Питающая подстанция напряжением 330/110/10 кВ

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

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

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

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

-учет количества отключений выключателя;

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

-обмен информацией с верхним уровнем;

-непрерывную самодиагностику аппаратной и программной части [18].

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

-кабельных и воздушных линий электропередач напряжением 6-35 кВ;

-трансформаторов (в качестве резервной защиты силовых трансформаторов);

-объектов малой энергетики и др.

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

Устройства выполняют следующие функции:

-трехступенчатую максимальную токовую защиту с зависимой или независимой выдержкой времени;

-защиту от замыканий на землю с контролем тока нулевой последовательности;

-одно- или двукратное автоматическое повторное включение выключателя защищаемого присоединения;

-пофазную индикацию действующих (текущих) значений тока защищаемого присоединения;

-местное и дистанционное управление выключателем, переключение режима управления;

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

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

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

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

-учет количества отключений выключателя;

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

-обмен информацией с верхним уровнем;

-непрерывную самодиагностику аппаратной и программной части [19].

RED 521: цифровой терминал дифференциальной защиты RED 521 предназначен для селективной, надежной и быстрой защиты шин, Т-образных соединений, узловых углов, генераторов, автотрансформаторов и т.д. RED 521 может использоваться для различных схем размещения распределительных устройств, включая одиночную шину, двойную шину, два выключателя или полуторные схемы выключателя. Терминал используется для защиты энергоустановок среднего, высокого и сверхвысокого напряжений в энергосистеме частотой 50 Гц или 60 Гц. Терминал способен распознавать все типы междуфазных повреждений и повреждений между фазой и землей в сетях с эффективно заземленной нейтралью или в сетях с нейтралью, заземленной через низкое полное сопротивление, а также все внутренние междуфазные повреждения в изолированных сетях или в сетях с нейтралью, заземленной через полное сопротивление [20].

RED 521 не предъявляет высоких требований к первичным трансформаторам тока, нет необходимости в промежуточных трансформаторах тока. Для всех применений можно использовать и сочетать первичные ТТ с 1А и 5А номинальным вторичным током в одной защищаемой зоне. Обычно для одной зоны могут использоваться трансформаторы тока с коэффициентами трансформации, отличающимися друг от друга не более чем в 10 раз. Выравнивание коэффициентов трансформации первичных ТТ осуществляется цифровым способом при помощи установки параметра.

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

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

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

-дистанционная защита;

-обнаружение качаний в энергосистеме;

-логика схемы связи для дистанционной защиты;

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

-функция автоматики при включении в режим повреждения для дистанционной защиты;

-логика местного ускорения;

-обнаружение обесточенной линии;

-быстродействующая максимальная токовая защита (отсечка);

-максимальная токовая защита с выдержкой времени;

-устройство резервирования при отказе выключателя;

-быстродействующая максимальная токовая защита нулевой последовательности (ненаправленная);

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

-максимальная токовая защита нулевой последовательности (направленная и ненаправленная);

-логика связи для максимальной токовой защиты нулевой последовательности;

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

-4-х ступенчатая максимальная токовая защита от замыканий на землю нулевой последовательности;

-защита от понижения напряжения с выдержкой времени;

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

-контроль обрыва фаз;

-контроль потери напряжения;

-контроль перегрузки;

-контроль токовых цепей;

-функция обнаружения неисправности цепей напряжения (обратная последовательность);

-функция обнаружения неисправности цепей напряжения (нулевая последовательность);

-функция оперативного управления;

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

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

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

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

-счетчики импульсов [22].

Выбор данного оборудования РЗА сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор оборудования РЗА

Наименование комплекта защит	Тип оборудования	Выполняемые функции
1	2	3
Комплект основных защит АТ	RET 521	Дифференциальная токовая защита АТ. Максимальная токовая защита от перегрузки АТ стороны СН. МТЗ НН с пуском по напряжению. Контроль обесточенного состояния АТ. Регулирование под нагрузкой. Контроль напряжения для пуска МТЗ НН. Контроль отсутствия напряжения на АТ. Контроль цепей изоляции со стороны НН. Газовая защита. Газовая защита РПН. Токовая отсечка со стороны ВН. Дифференциальная токовая защита со стороны НН. Дифференциальная защита ошиновки стороны ВН и СН. МТЗ - перегрузка общей части обмотки АТ.
Комплект защит НН	RET 316	ДЗО НН. МТЗ от перегрузки обмотки ВДТ. Газовая защита ВДТ. Газовая защита РПН ВДТ.
Комплект резервных защит АТ со стороны ВН	REL 511	Дистанционная защита. Токовая защита нулевой последовательности. Ускорение защит. Защита неполнофазного режима. УРОВ. Управление выключателями.
Комплект резервных защит АТ со стороны СН	REL 511	ДЗ. ТЗНП. Ускорение защит. УРОВ. ЗНПФР. АПВ. АВР.
Комплект защит СШ - 330 кВ	RED 521	Дифференциальная защита ошиновки стороны ВН.
Комплект основных защит ВЛ - 330 кВ	REL 511	Дифференциально-фазная защита. ТО.
Комплект резервных защит ВЛ - 330 кВ	REL 511	ДЗ. ТНЗНП. ЗПН. ЗНПФР. АПВ.
Комплект защит СШ - 110 кВ	RED 521	Дифференциальная токовая защита. Дифференциальная токовая защита с торможением. Максимальная токовая защита. МТЗ с пуском по напряжению. Контроль цепей изоляции. АВР.
Комплект основных защит ВЛ - 110 кВ	REL 511	Дифференциально-фазная защита. Направленные защиты с блокировкой.
Комплект резервных защит ВЛ - 110 кВ	REL 511	Дистанционная защита. Токовая защита нулевой последовательности. Ускорение защит. Защита неполнофазного режима. МТЗ с пуском по напряжению. УРОВ. АПВ. Управление выключателями.
Комплект защит КЛ - 10 кВ	МР 500 МТЗ 610	МТЗ. ТО. ДЗ. НТЗНП. АЧР. Управление выключателем.
Комплект телезащиты	NSD 570	Передача блокирующих и отключающих сигналов по аналоговым или цифровым линиям связи.
Комплект защит НН	МР 700	Токовая защита. ДЗО. ТО. ДЗ. МТЗ. УРОВ. АЧР. АВР. АПВ. Управление выключателями.
	МР 600	Защита от снижения напряжения. Защита от повышения напряжения. Защита от повышения напряжения нулевой последовательности. Защита от повышения напряжения обратной последовательности. Защита от снижения напряжения прямой последовательности. Защита от снижения частоты. Защита от повышения частоты. Контроль цепей изоляции.

Компоновка устройств РЗА показана в графической части (лист 6).

4 ГРОЗОЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Грозозащита подстанции

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

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

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

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

-тип молниеотводов: металлический в виде составных решетчатых конструкций;

-количество: 6 штук;

-взаимное расположение: по углам и периметру площадки ОРУ;

-высоту: 38 м.

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

r_Х = (4.1)

где r_Х - радиус зоны защиты; h_М, h_Х, h_а = h_М - h_Х - высота соответственно молниеотвода, защищаемого объекта, активная высота молниеотвода; К_h - поправочный коэффициент для высоких молниеотводов, К_h = 1 при h_М = 30 м;

при 30 ? h_М ? 100 м К_h =

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

r_h = (4.2)

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

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

r_q ? r_х · (4.3)

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

D ? 8 · h_а · К_h. (4.4)

Расчет зон защиты молниеотводов

Очертание внешней зоны защиты по (4.1) при значениях:

h_М = 36,5 м, h_Х = 15 м, h_а = 36,5 - 15 = 21,5 м, К_h = 0,907 [23],

r_Х =

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

r_h =

Расстояние по (4.3):

r_q ? 22,1 ·

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

Заземление подстанции

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

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

Конструктивное исполнение устройств заземления ОРУ

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

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

2) свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле;

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

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

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

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

Также у молниеотводов устанавливаем вертикальные электроды. Рекомендуемое расстояние между вертикальными заземлителями а_В в зависимости от их длины ?_В и площади искусственного заземлителя S выбираем из [5]. При площади круга S = рR² = 113,097 мм², диаметре 12 мм принимаем ?_В = 5 м.

(4.5)

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

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

Расчет заземляющего устройства

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

При выполнении расчета заземляющего устройства принимаем с₁ = 600 Ом·м, с₂ = 350 Ом·м, толщина слоя сезонных изменений Н = 2 м [25].

Расчет сопротивления заземлителя в неоднородном грунте (с₁ ? с₂) произведем по эквивалентному удельному сопротивлению с_ЭК, при котором сопротивление заземлителя имеет то же значение, что и в неоднородном грунте [25]. Сопротивление заземляющего устройства ОРУ определяется параллельным сложением сопротивлений естественного R_Е и искусственного R_И заземлителей.

Расчетное значение R_И определяется по эмпирической формуле:

R_{И РАСЧ} ? с_ЭК (4.6)

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

Принимаем:

L_r ? 1670 м;

?_в = 5 м;

?_в/vS = 0,0446, тогда А ? 0,4.

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

vS = v110 · 114 = 112 м.

Число ячеек по стороне квадрата:

m = (4.7)

m =

принимаем m = 7.

Длина полос в расчётной модели:

L_г^' = 2vS · (m + 1), (4.8)

L_г^' = 2 · 112 · (7 + 1) = 1792.

Длина сторон ячейки:

b = (4.9)

b =

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

n = (4.10)

n =

принимаем n = 22.

Общая длина вертикальных заземлителей:

L_в = ?_в · n = 5 · 22 = 110 м. (4.11)

Относительная глубина:

Тогда из [4]:

А = 0,444 - 0,84 · (?_в + t) / vS, (4.12)

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



Определяем эквивалентное удельное сопротивление с_э:

Определяем R_{И РАСЧ} по (4.6):

Так как R_{И РАСЧ} > R_{З ДОП}, необходимо принять меры для его снижения путем использования естественных заземлителей или путем расширения заземляющего устройства за пределы подстанции.

Определяем величину сопротивления естественных заземлителей системы, где: активное сопротивление грозозащитного троса R_Т марок ТК 70 и ТК 50 соответственно R_{Т 70} = 2,3 Ом/км, R_{Т 50} = 3,7 Ом/км [7]; длина пролета ?_{ПР 330} = 425 м, длина пролета ?_{ПР 110} = 380 м; допустимое сопротивление заземляющих устройств опор воздушной линии R_НАИБ. = 15 Ом (при с_Э от 100 до 500 Ом·м) [1]; допустимое сопротивление кабельной линии R_{К ДОП} = 10 Ом [1].

Сопротивление одного грозозащитного троса найдем по формуле:

R_Т = (4.13)

R_{Т 330} =

R_{Т 110} =

R'_{Т 330} =

R'_{Т 110} =

R_T = (4.14)

R_T =

Сопротивление кабельных линий:

R_К = (4.15)

R_К =

Общее сопротивление естественных заземлителей:

R_Е = (4.16)

R_Е =

Результирующее сопротивление заземляющего устройства:

R_З = (4.17)

R_З =

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

5 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

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

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

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

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

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

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5-2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рисунке 5.1.

Шины узловой ПС Шины узловой ПС

I _к1 I _к2 К I '_к1 I '_к2 QB К

QB

G1 G2 G1 G2

а) б)

Рисунок 5.1 - Распределение токов КЗ: а)секционные выключатель включен; б)секционный выключатель отключен

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

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

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции (рисунок 5.2).

От системы От системы

I _к2 I '_к2

I _к1

В В

а) б)

Рисунок 5.2 - Совместная (а) и раздельная (б) работа трансформаторов на подстанции

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

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

Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6-10 кВ, иногда в установках 35 кВ и выше. Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока. Возможные схемы включения реакторов представлены на рисунке 5.3.

LK Линия

W

а) Т

LR

LR G

б) в)

Потребители

Рисунок 5.3 - Схемы включения реакторов: а)индивидуальное реактирование; б)групповой реактор; в)секционный реактор

Основным параметром является его индуктивное сопротивление x_р = щL, Ом. Эффект ограничения тока и поддержания остаточного напряжения на шинах при КЗ за реактором иллюстрируется на рисунке 5.4.

 G K K

Линия Линия

I _к I '_к

U х'_к = х_р + х_л

U х_к = х_л

U'_ост I '_к х_р

U_ост

х_к х'_к

а) б)

Рисунок 5.4 - Ограничение токов КЗ и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов: а) при отсутствии реактора; б) при наличии реактора

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

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

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

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

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

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

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

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

6 ОХРАНА ТРУДА

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

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

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

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

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

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

-внедрение передового опыта работы по предупреждению производственного травматизма;

-инструктаж по безопасным методам работы на рабочих местах;

-организацию кабинетов по технике безопасности.

Требования безопасности при монтаже заземляющих устройств

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

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

1. Номинальное напряжение подстанции 330/110/10 кВ.

2. Установленная мощность трансформаторов

S_T=S_Ti, (7.1)

где S_Ti - номинальная мощность i-го трансформатора.

S_T1 = S_T2 = 200 МВ·А,

S_T = 200 + 200 = 400 МВ·А.

3. Передаваемая активная мощность

Р = Р_i, (7.2)

где Р_i - активная мощность i-го потребителя.

Р = Р₁₁₀ + Р₁₀ = 140 + 40 = 180 МВт.

4. Передаваемая электроэнергия

W = P_iT_НБi, (7.3)

где T_НБi - время использования наибольшей нагрузки.

Т_НБ110 ? 7500 ч,

Т_НБ10 ? 3400 ч [3], тогда

W = Р₁₁₀ · Т_НБ110 + Р₁₀ · Т_НБ10 = 140 · 10³ · 7500 + 40 · 10³ · 3400 = (1050000 + +136000) · 10³ =1186000 · 10³ кВт·ч.

5. Потери мощности в трансформаторах

Р = Р_Н + Р_Х, (7.4)

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

Потери мощности в автотрансформаторах:

Р_АТ = Р_{Н АТ} + 2Р_{Х АТ}, (7.5)

Р_{Х АТ} = 2 · 190 = 380 кВт,

Р_{Н АТ} = Р_КВ + Р_КС + Р_К, (7.6)

Р_КВ + Р_КС = Р_{К В-С} = 740 кВт,

Р_КВ + Р_КН = Р_{К В-Н} = 400 кВт,

Р_КС + Р_КН = Р_{К С-Н} = 350 кВт [7],

Р_КВ = (Р_{К В-С} + Р_{К В-Н} - Р_{К С-Н} ), (7.7)

Р_КВ = (740 + 400 - 350 ) = 395 кВт,

Р_КС = (Р_{К В-С} + Р_{К С-Н} - Р_{К В-Н} ), (7.8)

Р_КС = (740 + 350 - 400 ) = 345 кВт,

Р_К = (Р_{К В-Н} + Р_{К С-Н} - Р_{К В-С} ), (7.9)

Р_К = (400 + 350 - 740 ) = 5 кВт,

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

Потери мощности в вольтодобавочных трансформаторах:

Р_ВДТ = Р_{Н ВДТ} + 2Р_{Х ВДТ}, (7.10)

Р_{Н ВДТ} = 70 кВт,

Р_{Х ВДТ} = 17,5 кВт [8],

Р_ВДТ = · 70 + 2 · 17,5 = 70 кВт.

Общие потери в трансформаторах по формуле (7.4):

где Р_Н = Р_{Н АТ} + Р_{Н ВДТ}, (7.11)

Р_Н = 372,5 + 70 = 442,5 кВт,

Р_Х = Р_{Х АТ} + Р_{Х ВДТ}, (7.12)

Р_Х = 380 + 17,5 = 397,5 кВт,

Р = 442,5 + 397,5 = 840 кВт.

6. Потери электроэнергии в трансформаторах

W = W_Н + W_Х, (7.13)

где W_Н - нагрузочная составляющая потерь электроэнергии в трансформаторах; W_Х - составляющая потерь холостого хода.

W_Н = Р_Н · Т (7500 ч),

W_Х = Р_Х · Т (8760 ч),

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

7. Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности

S_Т.У = S_Т/Р_НБ, (7.14)

S_Т.У = = = 2,22 МВ·А/МВт.

8. Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности Р = (Р/Р) ·100, % , (7.15) в том числе нагрузочная составляющая Р_Н, %; составляющая холостого хода Р_Х, %.

Р = 0,466 %.

9. Потери электроэнергии в процентах к передаваемой электроэнергии

W = (W/W) ·100, (7.16)

в том числе нагрузочная составляющая W_Н, %; составляющая холостого хода W_Х, %.

W = = 0,573 %.

10. Капитальные затраты

К = К_СТ + К_ПЗ, (7.17)

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

К_СТ = К_{Я 330} · n_{Я 330} + К_{Я 110} · n_{Я 110} + К_{Я 10} + К_АТ · n_АТ + К_ВДТ · n_ВДТ + К_Р · n_Р, (7.18)

где К_{Я 330, 110} - стоимость одной ячейки с выключателем соответствующего класса напряжения, n_{Я 330, 110} - количество ячеек соответствующего класса напряжения, К_{Я 10} - стоимость ЗРУ 10 кВт по схеме две секции, К_АТ, К_ВДТ, К_Р - стоимость автотрансформатора, вольтодобавочного трансформатора и реактора соответственно, n_АТ, n_ВДТ, n_Р - количество автотрансформаторов, вольтодобавочных трансформаторов и реакторов соответственно. К_{Я 330} = 160 тыс. у.е., К_{Я 110} = 42 тыс. у.е. [3], К_{Я 10} = 70 тыс. у.е. [3], К_АТ = 370 тыс. у.е. [3], К_ВДТ = 60 тыс. у.е. [3], К_Р = =14,2 тыс. у.е. [3], n_АТ = n_ВДТ = n_Р = 2, n_{Я 330} = 4, n_{Я 110} = 7.

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

К_ПЗ = 1160 тыс. у.е. [3],

К = 1892,4 + 1160 = 3052,4 тыс. у.е.

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

И = И_А + И_Э, (7.19)

где И_А - амортизационные отчисления на проведение капитальных ремонтов (И_{А КР}) и амортизационные отчисления для восстановления первоначальной стоимости энергетического оборудования (И_{А В}), И_Э - затраты на эксплуатацию.

И_А = И_{А КР} + И_{А В}, (7.20)

И_А = 3,5 + 2,9 = 6,4 % [33],

И_Э = 2 % [33],

И = 6,4 + 2 = 8,4 %.

12. Дисконтированные затраты

З_Д = К + бИ, (7.21)

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

б = (7.22)

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

И = 256,4 тыс. у.е.

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

13. Стоимость передачи электроэнергии

С_П = З_Д/W. (7.23)

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