Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО "НЛМК"

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 · + ?U) · 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 = 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. 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. 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 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.

10.4.3 Расчет установок 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;

- компактный дизайн;

- модульное программное обеспечение;

- непрерывная самодиагностика и контроль;

- управляемая с помощью меню программа пользовательского интерфейса;

- регистрация событий и измерение величин.

RET316 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.	Кол.	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 трансформ. напряжения НАМИ	шт.	12	250	3000
Ограничитель перенапряжений ОПН-У-110/56	шт.	3	35	105
Ограничитель перенап. 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
Разъедин. однофазный 110 кВ с ручным приводом	ком.	3	26	78
Разъед. трехп. 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 трехп. РВК-10/2000 с приводом	ком.	15	150	2250
Кабель 110 кВ с изол. из сшит. полиэт. Сеч. 185 мм2	км	11	400	4400
Кабель 10 кВ с изол. из сшит. полиэт. сеч. 185 мм2	км	43,5	320	13920
Кабель 10 кВ с изол. из сшитого полиэт. сеч.150 мм2	км	62,5	300	18750
Кабель 10 кВ с изоляц. из сшит. полиэт. сеч. 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_стi·У(Н_j · n_j)), (11.2)

где Ч_стi - 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

Таблица

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/(кВтчас) 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/(кВтчас) - 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 системы электроснабжения

Элементы сети	Обозначение частоты отказа	Частота отказов щ, 1/год	Время восстановления Тв, ч
Кабель 110 кВ	щ1	0,02	20

Таблица

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	15

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

13.1 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.

13.2 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.

13.3 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 (длина?ширина?высота),не более, мм	15000?6100?5700

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 60?60 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.