителя и разрыве диафрагмы выхлопной трубы; течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла. Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

2. Расчет электрических нагрузок подстанции

Расчетные нагрузки являются одним из основных исходных параметров при проектировании электрических систем, сетей и установок. Определение нагрузок необходимо для выбора числа и мощности агрегатов на электрических станциях; числа и мощности трансформаторов на подстанциях; напряжений; сечений проводов и количества цепей линий электропередач; расчета потерь мощности и электроэнергии; расчета отклонений напряжения в электрических сетях и выбора средств регулирования напряжения и т.д.

Под расчетной (максимальной) нагрузкой понимается наибольшая средняя за 30 минут нагрузка, ожидаемая в конце расчетного срока развития сети или установки. Расчетный срок может приниматься в пределах 5-20 лет.

Кроме величины расчетной нагрузки, при проектировании важно знать график нагрузки, т.е. характер изменения нагрузки во времени. Наиболее часто в практике проектирования используются суточный график нагрузки, годовой график нагрузки по продолжительности и годовой график месячных максимальных нагрузок.

Суточный график нагрузки подстанции представлен на рисунке 2.1, 2.2.

Рис. 2.1. Суточный график нагрузки ГПП-9

Средние активные нагрузки рассчитываем по следующим формулам

где - средняя активная мощность, кВт;

- активная мощность на промежутке времени , кВт;

∆T_i - промежуток времени, за который берется данная мощность, ч;

T - общий период наблюдения, ч;

- средняя реактивная мощность, кВ×Ар;

- реактивная мощность на промежутке времени , кВ×Ар;

- средняя полная мощность, кВ×А.

Расчетная нагрузка определяется по формулам

где - расчетная активная мощность, кВт; - коэффициент формы, принятый согласно [3]; - расчетная реактивная мощность, кВ×Ар;

- расчетная полная мощность, кВ×А; - расчетный ток, А.

Результаты расчётов сведём в таблицу 2.1.

Таблица 2.1. Результаты расчёта нагрузок ГПП-9

	Яч.1	Яч.7	T1	Яч.23	Яч.87	T2	Яч.42	Яч.70	T3	ГПП-9
Sср, кВА	5455,8	12730,2	18186	7274,4	12730,2	20004,6	15458,1	7274,4	22732,5	60923,1
Sр, кВА	6001,38	14003,2	20004,6	8001,84	14003,2	22005,1	17003,9	8001,84	25005,8	67015,4
Ip, A	330	770	1100	440	770	1210	935	440	1375	3685

Рис. 2.2. Суточный график нагрузки ГПП-9

Максимальная нагрузка подстанции составляет 60923 кВА.

Расчетная нагрузка определится по формуле [4, с.135]:

S_расч = 1,1 · S_макс = 1,1 · 60923 = 67015 кВА, (2.8)

где 1,1 - коэффициент, учитывающий возможный рост потребления электроэнергии.

3. Выбор силового оборудования

3.1 Выбор силовых трансформаторов

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций промышленных предприятий имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения этих предприятий.

На низшем напряжении подстанции ГПП-9 применяются 2 одиночные секционированные системы шин (6 секций) с раздельной работой секций и трансформаторов (каждый трансформатор питает по 2 секции).

Трансформаторы, работающие с 1969 года, давно выработали нормативный срок службы (25 лет) и нуждаются в замене, так как увеличивается вероятность отказов, снижается надежность их работы, также увеличиваются затраты на проведение ремонтных работ.

Большое удешевление подстанций 35 кВ и выше типа ГПП достигается путем отказа от установки выключателей на стороне высшего напряжения. За исключением особых случаев все тупиковые подстанции можно проектировать без установки выключателей на стороне высшего напряжения (по схеме блока линия-трансформатор) с установкой короткозамыкателей на конце питающей линии.

Двухтрансформаторные подстанции экономически обычно более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. Все остальные решения (подстанции с тремя и большим числом трансформаторов) являются обычно более дорогими. Подстанции с количеством трансформаторов более двух применяются, когда нельзя обеспечить надежное питание всех разнообразных потребителей с учетом особенностей их режима работы.

При проектировании подстанций необходимо учитывать требование резервирования, исходя из следующих основных положений. Потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии; при этом может быть обеспечено резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей первой категории от одной подстанции для обеспечения надежности питания необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин; при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них остальные (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивали питание всех потребителей первой и второй категории, и основную третьей категории.

Требование резервирования нарушается для двухтрансформаторных подстанций в случае вывода в ремонт одного из трансформаторов. Тогда при отказе оставшегося трансформатора потребители, в том числе и первой категории, будут обесточены.

В целях наиболее экономичного обеспечения требований норм, регламентирующих качество электроэнергии, все трансформаторы 35 кВ и выше должны предусматриваться со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) на одном напряжении (ВН или СН) [1, с. 26].

Исходя из приведенных выше соображений, для ГПП-9 было принято решение о строительстве подстанции с тремя трансформаторами. Для того чтобы запитать от них 6 секций шин кру 10 кВ, необходимо принять к установке двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Для всех предприятий выбор мощности трансформаторов производится исходя из полной нагрузки, то есть по графикам нагрузки в наиболее загруженную смену определяют максимум нагрузки. Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия, чтобы при выходе одного трансформатора в ремонт, оставшиеся работали с перегрузкой в 40%:

где S_max = S_расч = 67015- наибольшая нагрузка подстанции, кВ×А,

n_т = 3 - количество трансформаторов на подстанции.

кВ×А.

Рассчитанная мощность меньше мощности трансформаторов, установленных в данный момент на ГПП-9, и может быть рассмотрен вариант установки трех трансформаторов меньшей мощности. Но ввиду того, что на ОАО «НЛМК» установлено более 80% трансформаторов мощностью 63 МВА, и учитывая низкий коэффициент загрузки абсолютного большинства трансформаторов понизительных подстанций НЛМК, учитывая облегчение замены и уменьшение складского резерва целесообразно выбрать трансформатор мощностью 63000 кВА.

Кроме того, замена трансформаторов 63 МВА на трансформаторы меньшей мощности невозможна по той причине, что подстанция питает три компрессора кислородного производства мощностью 10 и 9 МВт, а данная мощность обеспечивает необходимую устойчивость узла нагрузок при их пуске. Следует также учитывать возможность развития подстанции и подключения дополнительных нагрузок без необходимости замены трансформаторов; более экономичным может оказаться изначальное завышение типовой мощности трансформатора по сравнению с необходимостью его замены при подключении дополнительных нагрузок. Пониженная загрузка трансформатора в номинальном режиме увеличивает срок его службы, что также делает целесообразным завышение мощности.

Для ГПП-9 были выбраны 3 трансформатора типа ТРДЦН, мощностью 63000 МВА, трехфазные, с расщепленной обмоткой низшего напряжения, принудительной циркуляцией масла и воздуха и с устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

Коэффициент загрузки трансформатора:

где S_max = 67015- наибольшая нагрузка подстанции, кВ×А,

S_Т = 63000 -номинальная мощность трансформатора, кВ×А.

Основные параметры силовых трансформаторов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Основные параметры трансформатора ТРДЦН-63000/110-75У1

Параметр	Значение
Номинальная мощность Sном.т, МВ×А	63
Номинальное напряжение обмотки ВН Uном.ВН, кВ	115
Номинальное напряжение обмотки НН Uном.НН, кВ	10,5
Номинальный ток на стороне ВН Iт.ВН, А	316
Номинальный ток на стороне НН Iт.НН, А	1730
Напряжение короткого замыкания между обмотками Uк, %	10,5
Диапазон регулирования напряжения ∆U, %	16
Потери короткого замыкания ∆Pк, кВт	245

Достоинствами трансформаторов с расщепленной обмоткой являются:

) легче обеспечивать взаиморезервирование и деление нагрузок на резкопеременные и спокойные;

) они рекомендованы к созданию промышленной серии, обладают повышенной динамической стойкостью и стойки к условиям загрязненной среды;

) способствуют увеличению числа секций, так как в металлургии ГПП устанавливаются в местах концентрированных нагрузок;

) ограничивают токи КЗ, так как обладают повышенной реактивным и активным сопротивлениями

.2 Выбор реакторов

Выбор реактора производится по условиям длительной работы, т.е. по номинальному напряжению U_н, номинальному току I_н и величине индуктивного сопротивления х_р, %, необходимого для желаемой степени ограничения тока к.з. Выбранный реактор следует проверить на термическую и электродинамическую устойчивость при к.з.

Номинальный ток реактора определяется по условиям форсированного режима его цепи, т.е. по максимально возможному длительному току нагрузки при наиболее неблагоприятных эксплуатационных режимах. Например, при перегрузке за счет резервирования по сети низшего напряжения. [5, с. 134]

При выборе индуктивного сопротивления реактора следует исходить из условия экономически целесообразного ограничения тока к.з. Необходимая степень ограничения тока к.з. при повреждении за реактором определяется параметрами отключающих аппаратов в распределительном устройстве подстанции и сечением кабелей, термическая устойчивость которых должна быть обеспечена при установке реактора. [5, с. 135]

Рассмотрим выбор группового реактора для присоединений «К-1500 №7 10000 кВт (яч.102)» и «КХП КЦ-2 (яч.104)». Суммарный допустимый ток для этих присоединений равен 865 А. Выбираем реактор серии РБ на номинальное напряжение 10 кВ и ток 1000 А.

Рис. 3.1. Схема, поясняющая выбор реактора

Схема с реактором для ограничения тока короткого замыкания приведена на рисунке 3.1. После того как выбраны напряжение и номинальный ток реактора, следует определить его индуктивное сопротивление. Это сопротивление при заданном типе выключателя за реактором, выбирают, исходя из условия, что при к.з. за реактором сверхпереходный ток не должен превосходить номинального тока отключения выключателя. При этом требуемое сопротивление до точки К-2 в относительных единицах х_У при базисном токе I_б будет определяться выражением:

где I_б - базисный ток, кА,

S_б - базисная мощность короткого замыкания, МВА,

U_б - базисное напряжение, кВ,

I_н.о. - номинальный ток отключения выключателя, кА,

Х_с - относительное результирующее сопротивление системы до реактора, приведенное к базисным условиям.

Искомое сопротивление реактора в процентах при его номинальном токе I_н.а и напряжении U_н.а определяется из выражения

где U_н.у = 10,5 кВ - среднее номинальное напряжение ступени, где выбирается реактор;

I_б = 5500 А - базисный ток на этой ступени напряжения.

Выбираем реактор РБ 10-1000-0,56, имеющий ток динамической устойчивости 24 кА, ток термической устойчивости - 24 кА.

После выбора реактора необходимо определить потери напряжения в нормальном режиме:

где х_р = 9,7 % -индуктивное сопротивление реактора;

Так как потери напряжения в длительном режиме не превышают 5% реактор удовлетворяет всем требованиям нормативной документации и принимается для дальнейших расчетов. Технические характеристики данного реактора приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2. Технические характеристики реактора РБ-10-1000-0,56

Параметр	Значение
Тип реактора	РБ-10-1000-0,56
Номинальное напряжение, кВ	10,5
Номинальный ток, А	1000
Номинальное индуктивное сопротивление одной фазы, Ом	0,56
Ток динамической стойкости, кА	24
Номинальные потери на фазу, кВт	7,8
Ток термической стойкости, кА	24

Для остальных присоединений, аналогично, выбираем токоограничивающие реакторы серии РБ и сводим результаты в таблицу 3.3.

Таблица 3.3. Принятые к установке токоограничивающие реакторы на ГПП-9

Присоединения	Номер ячейки	Допустимый ток, А	Номинальное напряжение, кВ
РУ-10 кВ «Сигран» яч.24; П/ст-12 яч.17;18	15, 16	742	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-4 «Р» яч.5 П/ст-4 «С» яч.51	20	1050	10,5	РБ-10-1600-0,35
П/ст-49 яч.14;16; ЦРП-3 КХП яч.21;23	27, 28	1500	10,5	РБ-10-1600-0,35
ГПП-1 яч.11	33	870	10,5	РБ-10-1000-0,56
2ТСН 250 кВА; ЦРП-3 КХП яч.20;22; П/ст-48 яч.20	37, 38, 39	1778	10,5	РБДГ-10-2500-0,35
К-1500 №2 9000 кВт	46	630	10,5	РБ-10-1000-0,56
РП-11 ГЭС яч.9; П/ст-3 яч.42	49, 50	865	10,5	РБ-10-1000-0,56
РУ-10 кВ «Сигран»; П/ст-49 яч.13;15	4, 5	832	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-2 яч.13; П/ст-1 «Н» яч.1	108, 109	940	10,5	РБ-10-1000-0,56
К-1500 №7 10000 кВт; КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	102, 104	865	10,5	РБ-10-1000-0,56
РП-11 ГЭС яч.14	96	235	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-48 яч.13; П/ст-11 яч.6;8 П/ст-10 яч.11; П/ст-12 яч.7;8	91, 92, 93	1483	10,5	РБ-10-1600-0,35
К-1500 №4 9000 кВт	84	630	10,5	РБ-10-1000-0,56
1ТСН 250 кВА; П/ст-16 яч.11; РП-20 Газоочистка ККЦ-1 яч.60	79, 80, 81	1340	10,5	РБ-10-1600-0,35
ПС-1 КХП яч.19; П/ст-1 «Н» яч.55;56	74, 76	900	10,5	РБ-10-1000-0,56
ТЭЦ ПВС ЭВД №9	67	630	10,5	РБ-10-1000-0,56
П/ст-4 «Р» яч.16 П/ст-4 «С» яч.52	63	1175	10,5	РБ-10-1600-0,35

3.3 Расчет и выбор токоведущих элементов

Согласно [2, п.1.3.25] кабели выбирают по номинальному напряжению, экономической плотности тока. При выборе сечения кабелей по экономической плотности тока исходят из нормального режима.

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена обладают рядом преимуществ перед кабелями с бумажной пропитанной изоляцией и маслонаполненными кабелями:

повышенная рабочая температура, что позволяет увеличить пропускную способность;

повышенная стойкость при работе в условиях перегрузок и коротких замыканий;

возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;

не содержат масла, битума, свинца, что упрощает монтаж, эксплуатацию и устраняет экологически неблагоприятные факторы;

более надежны в эксплуатации и требуют меньших расходов на реконструкцию и содержание кабельных линий;

меньший вес и допустимый радиус изгиба;

возможность изготовления кабелей большой строительной длины.

3.3.1 Выбор кабеля 110 кВ

Выберем и рассчитаем кабели, питающие трансформаторы ТРДЦН-63000/110 подстанции ГПП-9.

Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется из соотношения:

где I - расчетный ток для данного вида нагрузки, А;

j_эк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм².

Для заданных условий работы нормированное значение экономической плотности тока принимаем в соответствии с [2, табл. 1.3.36]. Принимаем j_эк = 1,6 А/мм².

В качестве расчетного тока примем номинальный ток нагрузки для трансформатора на стороне 110 кВ, равный I_max = 316 А, тогда сечение будет равно:

Выбираем одножильные кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена АпвВнг 2(1х185/95-110) производства фирмы «АББ Москабель» [6], предназначенный для прокладки в кабельных сооружениях, производственных помещениях и в сухих грунтах, с поливинилхлоридной оболочкой, не поддерживающей горение. Его характеристики сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4. Технические характеристики СПЭ-кабелей на 110 кВ

Номинальное напряжение, кВ	110
Максимальное напряжение, кВ	123
Сечение жилы, мм2	185
Диаметр жилы, мм	15,9
Сечение экрана, мм2	95
Диаметр по изоляции, мм	49,4
Наружный диаметр кабеля, мм	60
Емкость, мкФ/км	0,13
Зарядный ток на фазу, А/км	2,7
Индуктивность, мГ/км	0,45
Сопротивление постоянному току, Ом/км	0,164
Минимальный радиус изгиба, см	96
Ток термической устойчивости (1с), кА	17,5

3.3.2 Выбор кабеля 10кВ

Силовые кабели с бумажно-пропитанной изоляцией имеют достаточно высокие и стабильные электрические характеристики, но, тем не менее, кабели с данным видом изоляции имеют ряд существенных недостатков. Это - сложный и малопроизводительный процесс изготовления, ограничения при вертикальных прокладках из-за стекания пропиточного состава. Металлическая оболочка (обязательный элемент конструкции, так как пропитанная бумага невлагостойкая) значительно удорожает и утяжеляет конструкцию кабеля.

При прокладке кабелей с бумажной пропитанной изоляцией по крутонаклонным трассам происходит стекание пропиточного состава и усиление процессов ионизации, приводящих к пробою.

Данные проблемы возможно решить при использовании кабелей с сшитой полиэтиленовой изоляцией.

Выберем и рассчитаем кабель, отходящей от яч. 102, к компрессору К-1500 №7 10000 кВт. Максимальный расчетный ток на этой линии равен 630А.

Экономически целесообразное сечение:

По [6] выбираем кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена АПвВнг 3(3х150/25-10) производства фирмы «АББ Москабель», его характеристики сведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5. Технические характеристики СПЭ-кабелей на 10 кВ

Номинальное напряжение, кВ	10
Максимальное напряжение, кВ	12
Сечение жилы, мм2	150
Диаметр внешний, мм	33,5
Толщина изоляции, мм	3,4
Толщина оболочки, мм	2,5
Сечение экрана, мм2	25
Максимальное сопротивление постоянному току при 20єС rуд, Ом/км	0,2060
Емкость, мкФ/км	0,336
Индуктивное сопротивление, Ом/км	0,103
Максимальный ток КЗ по жиле в течение 1 с, кА	14,2

Для остальных присоединений, аналогично, выбираем кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена производства фирмы «АББ Москабель», и сводим результаты в таблицу 3.6.

Таблица 3.6. Принятые к прокладке СПЭ-кабели 10 кВ на ГПП-9

Секция	Присоединение	Ячейка	Кабель				Iн, А	rуд, Ом/км
			Тип	n	l, км
I-1	ФЛЦ, печь 1	9	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,48		408	0,164
	ФЛЦ, печь 2	12	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,48		408	0,164
I-2	РУ-10 кВ «Сигран», яч.3	4	АПвЭоГП-10-3Ч150	2	2,3		272	0,206
	п/ст. 49, яч. 13, 15	5	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,48		560	0,206
	КС №1, К-1500 №7 10000 кВт, яч. 5	102	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,85		630	0,206
	КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	104	АПвЭоГП-10-3Ч150	1	1,8		235	0,206
	п/ст. 2, яч. 13	108	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,79		470	0,206
	п/ст. 1«Н», яч.1	109	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,98		470	0,164
II-1	РУ-10 кВ «Сигран», яч.2	15	АПвЭоГП-10-3Ч150	2	2,3		272	0,206
	п/ст. 12, яч. 17	16	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2	0,75		470	0,164
	п/ст. 4«Р», яч.5, п/ст. 4«С», яч.51	20	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5		0,7	1050	0,206
	п/ст. 49, яч. 14, 16	27	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		0,48	560	0,206
	ЦРП-3 КХП, яч. 21,23	28	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4		2,28	940	0,164
	ГПП-1, яч. 11	33	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4		1,59	870	0,164
II-2	п/ст. 16, яч. 11	80	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		2,82	630	0,206
	РП-20 ККЦ-1	81	АПвЭоБГ-10-3Ч150	3		1,3	555	0,206
	СД №3 9000 кВт К-1500 №4, яч. 3	84	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		0,82	630	0,206
	п/ст. 48, яч. 13	91	АПвЭоБГ-10-3Ч150	3		0,57	683	0,206
	п/ст. 11, яч. 6	92	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2		1,09	330	0,164
	п/ст. 12, яч. 7, 8	93	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2		0,75	470	0,164
	РП-11 ГЭС, яч. 12	96	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2		1,5	235	0,164
III-1	п/ст. 4«Р», яч.5, п/ст. 4«С», яч.51	63	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5		0,7	1175	0,206
	ПВС ТЭЦ	67	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		1,8	630	0,206
	ЦРП-1 КХП, яч. 17	74	АПвЭоВнг-10-3Ч150	2		1,87	430	0,206
	п/ст. 1«Н», яч. 56	76	АПвЭоВнг-10-3Ч185	1,02	470	0,164
III-2	ЦРП-3 КХП, яч. 20, 22	38	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4		2,28	940	0,164
	п/ст. 48, яч. 20	39	АПвЭоБГ-10-3Ч185	3		0,5	683	0,164
	СД №52 9000 кВт К-1500 №2, яч. 11	46	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		0,83	630	0,206
	РП-11 ГЭС, яч. 8	49	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2		1,5	235	0,164
	п/ст. 3, яч. 42	50	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		1,73	630	0,206
	РП МЦМО, КТП-67 «а»	51	АПвЭоВнг-10-3Ч95	1		0,3	155	0,32

.3.3 Выбор токопровода

На подстанции существует необходимость передавать электроэнергию на напряжении 10 кВ от трансформаторов, расположенных на открытом распредустройстве, к комплектному распределительному устройству. Номинальный ток трансформатора на стороне 10 кВ составляет 1730 А, а с учетом допустимой перегрузки 40% - 2420 А.

В данном случае наиболее целесообразно применение закрытых комплектных токопроводов, предназначенных для передачи большой мощности низким напряжением. В сравнении с открытыми шинами они обладают следующими преимуществами:

токопроводы изготавливаются закрытыми с перегородками между фазами, что исключает возможность междуфазных коротких замыканий от попаданий на шины посторонних предметов;

токопроводы по всей трассе цельносварные;

токопроводы электродинамически устойчивы, внешнее магнитное поле токопровода скомпенсировано;

на шинах и кожухах-экранах обеспечена компенсация линейных изменений, вызываемых температурными перепадами;

опорные изоляторы устойчивы к выпадению росы и инея. При необходимости узлы крепления обеспечивают возможность легкой замены изолятора без разборки экранов.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений. [2, п. 1.3.28]

Токопроводы выбирают по току допустимому (I_доп) и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость.

Примем для подстанции ГПП-9 токопровод закрытый комплектный ТЗК-10-3150-УХЛ1 с сечением токопроводящих шин 3945 мм² производства московского завода «Электрощит» [7]. Его характеристики сведены в таблицу 3.7.

Таблица 3.7. Технические характеристики токопроводов ТЗК-10-3150-УХЛ1

Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	3150
Ток электродинамической стойкости, кА	128
Ток термической устойчивости (3с), кА	50
Сечение шины, мм2	3945
Удельные потери в проводнике на фазу при номинальном токе, Вт/м	430

При проверке шин по длительно допустимому току необходимо выполнение условия [1, с.281]:

I_доп ≥ I_р.м., (3.3.3.1)

При этом, в качестве рабочего максимального тока примем ток трансформатора с учетом перегрузки 40%.

> 2420.

.3.4 Выбор шин КРУ

Шины распределительных устройств изготовляют из меди, алюминия, стали. Медные шины применяют в ОРУ и ЗРУ при больших перегрузках или когда алюминиевые и стальные шины не могут быть установлены из-за наличия в окружающей среде разрушающе действующих на эти материалы примесей. В других случаях применяют менее дефицитные и дорогие алюминиевые шины. На ГПП-9 окружающая среда не содержит примесей, способных деструктивно влиять на шины, поэтому для распределительного устройства приняты алюминиевые шины коробчатого сечения.

Выбор сечения шин по экономическому сечению не допускается, поэтому выбор сечения шины производим по допустимому току [3, c. 110]. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов. Условие выбора:

I_max ≤ I_доп, (3.3.4.1)

где I_доп - допустимый ток на шины выбранного сечения.

Максимальный ток, протекающий через шины КРУ, примем равным току трансформатора на стороне 10 кВ с учетом допустимой перегрузки.

I_max = 2420 А.

Выбираем комплектное распределительное устройство серии «ELTEMA» производства компании ЗАО «Электронмаш» с номинальным током сборных шин 2500 А. Параметры данных ячеек приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8. Параметры КРУ «ELTEMA»

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	6,0; 10,0
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2; 12,0
Номинальный ток сборных шин, А	630; 1000; 1250; 1600; 2500; 3150
Номинальный ток главных цепей, А	630; 1000; 1250; 1600; 2500; 3150
Номинальный ток отключения выключателей, встроенных в КРУ, кА	12,5; 20; 25; 31,5; 40
Ток электродинамической стойкости (амплитуда), кА	до 102
Ток термической стойкости, кА	20; 25; 31,5; 40
Время протекания тока термической стойкости, с:	3
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В	до 220
Габаритные размеры шкафов, мм: ширина	750; 800; 1000
глубина высота	1400; 1500 2100 - 2300
Масса, кг	от 480

Отличительные особенности КРУ данной серии:

широкий диапазон номинальных параметров (номинальные токи от 630 до 3150А, токи короткого замыкания от 20 до 40кА);

конструкция, обеспечивающая лёгкий доступ к оборудованию;

изолированные отсеки (отсек выдвижного элемента, отсек присоединений, отсек сборных шин и вспомогательных цепей) как в пределах одного шкафа КРУ, так и относительно других шкафов;

возможность изготовления шкафов двух- и одностороннего обслуживания;

применение современных микропроцессорных устройств защиты и автоматики;

корпус из высококачественной стали с антикоррозионным покрытием;

конструкция заземляющего разъединителя делает невозможным самопроизвольное замыкание заземляющих ножей и позволяет визуально контролировать положение ножей;

увеличенный отсек присоединений, обеспечивающий удобство подключения кабелей и проведения регламентных работ;

системы дуговой защиты с применением концевых выключателей;

продуманная система блокировок.

С целью обеспечения безопасности при возникновении электрической дуги шкафы КРУ с выдвижными элементами разделены металлическими перегородками на четыре отсека: отсек вспомогательных цепей, отсек выдвижного элемента, отсек сборных шин, отсек присоединений. Отсеки выдвижного элемента, присоединений и вспомогательных цепей с фасадной стороны шкафа КРУ имеют двери со специальными замками. В шкафах КРУ двухстороннего обслуживания с задней стороны шкафа имеются дополнительные двери или панели, обеспечивающие дополнительный доступ в отсек присоединений.

КРУ данной серии имеет алюминиевые двухполосные шины прямоугольного сечения с размерами полосы 120 х 10 мм.

Проверим шины по условиям нагрева при условии, что температура в КРУ - 10 кВ ГПП-9 не поднимается выше +20 °С.

где V_дл.д = 70⁰С - длительно допустимая температура нагрева шины;

V_0доп = 25⁰C - температура окружающей среды, принимаемая при данной допустимой длительной температуре;

V₀ - действительная температура окружающей среды.

Принимая V₀ = 20⁰С получим

Полученное значение удовлетворяет условию нагрева проводников в послеаварийных и ремонтных режимах.

4. Расчет токов короткого замыкания

.1 Способы ограничения токов короткого замыкания

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов короткого замыкания являются секционирование электрических сетей, установка токоограничивающих реакторов, широкое использование трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

К специальным техническим средствам ограничения токов короткого замыкания в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы. Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6-10 кВ. Реактор представляет собой катушку индуктивности, не имеющую сердечника из магнитного материала, благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

Секционирование электрических сетей позволяет уменьшить уровни токов короткого замыкания в реальных электрических сетях в 1,5-2 раза, но влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередач и трансформаторах.

При мощности понижающего трансформатора 25 МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление трансформатора в 2 раза.

.2 Составление расчетной схемы и определение точек короткого замыкания

Короткое замыкание - всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение разных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

В системе трехфазного переменного тока могут быть следующие виды коротких замыканий: трехфазные, двухфазные, однофазные и двухфазные на землю. Так как трехфазные к.з. приводят к появлению наибольших токов в поврежденной цепи, при проверке аппаратуры за расчетный ток к.з. принимают ток трехфазного к.з.

Для проверки оборудования подстанции (шин, реакторов, кабелей) на устойчивость к термическому и электродинамическому действию токов короткого замыкания необходимо правильно выбрать точки короткого замыкания и рассчитать токи к.з. в этих точках.

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов (трансформаторов, линий, реакторов) и их параметров, которые влияют на ток к.з. и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

В расчетную схему вводятся все источники питания, участвующие в питании места к.з. и все элементы системы электроснабжения (трансформаторы, линии, реакторы), расположенные между ними и местом к.з. Синхронные и асинхронные двигатели учитываются как источники питания [5, с.102].

Расчетная схема для расчетов токов к.з. в максимальном режиме приведена на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Расчетная схема для определения токов к.з. на ГПП-9

.3 Расчет токов короткого замыкания

Схемы замещения выполняют в однолинейном изображении; при этом сопротивления отмечают порядковыми номерами и указывают их численные значения. Сопротивления всех элементов схемы замещения указываются в относительных единицах при выбранных базисных условиях.

Основные допущения при расчетах тока КЗ:

· отсутствует насыщение магнитных систем генераторов, трансформаторов, двигателей;

· практически не учитывается емкостная проводимость линий электропередачи;

· не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

· не учитываются активные сопротивления трансформаторов из-за незначительной величины по сравнению с индуктивными сопротивлениями.

Определим параметры схемы замещения согласно [8, с. 11-20].

Базисная мощность

S_б = 100000 кВА.

Базисное напряжение

U_б = 10,5 кВ, 115 кВ.

Базисный ток

Относительное сопротивление системы

где Х_cmax = 2,61 Ом - сопротивление системы в максимальном режиме (по данным лаборатории релейной защиты ОАО «НЛМК»).

Относительное сопротивление кабельной линии 110 кВ

R_л = R_пог · l_л/n = 0,164 · 1,8/2 = 0,148 Ом, (4.3.5)

Х_л = щ · L_пог · l_л/n = 314 · 0,00045 · 1,8/n = 0,127 Ом, (4.3.6)

R_пог - погонное активное сопротивление линии, Ом/км,

L_пог - погонная индуктивность линии, мГн/км,

l_л - длина линии, км,

n - число кабелей.

Относительное сопротивление трансформатора ТРДЦН-63000

где x_t %- относительное сопротивление трансформатора, %,

где u_к - напряжение короткого замыкания, %,

S_н - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Относительное сопротивление реактора

где Х_н% - индуктивное сопротивление реактора в процентах,

I_н - номинальный ток реактора, кА,

U_н.р - номинальное напряжение реактора, кВ.

Х₄ = Х₅ = Х₆,

Относительные сопротивления кабельных линий 10 кВ

Для Х₈ l=2300м, Х₉ l=850м, Х₁₀ l=820м, Х₁₁ l=570м

R_пог - погонное активное сопротивление линии, Ом/км,

Х_пог - погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Относительные сопротивления синхронных двигателей.

где k_п - пусковой коэффициент,

S_н - номинальная мощность двигателя, МВА,

S_б - базисная мощность, МВА.

Общая схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлена на рис. 4.2.

Рис. 4.2. Общая схема замещения для расчетов токов к.з.

4.3.1 Расчет короткого замыкания в точке К-1

Схема замещения для расчета к.з. в точке К-1 приведена на рис. 4.3.

Рис. 4.3. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-1

Х₁₂ = Х₁ + Х₂ = 0,02 + 0,002 = 0,022,

Х₁₃ = Х₅ + Х₉ = 0,508 + 0,059 = 0,567,

Х₁₄ = Х₆ + Х₁₀ = 0,508 + 0,057 = 0,565,

Х₁₅ = Х₇ + Х₁₁ = 0,327 + 0,04 = 0,367,

Рис. 4.4. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-1

Ток короткого замыкания в точке К-1.

Рассчитаем подпитку точки замыкания от двигателей.

Произведем замену группы синхронных электродвигателей эквивалентным источником питания.

Эквивалентное сопротивление

Подпитка группы синхронных двигателей

Суммарный ток короткого замыкания в точке К-1.

I_кУ = I_к + У I_пд = 22,73 + 0,854= 23,6 кА, (4.3.1.10)

i_уУ = i_у + У i_уд = 57,7 + 2,324= 60,02 кА, (4.3.1.11)

4.3.2 Расчет короткого замыкания в точке К-2

Проведем упрощение схемы замещения.

Х₁₆ = Х₁ + Х₂ + Х₃ = 0,02 + 0,002 + 0,298 = 0,32,

Х₁₃ = Х₅ + Х₉ = 0,508 + 0,059 = 0,567,

Х₁₄ = Х₆ + Х₁₀ = 0,508 + 0,057 = 0,565,

Х₁₅ = Х₇ + Х₁₁ = 0,327 + 0,04 = 0,367.

Схема замещения для расчета к.з. в точке К-2 приведена на рис. 4.5.

Рис. 4.5. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-2

Ток короткого замыкания в точке К-2.

Рассчитаем подпитку точки замыкания двигателями.

Подпитка группы синхронных двигателей

Суммарный ток короткого замыкания в точке К-2.

I_кУ = I_к + У I_пд = 17,2 + 3,7 + 3,68 + 3,74 = 28,32 кА, (4.3.2.10)

i_уУ = i_у + У i_уд = 43,66 + 10,06 + 10,01 + 10,18 = 73,91 кА, (4.3.2.11).

4.3.3 Расчет короткого замыкания в точке К-3

Схема замещения для расчета к.з. в точке К-3 приведена на рис. 4.6.

Рис. 4.6. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-3

Проведем упрощение схемы замещения.

Х₁₆ = Х₁ + Х₂ + Х₃ = 0,02 + 0,002 + 0,298 = 0,32,

Х₁₃ = Х₅ + Х₉ = 0,508 + 0,059 = 0,567,

Х₁₄ = Х₆ + Х₁₀ = 0,508 + 0,057 = 0,565,

Х₁₅ = Х₇ + Х₁₁ = 0,327 + 0,04 = 0,367.

Х₁₇ = Х₁₆ · Х₄ · УY = 0,32 · 0,508 · 11,34 = 1,85

Х₁₈ = Х₁₃ · Х₄ · УY = 0,567 · 0,508 · 11,34 = 3,27

Х₁₉ = Х₁₄ · Х₄ · УY = 0,565 · 0,508 · 11,34 = 3,26

Х₂₀ = Х₁₅ · Х₄ · УY = 0,367 ·0,508 · 11,34 = 2,11

Рис. 4.7. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-3

Ток короткого замыкания в точке К-3.

Рассчитаем подпитку точки замыкания двигателями.

Подпитка группы синхронных двигателей

Суммарный ток короткого замыкания в точке К-3.

I_кУ = I_к + У I_пд = 2,97 + 4,588 = 7,558 кА, (4.3.3.9)

i_уУ = i_у + У i_уд = 7,54 + 12,48= 20,02 кА, (4.3.3.10).

4.3.4 Расчет короткого замыкания в точке К-4

Схема замещения для расчета к.з. в точке К-4 приведена на рис. 4.8.

Рис. 4.8. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-4

Проведем упрощение схемы замещения.

Х₁₆ = Х₁ + Х₂ + Х₃ = 0,02 + 0,002 + 0,298 = 0,32,

Х₁₃ = Х₅ + Х₉ = 0,508 + 0,059 = 0,567,

Х₁₄ = Х₆ + Х₁₀ = 0,508 + 0,057 = 0,565,

Х₁₅ = Х₇ + Х₁₁ = 0,327 + 0,04 = 0,367.

Х₂₁ = Х₄ + Х₈ = 0,508 + 0,24 = 0,748.

Рис. 4.9. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-4

Х₂₂ = Х₁₆ · Х₂₁ · УY = 0,32 · 0,748 · 10,71 = 2,57

Х₂₃ = Х₁₃ · Х₂₁ · УY = 0,567 · 0,748 · 10,71 = 4,54

Х₂₄ = Х₁₄ · Х₂₁ · УY = 0,565 · 0,748 · 10,71 = 4,52

Х₂₅ = Х₁₅ · Х₂₁ · УY = 0,367 · 0,748 · 10,71 = 2,94

Рис. 4.10. Схема замещения для расчета тока к.з. в точке К-4

Ток короткого замыкания в точке К-4.

Рассчитаем подпитку точки замыкания двигателями.

Подпитка группы синхронных двигателей

Суммарный ток короткого замыкания в точке К-3.

I_кУ = I_к + У I_пд = 2,14 + 3,602 = 5,742 кА, (4.3.4.9)

i_уУ = i_у + У i_уд = 5,43 + 9,8= 15,23 кА, (4.3.4.10).

Аналогично рассчитаны токи короткого замыкания в минимальном режиме. Результаты расчета сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1. Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Режим	Точка короткого замыкания
	К-1		К-2		К-3		К-4
	Iк, кА	iу, кА	Iк, кА	iу, кА	Iк, кА	iу, кА	Iк, кА	iу, кА
Максимальный	23,6	60,02	28,32	73,91	7,558	20,02	5,74	15,23
Минимальный	8,78	22,3	15,5	39,3	6,36	16,14	4,98	12,64

5. Выбор и проверка токоведущих частей изоляторов

.1 Проверка КЛ 110 кВ

По условию длительного нагрева проводники должны удовлетворять форсированному режиму, который возникает в цепях трансформаторов при использовании их перегрузочной способности. [1, с. 280]

Условия по длительному нагреву для кабелей

I_{раб.форс} ≤ I_дл.доп, (5.1.1)

где I_{раб.форс} - ток в цепи в форсированном режиме;

I_дл.доп - длительно допускаемый ток проводника.

Для данного типа кабеля длительно допускаемый ток при прокладке на воздухе составляет 395 А. За ток в форсированном режиме примем ток трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

· 1,4 ≤ 2 · 395,

,4 ≤ 790.

Таким образом, выбранный кабель удовлетворяет требованиям по нагреву в форсированном режиме.

Проверим кабель на термическую стойкость.

Для кабеля с алюминиевыми жилами с полиэтиленовой изоляцией в марки АПвВнг по [2, табл. 1.4.16] принимаем допустимую температуру нагрева при коротком замыкании и_доп = 120⁰С.

Проверка кабеля на термическую стойкость при коротком замыкании производится по условию:

q_min ≤ q, (5.1.2)

где q_min - минимальное сечение по термической стойкости.

Произведем расчет минимального сечения

, (5.1.3)

где В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания,

С - специальный коэффициент, для данного типа кабеля С = 65 А·с^1/2/мм² [1, табл. 39-11].

Ориентировочно время действия основной релейной защиты принимается равным 0,2 с и полное время отключения выключателя - 0,05 с.

Определим тепловой импульс тока короткого замыкания:

где t_откл - время отключения короткого замыкания, t_откл = t_рз + t_{отк.выкл.} ≈ 0,25 с,

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, Т_а = 0,05 с [8, П.5.3].

, (5.1.5)

что меньше выбранного сечения 2185 мм², следовательно по термической стойкости кабель проходит.

5.2 Проверка токопровода

Проверка шин на термическую стойкость при коротком замыкании производится по условию:

q_min ≤ q, (5.2.1)

где q_min - минимальное сечение по термической стойкости.

Произведем расчет минимального сечения

где В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания,

С - специальный коэффициент, для алюминиевых шин С = 90 А·с^1/2/мм² [1, табл. 39-11].

Определим тепловой импульс тока короткого замыкания:

где t_откл - время отключения короткого замыкания, t_откл = t_рз + t_{отк.выкл.} ≈ 2,55 с,

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, Т_а = 0,05 с [8, П.5.3].

, (5.2.4)

что меньше выбранного сечения 3945 мм², следовательно по термической стойкости шины проходят.

Проверим токопровод на динамическую стойкость. Шины, выполненные из алюминиевого швеллера, обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Швеллеры шин жестко соединены между собой. Шины считаются механически прочными, если выполнено условие

у_расч = у_ф + у_п ≤ у_доп, (5.2.5)

где у_ф - напряжение в материале шин от взаимодействия фаз;

у_п - напряжение в материале шин от взаимодействия полос одной фазы.

Определим механическое напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

где i_у - ударный ток, А,

l - длина пролета между опорными изоляторами, м,

а - расстояние между фазами, м,

W_ф - момент сопротивления пакета шин, см³ [9, табл. 3.4]

Сила взаимодействия между швеллерами:

где h - высота швеллера, м.

Определим напряжение в материале шин от взаимодействия полос в фазе:

Определим суммарное расчетное напряжение в материале шин:

у_расч = у_ф + у_п = 2,16 + 4,46 = 6,62 Мпа, (5.2.9)

у_доп = 70 МПа [1, табл. 39-9]

Условие у_расч ≤ у_доп выполняется, следовательно, шины механически прочны.

5.3 Проверка кабеля 10 кВ

Проверим выбранную ранее КЛ-10 кВ ГПП-9 яч.102.

По условию длительного нагрева проводники должны удовлетворять утяжелённому режиму.

Условия по длительному нагреву для кабелей

I_форс ≤ I_дл.доп, (5.3.1)

где I_форс - ток в цепи в утяжелённом режиме режиме, А,

Длительно допустимый ток для кабеля типа АПвВнг с полиэтиленовой изоляцией класса напряжения 10 кВ и алюминиевой жилой сечением 150 мм² составляет 322 А. За ток в форсированном режиме примем максимальный ток нагрузки 630 А.

I_форс = 630 А ≤ I_дл.доп = 3322 = 966 А;

Выбранный кабель напряжением 10 кВ удовлетворяет условию нагрева от длительного выделения тепла рабочим током.

Проверим кабель на термическую стойкость.

Проверка кабеля на термическую стойкость при коротком замыкании производится по условию:

q_min ≤ q, (5.3.2)

где q_min - минимальное сечение по термической стойкости.

Произведем расчет минимального сечения

где В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания,

С - специальный коэффициент, для данного типа кабеля С = 65 А·с^1/2/мм² [1, табл. 39-11].

Ориентировочно время действия основной релейной защиты принимается равным 1,5 с и полное время отключения выключателя - 0,05 с.

Определим тепловой импульс тока короткого замыкания:

где t_откл - время отключения короткого замыкания, t_откл = t_рз + t_{отк.выкл.} ≈1,55 с,

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, Т_а = 0,05 с [8, П.5.3].

что меньше выбранного сечения 3150 мм², следовательно по термической стойкости кабель проходит.

5.4 Проверка шин КРУ

Для ГПП-9 было выбрано комплектное распределительное устройство серии ELTEMA производства компании ЗАО «Электронмаш». КРУ данной серии имеет алюминиевые двухполосные шины прямоугольного сечения с размерами полосы 120 х 10 мм. Проходные изоляторы между шкафами КРУ расположены на расстоянии 800 мм друг от друга.

Проверка шин на термическую стойкость при коротком замыкании производится по условию:

q_min ≤ q, (5.4.1)

где q_min - минимальное сечение по термической стойкости.

Произведем расчет минимального сечения

где В_к - тепловой импульс тока короткого замыкания,

С - специальный коэффициент, для алюминиевых шин С = 90 А·с^1/2/мм² [1, табл. 39-11].

Определим тепловой импульс тока короткого замыкания:

где t_откл - время отключения короткого замыкания, t_откл = t_рз + t_{отк.выкл.} ≈ 2,55 с,

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, Т_а = 0,05 с [8, П.5.3].

что меньше выбранного сечения 2400 мм², следовательно шины удовлетворяют условию термической стойкости.

Проверка шин на электродинамическую стойкость производится по условию

у_max = у_ф + у_п ≤ у_доп, (5.4.4)

где у_max, у_доп - соответственно максимальное расчетное и допустимое напряжение в материале шин, МПа.

Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению, поэтому между ними устанавливают прокладки. Длина пролета между прокладками должна быть меньше или равна

, (5.4.5)

где а_п = 2b = 2 см - расстояние между осями полос;

i_уд = i_уд. = 73,91 кА - ударный ток в точке К-2;

Е = 7×10¹⁰ Па - модуль упругости материала шин [10];

J_п = 1 см⁴ - момент инерции полосы [15];

k_ф = 0,27 - коэффициент формы, определяемый по [10].

Величина l_п выбирается также по условию

, (5.4.6)

где m_п = 3,2 кг/м - масса полосы на единицу длины.

Принимаем расстояние между прокладками l_п = 25 см.

Сила взаимодействия в пакете из двух полос

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос

, (5.4.8)

где W_п = 2 см³ - момент сопротивления одной полосы [10].

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз

где l=0,8 м - длина пролета между опорными изоляторами;

а = 0,3 м - расстояние между фазами;

W_ф - момент сопротивления пакета шин, см³.

, (5.4.11)

По [10] допустимое напряжение у_доп = 82 МПа.

у_max = у_п + у_ф = 9,6 + 50,46= 60,1 МПа.

Условие у_max ≤ у_доп выполняется, следовательно, шины механически прочны.

Проведем проверку на механический резонанс.

Проверка шин на механический резонанс осуществляется следующим образом. Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой колебательную систему, находящуюся под действием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, зависящие от массы и жесткости конструкции. Электродинамические силы при КЗ имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебания системы шин и изоляторов совпадают с этими значениями, то из-за резонанса нагрузки возрастут. Если собственные частоты f₀< 30 Гц или f₀> 200 Гц, то механического резонанса не возникает.

Частоту собственных колебаний следует определять:

где J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴, l=0,8 м - длина пролета между изоляторами, s - поперечное сечение шины, см². Полученное значение частоты собственных колебаний f₀>200 Гц, поэтому механический резонанс исключен.

.5 Выбор и проверка изоляторов

В распределительных устройствах жесткие шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Проходные изоляторы выбираются по условиям

где U_ном.с - номинальное напряжение сети, кВ; F_расч - сила, действующая на изолятор, Н; F_доп - допустимая нагрузка на изолятор, Н; F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб, Н. Расчетная сила определяется по формуле

Выберем изолятор ИУ-10/3150-12,5 УХЛ 1 на номинальный ток 3150 А, с номинальным напряжением 10 кВ, минимальной разрушающей силой на изгиб F = 12500 Н. Допустимая нагрузка

Расчетная нагрузка меньше допустимой, следовательно, изолятор подходит.

.6 Проверка реакторов

Реактор следует проверить на термическую и электродинамическую устойчивость при прохождении через него тока к.з. Электродинамическая устойчивость реактора гарантируется при соблюдении следующего условия:

i_н.дин≥ i_у.расч, (5.6.1)

где i_у.расч - ударный ток при трехфазном к.з. за реактором;

i_н.дин - ток электродинамической устойчивости реактора, т.е. максимальный ток (амплитудное значение), при прохождении которого через реактор не наблюдается какой-либо остаточной деформации его обмоток.

Реактор РБ-10-1000-0,56 имеет ток электродинамической устойчивости равный 24 кА, что больше рассчитанного ударного тока при к.з. за реактором равного 20,02 кА.

Следовательно, реактор удовлетворяет данному условию. Остаточное напряжение на шинах при к.з. за реактором определяется выражением:

, что соответствует требованиям [5].

Термическая устойчивость реакторов, как правило, очень высока. проверка на термическую устойчивость может оказаться необходимой только для реакторов с малым относительным сопротивлением при большой длительности короткого замыкания. [5, с. 136]

6. Выбор и проверка коммутационных аппаратов

.1 Выбор и проверка выключателей

Выключатели выбирают по номинальному напряжению U_н, длительному номинальному току I_н, отключающей способности, динамической и термической устойчивости.

U_ном ³ U_{сети
ном}, (6.1.1)

I_ном ³ I_{норм.расч}, (6.1.2)

I_{ном.отк} ³ I_{прод.КЗ}, (6.1.3)

Комплектное распределительное устройство серии ELTEMA предусматривает установку в них вакуумных выключателей серий VD4 фирмы «АББ» и ВВ/TEL фирмы «Таврида Электрик». Выключатели данных серий рассчитаны на номинальные токи от 630 до 4000 А. В качестве вводных и секционных выключателей приняты выключатели VD4 1231-40 с номинальным током 3150 А, что обеспечивает продолжительную работу выключателя с учетом допустимой перегрузки трансформатора. На отходящих линиях установлены выключатели ВВ/TEL на номинальные токи 630, 1000 и 1600 А в зависимости от расчетных нагрузок линий и возможных перегрузок (для ячеек № 4, 9, 12, 15, 16, 37, 49, 51, 74, 76, 79, 92, 93, 96, 104, 108, 109 - BB/TEL-10-20/630; для ячеек № 5, 27, 39, 46, 50, 56, 58, 67, 80, 81, 84, 91, 102 - BB/TEL-10-20/1000; для ячеек № 20, 28, 33, 38, 63 - BB/TEL-10-20/1600. Технические характеристики выключателей [11], [12] сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Технические характеристики выключателей

Параметр	VD4 1231-40	BB/TEL-10-20/630 У2
Номинальное напряжение, кВ	10	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12	12
Номинальный ток, А	3150	630
Номинальный ток отключения, кА	40 (3с)	20 (3с)
Ток динамической стойкости, кА	100	51
Испытательное кратковременное напряжение (одноминутное) промышленной частоты, кВ	42	42
Ресурс по коммутационной стойкости, а) при номинальном токе, циклов "ВО" б) при номинальном токе отключения, операций "О"	30000	50000 150
Собственное время отключения, мс, не более	45	15
Полное время отключения, мс, не более	60	25
Верхнее/нижнее значение температуры окружающего воздуха, °С	+40/-25	+55/-40
Масса модуля коммутационного, кг, не более	260	37
Срок службы до списания, лет	25	25

Ток установившегося короткого замыкания на шинах, рассчитанный ранее, составляет I_{прод.КЗ} = 28,32 кА, ударный ток равен i_у = 73,91 кА.

Как видно из таблицы 6.1, условия, необходимые для выбора выключателя VD4 1231-40 выполняются:

U_ном = 10 кВ ≥ U_{сети ном} = 10 кВ;

I_ном = 3150 А ≥ I_{ном.расч} = 2500 А;

I_{ном.отк} = 40 кА ≥ I_{прод.КЗ}= 28,32 кА.

Произведем проверку вводного выключателя на термическую и динамическую стойкость.

На термическую стойкость выключатели проверяются по условию [5, c.127]:

где I_тер = 40 кА - ток термической стойкости выключателя;

t_тер = 3 с - время проверки на термическую стойкость выключателя;

I_под.КЗ = 28,32 кА - расчетный установившийся ток к.з.;

Т_а.эк = 0,05 с - эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.;

t_откл - время действия тока короткого замыкания, с.

Время действия тока короткого определяется выражением:

(6.1.5)

где t_р.з = 1,4 с - время действия релейной защиты;

t_о = 0,1 с - время действия выключателя.

Проверим условие:

Выключатель удовлетворяет условию термической стойкости.

На электродинамическую стойкость выключатели проверяются по условию [5, c. 127]:

i_дин≥ i_уд, (6.1.7)

где i_дин - ток электродинамической стойкости выключателя;

i_уд - расчетный ударный ток при к.з.

Ток электродинамической стойкости для выключателя VD 1231-40 составляет i_дин = 100 кА. Расчетный ударный ток при КЗ на шинах секции I-2 10 кВ ГПП-9 составляет i_уд = 73,91 кА, что меньше, чем ток электродинамической стойкости,

i_дин= 100 кА≥ i_уд = 73,91 кА следовательно, условие выполнено.

При проверке отключающей способности выключателя по полному току КЗ должно соблюдаться следующее условие:

(6.1.8)

где i_а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА;

в_норм - нормированное значение апериодической составляющей в токе отключения;

I_{ном.откл} - номинальный ток отключения выключателя, кА;

i_аф - значение апериодической составляющей тока КЗ в момент t = ф, кА.

Расчетное время ф, для которого требуется определить ток КЗ, соответствует времени размыкания цепи КЗ дугогасительными контактами выключателя и равно

Тогда по [13] в_норм = 0,28. Найдем расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ в цепи в момент ф по формуле

Подставим полученные значения в условие проверки:

Из последней формулы видно, что условие проверки выключателя на коммутационную способность выполнено.

Ток установившегося короткого замыкания за реактором, рассчитанный ранее, составляет I_{прод.КЗ} = 7,558 кА, ударный ток равен i_у = 20,02 кА.

Как видно из таблицы 6.1, условия, необходимые для выбора выключателя BB/TEL-10-20/630 У2 выполняются:

U_ном = 10 кВ ≥ U_{сети ном} = 10 кВ;

I_ном = 630 А ≥ I_{ном.расч} = 272 А;

I_{ном.отк} = 20 кА ≥ I_{прод.КЗ}=7,558 кА.

Произведем проверку выключателя на отходящей линии на термическую и динамическую стойкость.

На термическую стойкость выключатели проверяются по условию [5, c.127]:

(6.1.11)

где I_тер = 20 кА - ток термической стойкости выключателя;

t_тер = 3 с - время проверки на термическую стойкость выключателя;

I_под.КЗ = 7,558 кА - расчетный установившийся ток к.з.;

Т_а.эк = 0,05 с - эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.;

t_откл - время действия тока короткого замыкания, с.

Время действия тока короткого определяется выражением:

(6.1.12)

где t_р.з = 1,4 с - время действия релейной защиты;

t_о = 0,03 с - время действия выключателя.

Проверим условие

Выключатель удовлетворяет условию термической стойкости.

На электродинамическую стойкость выключатели проверяются по условию [5, c. 127]:

i_дин≥ i_уд, (6.1.14)

где i_дин - ток электродинамической стойкости выключателя;

i_уд - расчетный ударный ток при к.з.

Ток электродинамической стойкости для выключателя ВВ/ТЕL-10-20/630 У2 составляет i_дин = 51 кА. Расчетный ударный ток при к.з. за реактором в кабельном отсеке ячейки № 4 ГПП-9 составляет i_уд = 20,02 кА, что меньше, чем ток электродинамической стойкости,

i_дин= 51 кА≥ i_уд = 20,02 кА следовательно, условие выполнено.

При проверке отключающей способности выключателя по полному току КЗ должно соблюдаться следующее условие:

(6.1.15)

в_норм - нормированное значение апериодической составляющей в токе отключения;

I_{ном.откл} - номинальный ток отключения выключателя, кА;

i_аф - значение апериодической составляющей тока КЗ в момент t = ф, кА.

Тогда по [13] в_норм = 0,4. Найдем расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ в цепи в момент ф по формуле

Подставим полученные значения в условие проверки:

Из последней формулы видно, что условие проверки выключателя на коммутационную способность выполнено.

6.2 Выбор и проверка разъединителей

Разъединители применяются для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовым выключателем и разъединителем устанавливается механическая и электромагнитная блокировка, не допускающая отключение разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки. Разъединители выбирают по напряжению U_ном, номинальному длительному току I_ном, конструктивному исполнению и месту установки. Поскольку разъединители это аппараты, не предназначенные для отключения токов КЗ, то они не проверяются на отключающую способность.

В ЗРУ-110 кВ выполним установку разъединителей РГП-110/1250 производства ЗАО "Группа компаний "Электрощит". Разъединитель имеет технические характеристики, приведенные в таблице 6.2.

Таблица 6.2. Технические характеристики разъединителя РГП-110/1250

Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	1250
Ток термической стойкости, кА	31,5
Ток электродинамической стойкости, кА	80
Габ. размеры (дл х шир х выс), мм	270х610х1500

В КРУ-10 кВ выполним установку разъединителей РВК-10/2000 производства ЗАО "Группа компаний "Электрощит". Разъединитель имеет технические характеристики, приведенные в таблице 6.3.

Таблица 6.3. Технические характеристики разъединителя типа РВК-10/2000

Параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	2000
Ток электродинамической стойкости, кА	31,5
Ток термической стойкости, 3 с	80

Ток установившегося короткого замыкания на стороне 110 кВ ГПП-9, рассчитанный ранее, составляет I_{прод.КЗ} = 23,6 кА, ударный ток равен i_у = 60,02 кА.

Как видно из таблицы 6.2, условия, необходимые для выбора разъединителя выполняются

U_ном = 110 кВ ≥ U_ном.с = 110 кВ;

I_ном = 1250 А ≥ I_р = 316 А;

I_{ном.отк} = 31,5 кА ≥ I_п0= 23,6 кА.

Произведем проверку разъединителя на термическую и динамическую стойкость.

На термическую стойкость разъединители проверяются по условию [5, c.127]:

(6.2.1)

где I_тер = 31,5 кА - ток термической стойкости разъединителя;

t_тер = 3 с - время действия тока термической стойкости разъединителя;

I_под.КЗ = 23,6 кА - расчетный установившийся ток к.з.;

Т_а.эк = 0,05 с - эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.;

t_откл - время действия тока короткого замыкания, с.

Время действия тока короткого определяется выражением:

(6.2.2)

где t_р.з = 2 с - время действия неосновной релейной защиты;

t_о = 0,08 с - время действия выключателя.

Проверим условие

Разъединитель удовлетворяет условию термической стойкости.

На электродинамическую стойкость разъединители проверяются по условию [5, c. 127]:

i_дин≥ i_уд, (6.2.4)

где i_дин - ток электродинамической стойкости разъединителя;

i_уд - расчетный ударный ток при к.з.

Ток электродинамической стойкости для разъединителя РГП-110/1250 составляет i_дин = 80 кА. Расчетный ударный ток к.з. на стороне 110 кВ ГПП-9 составляет i_уд = 60,02 кА, что меньше, чем ток электродинамической стойкости, i_дин= 80 кА ≥ i_уд =60,02 кА, следовательно, условие выполнено.

Ток установившегося короткого замыкания на стороне 10 кВ ГПП-9, рассчитанный ранее, составляет I_{прод.КЗ} = 28,32 кА, ударный ток равен i_у = 73,91 кА.

Как видно из таблицы 6.3, условия, необходимые для выбора разъединителя выполняются

U_ном = 10 кВ ≥ U_ном.с = 10 кВ;

I_ном = 2000 А ≥ I_р = 832 А;

I_{ном.отк} = 31,5 кА ≥ I_п0= 28,32 кА.

Произведем проверку разъединителя на термическую и динамическую стойкость.

На термическую стойкость разъединители проверяются по условию [5, c.127]:

(6.2.5)

где I_тер = 31,5 кА - ток термической стойкости разъединителя;

t_тер = 4 с - время действия тока термической стойкости разъединителя;

I_под.КЗ = 28,32 кА - расчетный установившийся ток к.з.;

Т_а.эк = 0,05 с - эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.;

t_откл - время действия тока короткого замыкания, с.

Время действия тока короткого определяется выражением:

(6.2.6)

где t_р.з = 1,4 с - время действия не основной релейной защиты;

t_о = 0,1 с - время действия выключателя.

Проверим условие

Разъединитель удовлетворяет условию термической стойкости.

На электродинамическую стойкость разъединители проверяются по условию [5, c. 127]:

i_дин≥ i_уд, (6.2.8)

где i_дин - ток электродинамической стойкости разъединителя;

i_уд - расчетный ударный ток при к.з.

Ток электродинамической стойкости для разъединителя РВК-10/2000 составляет i_дин = 80 кА. Расчетный ударный ток к.з. на стороне 10 кВ ГПП-9 составляет i_уд = 73,91 кА, что меньше, чем ток электродинамической стойкости, i_дин= 80 кА ≥ i_уд =73,91 кА, следовательно, условие выполнено.

7. Выбор и проверка измерительных трансформаторов

.1 Трансформаторы тока

Трансформаторы тока выбираются по номинальному току, номинальному напряжению, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности. Трансформаторы тока проверяются на внутреннюю и внешнюю электродинамическую устойчивость и термическую устойчивость к токам к.з. [5, с.140]

Выбор трансформаторов тока по номинальному напряжению сводится к сравнению номинальных напряжений трансформатора тока и установки, для которой он предназначен. В этом случае достаточно, чтобы соблюдалось условие, когда

U_н.а ≥ U_н.у. (7.1.1)

Трансформаторы тока характеризуются номинальным первичным током I_1н и номинальным вторичным током I_2н. Отношение номинального первичного к номинальному вторичному току представляет собой коэффициент трансформации:

, (7.1.2)

В зависимости от токовой погрешности измерительные трансформаторы тока разделены на пять классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Для присоединения счетчиков электроэнергии предназначены трансформаторы тока класса 0,5, для присоединения щитовых измерительных приборов и реле защиты - классов 1 и 3.

Нагрузка трансформатора тока - это полное сопротивление внешней цепи Z₂, выраженное в Омах. Сопротивления r₂ и x₂ представляют собой сопротивление приборов, проводов и контактов. Нагрузку трансформатора можно также характеризовать кажущейся мощностью:

, (7.1.3)

Под номинальной нагрузкой трансформатора тока Z₂ понимают нагрузку, при которой погрешности не выходят за пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности. Значение Z₂ дается в каталогах.

Расчет нагрузки Z₂.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂ ≈ r₂.

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

, (7.1.4)

Во вторичной цепи трансформаторов тока включены токовые обмотки микропроцессорного терминала REF 541, который выполняет функции защиты, измерения тока и напряжения, активной и реактивной мощности. Токовые входы данного терминала имеют следующие входные сопротивления: 100 мОм - измерительной обмотки, 20 мОм - обмотки микропроцессорного реле [12].

Сопротивление контактов принимается 0,1 Ом.

Тогда допустимое сопротивление проводов:

(7.1.5)

Длина провода в один конец 3м. Расчетная длина провода при соединении в неполную звезду:

(7.1.6)

Сечение проводов:

(7.1.7)

Принимаем провод сечением 1,5 мм².

(7.1.8)

Выбираем трансформаторы тока типа TPU 4х.хх на номинальное напряжение 10 кВ производства фирмы «АББ» [12] и трансформатор тока типа ТВТ-110-I на номинальное напряжение 110 кВ производства фирмы «СЗТТ». Характеристики трансформаторов тока, принимаемых для ГПП-9, сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1. Технические характеристики трансформаторов тока

Тип	Номинальный ток, А	Количество вторичных обмоток	Класс точности	Мощность вторичных обмоток, В·А	Динамическая устойчивость (кратность)	Термическая стойкость (кратность)
TPU 48.13	3200	2	0,2 0,5	30 30	175	80 (1c)
TPU 45.13	2000	2	0,2 0,5	20 20	125	63 (1c)
TPU 43.11	1250	2	0,2 0,5	15 15	100	50 (1c)
ТВТ-110-I	1000	2	0,2 0,5	20 50	50	50 (3c)

Произведем проверку трансформатора тока, установленного во вводной ячейке на термическую и динамическую стойкость [5, табл. 5-16].

Условие термической стойкости выполняется, если

(7.1.10)

где K_t= 80 - кратность термической устойчивости [5, табл.12];

I_{прод.КЗ} = 28320 А - установившийся ток короткого замыкания;

t_пр = 1,5 с - время протекания тока КЗ.

Условие термической стойкости выполнено.

Условие динамической стойкости выполняется, если

(7.1.12)

где К_д= 175 - кратность динамической устойчивости [5, табл. 6];

i_уд = 73910 А - ударный ток короткого замыкания.

Условие динамической стойкости выполняется.

7.2 Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения характеризуются номинальными значениями первичного напряжения, вторичного напряжения, коэффициентом трансформации:

, (7.2.1)

В зависимости от погрешности различают следующие классы точности трансформаторов напряжения: 0,2; 0,5; 1, 3.

Под номинальной нагрузкой вторичной цепи трансформатора напряжения S_2ном понимают наибольшую нагрузку, при которой погрешность не выходит за допустимые пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности.

Трансформаторы напряжения выбирают по условиям:

, (7.2.2)

, (7.2.3)

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают, так как оно мало, однако сопротивление проводов создает дополнительную потерю напряжения. Согласно [2] потеря напряжения в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5%, а в проводах к щитовым измерительным приборам - 3%.

Микропроцессорный терминал серии REF 541 потребляет по входу напряжения 0,5 ВА. Максимальное число устанавливаемых терминалов защиты на секцию равно 12. Следовательно, мощность трансформатора напряжения должна быть не ниже 60 ВА. Примем трансформатор напряжения типа НАМИ-10 производства завода «Электрофарфор» [14].

НАМИ-10-95 - антиферрорезонансный трехфазный трансформатор напряжения для контроля изоляции и коммерческого учета электрической энергии в сетях 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. Выпускается с 1995г. Устойчив как к феррорезонансу, так и к длительным однофазным замыканиям сети на землю через перемежающуюся дугу. Выгодно отличается от всех производимых в России трехфазных трансформаторов напряжения 10 кВ тем, что имеет симметричную схему соединения обмоток и не требует включения дополнительных резисторов или специальных реле для определения наличия феррорезонанса и переключения схемы соединения обмоток. Это исключает затраты на дополнительное оборудование. Технические характеристики трансформатора напряжения типа НАМИ-10-95 сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. Технические характеристики трансформатора типа НАМИ-10-95

Параметр	Величина
Номинальное напряжение первичной обмотки, кВ	10
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В	100
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В	100
Наибольшее рабочее напряжение первичной обмотки, кВ	12
Номинальная трехфазная мощность основной вторичной обмотки при измерении междуфазных напряжений в классе точности 0,5, ВА 1,0, ВА 3,0, ВА	200 300 600
Предельная мощность первичной обмотки, В×А	1000
Предельная мощность основной вторичной обмотки, В×А	900
Предельная мощность дополнительной вторичной обмотки, В×А	100
Схема и группа соединения обмоток	Ун/Ун/П-0
Температура окружающего воздуха, °С	-60 - +40
Установленный срок службы, не менее, лет	30
Гарантийный срок службы, лет	3
Габаритные размеры, мм	482х349х575

Суммарная полная потребляемая мощность всех приборов, подключенных к вторичной цепи, составляет S_пр = 60 В×А. Условие проверки трансформатора напряжения на погрешность

S_пр =60 В×А < S_тн = 200 В×А, (7.2.4)

где S_тн - номинальная мощность при симметричной нагрузке основной вторичной обмотки в классе точности 0,5, В×А. Выбранный трансформатор напряжения полностью удовлетворяет условиям работы. Технические характеристики трансформатора напряжения на 110 кВ типа НАМИ-110 сведены в таблицу 7.3.

Таблица 7.3. Технические характеристики трансформатора НАМИ-110

Параметр	Величина
Номинальное напряжение первичной обмотки, кВ	110/Ö3
Наибольшее рабочее напряжение первичной обмотки, кВ	126/Ö3
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В	100/Ö3
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В	100
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки №2, В	100/Ö3
Номинальная трехфазная мощность основной вторичной обмотки при измерении междуфазных напряжений в классе точности 0,5, ВА 1,0, ВА 3,0, ВА	400 600 1200
Предельная мощность первичной обмотки, В×А	2000
Предельная мощность основной вторичной обмотки, В×А	1200
Схема и группа соединения обмоток	1/1/1/1-0-0-0
Температура окружающего воздуха, °С	-60 - +40
Установленный срок службы, не менее, лет	30
Гарантийный срок службы, лет	3
Габаритные размеры, мм	640х515х1800

8. Собственные нужды подстанции

.1 Расчет нагрузок, выбор трансформаторов и схемы питания собственных нужд

Потребителями собственных нужд подстанции являются:

электроосвещение зданий, ОРУ;

вентиляторы охлаждения силовых трансформаторов;

устройства подогрева приводов выключателей, разъединителей;

устройства отопления и вентиляции закрытых помещений;

зарядные и подзарядные агрегаты.

Для подстанций с высшим напряжением 110 кВ с числом выключателей на стороне высшего напряжения три и более применяется система постоянного оперативного тока [9, с. 387], преимуществом которой является независимое и устойчивое напряжение.

Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 В с заземленной нейтралью. Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонте одного из трансформаторов. При проектировании нагрузку собственных нужд допустимо ориентировочно принять по табл. 1.1, 1.2, 1.3 [15].

Таблица 8.1. Потребители собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Мощность на единицу, кВт	Суммарная мощность, кВт
Подогрев приводов разъединителей на стороне 110 кВ (на три полюса)	0,6	1,8
Подогрев шкафов КРУ-10 кВ	1,0	45
Подогрев приводов разъединителей	0,6	4,8
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП	35	70
Освещение и вентиляция главного щита управления	80	80
Освещение и вентиляция помещения выездной бригады	5,5	5,5
Освещение и вентиляция КРУ-10 кВ	7	7
Освещение ОРУ-110 кВ при Nяч ≤ 3	2,0	2,0
Система охлаждения трансформатора	29,6	88,8

Приняв для двигательной нагрузки cosц = 0,85, а для остальных потребителей cosц = 1, можно определить Q_УСТ и суммарную расчетную нагрузку потребителей собственных нужд:

(8.1.1)

где k_С - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. Для уточненного расчета следует применять значения k_С из табл. 1.4. [15].

Таблица 8.2. Коэффициенты спроса приемников собственных нужд

Наименование приемника	Коэффициент спроса	Установленная активная мощность, кВт	Установленная реактивная мощность, квар
Освещение ОРУ	0,5	1	0
Освещение помещений	0,7	65	0
Охлаждение трансформаторов	0,8	88,8	66,6
Зарядно-подзарядные устройства	0,12	8,5	0
Электроподогрев выключателей	1,0	51,6	0

Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд ГПП-9 составляет S_расч = 204,6 кВА.

Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по условию

S_т ≥ S_расч. (8.1.2)

Выбираем сухие трансформаторы RESIBLOC с обмотками, герметизированными эпоксидной смолой, мощностью 250 кВА производства фирмы «АББ». Технические параметры сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.3. Параметры трансформатора RESIBLOC 10/0,4 кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальная мощность, кВА	250
Группа соединения обмоток	Д/Yн-11
Напряжение короткого замыкания, %	6
Потери холостого хода, Вт	690
Потери короткого замыкания при 75 °С, Вт	3400
Уровень шума, дБ	65
Длина, мм	1220
Ширина, мм	660
Высота, мм	1280
Расстояние между осями катков, мм	520

Присоединение трансформаторов собственных нужд к питающей сети зависит от системы оперативного тока, применяемой на подстанции. Для подстанций на постоянном оперативном токе с аккумуляторными батареями трансформаторы собственных нужд присоединяются через выключатели к шинам распределительного устройства 10 кВ.

На напряжении 380/220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд, выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин, секционированной автоматическим выключателем (автоматом). Щит устанавливается в закрытом помещении комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (КТП).

Распределение приемников между щитами осуществляется по принципу территориальной близости к ним и удобства обслуживания. Приемники небольшой мощности, не допускающие перерывов в электроснабжении, нормально питаются от одной секции шин собственных нужд и имеют резервное питание от другой секции шин или резерв по оборудованию (например, два пожарных насоса, питаемых с разных секций).

Все освещение на подстанции подразделяется на рабочее и аварийное. Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанции, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 220 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 50 В и местное освещение (на станках и верстаках) на напряжении 50 В [16].

Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, ЗРУ и аккумуляторной батареи только при наличии на подстанции аккумуляторных батарей 220 В. Вне зависимости от наличия в помещениях подстанции аварийного освещения персонал должен быть снабжен переносными аккумуляторными фонарями.

Питание сети рабочего освещения осуществляется от общих с силовыми потребителями трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью. При этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах. В нулевых проводах коммутационные аппараты не устанавливаются.

Напряжение ламп общего освещения принимается равным 220 В, стационарного местного освещения - 50 В, переносных ручных ламп - 50 В.

Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется от шин собственных нужд 380/220 В переменного тока и при исчезновении последнего автоматически переводится на шины оперативного постоянного тока. Включение аварийного освещения в каждом помещении производится отдельным выключателем. В помещении щита управления предусматриваются постоянно включенные четыре лампы, присоединяемые непосредственно к шинам постоянного тока через автоматические выключатели. В сети аварийного освещения защитные и разъединяющие аппараты устанавливаются в обоих полюсах группы.

Для освещения подстанции используются обычные лампы накаливания, а также люминесцентные лампы дневного света, низкого давления различных марок и цветности.

Освещение ОРУ осуществляется прожекторами ПСЗ-35 с лампами 500Вт.

.2 Выбор системы и источников оперативного тока

Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной электроустановки. Оперативный ток на подстанциях служит для питания вторичных устройств, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также для аварийного освещения и электроснабжения электродвигателей (особо ответственных механизмов).

Проектирование установки оперативного тока сводят к выбору рода тока, расчету нагрузки, выбору типа источников питания, составлению электрической схемы сети оперативного тока и выбору режима работы.

К системам оперативного тока предъявляют требования высокой надежности при КЗ и других ненормальных режимов в цепях главного тока.

На подстанции применяется система постоянного оперативного тока - система питания оперативных цепей, при которой в качестве источника питания применяется аккумуляторная батарея.

Всех потребителей энергии, получающих питание от аккумуляторной батареи, можно разделить на три группы:

постоянно включенная нагрузка - аппараты устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, постоянно обтекаемые током. Постоянная нагрузка на аккумуляторной батареи зависит от мощности постоянно включенных ламп сигнализации и аварийного освещения, а также от типов реле. Так как постоянные нагрузки невелики и не влияют на выбор батареи, в расчетах можно ориентировочно принимать для крупных подстанций 110 кВ значение постоянно включенной нагрузки 25 А;

временная нагрузка - появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима - токи нагрузки аварийного освещения и электродвигателей постоянного тока. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (расчетная длительность 0,5 часа);

кратковременная нагрузка (длительностью не более 5 с) создается токами включения и отключения приводов выключателей и автоматов, пусковыми токами электродвигателей и токами нагрузки аппаратов управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, кратковременно обтекаемых током.

Результаты расчета аварийного освещения сведены в таблицу 8.4.

Таблица 8.4. Расчет аварийного освещения

Место установки светильников	Количество светильников	Мощность единицы, Вт	Общая мощность, Вт	Ток при 220 В, А
КРУ-10 кВ	9	60	540	2,5
Щит управления	4	60	240	1,1
Лестницы 2 шт., 12 маршей	14	40	560	2,54
Коридоры	8	40	320	1,5
Помещение аккумуляторной батареи	4	60	240	1,1

Значения токов, потребляемых приводами выключателей, сведены в таблицу 8.5.

Таблица 8.5. Характеристики приводов выключателей

Тип выключателя	Тип привода	Потребляемый ток, А
ВВ/TEL	электромагнитный	0,32 (перед включением)
VD4	моторный	0,64
	включающий расцепитель	1,1
	отключающий расцепитель	1,1

Режим постоянного подзаряда для стационарных аккумуляторных установок принят как основной нормальный режим.

Аккумуляторная батарея должна быть выбрана так, чтобы она совместно с зарядно-подзарядными устройствами обеспечивала надежное и экономичное питание потребителей постоянного тока во всех возможных режимах работы.

В нормальном режиме основные элементы батареи подключены к подзарядному устройству: n₀ = 230В/2,15В = 108 элементов, где 230В - напряжение на шинах (1,05 U_Н); 2,15В - напряжение на элементе в режиме заряда.

Это же подзарядное устройство питает постоянно включенную нагрузку постоянного тока I_ДЛ. Заряд батареи производится после ликвидации аварии, а также один раз в три месяца осуществляется уравнительный дозаряд от зарядного устройства. Учитывая, что в режиме заряда напряжение на элементе поднимается до 2,7 В, к шинам присоединяется: n_min= 230В/2,7В = 85 элементов.

В схемах без элементного коммутатора батареи имеют отпайки от 85 и 108 элементов и таким образом к шинам постоянного тока подключаются 85, 108 и 125 элементов в режимах заряда, постоянного подзаряда и аварийного разряда соответственно.

При использовании аккумуляторной батареи задачей расчета является выбор емкости и количества элементов батареи. Исходными данными к расчету являются:

типы выключателей и приводов к ним;

номинальный ток электромагнитов включения приводов I_пр;

ток аварийной получасовой нагрузки аварийного освещения I_0,5;

ток постоянной нагрузки I_дл.

Типовой номер батареи N выбирается по формуле:

(8.2.1)

где J - допустимая нагрузка аварийного получасового разряда, приведенная к первому номеру аккумулятора СН, А.

Полученный номер N округляется до ближайшего большего типового. При выборе аккумуляторной батареи, как правило, определяющим фактором является включение одного наиболее мощного выключателя или одновременное отключение группы выключателей, что может иметь место как в нормальном, так и в аварийном режимах работы батареи. Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему пиковому току I_max, величина которого:

I_max = I_0,5 + I_дл + I_пр = 18,7 + 25 + 10 · 1,1 = 54,7 А, (8.2.2)

где I_пр - ток, потребляемый отключающими расцепителями выключателей VD4, установленных на подстанции (максимальное значение).

Условие проверки:

50 · N ≥ I_max, (8.2.3)

где 50 - коэффициент, учитывающий допускаемую перегрузку аккумуляторов типа СН в режиме кратковременного разряда.

Данное условие выполняется, т.к. принят аккумулятор с номером 3.

Определяется наибольший пиковый ток, приведеный к батарее с типовым номером N = 1:

Отклонение напряжения при минимально допустимой температуре t = = + 10 °C:

С учетом падения напряжения в соединительном контрольном кабеле (условно 5%), напряжение на приводах высоковольтных выключателей:

При этом допустимый диапазон отклонений напряжения U_п.в.доп составляет (80-110)%. Условие U_п.в ≤ U_п.в.доп выполнено.

Число элементов в батарее при напряжении на шинах постоянного тока 220 В:

где U_э - напряжение на аккумуляторе (элементе) в режиме кратковременного разряда.

На подстанциях 110 кВ устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Аккумуляторные батареи на подстанциях, как правило, выполняют по схеме с постоянным подзарядом без элементного коммутатора. Для подзаряда и послеаварийного заряда устанавливаются выпрямительные агрегаты ВАЗП-380/260-40/80-УХЛ4-2. Паспортные данные агрегатов сведены в таблицу 8.6.

Таблица 8.6. Технические данные агрегата ВАЗП

Наименование параметра	I режим	II режим	III режим
Номинальное напряжение на входе, В
Номинальная частота на входе, Гц	50 - 60
Номинальный ток на выходе, А	40	80	40
Номинальное выходное напряжение, В	380	260	8
Номинальная выходная мощность, кВт	15,2	20,8	0,32
Габаритные размеры (ДЧШЧВ), мм	600Ч600Ч1400
Охлаждение	естественное воздушное

По [15, табл. 2.4] определяем номинальную емкость аккумуляторной батареи в соответствии с номером батареи N. Емкость батареи при 10-часовом режиме разряда составляет 120 А·ч. Выбираем аккумуляторную батарею VARTA типа 4 OpzS 200 с номинальной емкостью 200 А·ч. Батареи VARTA серии OPzS разработаны для многочасовых режимов разряда с отбором большой емкости. Они отличаются высоким цикловым ресурсом и длительным сроком службы в резервном параллельном режиме эксплуатации (до 20 лет). Область применения батарей - установки резервного питания промышленного оборудования. [17]

Характеристики:

элементы по 2 В;

предохранительные пробки, препятствующие проникновению искры вовнутрь элемента;

безуходная эксплуатация больше 3 лет в параллельном резервном режиме.

Таблица 8.7. Технические характеристики аккумуляторной батареи

Наименование типа	Емкость, А·ч	Внутреннее сопротивление, мОм/эл	Теор. ток к.з., А	Габаритные размеры, мм			Масса, кг
				ширина	длина	высота	С элементом	электролит
4 OpzS 200	200	0,97	2060	103	206	405	17,2	4,9

На подстанции устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Батарея нормально работает в режиме постоянного подзаряда без элементного коммутатора при стабильном напряжении 2,35 В на элемент, без периодических уравнительных перезарядов и тренировочных разрядов.

Щит постоянного тока имеет главные (силовые) шины ШП и шины управления ШУ. Для аккумуляторной батареи из 108 элементов ШП состоят из шин “+” и “-”, при большем числе элементов добавляется шинка “-” повышенного напряжения. Шинка “+” присоединяется к плюсу аккумуляторной батареи, шина “-” - к минусу 108-го элемента, шина “-” - к минусу 120, 128 или 140-го элемента.

К шинам ШП подключается сеть аварийного освещения и цепи питания электромагнитов включения вакуумных выключателей 10 кВ и электромоторов взвода пружин выключателей с пружинными приводами. Шинка повышенного напряжения используется для подключения линий питания моторов приводов масляных выключателей 110 кВ и выше.

Шинки ШУ в режиме постоянного подзаряда присоединены к 108 элементам батареи. При дозарядке батареи при напряжении 2,35 В на элемент шинки ШУ должны переключаться на 100 элементов во избежание повышения напряжения на них выше 1,05 минимального.

Для дублирования питания ответственных потребителей постоянного тока и улучшения условий эксплуатации каждая система шин щита постоянного тока разделена на две секции, связанные между собой рубильниками. В качестве зарядно-подзарядных агрегатов применены стабилизированные выпрямительные агрегаты (один рабочий, другой резервный).

Для повышения надежности питания потребители оперативного постоянного тока разделяют на группы (сеть питания электромагнитов включения; сеть управления, защиты и автоматики; сеть сигнализации и т.п.), каждая из которых подключается не менее чем двумя взаимно резервируемыми линиями к разным секциям шин щита постоянного тока.

9. Показатели качества электроэнергии

.1 Регулирование напряжения

Выбранные для подстанции трансформаторы снабжены устройствами автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Поэтому регулирование напряжения другими способами не требуется. Более того, регулирование напряжения под нагрузкой другими средствами является более сложным и дорогим, а регулирование со снятием нагрузки не удовлетворяет требованиям бесперебойности питания.

Регулирование напряжения обмотки ВН производится в пределах ±16% относительно номинального (10-я ступень). Устройства РПН позволяют регулировать напряжение с шагом 1,778% от среднего номинального значения напряжения на высшей стороне трансформатора (115 кВ). Устройство имеет 19 ступеней регулирования (9 ступеней вниз от U_ср.н и 9 ступеней вверх от U_ср.н).

Трансформаторы оборудованы на стороне 110кВ устройством регулирования напряжения под нагрузкой типа РСЧ - Ш - 400 с моторным приводом МЗ - 2, управление приводом осуществляется при помощи ключа управления на приводе, а также дистанционно при помощи ключей управления на панели ГЩУ. Для настройки предусмотрена возможность ручного управления при помощи рукоятки (12 оборотов рукоятки соответствует одной ступени регулирования).

.2 Компенсация реактивной мощности

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения, является вопрос о компенсации реактивной мощности, включающий расчет и выбор компенсирующих устройств, их регулирование и размещение на территории предприятия.

Передача значительной реактивной мощности по линиям и через трансформаторы невыгодна по следующим причинам:

возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью;

возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях, питающих системы электроснабжения промышленных предприятий.

Следовательно, необходимо, насколько это технически и экономически целесообразно, предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности.

Для компенсации реактивной мощности используются синхронные компенсаторы, синхронные двигатели, конденсаторные установки.

К секциям I-2, II-2 и III-2 подключены синхронные двигатели мощностью 10 МВт, 9 МВт и 9 МВт соответственно. В среднем их загрузка составляет 30% (по данным центра электроснабжения ОАО «НЛМК»). Рассчитаем максимальную реактивную мощность, которую могут генерировать эти двигатели в сеть.

где Р_с.д_n - усредненная фактическая загрузка n-го двигателя, кВт,

tgц - тангенс угла сдвига фаз рассматриваемых синхронных двигателей, определяемые из [5, табл. 15-3] в зависимости от номинального значения cosц и загрузки двигателей.

Максимальное потребление реактивной мощности по ГПП-9 составляет 20 Мвар. Рассчитаем величину cosц с учетом компенсации реактивной энергии синхронными двигателями.

где S - величина получасового максимума нагрузки подстанции, МВА.

Приведенный расчет показывает, что применения дополнительных устройств компенсации реактивной энергии не требуется.

.3 Расчет потерь мощности и напряжения

Потери электроэнергии в трансформаторах состоят из постоянных потерь в стали ДР_с и переменных потерь в меди обмоток ДР_м.

Потери в стали устанавливаются заводами при испытании холостого хода. Эти потери в трансформаторах зависят не от нагрузки, а от рабочего напряжения. В технико-экономических расчетах эти потери определяются без учета изменения напряжения.

Определение переменных потерь активной мощности, или электроэнергии, в трансформаторах усложняется, так как потери находятся в квадратичной зависимости от тока.

Потери активной энергии в год [18, c.31]:

(9.3.1)

где t - число часов работы трансформатора в год, ч;

n - число трансформаторов;

ф - условное время потерь, ч.

Условное время потерь - это условное время, в течение которого в трансформаторе, работающем с постоянной максимальной нагрузкой, теряется такое же количество энергии, как и при работе по действительному переменному графику. При пятичасовом максимуме в день и при cosц = 0,93 по рис. 7 [18, с. 31] принимаем ф = 1000 ч.

Подставив в формулу известные значения, получим:

Стоимость потерь электроэнергии при цене С_о = 1,2 руб/кВт∙ч равна:

Потери в токоведущих частях находятся следующим образом:

(9.3.4)

где t - время работы линии в году, ч;

I_н - средний ток нагрузки линии, А;

r_уд - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

l_л - длина линии, км;

n - число параллельных линий.

Значение удельных сопротивлений кабелей 6 - 10 кВ примем в соответствии c табл. П.8 [8].

Рассчитанные по потери электроэнергии сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1. Потери в кабельных линиях

	Секция	Ячейка	Присоединение	Кабель					Iн, А		rуд, Ом/км		∆Эл, кВт∙ч
				Тип	n		l, км
	I-1	9	ФЛЦ, печь 1	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2		0,48		408		0,164		57396
		12	ФЛЦ, печь 2	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2		0,48		408		0,164		57396
	I-2	4	РУ-10 кВ «Сигран», яч.3	АПвЭоГП-10-3Ч150	2		2,3		272		0,206		153535
		5	п/ст. 49, яч. 13, 15	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		0,48		560		0,206		90546
		102	КС №1, К-1500 №7 10000 кВт, яч. 5	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		0,85		630		0,206		202932
		104	КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	АПвЭоГП-10-3Ч150	1		1,8		235		0,206		179382
		108	п/ст. 2, яч. 13	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		1,79		470		0,206		237848
		109	п/ст. 1«Н», яч.1	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2		0,98		470		0,164		155503
	II-1	15	РУ-10 кВ «Сигран», яч.2	АПвЭоГП-10-3Ч150	2		2,3		272		0,206		153535
		16	п/ст. 12, яч. 17	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2		0,75		470		0,164		119008
		20	п/ст. 4«Р», яч.5, п/ст. 4«С», яч.51	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5		0,7		1050		0,206		278534
		27	п/ст. 49, яч. 14, 16	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		0,48		560		0,206		90546
		28	ЦРП-3 КХП, яч. 21,23	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4		2,28		940		0,164		723567
		33	ГПП-1, яч. 11	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4		1,59		870		0,164		432239
	II-2	80	п/ст. 16, яч. 11	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3		2,82		630		0,206		673256
		81	РП-20 ККЦ-1	АПвЭоБГ-10-3Ч150		3		1,3		555		0,206		240868
		84	СД №3 9000 кВт К-1500 №4, яч. 3	АПвЭоВнг-10-3Ч150		3		0,82		630		0,206		195769
		91	п/ст. 48, яч. 13	АПвЭоБГ-10-3Ч150		3		0,57		683		0,206		159943
		92	п/ст. 11, яч. 6	АПвЭоБГ-10-3Ч185		2		1,09		330		0,164		85265
		93	п/ст. 12, яч. 7, 8	АПвЭоВнг-10-3Ч185		2		0,75		470		0,164		119008
		96	РП-11 ГЭС, яч. 12	АПвЭоВнг-10-3Ч185		2		1,5		235		0,164		59504
III-1		63	п/ст. 4«Р», яч.5, п/ст. 4«С», яч.51	АПвЭоВнг-10-3Ч150		5		0,7		1175		0,206		348799
		67	ПВС ТЭЦ	АПвЭоВнг-10-3Ч150		3		1,8		630		0,206		429738
		74	ЦРП-1 КХП, яч. 17	АПвЭоВнг-10-3Ч150		2		1,87		430		0,206		311975
		76	п/ст. 1«Н», яч. 56	АПвЭоВнг-10-3Ч185		2		1,02		470		0,164		161850
III-2		38	ЦРП-3 КХП, яч. 20, 22	АПвЭоБГ-10-3Ч185		4		2,28		940		0,164		723567
		39	п/ст. 48, яч. 20	АПвЭоБГ-10-3Ч185		3		0,5		683		0,164		111696
		46	СД №52 9000 кВт К-1500 №2, яч. 11	АПвЭоВнг-10-3Ч150		3		0,83		630		0,206		198157
		49	РП-11 ГЭС, яч. 8	АПвЭоВнг-10-3Ч185		2		1,5		235		0,164		59504
		50	п/ст. 3, яч. 42	АПвЭоВнг-10-3Ч150		3		1,73		630		0,206		413026
		51	АПвЭоВнг-10-3Ч95		1		0,3		155		0,32		20204

Суммарные потери в кабельных линиях ∆Э_л на напряжении 10 кВ составляют:

Общие потери электроэнергии в трансформаторах и кабельных линиях ∆Э на напряжении 10 кВ определим так:

Определим потери напряжения в линиях 110 кВ и 10 кВ.

Расчёт потерь напряжения производим по формуле:

(9.3.7)

где -удельные активные и реактивные сопротивления кабельных линий, Ом/км;

-потребляемая активная и реактивная мощности, кВт, кВАр,

- номинальное напряжение кабельных линий, кВ;

Относительные потери напряжения в линии в номинальном режиме определяются по формуле:

(9.3.8)

где - номинальное напряжение кабельных линий, В;

Расчет потерь напряжения по КЛ 110 кВ и КЛ 10 кВ приведен в таблице 9.2.

Таблица 9.2. Потери напряжения по КЛ ГПП-9

Ячейка	rуд	xуд	P, кВт	Q, кВАр	L, км	Uн, кВ	ДU, В	dU, %
Кл 10кВ яч.9	0,164	0,099	7 049	2 317	0,48	10,5	31,67	0,3
Кл 10кВ яч.12	0,164	0,099	7 049	2 317	0,48	10,5	31,67	0,3
Кл 10кВ яч.4	0,206	0,103	4 699	1 545	2,3	10,5	123,45	1,18
Кл 10кВ яч.5	0,206	0,103	9 675	3 180	0,48	10,5	35,36	0,34
Кл 10кВ яч.102	0,206	0,103	10 884	3 578	0,85	10,5	70,45	0,67
Кл 10кВ яч.104	0,206	0,103	4 060	1 335	1,8	10,5	166,95	1,59
Кл 10кВ яч.108	0,206	0,103	8 120	2 669	1,79	10,5	110,67	1,05
Кл 10кВ яч.109	0,164	0,099	8 120	2 669	0,98	10,5	74,48	0,71
Кл 10кВ яч.15	0,206	0,103	4 699	1 545	2,3	10,5	123,45	1,18
Кл 10кВ яч.16	0,164	0,099	8 120	2 669	0,75	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.20	0,206	0,103	18 141	5 961	0,7	10,5	58,01	0,55
Кл 10кВ яч.27	0,206	0,103	9 675	3 180	0,48	10,5	35,36	0,34
Кл 10кВ яч.28	0,164	0,099	16 240	5 338	2,28	10,5	173,27	1,65
Кл 10кВ яч.33	0,164	0,099	15 031	4 940	1,59	10,5	111,84	1,07
Кл 10кВ яч.80	0,206	0,103	10 884	3 578	2,82	10,5	233,71	2,23
Кл 10кВ яч.81	0,206	0,103	9 589	3 150	1,3	10,5	94,91	0,9
Кл 10кВ яч.84	0,206	0,103	10 884	3 578	0,82	10,5	67,96	0,65
Кл 10кВ яч.91	0,206	0,103	11 800	3 878	0,57	10,5	51,21	0,49
Кл 10кВ яч.92	0,164	0,099	5 701	1 875	1,09	10,5	58,16	0,55
Кл 10кВ яч.93	0,164	0,099	8 120	2 669	0,75	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.96	0,164	0,099	4 060	1 335	1,5	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.63	0,206	0,103	20 300	6 673	0,7	10,5	64,92	0,62
Кл 10кВ яч.67	0,206	0,103	10 884	3 578	1,8	10,5	149,18	1,42
Кл 10кВ яч.74	0,206	0,103	7 429	2 442	1,87	10,5	158,67	1,51
Кл 10кВ яч.76	0,164	0,099	8 120	2 669	1,02	10,5	77,52	0,74
Кл 10кВ яч.38	0,164	0,099	16 240	5 338	2,28	10,5	173,27	1,65
Кл 10кВ яч.39	0,164	0,099	11 800	3 878	0,5	10,5	36,81	0,35
Кл 10кВ яч.46	0,206	0,103	10 884	3 578	0,83	10,5	68,79	0,66
Кл 10кВ яч.49	0,164	0,099	4 060	1 335	1,5	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.50	0,206	0,103	10 884	3 578	1,73	10,5	143,38	1,37
Кл 10кВ яч.51	0,32	0,112	2 678	880	0,3	10,5	27,3	0,26
КЛ 110кВ 1	0,164	0,141	18 922	6 220	1,73	115	29,94	0,03
КЛ 110кВ 2	0,164	0,141	20 814	6 842	1,89	115	35,98	0,03
КЛ 110 кВ 3	0,164	0,141	23 653	7 773	1,73	115	37,42	0,03

Допустимыми являются потери до 5%, таким образом, все линии обеспечивают приемлемое качество передаваемого напряжения.

9.4 Учет электрической энергии и автоматика на подстанции

Любой производственный технологический процесс тесно увязан с электроснабжением производственного оборудования и является основным потребителем электроэнергии на предприятии. Поэтому важной и неотъемлемой частью автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) является контроль и управление электротехническим оборудованием (выключатели, трансформаторы и т.п.) для обеспечения бесперебойного снабжения основного производства электроэнергией и уменьшения времени простоя оборудования при авариях.

В настоящее время широко внедряются современные микропроцессорные устройства защиты, автоматики и управления (терминалы РЗА) различного первичного электротехнического оборудования всех уровней напряжения. Терминалы применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит.

Одновременно с выполнением функций РЗА терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня (УСО) для построения систем управления. Терминалы могут передавать измеряемые величины, параметры аварийных режимов, значения уставок, осциллограммы, информацию о состоянии оборудования в АСУ, а также выполнять дистанционное управление объектом автоматизации.

Интеграция терминалов РЗА в АСУ позволяет снизить капитальные затраты на оборудование УСО при создании АСУ электроснабжения.

Терминалы РЗА серии RЕx54x выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты различного первичного электротехнического оборудования. Терминалы применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит напряжением 0,4 - 35 кВ.

Все терминалы осуществляют индикацию текущих и аварийных значений токов и напряжений, уставок и сработавших каналов на цифровом дисплее.

Одновременно с выполнением функций РЗА терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня для построения систем управления энергообъекта. Терминалы могут передавать измеряемые величины, параметры аварийных режимов, значения уставок, осциллограммы, информацию о состоянии оборудования в АСУ, а также производить дистанционное управление объектом.

Терминалы RTU200 и RTU560 используются в качестве контроллеров процесса и устройств телемеханики, легко адаптируются к различным средам передачи и режимам трафика. Терминалы имеют модульную структуру и могут применяться на объектах с числом сигналов от 20 до 1800. терминалы позволяют гибко программировать режимы сбора, первичной обработки и передачи данных и обеспечивает выполнение функций локальной автоматики.

Терминалы RTU в основном поставляются в виде шкафов контроллеров.

Устройства сигнализации серии SACO16D предназначены для организации местной или центральной системы сигнализации энергообъекта.

Устройство отображает на местном табло групповой или индивидуальный аварийный сигнал, управляет звуковой сигнализацией. SACO16D имеет порт связи для подключения в АСУ.

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) является концентратором данных и предназначено для подключения терминалов РЗА и счетчиков электроэнергии удаленных энергообъектов в АСУ. УСПД выполняет функции сбора, предварительной обработки и хранения данных.

УСПД типа SRIO1000 используется для интеграции в систему управления терминалов РЗА и дополнительно позволяет подключить по месту переносное автоматизированное рабочее место (АРМ) электрика (релейщика) для работы с защитами и принтер событий. Для обмена с АСУ верхнего уровня используются стандартные протоколы ANSI и MODBUS.

сбор измерений с цифровых и импульсных выходов счетчиков;

расчет именованных параметров электроэнергии;

ведение архивов;

поддержка коммуникации с локальной АСУ и удаленным АРМ Энергосбыта.

Терминалы серий REx5xx и RЕx316 предназначены в основном для защиты высоковольтного оборудования:

REB - защита шин и выключателей;

REF - защита фидеров;

RET - защита трансформатора;

REL - защита линии.

Терминалы защит и управления в основном поставляются в виде комплектных шкафов и панелей защиты объектов различного назначения.

Терминалы имеют порты связи для подключения в АСУ.

Для технического и коммерческого учета электроэнергии используются цифровые счетчики «Альфа». Счетчики «Альфа» выполняют:

учет электроэнергии по 4 тарифам, 4 сезонам, 4 типам недель с классом точности 0,2S и 0,5S;

контроль качества электроэнергии;

измерение активной и реактивной энергии в двух направлениях;

хранение графика нагрузки;

передачу результатов измерения по цифровым и импульсным каналам.

Система наблюдения SMS является автоматизированной системой мониторинга терминалов РЗА и в основном используется в качестве инструмента инженера-релейщика (электрика).

Система SMS позволяет быстро перенастраивать уставки терминалов РЗА, выявлять и устранять любые несоответствия, считывать осциллограммы, как непосредственно с терминала, так и с удаленного рабочего места. Система SMS может быть легко расширена до системы автоматизации объекта.

Система автоматизации электроснабжения MicroSCADA.

MicroSCADA является многоуровневой системой наблюдения и управления электроснабжением на единой программной базе. Основная роль MicroSCADA заключается в том, что данный программный продукт позволяет объединить воедино самое разное оборудование и программное обеспечение на любом уровне АСУ.

Специалистами «АББ Автоматизация» разработан программно-технический комплекс UNICON, предназначенный для организации передачи данных из системы MicroSCADA в системы верхнего и нижнего уровней. UNICON позволяет реализовывать множество протоколов связи без встраивания их в систему MicroSCADA.

Рис. 9.1. Автоматизированная система управления на подстанции

Система MicroSCADA представляет собой открытую программно-аппаратную среду для построения автоматизированных систем контроля и управления распределенными объектами электроэнергетического назначения. В системе реализован полный набор функций для автоматизации:

сбор, передача и обработка информации поступающей от устройств контроля и управления электроснабжением;

хранение данных и отображение информации на экранах мониторов и панелях щитов;

дистанционное управление выключателями в режиме реального времени;

технический и коммерческий учет электроэнергии;

возможность полного контроля параметров терминалов РЗА, интегрированных в систему.

Система функционирует на базе стандартных персональных компьютеров (ПК) с операционной системой WINDOWS NT4. Персональные компьютеры, объединенные локальной вычислительной сетью типа Ethernet с протоколом TCP/IP, многократно повышают оперативность персонала.

Функция учета выполняет контроль потребления электроэнергии, в том числе возможные превышения заявленного максимума во время 30-минутного максимума. Возможное превышение фиксируется аварийным сигналом. Особую актуальность эта функция приобрела в условиях современного рынка электроэнергии, когда цена электроэнергии постоянно растет.

Система MicroSCADA применяется в энергетике более 15 лет. К настоящему времени установлены и эксплуатируются более 1400 одно- и многоуровневых систем диспетчерского управления более чем в 40 странах мира. В России насчитывается более трех десятков энергообъектов с системой MicroSCADA.

Рис. 9.2. Структура системы MicroSCADA

Система MicroSCADA обеспечивает выполнение следующего комплекса информационно-технологических задач и базовых функций:

контроль состояния и дистанционное управление объектами автоматизации;

формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;

протоколирование событий и действий оператора;

разграничивание прав доступа пользователей к функциям и данным;

быстрая локализация мест повреждений;

обеспечение динамической окраски схем энергообъектов;

автоматическое выполнение заранее разработанных последовательностей переключений с контролем правильности операций;

автоматизация контроля безопасности в местах проведения работ;

реализация механизма блокировки от ошибочных действий при управлении устройствами;

гибкая интеграция с оборудованием производства концерна АББ (удаленными терминалами серии RTU, релейными терминалами серий REx500, REx316, счетчиками электроэнергии ALPHA и др.).

автоматическая самодиагностика состояния оборудования системы.

Дополнительные функции:

конфигурируемые формы журналов событий и аварийных сигналов в системе;

оперативное ведение списка блокировок по управлению, сигнализации, сообщениям;

идентификацию аварийных сообщений и сигналов в зависимости от их важности;

оперативную блокировку/разблокировку сигналов и управляющих команд по группам и подгруппам устройств;

дистанционный просмотр и изменение уставок терминалов РЗА, чтение параметров счетчиков АЛЬФА;

отображение отчетов (таблицы, графики, диаграммы) по запросу оператора;

диагностика первичного электрооборудования (выключатель, трансформатор);

возможность стыковки с устройствами АСУ ТП отечественных и зарубежных производителей с применением стандартных протоколов обмена, специальных адаптеров и преобразователей протоколов.

Сервисные возможности системы могут быть легко расширены пользователями в процессе эксплуатации с помощью прилагаемых инструментальных средств, т.к. система является программно открытой.

Структура аппаратной части системы MicroSCADA может быть представлена двумя подсистемами: верхнего и нижнего уровней.

Подсистема верхнего уровня устанавливается, как правило, на центральном диспетчерском пункте (ДП) и содержит следующее оборудование:

один или более базовых серверов MicroSCADA;

сервер связи, встроенный в ПК базового сервера или отдельный;

графические рабочие станции (АРМ) пользователей;

периферийное офисное и специальное оборудование (принтеры, устройства звуковой и световой сигнализации, устройства синхронизации времени, мнемощиты и др.).

Перечисленные устройства объединяются локальной вычислительной сетью (ЛВС). На случаи непредвиденных отказов серверы и линии ЛВС могут резервироваться.

Подсистему нижнего уровня образуют устройства сопряжения с объектом (УСО):

удаленные терминалы (RTU) и устройства телемеханики (ТМ);

программируемые логические контроллеры (PLC);

цифровые терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА);

счетчики АЛЬФА и др.

В подсистему нижнего уровня входят и устройства связи, объединяющие оборудование верхнего и нижнего уровней одной и более систем в единый информационно-вычислительный комплекс.

Связь между подсистемами любых уровней осуществляется с помощью устройств дистанционной связи (модемы, адаптеры, шлюзы и др.). Сеть MicroSCADA может подключаться к ЛВС программно-технических комплексов «третьей стороны».

На подстанции ГПП-9 предлагается установка микропроцессорных терминалов защиты REF541 на отходящих ячейках, RET316 - для защиты трансформаторов, REL511 - для защиты питающих кабельных линий 110 кВ. В качестве приборов коммерческого учета электроэнергии предлагается установка цифровых счетчиков ALPHA. Все устройства контроля и учета электроэнергии предлагается объединить в систему MicroSCADA. Предлагается также создание системы наблюдения и управления на подстанции.

10. Релейная защита

.1 Анализ аварийных режимов на подстанции

Согласно статистическим данным наиболее частым аварийным режимом на ГПП-9 является короткое замыкание. Причинами к.з. обычно являются нарушения изоляции, вызванные её механическими повреждениями, старением, перекрытием проводников фаз посторонними предметами, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной коротких замыканий являются неправильные действия обслуживающего персонала. Примерами таких действий являются ошибочные включения разъединителей на закоротку, ошибочные действия при переключениях в главных схемах и в схемах релейной защиты и автоматики.

Обычно развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, действующих на отключение выключателей.

Таким образом, основным назначением релейной защиты является быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети.

Кроме повреждений электрического оборудования, приводящих к многофазным к.з., могут возникать такие нарушения нормальных режимов работы, как перегрузка, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью, выделение газа в результате разложения масла в трансформаторе или баке РПН, понижение уровня масла в расширителе трансформатора, ненормальное повышение температуры масла трансформатора.

В большинстве указанных случаев нет необходимости немедленного отключения оборудования, так как эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраниться (исключение составляет газогенерация в трансформаторе или в РПН, свидетельствующая о повреждении трансформатора). Поэтому при нарушении нормального режима работы на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом, как правило, достаточно дать предупредительный сигнал персоналу подстанции.

Таким образом, вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования, которые могут привести к аварии, и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу.

При выполнении релейной защиты, действующей на отключение, в сетях с глухозаземленной нейтралью (110 кВ) учитываются трехфазные, двухфазные (между двумя фазами), двухфазные на землю и однофазные короткие замыкания. В этих сетях защита выполняется двумя комплектами: комплектом от междуфазных КЗ, включенным на полные токи и напряжения фаз, и комплектом от КЗ на землю, включенным на токи и напряжения нулевой последовательности.

В сетях с изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, (распределительная сеть 10 кВ) при выполнении релейной защиты, действующей на отключение, учитываются многофазные КЗ и двухфазные КЗ на землю. При однофазных замыканиях на землю защита, как правило, выполняется действующей на сигнал. В этих сетях выполняют защиту от всех видов КЗ, включенной на полные токи и напряжения либо переключаемой на слагающие нулевой последовательности.

На трансформаторах принято выполнять защиту, действующую на отключение при всех видах многофазных и однофазных КЗ на выводах и в обмотках, а также при витковых КЗ и возникновении «пожара» железа, который вызывается вихревыми токами при нарушении изоляции между пластинами шихтованного магнитопровода. Повреждение сопровождается горением дуги и выделением газов в результате разложения масла и других изолирующих материалов.

Ненормальными режимами работы, которые учитываются при выполнении релейной защиты, являются сверхтоки внешних КЗ, сверхтоки перегрузок, а для маслонаполненных трансформаторов также понижение уровня масла.

Термическое воздействие сверхтоков может привести к преждевременному износу и повреждениям изоляции. От сверхтоков внешних КЗ используется защита, выполняющая функции резервной при отказе защит или выключателей смежных поврежденных элементов.

На трансформаторах защита от сверхтоков выполняется с выдержками времени и действует на сигнал, автоматическую разгрузку или отключение.

.2 Анализ существующей системы релейной защиты и автоматики. Предпосылки к модернизации

Установленные на данный момент устройства релейной защиты и автоматики на ГПП-9 удовлетворяют требованиям [2, гл. 3.2], т.е. их набор, селективность действия и чувствительность обеспечивают защиту оборудования от ненормальных режимов работы и бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией.

В то же время фактический срок эксплуатации электромеханических реле значительно превышает их заявленный срок службы. Следствием этого является рост количества случаев изменения характеристик или повреждений элементов реле, выявленных при проведении планового технического обслуживания и при анализе случаев неправильной работы, а также рост относительного числа отказов функционирования. Также имеет место неудовлетворительное состояние изоляции контрольных кабелей и монтажных проводов (малое сопротивление изоляции, её высыхание и хрупкость). Наличие этих факторов выливается в невозможность восстановления требуемых характеристик устройств при проведении технического обслуживания.

Перечисленные выше недостатки отрицательно влияют на надежность защиты электрооборудования подстанции и являются достаточными для проведения модернизации системы РЗиА на подстанции.

Цель модернизации - замена электромеханических реле цифровыми терминалами защиты, как более надежными и малообслуживаемыми. Надежность данных устройств в первую очередь связана с отсутствием подвижных механических частей. Кроме того, применение микропроцессорных комплектов защиты и управления позволит создать автоматизированную систему управления электроснабжением комбината.

.3 Выбор защит и противоаварийной автоматики

Необходимый объем защит оборудования подстанций и противоаварийной автоматики, зоны их действия, их селективность и чувствительность, а также типы и зоны действия резервных защит регламентируются Правилами устройства электроустановок. При выборе необходимого набора защит будем руководствоваться указаниями [2, гл. 3.2].

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электроустановки с помощью выключателей. Если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.

Релейная защита, действующая на отключение, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью, то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы.

Согласно для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

) витковых замыканий в обмотках;

) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

) понижения уровня масла.

Кроме того, для трансформаторов мощностью более 6,3 МВА должна быть предусмотрена газовая защита. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более. Указанная зашита должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

На понижающих трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с действием на отключение. При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, следует устанавливать со стороны питания и со стороны каждой секции.

Для линий в сетях 10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Для защиты линии от многофазных замыканий применяется максимальная токовая защита, выполненная комбинацией мгновенных токовых реле и реле времени.

Для линий в сетях 110 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю.

Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию электроустановок потребителя. [2, п. 3.3.30]

Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания. При этом должна быть обеспечена однократность действия устройства. [2, п. 3.3.32] На каждом секционном выключателе 10 кВ предусматривается автоматическое включение резерва. АВР выполнено с пуском минимального напряжения. На стороне 380-220В щита собственных нужд предусматривается АВР секционного автомата при исчезновении напряжения на одной из секций шин 380-220 В.

Согласно [2, п. 3.3.79] автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII).

Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы.

Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.

В соответствии с [2] на вводах 10 кВ трансформаторов предусматривается устройство автоматического повторного включения - АПВ с проверкой отсутствия напряжения. Пуск АПВ осуществляется от максимальной токовой защиты, установленной на вводах 10 кВ от трансформаторов. При к.з. на шинах 10 кВ, реле пуска АПВ осуществляется запрет действия АВР.

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР. Недопустимо уменьшение объема АЧР за счет действия устройств АВР или персонала.

.4 Расчет уставок релейной защиты

.4.1 Расчет уставок релейной защиты отходящего кабеля 10 кВ

Максимальный рабочий ток кабеля, питающего РУ-10 кВ «Сигран», примем равным суммарному номинальному току трансформаторов, установленных в цехе «Сигран».

Для защиты линии от многофазных замыканий применяется максимальная токовая защита, выполненная комбинацией мгновенных токовых реле и реле времени. Отстраивается защита от максимального рабочего тока присоединения.

Для защиты от многофазных замыканий ток срабатывания будет равен:

где k_н = 1,2 - коэффициент надежности;

к_в = 0,95 - коэффициент возврата.

Ток срабатывания реле определяется как

где k_сх = 1 - при соединении трансформаторов тока по схеме неполной звезды.

Максимальная выдержка времени, равная 0,5 с, принята для токовой защиты трансформаторов, установленных в РУ-10 кВ «Сигран». Выдержка времени максимальной токовой защиты кабельной линии принимается на ступень селективности больше.

t_посл = t_пред + Дt = 0,5 + 0,5 = 1,0 с, (10.4.1.4)

где Дt - ступень выдержки времени.

Защита кабельной линии от однофазных замыканий на землю выполняется с действием на сигнал. Для защиты используется трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛ. Ток срабатывания защиты отстраивается от емкостного тока данной линии при повреждении на другой линии.

Ток срабатывания защиты

I_с.з. = k_н · I_с = 2 · 6,7 = 13 А, (10.4.1.5)

где k_н - коэффициент надежности, учитывающий бросок зарядного тока,

I_с - собственный емкостный ток замыкания на землю данной линии.

где l - длина кабельной линии, км,

n - число кабелей в линии,

S - сечение жилы кабеля, мм,

U_н - номинальное напряжение линии, кВ.

Проверяется чувствительность защиты по общему току замыкания на землю, за вычетом собственного емкостного тока кабельной линии

Данный коэффициент чувствительности удовлетворяет условию к_ч ≈ 1,5 для токов повышенной частоты (в системах с изолированной нейтралью) [2, п. 3.2.21].

.4.2 Расчет уставок релейной защиты трансформатора

На понижающих трансформаторах релейная защита осуществляется с помощью нескольких типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним. Оно осуществляется не только установкой на трансформаторе двух защит, действующих при одних и тех же видах повреждений, но и путем разделения их цепей, например включения продольной дифференциальной и максимальной токовой защит на разные трансформаторы тока, применения разных источников оперативного тока, установки двух выходных реле. Для повышения эффективности ближнего резервирования следует стремиться к повышению чувствительности защит.

Наряду с ближним резервированием защита понижающего трансформатора должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. действовать при к.з. в сети НН в случаях отказа собственной защиты или выключателя поврежденного элемента этих сетей. Осуществлять дальнее резервирование способны лишь защиты с относительной селективностью. Из перечисленных защит трансформаторов к ним относятся только максимальная токовая защита от внешних междуфазных к.з. При разработке схем этих защит и при выборе уставок следует стремиться к увеличению их чувствительности.

Продольная дифференциальная защита трансформатора

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов. Выпускаются специальные реле для дифференциальных защит серий РНТ и ДЗТ. Для защиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой, как правило, применяются реле ДЗТ с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и магнитным торможением сквозным (циркулирующим) током дифференциальной защиты. Исключение могут составлять трансформаторы с малыми величинами токов к. з. при повреждениях на стороне низшего напряжения, для которых более высокую чувствительность обеспечивают реле РНТ.

Дифференциальная защита трансформаторов имеет несколько особенностей, отличающих ее от продольных дифференциальных защит других элементов:

) необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включении ненагруженного трансформатора под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения внешнего к.з. в питающей сети;

) необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

а) невозможностью точной установки на коммутаторе реле РНТ и ДЗТ расчетных чисел витков уравнительных обмоток; этим вызывается появление составляющей тока небаланса, обозначаемой I¢¢¢_нб;

б) регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса, обозначаемой I¢¢_нб;

в) существует составляющая тока небаланса I¢_нб, обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты. Эта составляющая, характерная для всех дифференциальных защит, может быть особенно значительной для дифференциальных защит трансформаторов, поскольку они характеризуются большими и значительно отличающимися друг от друга сопротивлениями нагрузки трансформаторов тока в плечах защиты и параметрами трансформаторов тока.

При выборе тока срабатывания (I_с.з.)защиты трёхобмоточного трансформатора определяющими являются те же условия, по которым определяется I_с.з. двухобмоточного трансформатора. При этом для упрощения одна из обмоток отключена, и расчёт ведётся как для двухобмоточного. Потом идёт расчёт с отключением другой обмотки. Выбранные в предыдущем расчёте параметры остаются неизменными. Произведём расчёты только для одной обмотки, так как имеем двухобмоточный трансформатор с расщеплённой низшей обмоткой - параметры низших обмоток одинаковы.

Определяем средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора и заносим их в таблицу 10.1.

Таблица 10.1. Средние значения номинальных токов трансформатора

Наименование величины	Численное значение для стороны
	115 кВ	10,5 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока nт	1000/5	3200/5
Схема соединения трансформаторов тока
Вторичный ток в плечах защиты, А

Методика расчета тока небаланса соответствует [19, глава 9].

Ток небаланса определяется как:

I_нб = I¢_нб + I¢¢_нб + I¢¢¢_нб, (10.4.2.1)

где I¢_нб - ток небаланса, обусловленный погрешностью трансформаторов тока;

I¢¢_нб - ток небаланса, обусловленный регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой;

I¢¢¢_нб - ток небаланса, обусловленный неравенством токов в цепи циркуляции от различных групп трансформаторов тока.

Определяется первичный ток небаланса без учета составляющей I¢¢¢_НБ, так как неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать числа витков НТТ реле.

Первичный ток небаланса, приведенный к регулируемой стороне ВН:

I_нб = I¢_нб + I¢¢_нб= (к_апер · к_одн · e + ∆U_a) · I_к.макс. = (1 · 1 · 0,1 + 0,053) · (28320 · 10,5/115) = 395 А. (10.4.2.2)

где к_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, равен 1 при неоднотипных трансформаторах тока;

к_апер - коэффициент апериодичности, учитывающий повышенные значения намагничивающих токов переходного режима к.з. и принимаемый для защит, работающих без выдержки времени, равным 1 при условии использования реле с торможением;

е = 0,1 - допустимая относительная погрешность трансформаторов тока;

∆U_a = 0,053 - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора (принимается равным половине полного диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне трансформатора).

Определим предварительное, без учета I¢¢¢_нб, значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

I_с.з. ³ к_н · I_нб = 1,3 · 395 = 513 А, (10.4.2.3)

где к_н = 1,3 - коэффициент надёжности, учитывающий неточность расчетов.

По условию отстройки от броска тока намагничивания:

I_с.з.³ к_н · I_ном.тр. = 1,3 · 316 = 411 А. (10.4.2.4)

Произведем предварительную проверку чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия.

При двухфазном КЗ в зоне действия дифференциальной защиты ток проходит через трансформаторы тока стороны 110 кВ, соединенные в треугольник. В этом случае расчетный ток в реле дифференциальной защиты для схем треугольника с тремя реле или треугольника с двумя реле:

Ток срабатывания реле (предварительный):

Предварительное значение коэффициента чувствительности:

Далее определяем число витков обмоток реле с учетом того, что на коммутаторе реле РНТ-565 можно подобрать практически любое число витков как рабочей, так и уравнительных обмоток. Расчет начинается с выбора числа витков неосновной стороны 110 кВ, так как это питающая сторона с регулируемым напряжением.

где F_с.р - намагничивающая сила, необходимая для срабатывания реле (для реле РНТ-565 равна 100±5 А).

Примем W_неосн.= 23 вит.

I_{с.з.
неосн.} (сторона ВН) = 4,34 · 200/1,73 = 502 А, (10.4.2.10)

I_{с.з. осн.} (сторона НН) = 502 · 115/10,5 = 5500 А. (10.4.2.11)

Число витков обмотки НТТ реле РНТ, подключаемой к трансформаторам тока основной стороны:

(10.4.2.12)

Примем W_осн.= 23 вит.

Составляющая тока небаланса I¢¢¢_нб:

(10.4.2.13)

I_НБ с учетом I¢¢¢_нб:

I_нб = 395 + 11,2 = 406,2 А. (10.4.2.14)

I_{с.з.неосн.} с учетом I¢¢¢_нб:

I_{с.з.неосн.} = 1,3 · 406,2 = 528 А. (10.4.2.15)

Окончательно принятые числа витков:

W_осн.= W_ур.1= 23 вит.

W_неосн.= W_ур.2= 23 вит.

Проверка: 2,73 · 23 ≈ 2,71 · 23 (62,8 ≈ 62,3).

Коэффициент чувствительности при к.з. в зоне действия дифференциальной защиты (при окончательно выбранных числах витков):

Данный коэффициент чувствительности удовлетворяет условию к_ч ³ 1,5 для продольной дифференциальной защиты трансформаторов [2].

Газовая защита трансформатора

Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным наполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.

Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты разомкнуты.

При повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, которые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний из двух поплавков опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание его контакта, действующего на предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование и под воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок, который дает команду на отключение поврежденного трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке трансформатора сильно понизился уровень масла (например, при повреждении бака и утечке масла).

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1-0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25% выше уставки). Благодаря этим достоинствам газовая защита обязательно устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более.

Максимальная токовая защита трансформатора

Максимальная защита состоит из двух комплектов: одного - на стороне 110 кВ с действием на отключение трансформатора с трёх сторон, другого - на стороне 10 кВ с действием на отключение ввода 10 кВ с одной выдержкой времени и на отключение выключателя 110 кВ с большей выдержкой времени. На стороне 110 кВ защита выполнена с независимой выдержкой времени по схеме полной звезды. На стороне 10 кВ защита имеет ускорение при включении.

Выбираем двухступенчатую максимальную токовую защиту для селективного отключения выключателей 10 кВ и 110 кВ.

Расчёт первой ступени.

Ток срабатывания защиты [19, стр.60]:

где к_зап = 1,4 - коэффициент запаса;

к_с.з. = 2,5 - коэффициент самозапуска;

к_в. = 0,95 - коэффициент возврата реле;

I_раб._max = 1730 А - максимальный рабочий ток.

Ток срабатывания реле:

где к_сх.= 1 - коэффициент схемы;

n_т = 3200/5 = 640 - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Коэффициент чувствительности:

Для отключения вводного выключателя 10 кВ при к.з. на низшей стороне принимаем время срабатывания защиты:

t_с.з.1 = t_{с.з.пред.} + ∆t = 1 + 0,5 = 1,5 сек. (10.4.2.20)

Если короткое замыкание при отключении вводного выключателя 10 кВ не устранилось, значит необходимо отключать выключатель 110 кВ. Поэтому выбираем время срабатывания защиты на отключение 110 кВ:

t_с.з.2 = t_с.з.1 + ∆t = 1,5 + 0,5 = 2,0 сек. (10.4.2.21)

Расчёт второй ступени.

Расчет максимальной токовой защиты на стороне 110 кВ произведен для кабельной линии, вторая ступень максимальной токовой защиты трансформатора имеет те же уставки по току и времени срабатывания, что и кабельная линия 110 кВ.

Защита от перегрузки трансформатора

Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется двумя реле тока, включенными в цепь двух трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий.

Устанавливаем в каждой вторичной ветви трансформатора защиту от перегрузки с действием на сигнал, т.к. трансформаторы могут работать длительное время с перегрузкой.

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

где к_зап = 1,1 - коэффициент запаса;

к_в. = 0,95 - коэффициент возврата реле;

Ток срабатывания реле:

Для отстройки от кратковременных перегрузок и внешних коротких замыканий предусматривается выдержка времени t_с.з = 9 сек.

.4.3 Расчет уставок релейной защиты кабельной линии 110 кВ

Для защиты кабельной линии 110 кВ используем следующие виды защит: токовая отсечка без выдержки времени с отстройкой от тока короткого замыкания на шинах 10 кВ, максимальная токовая защита с отстройкой от наибольшего рабочего тока оборудования и защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

Токовая отсечка

Для исключения излишних отключений линии при внешних к.з. ток срабатывания защиты выбирается больше максимального тока внешнего к.з. I_к.вн._max при к.з. на шинах подстанции.

где k_отс - коэффициент отстройки, учитывающий возможную апериодическую составляющую в токе, неточность расчетов при к.з., погрешности трансформатора тока и измерительного органа защиты.

, - коэффициент трансформации по напряжению.

где k_сх - коэффициент схемы при соединении трансформаторов тока по схеме полной звезды,

n_тт - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Максимальная токовая защита

Ток срабатывания защиты:

I_раб._max = 316 А - номинальный ток трансформатора на стороне 110 кВ.

к_отс. = 1,2 - коэффициент отстройки;

к_с.з. = 2 - коэффициент самозапуска, принимается по [19, с.65];

к_в. = 0,95 - коэффициент возврата реле;

Ток срабатывания реле

Коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты проверяется в соответствии с её назначением: как резервной - в конце смежных участков

Выдержка времени для максимальной токовой защиты выбирается на ступень выдержки выше, чем выдержка времени максимальной токовой защиты на стороне 10 кВ

t_посл = t_пред + Дt = 1,5 + 0,5 = 2,0 сек. (10.4.3.6)

Защита от однофазных замыканий на землю

Расчет однофазных замыканий на землю произведем по [19].

(10.4.3.7)

где - ток прямой последовательности, А;

- ток обратной последовательности, А;

- ток нулевой последовательности, А;

- суммарное сопротивление прямой последовательности, Ом;

- суммарное сопротивление обратной последовательности, Ом;

-суммарное сопротивление нулевой последовательности, Ом;

Сопротивление обратной последовательности для кабельных линий равно сопротивлению прямой, а сопротивление нулевой последовательности равно четырем сопротивлениям прямой последовательности.

Сопротивления прямой и нулевой последовательностей известны по данным лаборатории релейной защиты ОАО «НЛМК» и составляют для РП-1 соответственно 2,61 Ом и 3,8 Ом - в максимальном режиме и 7,37 Ом и 8,38 Ом - минимальном режиме. Сопротивление прямой последовательности системы равно сопротивлению обратной последовательности [19].

Рассчитываю ток однофазного замыкания на землю на вводах трансформатора 110 кВ.

В качестве защиты от замыкания на землю примем токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП).

Согласно [19, с.67] ток срабатывания первой ступени ТЗНП отстраивается только от броска тока намагничивания силового трансформатора. Отстройка от токов замыкания на землю на низшей стороне трансформатора не требуется, т.к. они не создают токов нулевой последовательности.

(10.4.3.8)

где - ток срабатывания 1-й ступени ТЗНП, А;

- номинальный ток силового трансформатора на стороне высшего напряжения, равен 316 А.

Первая ступень ТЗНП работает без выдержки времени.

Согласно [19, с.69] ток срабатывания второй ступени ТЗНП отстраиваю от тока небаланса при коротком замыкании на одной из обмоток низшего напряжения.

(10.4.3.9)

где - ток срабатывания 2-й ступени ТЗНП, А;

- коэффициент однотипности параметров трансформаторов тока, принимаю равным 0,5;

- максимально допустимая погрешность трансформатора тока, равна 0,1;

- максимальное значение тока короткого замыкания на обмотке низшего напряжения.

Значение в данном случае примем равным 1,2.

Время срабатывания 2-й ступени ТЗНП , с, примем на ступень селективности больше времени срабатывания 1-й ступени, т.е. 0,5 с.

Согласно [2, п.3.2.21] минимальный коэффициент чувствительности второй ступени ТЗНП с учетом надежного резервирования должен составлять не менее 1,3.

, (10.4.3.10)

Следовательно, защита удовлетворяет условию чувствительности.

Рассчитаем токи срабатывания реле.

(10.4.3.11)

(10.4.3.12)

Карта селективности уставок рассчитанных защит представлена на рис. 10.1.

Рис. 10.1. Карта селективности уставок релейной защиты

10.5 Оценка возможности применения новейших видов комплектных устройств релейной защиты и автоматики

В качестве комплектов защиты предлагается использование микропроцессорных терминалов защиты производства фирмы «АББ Автоматизация». Такой выбор был сделан по ряду причин, приведенных ниже.

Фирма «АББ Автоматизация» - единственная российская фирма, имеющая полный ряд продукции РЗА и АСУ, мощную производственную базу с современным оборудованием, стабильный коллектив и способная комплексно оснастить предприятие. Обеспечена круглосуточная линия «горячей связи», привлечены к сотрудничеству ведущие научные и проектные организации, ведется работа по подготовке специалистов, проводятся семинары по обмену опытом.

Для защиты питающих и отходящих линий предлагается использование терминала REF541, который обладает следующими возможностями:

защита, управление, измерение и контроль сетей среднего напряжения;

измерение напряжения и тока при помощи обычных измерительных трансформаторов;

местный интерфейс человек-машина, включающий большой графический дисплей;

расширенные функциональные возможности благодаря применению специфичных библиотек защиты, управления, измерения, контроля состояния и связи;

основные функции защиты, включая ненаправленную максимальную токовую защиту и защиту от замыканий на землю, защиту от напряжения нулевой последовательности, защиту от понижения/повышения напряжения, защита от тепловой перегрузки, УРОВ и АПВ;

функции управления, включая местное и дистанционное управление объектами коммутации, индикация состояния объектов коммутации и блокировки на уровне ячейки и станционном уровне;

измерение фазных токов, линейных и фазных напряжений, тока и напряжения нулевой последовательности, частоты, коэффициента мощности, гармоники, активной и реактивной мощности и энергии и т.д.;

контроль состояния выключателя, цепи отключения и внутренний самоконтроль терминала;

два интерфейса связи: один - локальная связь с ПК, другой - для удаленной связи через систему связи подстанции.

Терминалы защиты фидеров REF541 предназначены для защиты, управления, измерения и контроля сетей среднего напряжения. Они применяются в распределительных устройствах с одной системой шин. Функция защиты также поддерживает различные виды сетей, такие как сети с изолированной нейтралью, сети с компенсированной нейтралью, а также сети с частичным заземлением.

В добавление к функциям защиты, измерения и управления терминалы обладают большим количеством перепрограммируемых функций логики, которые позволяют реализовать все необходимые функции для автоматизации подстанции в одном терминале. Для связи и передачи данных используется SPA-шина или LON-шина для связи с оборудованием более высокого уровня. Терминалы REF541 также поддерживают другие стандартные протоколы, например, IEC 870-5-103. Кроме того, связь по LON-шине вместе с перепрограммируемыми функциями логики снижают количество кабелей, соединяющих терминалы.

Функции измерения включает измерение трехфазных токов, тока нейтрали, трехфазного напряжения, напряжения нулевой последовательности, частоты, активной и реактивной мощности, а также коэффициента мощности. Кроме того, предусматриваются также другие измерения.

В стандартном исполнении терминал REF541 имеет входы счетчиков импульсов. Число входов импульсов в REF541 равно 7.

Функции управления используются для считывания информации о статусе устройств коммутации, т.е. автоматических выключателей, разъединителей и заземляющих ножей, а также аварийных каналов.

В функции управления также входят команды на включение и отключение контролируемых устройств коммутации распределительного устройства. Библиотеки функций управления представляют собой объекты управления для автоматических выключателей и разъединителей, объекты индикации для индикации устройств коммутации, объекты коммутации вкл/выкл для логики управления, другие объекты для мониторинга данных и т.д. Индикацию объектов можно сконфигурировать на графическом дисплее. Мнемосхема конфигурации может создаваться пользователем.

Защиту силовых трансформаторов предлагается реализовать на микропроцессорных терминалах RET316, имеющими следующие особенности:

одна трехфазная функция дифференциальной защиты для двух- и трехобмоточных трансформаторов

не требуются промежуточные трансформаторы тока;

непрерывная компенсация коэффициента трансформации и фазы трансформаторов тока;

программирование входов и выходов для обеспечения отключения и/или индикации внешних характеристик защиты (газовая защита, защита от повышения температуры и т.д.);

ступень максимальной токовой защиты в дифференциальной цепи;

функции максимальной токовой защиты на стороне высокого и низкого напряжения;

защита от тепловой перегрузки;

стандартная схема включения независимо от группы соединения обмоток силового трансформатора;

модульное программное обеспечение;

непрерывная самодиагностика и контроль;

управляемая с помощью меню программа пользовательского интерфейса;

регистрация событий и измерение величин.принадлежит к поколению полностью цифровых терминалов защиты трансформатора, т.е. аналогово-цифровое преобразование входных переменных выполняется непосредственно после входных трансформаторов, и вся дальнейшая обработка сигналов выполняется уже в цифровой форме микропроцессорами и управляется программами. Цифровая обработка обеспечивает неизменность параметров точности и чувствительности защиты на протяжении всего срока службы.

Стандартные интерфейсы обеспечивают возможность обмена информацией между RET316 и другими системами управления. Таким образом, благодаря обмену данными обеспечивается либо непрерывный отчет о состоянии дискретных сигналов, событиях, измеренных величинах и параметрах, либо активизация другой группы уставок терминала защиты по команде через систему управления более высокого уровня.

Благодаря компактности своей конструкции, наличию всего нескольких блоков в аппаратной части, модульному программному обеспечению и встроенным функциям непрерывного самоконтроля и наблюдения, RET316 идеально соответствует представлениям о современном устройстве защиты. Без сомнения, степень готовности устройства, то есть отношение среднего времени нахождения в исправном рабочем состоянии к полному сроку службы, является наиболее важной его характеристикой. Непрерывный контроль собственных функций обеспечивает этот показатель для RET316*4 практически всегда близким к единице.

Интерфейс человек-машина (ИЧМ) с помощью системы меню на персональном компьютере и небольшие размеры RET316 обеспечивают простоту подключения терминала, его конфигурирования и задания уставок. Дополнительные программные функции и назначение входных и выходных сигналов через ИЧМ обеспечивает максимальную гибкость, то есть способность защиты RET316 адаптироваться к условиям конкретной энергосистемы, координировать свои действия или заменять модули в существующей схеме защиты.

Как видно, предлагаемые терминалы обеспечивают все необходимые функции защиты, оговоренные в Правилах устройства электроустановок и рассчитанные в данном проекте.

Для максимального использования цифровых комплектов защиты предлагается создание автоматизированной системы управления электроснабжением, компоновка которой была описана в пункте 9.4 настоящего проекта. Предлагаемые терминалы защиты имеют цифровые выходы для связи с АСУ, а фирма-производитель комплектов защиты предлагает также все необходимые комплектующие для реализации данной системы. В результате не только создается АСУ любого уровня, но также появляется возможность легко совмещать её с другими системами.

11. экономические расчеты

Модернизация оборудования по результатам расчетов с целью повышения надежности и долговечной эксплуатации предполагает:

- замену силовых трансформаторов 63 МВА;

- применение кабелей 110, 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена;

замену оборудования КРУ (включая шкафы, шины, трансформаторы тока, выключатели, релейную защиту) на современные с целью сокращения затрат на обслуживание, повышения надежности электроснабжения и эффективного использования материалов;

замена трансформаторов напряжения на трансформаторы с более высоким классом точности;

установку плунжерных дугогасящих реакторов с автоматической системой компенсации токов однофазных замыканий на землю;

замену вентильных разрядников на ограничители перенапряжений для повышения надежности работы электроустановки.

Экономические расчеты проведем в соответствии с [20], [21].

Определим капитальные вложения в оборудование, предлагаемое в данном варианте модернизации. Капитальные вложения в новое оборудование оценим по следующей формуле:

К_н = Ц₀ · (1 + у_т + у_с + у_м), (11.1)

где Ц₀ - цена оборудования, смета затрат на основное оборудование представлена в таблице 11.1,

у_т - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования, принимается равным 0,05 для оборудования массой свыше 1 тонны,

у_с - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы, принимается равным 0,03,

у_м - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и наладку оборудования, принимается равным 0,1.

Таблица 11.1. Перечень нового оборудования, подлежащего установке при модернизации ГПП-9

Наименование	Ед. изм.		Количество	Стоимость, тыс. руб.
				Единицы	Всего
Ячейка КРУ-10 кВ с выключателем BB/TEL-10-20/630 У2 и комплектом защиты	шт.		17	450	7650
Ячейка КРУ-10 кВ с выключателем BB/TEL-10-20/1000 У2 и комплектом защиты	шт.		13	475	6175
Ячейка КРУ-10 кВ с выключателем BB/TEL-10-20/1600 У2 и комплектом защиты	шт.		5	500	2500
Ячейка КРУ-10 кВ с выключателем VD4 1231-40 и комплектом защиты	шт.		10	625	6250
Ячейка КРУ-10 кВ с секционным разъединителем	шт.		3	200	600
Ячейка КРУ-10 кВ с трансформатором напряжения НАМИ		шт.	12	250	3000
Ограничитель перенапряжений ОПН-У-110/56		шт.	3	35	105
Ограничитель перенапряжений ОПН-PТ/TEL-10/11,5		шт.	35	7	245
Токопровод ТЗК-10		секц.	32	60	1920
Трансформатор ТРДЦН-63000 кВА		шт.	3	27000	81000
Разъединитель однофазный 110 кВ с ручным приводом		ком.	3	26	78
Разъединитель трехполюсный 110 кВ, 1250 А, с ручным приводом, с двумя комплектами заземляющих ножей		ком.	3	190	570
Трансформатор напряжения НАМИ-110		шт.	3	220	660
Разъединитель трехполюсный РВК-10/2000 с приводом		ком.	15	150	2250
Кабель 110 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением 185 мм2		км	11	400	4400
Кабель 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением 185 мм2		км	43,5	320	13920
Кабель 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением 150 мм2		км	62,5	300	18750
Кабель 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением 95 мм2		км	0,3	220	66
Трансформатор RESIBLOC мощностью 250 кВА		шт.	2	800	1600
Агрегат зарядно-подзарядный ВАЗП		шт.	2	175	350
Аккумуляторная батарея VARTA емкостью 200 А·ч		ком.	1	1100	1100
Изолятор проходной ИУ-10/3150-12,50 УХЛ 1		шт.	12	2	24
ДГР ELD-250/11 и система управления EFD40		ком.	4	1590	6360
ДГР ELD-315/11 и система управления EFD40		ком.	1	1625	1625
Насосная станция пожаротушения		шт.	1	800	800
Суммарная стоимость оборудования					161998

С учетом приведенного выше капитальные затраты составляют:

К_н = 161998 · (1 + 0,05 + 0,03 + 0,1) = 191,158 млн.руб.

Рассчитаем фонд заработной платы рабочих, выполняющих работы по демонтажу существующего оборудования и установке предлагаемого в данном варианте модернизации. Расчет фонда заработной платы проведем по формуле

Ф = У(Ч_ст_i·У(Н_j · n_j)), (11.2)

где Ч_ст_i - часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда,

Н_j - норма времени на выполнение j-ой операции,

n_j - количество j-х операций.

Расчет фонда заработной платы рабочих сведен в таблицу 11.2.

Таблица 11.2. Расчет фонда заработной платы рабочих

Вид оборудования	Операция	Норма времени, чел·ч	Количество операций	Часовая тарифная ставка на данную операцию, руб/ чел·ч	Стоимость операции, тыс. руб.
Выключатель ВМПЭ-10	демонтаж	5,2	35	126	22,9
Выключатель МГГ-10	демонтаж	11,4	11	126	15,8
Шкаф КРУ без выключателя	демонтаж	12,5	60	126	94,5
Шкаф КРУ в сборе	установка	24,8	60	126	187,5
Выключатель 10 кВ	наладка	32,6	46	126	188,95
Трансформатор ТРДЦН-63000 кВА	демонтаж	351	3	126	132,8
Трансформатор ТРДЦН-63000 кВА	установка	908	3	126	343,2
Открытый шинопровод	демонтаж	32,8 (100 м)	1	126	4,2
Токопровод ТЗК-10	установка	4 (1 секция)	32	126	16,2
Аккумуляторная батарея СК-12	демонтаж	32,8	1	126	4,2
Аккумуляторная батарея VARTA	установка	21,9	1	126	2,8
Аккумуляторная батарея VARTA	заряд	58,6	1	126	7,4
Кабель МНАшв	демонтаж	16,1 (100 м)	1173	126	2379,6
Кабель АПвВнг	прокладка	28,1 (100 м)	1173	126	4153,2
Разъединитель РЛНД-110	демонтаж	13	3	126	4,9
Разъединитель РГП-110	установка	20	3	126	7,56
Ошиновка	монтаж	150		126	18,9
Основная заработная плата рабочих					7584,6

Тарифный фонд заработной платы составляет 7584,6 тыс. руб.

Основная заработная плата рабочих составляет:

ОЗ = 1,8 * Ф_т.з.п.= 1,8 * 7584,6= 13652,3 тыс. руб. (11.3)

Дополнительная заработная плата рабочих составляет:

ДЗ = 0,13 * ОЗ = 0,13 * 13652,3 = 1774,8 тыс. руб.(11.4)

Единый социальный налог:

ЕСН = 0,26 * (ОЗ + ДЗ) = 0,26 * (13652,3 + 1774,8) = 4011 тыс. руб.(11.5)

Фонд заработной платы:

Ф_з.п. = ОЗ + ДЗ + ЕСН = 13652,3 + 1774,8 + 4011 = 19438,1 тыс. руб. (11.6)

Капитальные затраты на модернизацию по предложенному варианту составляют:

З = К_н + Ф_з.п., (11.7)

где К_н - капитальные затраты на оборудование,

Ф_з.п. - фонд заработной платы.

Согласно (11.7):

З = 191158 + 19438,1 = 210596,1 тыс. руб.

В связи с отсутствием данных о затратах на уже осуществлённые модернизации различных подстанций, оказывается невозможным оценить получившийся результат. Стоит заметить, что ощутимую экономическую выгоду, принесёт повышение надёжности подстанции и значительно меньшее количество перерывов в электроснабжении потребителей ГПП-9-110/10 кВ.

По рекомендации СИГРЭ [22] при модернизации и автоматизации подстанций и других сетевых пунктов предлагается простая и наглядная методика для быстрой оценки ориентировочного экономического эффекта, полученного благодаря предотвращению ущерба от недоотпуска продукции потребителями из-за перерывов электроснабжения средствами внедренной автоматики. Учитывая, что капитальные вложения производятся единовременно, а экономический эффект будет действовать определенное время (в СССР было принято 8 лет), произведенные затраты (З) рекомендовано разбить на принятое число лет (Л).

Полученный экономический эффект должен быть положительным:

Э= Э_у - (З / Л), тыс. руб > 0, (11.8)

где Э_у - расчетное значение предотвращенного ущерба потребителей, тыс. руб;

Предлагаемая методика предлагает напрямую связывать величину затрат на автоматизацию только с экономическим эффектом от предотвращения финансового ущерба потребителей электроэнергии благодаря автоматизации объекта. Надо подчеркнуть, что эффект, посчитанный по формуле (11.8), не учитывает дополнительную экономию средств, затрачиваемых на обслуживание неавтоматизированной сети: поиск повреждений, расследование инцидентов и т.д. Поэтому методика, приведенная выше, пригодна в общем только для определения целесообразности приобретения средств автоматизации, как одного устройства, так и комплекса. Для практического использования выражения (11.8) необходимо произвести оценку стоимости ущерба у потребителей от перерыва электроснабжения и предложить среднее значение стоимости ущерба, приемлемое в технико-экономических расчетах в современных российских условиях.

По официальной методике, действующей в России по сегодняшний день (Методика расчета экономического ущерба от энергетического оборудования МТ-34-70-001-95, РАО ЕЭС России, п.1.3.3.) стоимость ущерба у потребителей от перерыва электроснабжения “предлагается учитывать составляющей ущерба в виде платежей на возмещение убытков согласно коммерческих договоров, заключенных между снабжающей организацией и потребителем с учетом в режиме внезапного отключения электроэнергии предусмотреть платежи в размере не более тройной стоимости электроэнергии…”. Чрезвычайно низкая цена в данном случае - показатель права монополиста РАО ЕЭС России. Проведенные исследования в “Мосэнерго” [22] показали, что для отдельных отраслей промышленности суммы ущерба занижались более, чем в 100 раз.

Последние данные по этому вопросу в отечественной технической литературе приводились в середине 80-х годов. Во многих справочниках [22] приведены значения постоянной составляющей удельного ущерба для разных отраслей промышленности и очень сильно разнятся друг от друга (от 320 руб/кВт в химической промышленности до 40 руб/кВт в машиностроении). Для металлургии это значение составляет 100 руб/кВт одного часа недоотпуска заявленной электроэнергии. При длительных перерывах электроснабжения более одного часа к сумме ущерба суммируется удельная переменная составляющая ущерба, умноженная на время перерыва питания в часах.

Зарубежные экономические аналитики отмечают, что с каждым годом переменные значения удельных ущербов имеют тенденцию к росту, по причине увеличения электровооруженности всех секторов потребления электроэнергии. Авторами [22] рекомендовано на 2008 г. принимать в российских экономических расчетах среднее значение переменного удельного ущерба 192 руб/(кВт*час) недоотпущенной электроэнергии и использовать это значение при автоматизации электрических сетей.

Расчетное значение ущерба составляет:

Э_у = У_оа* Р + У_об* Р * Т, тыс. руб. (11.9)

где У_оа =100 руб/кВт - постоянная составляющая ущерба;

У_об = 192 руб/(кВт*час) - переменная составляющая ущерба;

Р = 67000 кВт - отключенная мощность;

Т - время перерыва электроснабжения, час.

Согласно (11.9) при полном отключении всех потребителей ГПП-9-110/10 кВ на два часа ущерб составит:

Э_у = 100* 67000 + 192* 67000 * 2 = 32428 тыс. руб.

В этом случае, полный годовой экономический эффект от внедрения, с учетом ущерба рассчитанный по (8) для восьми лет окупаемости:

Э= 32428 - (210596,1 / 8) =6103,5 тыс. руб > 0

Эффект положителен, следовательно, решения дипломного проекта экономически эффективны.

12. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Надёжность схемы электроснабжения зависит от надёжности её отдельных элементов и способа их соединения. Инженерные оценки надёжности базируются на характеристиках, определяемых по статистическим данным испытаний эксплуатируемых изделий или наблюдений за отказами объектов в процессе эксплуатации. При количественной оценке надёжности систем электроснабжения определяются показатели надёжности элементов, из которых состоит система. Потребители ГПП-9 имеют первую категорию по надёжности электроснабжения. Поэтому требуется обеспечить высокую надёжность всей схемы электроснабжения. Это достигается за счёт резервирования и применения устройств противоаварийной автоматики. Расчётная схема приведена на рис. 12.1. Основные элементы схемы и их показатели надёжности приведены в таблице 12.1 [23].

Рис. 12.1. Схема электроснабжения ГПП-9 в нормальном и ремонтном режиме

Таблица 12.1. Показатели надежности элементов системы электроснабжения

Элементы сети	Обозначение частоты отказа	Частота отказов щ, 1/год	Время восстановления Тв, ч
Кабель 110 кВ	щ1	0,02	20
Разъединитель 110 кВ	щ2	0,01	11
Трансформатор 63000кВА	щ3	0,03	95
Шины 10 кВ	щ4, щ6, щ11, щ13, щ15	0,03	7
Выключатели 10 кВ	щ5, щ9, щ12, щ14, щ18	0,01	20
Разъединитель 10 кВ	щ7, щ16	0,01	6
Реактор 10 кВ	щ8, щ17	0,012	45
Кабель 10 кВ	щ10, щ19	0,034

Произведем расчет вероятности и частоты отказов для всех элементов, входящих в расчетную схему (рис. 12.1).

Вероятность отказа элемента сети определяется по формуле:

. (12.1)

Рассчитав по приведенной выше формуле вероятности отказа для элементов системы, заполним таблицу 12.2.

Таблица 12.2. Вероятности отказа элементов системы электроснабжения

Элементы сети	Обозначение вероятности безотказной работы	Вероятность безотказной работы
Кабель 110 кВ	р1	0,999954
Разъединитель 110 кВ	р2	0,999987
Трансформатор 63000кВА	р3	0,999675
Шины 10 кВ	р4, р6, р11, р13, р15	0,999976
Выключатели 10 кВ	р5, р9, р12, р14, р18	0,999977
Разъединитель 10 кВ	р7, р16	0,999993
Реактор 10 кВ	р8, р17	0,999938
Кабель 10 кВ	р10, р19	0,999942

Составим схему замещения для расчета надежности ГПП-9 (рис. 12.2).

Рис. 12.2. Схема замещения для расчета надежности ГПП-9

Для последовательно соединенных элементов отказ любого приводит к отказу всей системы. Вероятность «Р» одновременной безотказной работы последовательных элементов «n» определяется по формуле:

. (12.2)

Вероятность отказа последовательных элементов:

. (12.3)

Частота отказа системы щ_сис, 1/год и время восстановления, Т_в.сис, ч из последовательно соединенных элементов:

(12.4)

Элементы 1-3, 4-10 и 11-19 в схеме на рис. 12.2 соединены последовательно и их можно объединить в систему элементов с вероятностью безотказной работы:

Частоты отказов систем «1-3», «4-10» и «11-19» определим по формуле (12.4):

На рис. 12.3 приведена упрощенная схема для расчета надежности.

Рис. 12.3. Упрощенная схема для расчета надежности

Выполним расчет наработки на отказ в нормальном режиме работы ГПП-9. В нормальном режиме каждая секция подстанции питается от своей обмотки трансформатора. Поэтому частота отказа и вероятность безотказной работы определяются так:

Определим наработку на отказ по формуле:

Выполним расчет наработки на отказ в ремонтном режиме работы ГПП-9. В ремонтном режиме нагрузка питается через секционный выключатель от резервного трансформатора. Поэтому частота отказа и вероятность безотказной работы определяются так:

Определим наработку на отказ по формуле:

Наработка на отказ в ремонтном режиме меньше, чем в нормальном. Это связано с тем, что число элементов, входящих в систему, увеличилось на одну секцию шин и один секционный выключатель. В целом надежность электроснабжения ГПП-9 удовлетворяет условиям бесперебойности питания потребителей 1-ой группы.

13. Охрана труда

.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

В зоне обслуживания оборудования могут иметь место следующие опасные и вредные производственные факторы [24]:

- повышенное напряжение в электрической цепи;

недостаточная освещенность рабочей зоны;

повышенная напряженность магнитного поля;

- расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли;

- пониженная температура воздуха.

Для защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов необходимо применять соответствующие средства защиты.

Для защиты от поражения электрическим током служат следующие защитные средства: указатели напряжения; слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками для работы в электроустановках напряжением до 1000 В; диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки и подставки; переносные заземления; оградительные устройства, диэлектрические колпаки, плакаты и знаки безопасности.

При работе на высоте более 1,3 м над уровнем земли, пола, площадки необходимо применять предохранительный пояс.

Для защиты головы от ударов случайными предметами в помещениях с действующим электрооборудованием, в открытых и закрытых распределительных устройствах, камерах, туннелях и ремонтных зонах необходимо носить защитную каску, застегнутую подбородным ремнем.

При недостаточной освещенности рабочей зоны следует применять дополнительное местное освещение.

Должны применяться переносные светильники только заводского изготовления. У ручного переносного светильника должна быть металлическая сетка, крючок для подвески и шланговый провод с вилкой.

Для освещения рабочих мест в колодцах и туннелях должны применяться светильники напряжением 50 В или аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Трансформатор для светильников напряжением 50 В должен располагаться вне колодца или туннеля.

Работу при низкой температуре следует выполнять в теплой спецодежде и чередовать по времени с нахождением в обогреваемом помещении.

В случае разлива масла при эксплуатации и техническом обслуживании трансформаторов и других маслонаполненных аппаратов необходимо место разлива засыпать древесными опилками или песком с последующим их удалением в специально предназначенные контейнеры.

Отработанное трансформаторное масло собирается в специальные емкости и доставляется в трансформаторно-масляное хозяйство Центра электроснабжения, где сливается в емкость отработанного масла с последующей утилизацией в установленном на комбинате порядке.

Загрязнение атмосферного воздуха и высокий уровень производственного шума в месте расположения подстанции отсутствуют.

.2 Электробезопасность на подстанции

Основной опасностью при обслуживании распределительных устройств подстанции является опасность поражения электрическим током. Источником опасности являются открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией, которая может оказаться по каким-либо причинам нарушенной.

Основное условие обеспечения безопасности обслуживающего персонала - это исключение возможного прикосновения к токоведущим частям. Для этого необходимо ограждать все токоведущие элементы установок и использовать защитные средства при проведении работ в электроустановках.

В распределительных устройствах ГПП-9 все доступные для случайного прикосновения токоведущие части напряжением до и выше 1000В должны быть защищены ограждениями, щитами, сетками. Во время работы оборудования снимать установленные ограждения запрещается. Ограждения в электроустановках должны иметь запоры, открываемые при помощи ключей и приспособлений.

Во время осмотра камер с работающим оборудованием (реакторы, трансформаторы) запрещается проходить дальше барьера или сетчатого ограждения.

Запрещается поднимать автоматические шторки вручную, снимать крышки шкафа при наличии напряжения на сборных шинах и питающих кабелях. Снятие крышек кабельных отсеков разрешается только после выкатывания тележки с выключателем в ремонтное положение и получения сообщения от старшего мастера смены о создании видимого разрыва с противоположной стороны кабеля. Снятие крышек отсека сборных шин разрешается только после выкатывания всех тележек с выключателями, подключенными к данной секции шин.

Во всех случаях при осмотре каждого шкафа после снятия крышек и перегородок должна быть произведена проверка отсутствия напряжения на всех открытых токоведущих частях, которые могут быть под напряжением.

При осмотрах, особенно после ремонта, следует проверять целость и наличие присоединения корпусов и аппаратов к сети заземления.

Единоличный осмотр электроустановок может выполнять электромонтер, находящийся на дежурстве с группой по электробезопасности не ниже Ш, либо работник из числа административно-технического персонала, имеющий группу V в электроустановках выше 1000В и группу IV в электроустановках до 1000В, включенного в список работников административно-технического персонала ОАО «НЛМК», имеющих право единоличного осмотра электроустановок ОАО «НЛМК».

Работники, не обслуживающие подстанцию ГПП-9, могут допускаться в сопровождении оперативного персонала, либо работника, имеющего право единоличного осмотра.

.3 Пожарная безопасность на подстанции

Для всех производственных и складских помещений должна быть определена категория взрывопожарной и пожарной опасности, а также класс зоны по Правилам устройства электроустановок, которые надлежит обозначать на дверях помещений.

Во всех помещениях подстанции на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона вызова пожарной охраны.

Должна быть обеспечена безопасность людей при пожаре, а также разработаны инструкции о мерах пожарной безопасности для каждого взрывопожароопасного и пожароопасного участка.

Не разрешается проводить работы на оборудовании, установках и станках с неисправностями, которые могут привести к пожару.

При перепланировке помещений, изменение их функционального назначения или установке нового технологического оборудования должны соблюдаться противопожарные требования действующих норм строительного и технологического проектирования.

На территории подстанции в целях обеспечения пожарной безопасности запрещается:

хранение и применение в подвалах и цокольных этажах легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, баллонов с горючими газами;

использовать вентиляционные камеры и другие технические помещения для производственных мастерских, а также хранения оборудования, мебели и т. д.;

загромождать мебелью и оборудованием двери эвакуационных выходов и пути эвакуации;

проводить уборку помещений и стирку одежды с применением легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, а также отогревать замерзшие коммуникации паяльными лампами и другими способами с применением открытого огня;

устанавливать глухие решетки на окнах.

Помещение подстанции обеспечено первичными средствами пожаротушения (ручные огнетушители ОУ-5). Огнетушители располагаются таким образом, чтобы они были защищены от воздействия прямых солнечных лучей, тепловых потоков. Проверка их работоспособности осуществляется не реже двух раз в год с представителями территориального органа Государственного пожарного надзора.

Пожарные гидранты на территории подстанции должны находиться в исправном состоянии, а в зимнее время - очищены от снега и льда.

Места установки пожарных гидрантов обозначаются указателями в соответствии с требованиями норм и стандартов пожарной безопасности и оборудуются колпаками.

На подстанции имеются ящики для песка объемом 0,5 м³. Конструкция ящика обеспечивает удобство извлечения песка и исключает попадание посторонних предметов.

На территории подстанции предлагается установка насосной станции пожаротушения. Насосная пожаротушения предназначена для подачи воды и раствора пенообразователя в сети противопожарного водопровода, а также для заправки передвижных средств пожаротушения водой и раствором пенообразователя. Насосная станция устанавливается на территории промышленных предприятий. Работа насосной станции предусмотрена без постоянного присутствия персонала. При получении сигнала от пожарной сигнализации насосная станция автоматически обеспечивает подачу воды и раствора пенообразователя к очагу возгорания.

Ручной режим управления предусмотрен для управления электрическими исполнительными устройствами насосной станции при проведении проверок, пуско-наладочных и ремонтных работ. Насосная станция пожаротушения состоит из четырех блоков с высотой в помещении 3,8 м. Блоки состоят из основания, каркаса, обшитого снаружи трехслойными панелями с утеплителем.

В блоках расположены:

насосы для подачи воды и раствора пенообразователя;

импульсное устройство с компрессором для поддержания давления в сети подачи раствора пенообразователя;

2 бака для пенообразователя объемом 7 м³;

таль для проведения ремонта насосных агрегатов;

система отопления;

освещение рабочее, аварийное и для проведения ремонтных работ.

Насосная станция пожаротушения соответствует требованиям НПБ 88-2001, СНиП 2.04.02-84, СНиП 2.04.01, СНиП 3.05.05-84.

Технические характеристики насосной станции представлены в таблице 13.1. Место предполагаемой установки обозначено на рисунке 13.1. Схема станции изображена на рисунке 13.2.

Таблица 13.1. Технические характеристики насосной станции

Наименование параметра	Значение
Максимальная производительность по воде, м3/час	332
Максимальная производительность по раствору пенообразователя, м3/час	14,4
Запас пенообразователя, м3	7
Максимальный напор воды, мм вод.ст.	71
Климатическое исполнение	УХЛ
Категория помещения по пожарной безопасности	Д
Степень огнестойкости здания	II
Параметры питания электрических цепей: напряжение, В частота переменного тока, Гц установленная мощность, кВт
	~380/220 50 ± 1 135
Габаритные размеры (длинаЧширинаЧвысота),не более, мм	15000Ч6100Ч5700

Рис. 13.1. Ситуационный план

Рис. 13.2. Насосная станция пожаротушения

13.4 Расчет контура заземления

На ГПП-9 установлены распределительные устройства различного напряжения (0,4, 10 и 110 кВ), работающие с эффективно заземленной и изолированной нейтралью. Режим нейтрали имеет решающее значение при выборе и расчете заземляющего устройства. Наиболее строгие требования Правила устройства электроустановок предъявляют к заземляющим устройствам в электроустановках напряжением выше 1000 В, работающим с эффективно заземленной нейтралью.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований к их сопротивлению. [2, п. 1.7.88]

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1,0 м от фундаментов. [2, п. 1.7.90]

Расчет заземляющего устройства сводится к определению числа вертикальных заземлителей и длины соединительной полосы. Расчет проведем для заземляющего устройства, выполненного из стального уголка 60Ч60 мм (рис. 13.3), в соответствии с [24].

Рис. 13.3. Стержневой заземлитель

Сопротивление одиночного заземлителя находится по следующей формуле:

(12.4.1)

где L - длина стержня, м;

b - ширина полки уголка, м;

с_экв - эквивалентное удельное сопротивление грунта, Ом∙м;

Т - расстояние от поверхности земли до середины электрода, м.

Длину стержня принимаем равной L = 5 м, ширины полки уголка b = =0,06 м, расстояние Т = 3 м. Расстояние между стержнями принимаем a = 3 м.

Эквивалентным удельным сопротивлением с_экв грунта неоднородной структуры называется такое удельное сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой.

Эквивалентное сопротивление грунта определим по формуле:

где с₁ - удельное сопротивление верхнего слоя грунта, для супеси - 150 Ом·м,

с₂ - удельное сопротивление нижнего слоя грунта, для суглинка - 100 Ом·м,

ш - коэффициент сезонности, для второй климатической зоны (средняя температура января от -15 до -10°С, июля - от +18 до +22°С) принимается равным 1,8,

Н - толщина верхнего слоя грунта, м,

t - заглубление полосы, м.

Определим сопротивление одиночного заземлителя:

Как было сказано выше, сопротивление заземляющего устройства в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей, а также при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ должно быть не более 0,5 Ом.

Ориентировочное количество вертикальных заземлителей без учета соединительной полосы:

(12.4.4)

где з_в - коэффициент использования вертикальных заземлителей.

Длину полосы можно определить по предварительному количеству вертикальных заземлителей. Если принять, что они размещены в ряд, то длина полосы составит:

L_п = K · (n₀ - 1) = 3 · (83 - 1) = 246 м, (12.4.5)

где К - расстояние между соседними вертикальными заземлителями, м.

Определим сопротивление растеканию тока соединительной полосы:

(12.4.6)

где L_п, b - длина и ширина соединительной полосы, м;

t_п - заглубление соединительной полосы, м;

Ш_п - коэффициент сезонности для полосы;

з_п - коэффициент использования полосы.

Ширину соединительной полосы принимаем равной b_п = 0,04 м, длина полосы вычислена ранее и составляет 246 м. Коэффициент сезонности равен Ш_п= 3,5, коэффициент использования равен з_п = 0,25, заглубление выбираем равным t_п = 0,7 м.

Подставив в формулу принятые данные, получим:

(12.4.7)

Определяем сопротивление вертикальных заземлителей с учетом сопротивления растеканию тока соединительной полосы:

(12.4.8)

Определяем окончательное количество заземлителей:

где з_с - коэффициент использования вертикальных заземлителей.

Для вертикальных заземлителей коэффициент использования (при установке стержней по контуру и при отношении расстояния между стержнями к их длине равным двум) составляет з_с = 0,49 [25].

Стержневые заземлители располагаем вдоль стен здания п/с по периметру на расстоянии 1 м от стен через 3 м каждый.

.5 Расчет молниезащиты

Одним из важных условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования.

Защита подстанций от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми молниеотводами.

При разработке системы молниезащиты для конкретных подстанций следует пользоваться следующими рекомендациями [2, п. 4.2.134] и [26], [27].

Здания ЗРУ и закрытых подстанций следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20. При наличии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи отдельных ее элементов защита выполняется заземлением ее арматуры.

Защиту зданий закрытых РУ и ПС, крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами, либо укладкой молниеприемной сетки непосредственно на крыше зданий.

При установке стержневых молниеотводов на защищаемом здании от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания.

Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром 6-8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих утеплителя или гидроизоляции. Сетка должна иметь ячейки площадью не более 150 м² (например, ячейка 12х12 м). Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания.

В соответствии с требованиями ПУЭ при отсутствии точных сведений о материале крыши и наличии металлической связи с заземлителем принимаем для защиты здания подстанции металлическую сетку с размерами ячейки 12Ч12 м и диаметром прутка 8 мм. Токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземлителем, располагаем на расстоянии 12 м друг от друга по периметру здания. Токоотводы соединяются горизонтальным поясом вблизи поверхности земли [24, п. 3.2.2.3].

Для защиты трансформаторов, расположенных на открытом распределительном устройстве 110 кВ, применяем двойной стержневой молниеотвод, установленный на крыше здания подстанции. Высота молниеотвода принимается равной 6 м, таким образом, высота молниеприемника над уровнем земли составит 25 м (с учетом высоты здания подстанции). Молниеприемники установим по углам наиболее высокой части здания со стороны ОРУ-110 кВ. При этом расстояние между ними составит 42 м.

Рассчитаем защитные области для принятых молниеотводов согласно [25, с. 98] для случая h < L < 2h.

Радиус защиты на уровне земли для молниезащиты класса А:

r_o = (1,1 - 2∙10^-3·h )·h = (1,1 - 2∙10^-3∙25)·25 = 26,3 м. (12.5.1)

Высота вершины конуса стержневого молниеотвода:

h_o = 0,85·h = 0,85∙25 = 21,3 м. (12.5.2)

Высота средней части двойного стержневого молниеотвода:

h_c = h_o- (0,17 + 3∙10^-4 ·h)·(L - h) =

= 21,3 - (0,17 + 3∙10^-4 ∙25)(42 - 25) = 18,2 м. (12.5.3)

Радиус средней части зоны двойного стержневого молниеотвода на уровне земли:

Высота защищаемого оборудования (трансформатора ТРДЦН-63000 кВА) h_x = 7,5 м. Отсюда ширина средней части зоны двойного стержневого молниеотвода на высоте защищаемого объекта:

(12.5.4)

Схема молниезащиты и контура заземления приведены на рис. 13.4, 13.5.

Рис. 13.4 Молниезащита и контур заземления на ГПП-9

Рис. 13.5. Молниезащита на ГПП-9

. Для защиты подстанции от прямых ударов молнии на крыше здания уложена молниеприемная сетка с размером ячейки 12х12 м.

. Со стороны открытого распределительного устройства в двух углах здания установлены стержневые молниеприемники высотой 6 м.

. Через каждые 12 м по периметру здания проложены токоотводы из полосы сечением 40х4 мм, соединенные с заземляющим устройством.

. Стержневые заземлители (79 штук) располагаем вдоль стен здания п/с по периметру на расстоянии 1 м от стен через 3 м каждый.

.6 Защита электрооборудования от перенапряжений

Оборудование электрических сетей подвергается многим опасным воздействиям. Одна из главных опасностей - перенапряжение. Перенапряжениями называются повышения напряжения электрических установок, которые могут быть опасными для изоляции. Увеличение стоимости электрооборудования не позволяет проектировать его с изоляцией, которая выдерживала бы любые перенапряжения. По этой причине подход к решению проблемы состоит в том, чтобы встраивать защитные устройства в сеть.

Наибольшую опасность для оборудования представляют импульсные перенапряжения. Они возникают вследствие атмосферных разрядов (внешние) и коммутаций в сети (внутренние). Коммутационные (внутренние) перенапряжения возникают при изменении режима работы электроустановок, например при отключении цепей с большой индуктивностью или емкостью, в момент отключения сети при коротком замыкании, при дуговых замыканиях на землю в сетях с изолированной нейтралью и т.д. Атмосферные (внешние) перенапряжения возникают в результате воздействия на электроустановку атмосферного электричества при грозовых разрядах.

Использование ограничителей перенапряжения (ОПН) является наиболее эффективной защитой от этих перенапряжений. ОПН устанавливается в непосредственной близости от защищаемого оборудования и действует как шунт для импульса перенапряжения.

Сопротивление ОПН нелинейно, поэтому при превышении некоторого предела небольшие изменения напряжения на зажимах ОПН приводят к стремительному росту тока через него.

По сравнению с вентильными разрядниками ОПН обладают следующими преимуществами:

глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений;

отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;

простотой конструкции и высокой надежностью в эксплуатации;

стабильностью характеристик и устойчивостью к старению;

способностью к рассеиванию большой энергии;

малыми габаритами, весом и стоимостью.

Выбранный ОПН должен обеспечивать:

ограничение коммутационных и грозовых перенапряжений до значений, при которых обеспечивается надежная работа защищаемых электроустановок;

надежную работу, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии наибольших рабочих напряжений сети и перенапряжений в рабочих и аварийных режимах;

взрывобезопасность при протекании токов к.з. в результате внутренних повреждений;

соответствие механическим и климатическим условиям эксплуатации.

Для защиты изоляции нейтрали силового трансформатора применяем подходящий по параметрам ОПН.

Выбор ОПН производим по двум главным параметрам. Один из них длительно-допустимое рабочее напряжение U_c, при котором ОПН будет работать надежно и устойчиво. Другой - способность поглощения разряда, или номинальный ток разряда I_n в соответствии с классом разряда линии.

Первая величина, необходимая для выбора напряжения U_c ОПН - напряжение, прикладываемое к зажимам ОПН в нормальных, неаварийных условиях. В данном случае это напряжение между нейтралью и землей. Из-за большого значения тока замыкания на землю отключение происходит очень быстро. Поэтому рабочее напряжение U_c ОПН выбирается как:

(12.6.1)

где Т - коэффициент возрастания напряжения;

U_мр - максимальное рабочее напряжение, кВ.

Для времени перенапряжения t =0,5 c по рис. 2 [1] принимаем Т = 1,36.

U_мр=U_m=131 кВ, (12.6.2)

где U_m - максимальное напряжение изоляции оборудования.

Подставляя известные данные, получим:

(12.6.3)

Номинальный разрядный ток составляет I_п = 10 кА.

Исходя из этих параметров выбираем ОПН-У-110/56 (II) [11]. Характеристики ОПН приведены в таблице 13.2.

Для защиты питающих кабельных линий 110 кВ ГПП-9 от перенапряжений применяем ОПН/TEL-110/73 фирмы «Таврида Электрик».

Номинальный разрядный ток составляет I_п = 10 кА. Характеристики ОПН приведены в таблице 13.2.

Для защиты отходящих кабельных линий ГПП-9 от перенапряжений применяем комплект ОПН, включенных между фазой и землей (установка в кабельном отсеке отходящих фидеров). Рабочее напряжение ОПН определим следующим образом:

(12.6.4)

где для времени перенапряжения t =3 c по рис. 2 [1] принимаем Т = 1,28.

Номинальный разрядный ток составляет I_п = 10 кА.

Исходя из этих параметров по [11] выбираем ОПН-РТ/TEL−10/11,5-10 УХЛ2. Характеристики ОПН приведены в таблице 13.2.

Таблица 13.2. Параметры ограничителей перенапряжений

Параметр	Тип ограничителя
	ОПН-У-110/56 (II)	ОПН-PТ/TEL − 10/11,5 -10	ОПН/TEL- 110/73
Класс напряжения сети, кВ	110	10	110
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение Uс, кВ	56	12	73
Номинальный разрядный ток 8/20 мкс, кА	10	10	10
Напряжения (кВ) на ОПН при импульсе тока 30/60 мкс с амплитудой: - 250 А, не более - 500А,	140 -145	26,9 27,6	176,3 181
Напряжение (кВ) на ОПН при импульсе тока 8/20 мкс с амплитудой: - 5000 А, не более - 10000 А, не более - 20000 А,	217	32,8 35,8 40,1	214,5 232 262,2
Классификационное напряжение ОПН (при амплитуде тока 1,4 мА), U, кВ, не менее	73	13,7	89,8
Удельная энергоемкость, кДж	5,0	5,5	5,0
Длина пути утечки внешней изоляции, см, не менее	870	20,5	315
Масса, не более, кг	15	1,5	15

подстанция трансформатор напряжение электрооборудование

14. Компенсация емкостных токов в сети 10 кВ

.1 Однофазные замыкания на землю в сети 10 кВ

Наиболее распространенным типом замыканий на землю в электрических сетях являются однофазные замыкания. Они являются причиной 80% всех повреждений оборудования. Расчет токов короткого замыкания проведенный в пункте 14.2 показал, что режим изолированной нейтрали для сети 10 кВ недопустим по причине больших токов замыкания на землю [2]. Большой ток замыкания на землю может привести к развитию однофазного замыкания на землю в многофазные замыкания. Кроме того, данный вид замыкания представляет определенную опасность поражения электрическим током персонала предприятия.

Значительное улучшение качества электропередачи достигается при снижении количества отключений в распределительных сетях с помощью резонансных заземляющих систем (компенсационных систем) путем заземления нейтрали через устройство с высоким реактивным сопротивлением. В качестве такого устройства используется реактор со стальным магнитопроводом (дугогасящий реактор, также известный как катушка Петерсена), настраиваемый в соответствии с полной емкостью сети относительно земли, тогда при замыкании на землю емкостной ток сети будет скомпенсирован индуктивным током реактора. В результате остаточный ток в месте однофазного замыкания значительно снизится и будет иметь в основном активную составляющую. Величина остаточного тока составляет 5-10% от тока однофазного замыкания на землю в сети без компенсации.

В сетях с малыми токами замыкания на землю, работающих с изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сопровождается значительно меньшими токами, чем токи трехфазного КЗ.

При замыкании на землю одной фазы фазное напряжение поврежденной фазы относительно земли уменьшается (иногда вплоть до нуля), а напряжения неповрежденных фаз увеличиваются, поэтому повышенные напряжения неповрежденных фаз относительно земли могут привести к пробою или повреждению их изоляции и возникновению двухфазного КЗ.

Емкость сети в основном определяется длиной присоединенных линий, в то время как емкости относительно земли обмоток генератора или трансформатора сравнительно невелики.

.2 Расчет емкостных токов замыкания на землю в сети 10 кВ

Расчет токов однофазного замыкания на землю в сети 10 кВ проведем по эмпирической формуле, приведенной в [28, с. 145].

где l - длина кабельной линии, км,

n - число кабелей в линии,

S - сечение жилы кабеля, мм,

U_н - номинальное напряжение линии, кВ.

Результаты расчетов сведены в таблицу 14.1.

Таблица 14.1. Результаты расчетов однофазных замыканий на землю

Секция	Ячейка	Присоединение	Кабель		Длина, км	Iс, А
			Тип	Число ниток
1	2	3	4	5	6	8
I-1	9	ФЛЦ, печь 1	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,48	1,63
	12	ФЛЦ, печь 2	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,48	1,63
Суммарный емкостный ток секции						3,25
I-2	4	РУ-10 кВ «Сигран», яч.3	АПвЭоГП-10-3Ч150	2	2,3	6,72
	5	п/ст. 49, яч. 13, 15	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,48	2,1	КС №1, К-1500 №7 10000 кВт, яч. 5	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,85	3,73
	104	КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	АПвЭоГП-10-3Ч150	1	1,8	2,63
	108	п/ст. 2, яч. 13	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,79	7,85
	109	п/ст. 1«Н», яч.1	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,98	3,32
Суммарный емкостный ток секции						26,4
II-1	15	РУ-10 кВ «Сигран», яч.2	АПвЭоГП-10-3Ч150	2	2,3	6,72
	16	п/ст. 12, яч. 17	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2	0,75	2,54
	20	п/ст. 4«Р», яч.5, п/ст. 4«С», яч.51	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5	0,7	5,11
	27	п/ст. 49, яч. 14, 16	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,48	2,1
	28	ЦРП-3 КХП, яч. 21,23	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4	2,28	15,4
	33	ГПП-1, яч. 11	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4	1,59	10,8
Суммарный емкостный ток секции						42,7
II-2	80	п/ст. 16, яч. 11	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	2,82	12,4
	81	РП-20 ККЦ-1	АПвЭоБГ-10-3Ч150	3	1,3	5,7
	84	СД №3 9000 кВт К-1500 №4, яч. 3	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,82	3,6
	91	п/ст. 48, яч. 13	АПвЭоБГ-10-3Ч150	3	0,57	2,5
	92	п/ст. 11, яч. 6	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2	1,09	3,69
	93	п/ст. 12, яч. 7, 8	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,75	2,54
	96	РП-11 ГЭС, яч. 12	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	1,5	5,08
Суммарный емкостный ток секции						35,5
III-1	63	п/ст. 4«Р», яч.5, п/ст. 4«С», яч.51	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5	0,7	5,11
	67	ПВС ТЭЦ	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,8	7,89
	74	ЦРП-1 КХП, яч. 17	АПвЭВнг-10-3Ч150	2	1,87	5,47
	76	п/ст. 1«Н», яч. 56	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	1,02	3,45
Суммарный емкостный ток секции						21,9
III-2	38	ЦРП-3 КХП, яч. 20, 22	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4	2,28	15,4
	39	п/ст. 48, яч. 20	АПвЭоБГ-10-3Ч185	3	0,5	2,54
	46	СД №52 9000 кВт К-1500 №2, яч. 11	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,83	3,64
	49	РП-11 ГЭС, яч. 8	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	1,5	5,08
	50	п/ст. 3, яч. 42	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,73	7,58
	51	МЦМО, КТП-67«а»	АПвЭоВнг-10-3Ч95	1	0,3	0,33
Суммарный емкостный ток секции						34,6

В соответствии с требованиями [2] на секциях I-2, II-1, II-2, III-1, III-2 должна быть применена компенсация емкостных токов ОЗЗ. Так для всех секций I_с не превышает 50 А в соответствии с рекомендациями [29] компенсация емкостного тока ОЗЗ во всем возможном диапазоне его изменения в рабочих режимах может быть осуществлена при применении одного ступенчато-регулируемого или плавно-регулируемого реактора. Более эффективное решение обеспечивает применение плавно-регулируемого реактора с автоматической настройкой компенсации.

Применение дугогасящих реакторов дает следующие преимущества:

- значительное снижение токов однофазного замыкания по сравнению с применением заземления нейтрали через резистор или в сетях с изолированной нейтралью.

Минимизация опасного воздействия на оборудование и обслуживающий персонал.

Снижение возможности повторного зажигания дуги и замыкания на землю

В большинстве случаев (до 80%) однофазное замыкание исчезает и перерыва в электроснабжении не происходит.

На секции I-1 (расчетные значения I_с < 20 А) допустима работа с изолированной нейтралью (в нормальном режиме работы).

.3 Выбор дугогасящих реакторов

Дугогасящий реактор представляет собой индуктивность, предназначенную для гашения дуги емкостного тока замыкания на землю и ограничения перенапряжений при повторных зажиганиях заземляющей дуги.

По способам регулирования тока компенсации современные дугогасящие реакторы разделяются на три основных вида:

- с переключением ответвлений обмотки (ступенчато-регулируемые реакторы);

с изменением зазоров в магнитной системе (плунжерные реакторы);

с изменением индуктивности подмагничиванием постоянным током.

Дугогасящая катушка является центральным элементом защитной системы. Поскольку характеристики сети имеют свойство меняться, то и индуктивность дугогасящей катушки, используемой для заземления нейтрали, должна иметь возможность регулировки. Существуют два основных принципа регулировки индуктивности: переключение витков в катушке, когда витки или секции катушки соединены или разъединены (секционированная катушка), или непрерывное изменение магнитного сопротивления дугогасящей катушки посредством механического привода (катушка с втяжным сердечником).

Предпочтительно использовать катушку с втяжным сердечником, чем катушку со ступенчатой регулировкой индуктивности, т.к. для изменения индуктивности не требуется никаких операций переключения, которые могут вызвать возмущение сети во время короткого замыкания на землю. Катушки с втяжным сердечником можно настраивать точно на минимальный ток в месте короткого замыкания благодаря возможности непрерывной регулировки.

Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом её развития в ближайшие 10 лет. Определение емкостного тока сети для выбора мощности дугогасящих реакторов можно производить путем расчетов.

Расчетная мощность реакторов Q (кВАр) определяется по формуле:

для секции I-2, (14.4.1)

для секции II-1, (14.4.2)

для секции II-2, (14.4.3)

для секции III-1, (14.4.4)

для секции III-2, (14.4.5)

где n - коэффициент, учитывающий развитие сети,

Ic - полный ток замыкания на землю, А,

Uф - фазное напряжение сети, кВ.

.4 Выбор системы автоматического регулирования ДГР

Перечислим требования к одноканальным компенсирующим устройствам, которые обеспечивают автоматическую резонансную настройку контура нулевой последовательности (КНПС).

1. Необходимо обеспечить постоянную готовность ДГР к парированию ОЗЗ путем резонансной настройки КНПС при всех видах возмущений, действующих на сеть (изменение конфигурации сети и погодных условий, старение изоляции и т.д.).

. При эксплуатации сети в режиме глухого ОЗЗ следует поддерживать минимально возможную величину тока через место повреждения изоляции при любых видах возмущений.

. При возникновении перемежающейся дуги в месте ОЗЗ необходима непрерывная подстройка ДГР для обеспечения наилучших условий гашения перемежающихся дуг.

. Реализация пунктов 1-3 повышает требования к точности резонансной настройки КНПС.

. Всемерное снижение опасностей от ОЗЗ при больших изменениях ёмкости энергосети, возникающих при отключении большого количества потребителей, требует высокого быстродействия резонансной настройки КНПС во всех режимах эксплуатации сети.

. Для осуществления указанных пунктов необходима асимптотическая (без автоколебаний) устойчивость системы автокомпенсации при всех возможных возмущениях, действующих на систему.

. Компенсация емкостных токов КНПС во всех режимах работы сети не должна нарушать работоспособности применяемой земляной защиты или сигнализации, если защитное воздействие на сеть автокомпенсации ниже защитного действия земляных защит.

. Работоспособность систем автокомпенсации должна быть обеспечена в условиях изменения токов естественной несимметрии сети.

. Необходимо создать условия для предупреждения аварийных ситуаций за счёт профилактической работы в сетях на основе накопления информации о самоликвидирующихся ОЗЗ.

. Защитное действие системы автокомпенсации должно быть глобальным, т.е. распространяться на все виды электрооборудования сети, а не на отдельные её участки.

. Опасные шаговые напряжения вблизи места повреждения изоляции сети должны быть минимальными.

. Необходимо способствовать простой локализации повреждений.

Эффективное решение вышеперечисленных требований возможно лишь при использовании совершенных автоматических систем автокомпенсации с подходящим для этой цели ДГР в сочетании с селективной защитой присоединений.

Сравним несколько решений, предлагаемых сегодня на российском рынке.

На данный момент наиболее интересными являются следующие предложения:

- Система фирмы TRENCH, Австрия.

Микропроцессорный контроллер МИРК 4.1 с плунжерным реактором РЗДПОМ.

Микропроцессорный контроллер САНК 4.2 с реактором типа РУОМ.

.4.1 Система фирмы TRENCH, Австрия

Система защиты от короткого замыкания на землю фирмы Trench Austria (рис. 14.1) включает в себя следующие функциональные единицы:

- Дугогасительная катушка с постоянной регулировкой;

Контроллер компенсации тока замыкания на землю на основе микропроцессора;

Селективное определение местоположения низкоомных и высокоомных замыканий на землю;

Подавление остаточного тока для сведения к минимуму риска в месте короткого замыкания на землю в результате продолжительного короткого замыкания на землю.

Рис. 14.1. Система компенсации емкостного тока TRENCH

14.4.1.1 Дугогасящий реактор

В системе фирмы TRENCH используется плунжерный реактор. Его преимущества:

1) возможность непрерывной регулировки тока под нагрузкой путем изменения воздушного зазора до втяжного сердечника;

) механическая регулировка положения втяжного сердечника с помощью приводного механизма, который расположен поверх бака, имеет индикатор положения и потенциометр дистанционной индикации.

) наличие вспомогательной силовой обмотки для непрерывной работы в режиме 10% от номинальной мощности дугогасящей катушки (для компенсации остаточного тока);

) наличие высокоскоростного механического привода, с которым максимальное время настройки не превышает 5 сек.

) линейность и высокая добротность;

) эффективное использование активных материалов;

) экономичность;

) простота математического описания и легкость управления;

На сегодняшний день фирма TRENCH производит реакторы на напряжения 6-35кВ на токи 5-500А номинальной мощностью 100-1000кВА.

.4.1.2 ФМЗО

Для подключения реакторов должны использоваться силовые трансформаторы со схемой соединения обмоток "звезда с выведенной нейтралью-треугольник". Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов. Фирма TRENCH также производит дугогасительные агрегаты, состоящие из реактора и трансформатора для его подключения.

.4.1.3 Регулятор компенсации

Система защиты от ОЗЗ состоит из постоянно настраиваемой дугогасящей катушки в сочетании с автоматическим компенсационным устройством контроля и избирательным (селективным) высокочувствительным устройством обнаружения ОЗЗ. В частности разработанный новый метод для селективного обнаружения ОЗЗ через большое сопротивление, входящий в систему защиты от ОЗЗ, предлагает средства для раннего определения персоналом повреждения в сети среднего напряжения, что невозможно при использовании традиционных методов и устройств.

.4.1.3.1 Регулятор EFC40

Для определения точки резонанса регулятор компенсации ОЗЗ EFC40 (рис. 14.2) использует метод введения тока в контур нулевой последовательности и поэтому расстройка дугогасящей катушки не требуется.

Рис. 14.2. Регулятор компенсации EFC40

Регулятор ОЗЗ EFC40 определяет индуктивность контура нулевой последовательности при помощи измерения векторов напряжения на нейтрали и тока в контуре нулевой последовательности сети до и во время введения тока.

Если сеть строго симметрична, напряжение нейтрали относительно земли незначительно и отсутствует резонансная кривая, которая может быть использована в качестве сигнала управления. В этом случае можно увеличить напряжение нейтрали относительно земли, используя постоянное введение тока в контур нулевой последовательности таким образом, чтобы при изменении схемы сети обеспечивается надежная работа регулятора EFC40. В дальнейшем система EFC40 способна оптимизировать регулирование нескольких дугогасящих катушек, установленных в одной сети путем воздействия на их электроприводы.

Примечание: режим работы регулятора EFC40 обязательно требует установки устройства введения тока ECI.

.4.1.3.2 Система определения места ОЗЗ EFD

Основа электронной части системы защиты от ОЗЗ - устройство определения ОЗЗ EFD, которое используется как отдельное устройство определения ОЗЗ EFD 10 и как комбинированное устройство для контроля и определения EFD 40 (компактное устройство). Разница между новым методом определения ОЗЗ и релейными методами, доступными в настоящее время, состоит в том, что измерительные сигналы токов нулевой последовательности регистрируются и объединяются в главном устройстве для дальнейшей обработки через каждые 20 мсек. Полная проводимость нулевой последовательности источников питания (метод проводимости) определяется векторным измерением токов нулевой последовательности (I₀₁.....І₀_n) и напряжением нулевой последовательности (U_о) до и во время изменения системы нулевой последовательности. Изменение системы нулевой последовательности вызвана введением тока, то есть при помощи введения тока система EFD определяет в неповрежденной сети контрольные значения полной проводимости на землю и их несимметрию по источнику питания путем векторного измерения U_о и I_о. После этой начальной фазы проверка без введения тока проводится каждые 20 мсек. для того, чтобы определить присоединение, в котором происходит изменение несимметрии. Подсчет подобных изменений производится с использованием векторных измерений фактических значений U_о и I_о и их контрольное значение регистрируются во время начальной фазы. Присоединение, показывающее наибольшее изменение несиметрии, считается поврежденным. Используя данный метод, можно обнаружить ОЗЗ через большое сопротивление (до 100 кОм). Подобную селективность или чувствительность трудно достичь, используя какое-либо устройство или систему традиционной технологии защиты от ОЗЗ.

.4.1.3.3 Устройство подачи тока ECI

Устройство введения тока ECI используется для изменения напряжения нулевой последовательности путем введения тока в контур нулевой последовательности. Это изменение напряжения нулевой последовательности требуется как для работы регулятора компенсации ОЗЗ EFC40, так и для устройства определения ОЗЗ EFD.

Введение тока в контур нулевой последовательности обычно осуществляется во вторичной дополнительной обмотке для создания необходимого напряжения на дугогасящей катушке.

Устройство введения тока ECI состоит из трансформатора, конденсаторов для ограничения тока, реле, контролирующих и сигнальных контактов.

.4.2 Микропроцессорный контроллер МИРК 4.1 с плунжерным реактором РЗДПОМ

.4.2.1 Дугогасящий реактор

Дугогасящий реактор типа РЗДПОМ (реактор заземляющий, дугогасящий, плунжерный, однофазный, масляный) предназначен для компенсации емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35 кВ, аналогичен реакторам, описанным в п.14.4.1.1.

.4.2.2 ФМЗО

Подключение реакторов аналогично методу, описанному в п. 14.4.1.2.

.4.2.3 Регулятор компенсации

Для автоматического управления плунжерными дугогасящими реакторами типа РЗДПОМ предназначен микроконтроллерный блок автоматического регулирования МИРК-4.1 (рис. 14.3, рис. 14.4), разработанный ООО «МИКРО-Инжиниринг» и изготавливаемый по ТУ 3425-001-40093098-2005.

Микроконтроллерный регулятор МИРК-4.1 за счет использования современного микроконтроллера и цифровой обработки входных сигналов обладает большей чувствительностью и помехозащищенностью, чем старые регуляторы типа УАРК, РНДК, БАНК и др. Одновременное определение резонансной настройки по амплитуде и фазе напряжения смещения нейтрали полностью исключает ложное срабатывания регулятора. Цифровая обработка сигналов позволяет очень точно производить все необходимые регулировки (зоны нечувствительности, задержки срабатывания и т.д.).

Рис. 14.3. Блок управления реактором РЗДПОМ с регулятором МИРК 4.1

Рис. 14.4. Система компенсации емкостного тока на базе регулятора МИРК 4.1

Наличие в МИРК-4.1 дополнительного порта (USB) позволяет оперативно получать информацию о степени расстройки компенсации, срабатывании ДГР, времени возникновения замыкания на землю и токе компенсации ДГР, которая записывается в файл журнала событий и может передаваться на компьютер диспетчера.

Алгоритм работы автоматического регулятора построен на обработке одновременно двух сигналов: угла сдвига фаз j межу напряжением смещения нейтрали U₀ и опорным напряжением U_оп и амплитуды напряжения смещения нейтрали U₀. При первом пуске регулятор замыкает один из управляющих контактов и гонит плунжер ДГР вверх или вниз. Если напряжение смещения нейтрали уменьшается, регулятор автоматически делает реверс и гонит плунжер ДГР в сторону резонанса. Резонанс определяется по максимуму амплитуды U₀. Регулятор останавливает плунжер в резонансном положении и запоминает соответствующие значения напряжения смещения нейтрали U₀и угол между U_оп и U₀(измеренный угол виртуально приравнивается 0°). Далее регулятор работает в ждущем режиме.

Управляющая программа микроконтроллера позволяет работать в двух основных режимах:

ручной поиск резонанса;

автоматический поиск резонанса.

В режиме ручного поиска резонанса оператор находит точку резонанса по максимуму напряжения смещения нейтрали U₀, запоминает ее и далее микроконтроллер уже сам отслеживает состояние сети, автоматически настраивая реактор в резонанс по заданным ранее параметрам.

В режиме автоматического поиска резонанса регулятор сам определяет точку резонанса по максимуму напряжения смещения нейтрали после каждого изменения параметров высоковольтной сети.

14.4.3 Микропроцессорный контроллер САНК 4.2 с реактором типа РУОМ

14.4.3.1 Дугогасящий реактор

Микропроцессорный контроллер САНК 4.2 предназначен для использования реакторами типа РУОМ (рис. 14.5). Реакторы типа РУОМ-это управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы. Их преимущества:

1) технологичность;

) высокая надёжность;

) большой ресурс из-за отсутствия механических узлов.

Рис. 14.5. ДГР РУОМ и регулятор САНК

.4.3.2 ФМЗО

Подключение реакторов аналогично методу, описанному в п. 14.4.1.2.

14.4.3.3 Регулятор компенсации

Работа САНК (рис. 14.6) основана на измерении напряжений и токов непромышленной частоты в контуре нулевой последовательности, зависящих от емкостной проводимости сети и индуктивной проводимости дугогасящего реактора с целью последующего регулирования тока управляемого дугогасящего реактора типа РУОМ в режиме однофазного замыкания на землю (ОЗЗ). Плавное регулирование тока РУОМ в широком диапазоне обеспечивается насыщением участков магнитопровода, на которых расположены секции обмотки, с помощью встроенного тиристорного преобразователя, угол открытия которого управляется регулятором САНК в соответствии с заданным текущим значением емкостного тока замыкания на землю. В режиме холостого хода, при отсутствии управления, амплитуда переменного потока не превышает индукции насыщения стали, и ток реактора составляет несколько процентов от номинального значения. В соответствии с принципом работы магнитного усилителя, по мере вытеснения переменного магнитного потока потоком насыщения за перегиб вебер-амперной характеристики, ток реактора возрастает до номинального, когда в режиме полупредельного насыщения участков магнитопровода в течение всего полупериода переменный поток превышает индукцию насыщения, а ток реактора практически синусоидален.

Напряжение непромышленной частоты вводится в контур нулевой последовательности сети через сигнальную обмотку дугогасящего реактора, а напряжение нейтрали сети с обмоток трансформатора напряжения (НТМИ или НАМИ), соединенных в открытый треугольник непрерывно измеряется устройством САНК. Определяется резонансная частота.

При каждом цикле измерения пересчитывается уставка, которая определяется по следующей формуле:

I уст = ((I дгр + I баз ) (f₅₀/f_p)2 - I баз) Uн тек / Uфаз,

где I уст - уставка по току САНК; дгр - ток реактора РУОМ; баз - ток базового реактора; f50 - частота сетевого напряжения; р - частота резонанса; н тек - текущее напряжение на нейтрали сети в режиме ОЗЗ; фаз - фазное напряжение сети, соответствующее смещению нейтрали сети при однофазном металлическом замыкании на землю.

Рис. 14.6. Регулятор автоматической компенсации САНК 4.2

Также обеспечивается подмагничивание реактора стабилизированным током до величины, соответствующей существенной расстройке компенсации, когда индуктивное сопротивление обмотки реактора примерно вдвое превышает текущее емкостное сопротивление емкости сети на землю. Благодаря этому, во-первых, отсутствуют коммутационные перенапряжения, характерные для резонансно настроенных сетей, а во-вторых, оказывается возможным производить непрерывное измерение текущей емкости сети на частоте, отличной от промышленной.

При возникновении замыкания на землю блокируется работа генератора непромышленной частоты. САНК переходит в режим «компенсация» и формирует импульсы управления тиристорным преобразователем РУОМ, обеспечивая подмагничивание и поддерживая ток реактора в соответствии с ранее определенной уставкой. Ток реактора в режиме компенсации измеряется устройством САНК при помощи встроенного в реактор трансформатора тока.

При исчезновении замыкания на землю схема с выдержкой времени переходит в исходное состояние измерения емкости сети.

14.4.4 Анализ рассмотренных систем

Анализ рассмотренных систем начнём с типов реакторов, используемых в них.

Системы фирм TRENCH и ОРГРЭС используют плунжерные ДГР, в то время как система САНК применяется с реакторами с подмагничиванием.

Применение ДГР с подмагничиванием не предлагается по ряду технических причин (внутренние обратные связи делают ДГР неработоспособным в режиме дугового ОЗЗ без компенсации активной составляющей и весьма осложняют задачу предварительной настройки в нормальном режиме, повышенное содержание гармоник в токе, нелинейность, сложность математического описания и т.п.), в том числе и по неконкурентной большой стоимости данного типа ДГР

Системы фирм TRENCH и ОРГРЭС используют ДГР плунжерного типа, которые не имеют описанных выше недостатков.

Австрийские системы на сегодняшний день системы имеют преимущество, заключающееся в использовании элементов одной фирмы (ДГР, ФМЗО, контроллер, система защит и обнаружения ОЗЗ), соответственно сервис осуществляется также одной компанией. Это преимущество неоспоримо, например, по сравнению с контроллером САНК 4.2, настройку которого может производить только ООО «ЭЛУР».

В соответствии с приведенными выше выкладками примем к установке на подстанции трансформаторные агрегаты (дугогасящий реактор с трансформатором, в нейтраль которого он включается) серии ELD с дугогасящими реакторами с втяжным сердечником и устройства контроля и определения ОЗЗ серии EFD40 производства фирмы TRENCH AUSTRIA. Характеристики трансформаторных агрегатов сведены в таблицу 14.2. Характеристики устройства контроля и определения ОЗЗ сведены в таблицу 14.3. Для секций I-2, II-2, III-1, III-2 примем трансформаторные агрегаты ELD мощностью 250 кВА, а для секции II-1 - мощностью 315 кВА.

Таблица 14.2. Характеристики трансформаторного агрегата ELD

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток реактора, А	4-40, 5-50
Номинальная мощность трансформатора, кВА	250, 315
Режим работы	длительный

Таблица 14.3. Характеристики устройства контроля EFD40

Устройство управления
Центральный процессор	32-битный транспьютер (процессор с сокращённым набором команд с устройством для выполнения операций с плавающей точкой), 1 МБ ОЗУ
Память	4 МБ ОЗУ, 8 МБ ППЗУ для программного кода
Экран	ЖК, разрешение 640х200, с подсветкой
Обнаружение и измерение сигнала
Центральный процессор	24-битный процессор (для обработки) сигналов
Аналого-цифровой преобразователь	16 бит, 50 000 образцов.
Входное напряжение	0 - 100 В переменного тока
Входной ток	0 - 1 А или 0 - 5 А
Цифровые выходы	16 выходных контактов реле для сменной платы, объединенные в 4 астатические группы (250 В переменного тока, максимум 4 А, 1000 ВА или 250 В постоянного тока, максимум 1 А, 100 Вт)
Светодиодный дисплей	Индикация неисправной питающей линии, индикация состояния цифровых входов и выходов
Последовательный интерфейс	3хRS232 для модема, ПК или SCADA (шина стандарта SPA, соответствует стандарту IEC 870-5-103)
Источник питания	110…230 В переменного/постоянного тока
Ширина / высота / глубина	483 / 265 / 300 мм
Масса	16 кг

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В проекте проведена модернизация подстанции ГПП-9 110/10 кВ ОАО «НЛМК». Проведен анализ существующей схемы электроснабжения района ГПП-9. Осуществлен расчет электрических нагрузок и величин токов трехфазного короткого замыкания. На основании полученных данных о величинах токов короткого замыкания произведены выбор и проверка на электродинамическую, термическую стойкости и коммутационную способность электрооборудования подстанции с использованием современной элементной базы. Были предложены к установке комплектное распределительное устройство ELTEMA с вакуумными выключателями BB/TEL и АВВ VD4, ограничители перенапряжений на отходящие линии 10 кВ, в нейтрали трансформаторов и на питающие кабельные линии 110 кВ, трансформаторы напряжения НАМИ-10, 110; терминалы микропроцессорной защиты ABB (RET, REF), аккумуляторная батарея VARTA малообслуживаемой серии. Кроме того, предложена замена маслонаполненных кабелей и кабелей с бумажной пропитанной изоляцией кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена. Проведён расчёт токов ОЗЗ. По результатам анализа систем компенсации емкостных токов замыкания на землю предложены к установке системы фирмы Trench Austria. Рассчитаны уставки блоков микропроцессорной защиты распределительных линий 10, 110 кВ и защиты трансформатора. Рассмотрены вопросы качества и автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии на подстанции. Рассчитаны молниезащита и контур заземления подстанции, потери активной мощности и напряжения в элементах подстанции. Произведен экономический расчет предлагаемого проекта модернизации.

В результате модернизации электрооборудования подстанции повысится надежность электроснабжения потребителей, уменьшатся потери в элементах электрической сети. Также снизятся расходы на эксплуатацию оборудования, так как предполагаемое к установке оборудование в основном не требует проведения текущих ремонтов и имеет высокие показатели качества.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Грудинский П.Г. Электротехнический справочник, изд. 4-е, переработ., [Текст] / под ред. П.Г. Грудинского, М.Г. Чиликина (главн. ред.) и др. Т.2, М., «Энергия», 1972.- 816 с., ил.

2. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд., перераб. и доп. с изм. М.: Главэнергонадзор, 1998.

. Федоров А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. [Текст] / Под общ. ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского. В 2-х кн. Кн.2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1974.-528 с., ил.

. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для сред. проф. образования [Текст] / Е.А. Конюхова. - 2-е изд., стер.- М.: Издательский центр «Академия», 2004.- 320 с.

. Федоров А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. [Текст] / Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. В 2-х кн. Кн.1. Проектно-расчетные сведения. М., «Энергия», 1973.-520 с., ил.

. ООО «Электрощит» [Текст]: каталог продукции. - «Московский завод электрощит».

. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153-34.0-20.527-98. [Текст]

. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования [Текст] / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - М.: Издательский центр «Академия», 2004.- 448 с.

. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т.3. Кн.1. Производство, передача и распределение электрической энергии [Tекст] / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. - 6-е изд. испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 656 с.: ил.

. ООО «Таврида Электрик» [Текст]: каталог продукции. - «Таврида Электрик».

. Сайт фирмы «АББ» http:\\abb.com

. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений/И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинов и др., под ред. И.П. Крючкова и В.А. Старшинова - 2-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2006. - 416 с..

14. ООО «Электрофарфор» [Текст]: каталог продукции. - «Электрофарфор».

15. Иванов, А.В. Методическое пособие по расчету систем оперативного тока, собственных нужд, заземляющих устройств и молниезащиты подстанций 35 кВ и выше. [Текст] / А.В. Иванов, Т.В. Колчин, А.В. Осьминушкин. - Н. Новгород: Нижегородский государственный технический университет, 2000. - 40 с., ил.

. Рокотян, С.С. Справочник по проектированию подстанций 35- 500 кВ [Текст] / Под ред. С.С. Рокотяна, Я.С. Самойлова. - М.: Энергоатомиздат, 1982. -352 с.: ил.

. Сайт фирмы “VARTA” http:\\varta.com

18. Свирен, С.Я. Электрические станции, подстанции и сети. [Текст] / С.Я.Свирен. - Киев: Государственное издательство технической литературы, 1972. - 308 с., ил.

19. Басс, Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие [Текст] / Э.И. Басс, В.Г. Дорогунцев, под ред. А.Ф. Дьякова. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 296 с., ил.

. Рязанцева, Л.М. Экономическая оценка эффективности инвестиций: Методические указания к расчетному заданию и дипломному проекту. [Текст] / Л.М.Рязанцева. - Липецкий государственный технический университет, Липецк, 1999. - 40 с.

. Шпиганович, А.А. Методические указания к технико-экономическим расчетам по курсовому проектированию для студентов специальности 180400 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» и 181300 «Внутризаводское электрооборудование». [Текст] / А.А. Шпиганович. - Липецкий государственный технический университет, Липецк, 1999. - 28 с.

22. Шабад М.А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле [Текст] / М.А. Шабад. - 4-е издание., доп. - СПб.: ПЭИПК, 2005. - 48 с.

. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. для проф. учеб. заведений./ Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин, В.А. Яшков - М.: Высш. шк., 2001. - 336 с.: ил.

. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при работе в электроустановках ПОТ РМ-016-2001; РД 153-34.0-03.150-00. [Текст]

. Шеховцов, В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. методическое пособие для курсового проектирования. [Текст] / В.П. Шеховцов. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2004. - 214 с., ил.

. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87. [Текст]

. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций СО 153-34.21.122-87. [Текст]

. Беркович, М.А. Основы техники релейной защиты. Изд. 6-е [Текст] / М.А. Беркович, В.В. Молчанов, В.А. Семенов. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 378 с.

. Халилов Ф.Х. Перенапряжения в электрических сетях. Учеб. пособие. - СПб.: ПЭИпк, 2002. - 48 с.

Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО 'НЛМК'

Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО 'НЛМК'

Группа ЭП-06-2

Липецк 2011

АННОТАЦИЯ

Таблица 2.1. Результаты расчёта нагрузок ГПП-9

Таблица 4.1. Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Расчет нагрузки Z2.

Таблица 8.1. Потребители собственных нужд подстанции

Таблица 8.2. Коэффициенты спроса приемников собственных нужд

Таблица 8.4. Расчет аварийного освещения

Таблица 8.5. Характеристики приводов выключателей

Таблица 9.1. Потери в кабельных линиях

Таблица 9.2. Потери напряжения по КЛ ГПП-9

Таблица 11.2. Расчет фонда заработной платы рабочих

Таблица 13.1. Технические характеристики насосной станции

Таблица 13.2. Параметры ограничителей перенапряжений

Таблица 14.1. Результаты расчетов однофазных замыканий на землю

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Похожие работы на - Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО 'НЛМК'

Расчет нагрузки Z₂.