Реконструкция зоны подстанции 110/10 кВ "Судиславль" с расчетом токов замыкания на землю методом фазных координат

/

/

Аннотация

В дипломной работе рассмотрены вопросы реконструкции зоны подстанции 110/10 кВ «Судиславль» с расчётом токов замыкания на землю методом фазных координат.

Для этих задач предусмотрен расчёт и выбор оборудования на стороне 110 кВ и на стороне 10 кВ. Проведены исследования ёмкостных токов замыкания на землю методом фазных координат. Рассмотрен расчет заземляющего устройства для подстанции 110/10 кВ «Судиславль».

В графической части проекта представлены однолинейная схема сетей 10 кВ ПС «Судиславль», однолинейная схема понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль», спецификация выбранного оборудования, модель блока линии и модель блока нагрузки, методика построения линии в фазных координатах, методика расчёта аварийных режимов в фазных координатах, замыкания на землю в сетях 10 кВ и заземляющее устройство ПС 110/10 кВ «Судиславль».

Содержание

Введение

1. Характеристика понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.1 Расположение понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.2 Анализ нагрузок понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.3 Анализ электротехнической службы

2. Расчёт мощностей на участках и выбор проводников силовой сети

2.1 Расчёт мощностей на участках линии электропередач

2.2 Выбор сечения проводов. Расчет потерь напряжения в проводах

3. Расчёт токов короткого замыкания в узловых точках схемы

4. Выбор оборудования подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

4.1 Расчёт трансформаторов на подстанции «Судиславль»

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

4.3 Выбор схемы электрических соединений подстанции

4.4 Выбор схемы собственных нужд подстанции

4.5 Выбор оборудования трансформаторной подстанции

4.6 Выбор высоковольтной аппаратуры

4.7 Выбор комплектного распредустройства на стороне 10 кВ

5. Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю в фазных координатах

5.1 Общие сведения о методе фазных координат

5.2 Моделирование ЛЭП в фазных координатах

5.3 Модели блока нагрузок и блока замыкания на землю

5.4 Модель блока связи линии с источником

5.5 Методика моделирования

5.6 Расчёт токов замыканий на землю отходящих линий подстанции

6. Охрана труда. Безопасность и экологичность

6.1 Введение

6.2 Анализ состояния безопасности на подстанции

6.3 Характеристика опасных и вредных факторов

6.4 Расчет заземляющего устройства подстанции «Судиславль»

6.5 Пожарная безопасность

6.6 Экологичность

6.7 Мероприятия по совершенствованию безопасности и экологических условий

6.8 Вывод по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Введение

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управлении ими.

Основными задачами систем электроснабжения являются:

- обеспечение бесперебойного энергоснабжения качественной электроэнергией потребителей;

- обеспечение безопасного и качественного ремонта и надежной работы оборудования, зданий и сооружений;

- обеспечение безопасных и нормальных условий труда работников и предупреждение нарушений правил и инструкций по охране труда.

Электроснабжение сельских потребителей осуществляется в основном от сетей государственных энергосистем и крупных электростанций. В районах, удаленных зон централизованного электроснабжения, для питания сельскохозяйственных нагрузок используют местные электростанции.

Для подачи электроэнергии от государственных энергосистем к сельским потребителям используют сети напряжением 6, 10, 20, 35 кВ, а в отдельных случаях - сети напряжением 110 кВ и потребительские подстанции 110/10, 110/35/10, 35/10, 35/0.4, 20/0.4, 6-10/0.4 кВ.

Общие высоковольтные линии электропередачи и понижающие подстанции могут питать нагрузку не только сельского хозяйства, но и других потребителей, расположенных в сельской местности. Поэтому к сетям сельскохозяйственного назначения относятся лишь те линии электропередачи и подстанции, доля которых в общей нагрузке составляет не менее 50 %.

Уже нашли применение новые строительные материалы для опор электрических линий, изоляторы повышенной электрической прочности, устройства со статическими конденсаторами для компенсации реактивной мощности в сельских электрических сетях. С целью максимального приближения подстанций 110/10 кВ к сельским потребителям значительно увеличен объем строительства линий электропередачи напряжением 35-110 кВ.

Надёжная и экономичная работа энергетических систем стала возможной после создания и внедрения ряда автоматических устройств, называемых устройствами системной автоматики, основные назначения которых: предотвращать и ликвидировать системные аварии, а также восстанавливать после нарушений нормальную схему энергосистемы и питание потребителей. Системная авария нарушает работу всей энергосистемы: происходят массовое отключение потребителей; нарушается параллельная работа электростанций и частей энергосистемы; происходит непредусмотренное заранее разделение энергосистемы на части или отделение станций от системы. Кроме того, системная авария проявляется в снижении частоты в системе ниже допускаемой величины.

1. Характеристика понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.1 Расположение понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

Понижающая подстанция 110/10 кВ «Судиславль» находится в Судиславском районе, Костромской области, расположена на окраине деревни Глебово в 5 км от поселка городского типа Судиславль. Подстанция разработана Горьковским отделением института «Энергосетьпроект», изготовлена Куйбышевским заводом «Электрощит», сооружена в 1971 году и введена в постоянную эксплуатацию в июне 1972 года и является транзитной. Подстанция «Судиславль» с постоянным дежурным персоналом.

Она получает питание по воздушной линии электропередач 110 кВ, и через перемычку осуществляется транзит по воздушной линии электропередач 110 кВ «Калинки» - «Красная поляна».

Подстанция 110/10 кВ «Судиславль» выполнена по схеме «мостика» с установкой двух трансформаторов типа ТДН - 10000/110 мощностью 10 МВА, с встроенным РПН, для защиты трансформаторов на стороне высокого напряжения установлены короткозамыкатели КЗ-110 и отделители ОД - 110. В цепях линий и секционированной системе шин установлены масляные выключатели типа МКП-110М, в цепи шунтирующей перемычки 110 кВ установлены разъединители.

ОРУ выполнено беспортального типа из блоков и узлов заводского выполнения с установкой оборудования на П-образных конструкциях. Завод воздушных линий электропередач 110 кВ на подстанцию осуществляется посредством совмещенных концевых опор облегченного типа, размещаемых непосредственно за оградой подстанции. На стороне 10 кВ установлены шкафы КРУН серии К - 13.

Ошиновка подстанции выполнена из труб алюминиевого сплава АВ-Т1 диаметром 80/75 и провода АС-120. Кабельные линии по территории подстанции прокладываются в надземных железобетонных лотках.

Таблица 1.1 Общая протяженность отходящих линий 10 кВ

Основанием фундаментов служат насыпные супесчаные грунты подстилаемые суглинками. Грунтовые воды вскрыты на глубине 2 м. В весенний период возможен подъем на 1 м по сравнению с замеренным. Грунтовые воды агрессивными свойствами не обладают.

Краткая характеристика района расположения подстанции

Климат Судиславского района умеренно-континентальный: лето сравнительно короткое, умеренно теплое, зима продолжительная, умеренно холодная и достаточно снежная. Самым холодным месяцем является январь, а самым теплым июль. Холодный период года длится в среднем 160 дней, а теплый 200 дней.

Среднегодовое количество осадков 650-730 мм; средняя высота снежного покрова 43 см; нормативный скоростной напор ветра на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет 40 кг / м2; толщина стенки гололеда на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет для первого района по гололеду - 10 мм; нормативная глубина промерзания грунта - 1,5 м; среднее годовое число грозовых дней - 24 дня; минимальная температура воздуха - 40 оС; температура воздуха при гололеде - 5 оС; максимальная температура воздуха +32 оС.

1.2 Анализ нагрузок понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели.

Таблица 1.2 Электрические нагрузки потребителей ПС «Судиславль»

1.3 Анализ электротехнической службы

Понижающая подстанция 110/10 кВ «Судиславль» имеет постоянный дежурный персонал. В состав постоянного дежурного персонала входит один диспетчер. Для проведения различных работ на подстанцию выезжает оперативная бригада.

2. Расчёт мощностей на участках и выбор проводников силовой сети

2.1 Расчёт мощностей на участках линии электропередач

Электрические нагрузки сетей 10 кВ определяют путем суммирования расчетных нагрузок с учетом коэффициента одновременности, т.к. нагрузка не смешанная, то определять будем по наибольшему максимуму:

Pрас=ko·P;

Qрас=ko·Q ,

где Pрас - расчетная активная нагрузка на участке линии, кВт;

Qрас - расчетная реактивная нагрузка на участке линии, квар;

ko - коэффицент одновременности [7];

Р - активная мощность нагрузки на участке линии, кВт;

Qрас - реактивная мощность нагрузка на участке линии, квар.

Расчетная полная мощность определяется по формуле [19]:

Sрас=.

Для воздушных линий электропередач напряжением 10 кВ экономические сечения проводов выбирают методом экономических интервалов по таблицам [7].

Этим методом можно выбирать сечения проводов в зависимости от нагрузки, района климатических условий, в котором сооружается линия, материала опор.

Провода выбирают по расчетной эквивалентной мощности Sэкв.

Эквивалентные мощности определяем по формуле:

Sэкв = Sрас · Кд ,

где Sмакс - максимальная нагрузкана участке;

Кд - коэффициент динамики роста нагрузок. Принимаем Кд =0,7 [7].

Определение расчетной нагрузки покажем на примере расчета фидера 10-05. Схема фидера 10-05 представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 Схема фидера 10-05

Sрас4-5 = ko ·(S5+ S6);

Sрас4-5 =0,9 · (160+250)=369 кВА;

Sэкв4-5 = Кд · Sрас4-5; Sэкв4-5 =0,7 · 369=258,3 кВА;

Sрас3-4 = ko ·(S5+ S6)+ ?S;

Sрас3-4 =0,9 · (160+250)+6,23=375,23 кВА;

Sэкв3-4 = Кд · Sрас3-4; Sэкв3-4 =0,7 · 375,23=262,6 кВА;

Sрас2-3 = ko ·(S3+S5+ S6)+ ?S;

Sрас2-3=0,85·(160+160+250)+6,23=490,7кВА;

Sэкв2-3 = Кд · Sрас2-3; Sэкв2-3 =0,7 · 490,7=343,5 кВА;

Sрас1-2 = ko ·(S2+S3+S5+ S6)+ ?S;

Sрас1-2 =0,8·(160+160+160+250)+6,23=590,23 кВА;

Sэкв1-2 = Кд · Sрас1-2; Sэкв1-2 =0,7 · 590,23=413,16 кВА;

Sрас0-1 = ko ·(S1+S2+S3+S5+ S6)+ ?S;

Sрас0-1 =0,8·(250+160+160+160+250)+6,23=784 кВА;

Sэкв0-1 = Кд · Sрас0-1; Sэкв0-1 =0,7 · 784=553,1 кВА;

2.2 Выбор сечения проводов. Расчет потерь напряжения в проводах

Для сельских воздушных сетей напряжением 10 кВ экономическое сечение проводов выбираем методом экономических интервалов [7].

Этим методом можно выбирать сечение проводов в зависимости от нагрузки, района климатических условий, в котором сооружается линия, материала опор.

Провода выбирают по расчетной эквивалентной мощности. Толщина стенки гололеда b = 10мм [7], линия будет построена на ЖБ опорах.

По таблице экономических интервалов предварительно определяют сечение проводов для каждого участка линии.

При выбранных сечениях проводов выполняем расчет сети на потери напряжения при условии, что предается мощность расчетного года и сравниваем максимальные потери с допустимыми. Потерю напряжения на участках ВЛ в процентах от номинального напряжения определяют по формуле:

?U = ?Uуд · Sрас · l , (2.3)

где ?Uуд - удельная потеря напряжения, %/(кВА · км);

Sрас - расчетная мощность на участке без учета коэффициента динамики роста нагрузок, кВА;

l - длина участка, км.

?Uуд берется из таблицы [7] при соответствующем cos? участка..

В нашем случае допустимая потеря напряжения на линии не должна превышать ?U? = 10% [18].

Если потеря напряжения превысит допустимую, то на ряде участков начиная с головных, нужно взять большие дополнительные сечения из тех же таблиц [7].

При этом не следует принимать в линии более 3…4 различных сечений проводов.

Расчет заканчивается проверкой потери напряжений в линии, которая не должна превышать допустимую.

Определение сечения проводов покажем на примере расчета фидера 10-05:

участок 0 - 1: Sэкв0-1 = 553,1 кВА ;

принимаем провод АС-70;

участок 1 - 2: Sэкв1-2 = 413,16 кВА;

принимаем провод АС-70;

участок 2 - 3: Sэкв2-3 = 343,5 кВА;

принимаем провод АС-70;

участок 3 - 4: Sэкв3-4 = 262,6 кВА;

принимаем провод АС-70;

участок 4 - 5: Sэкв4-5 = 258,3 кВА;

принимаем провод АС-70.

Определяем потери напряжения на каждом участке по формуле (2.3):

?U0-1 = ?Uуд0-1 · Sрасч0-1 · l0-1 ; ?U0-1 = 0,561 · 10-3· 790,23 · 0,3 = 0,133% ;

cos? = 0.85.

?U1-2 = ?Uуд1-2 · Sрасч1-2 · l1-2 ; ?U1-2 = 0,561 · 10-3· 590,23 · 0,4 = 0,1324%;

cos? = 0.85.

?U2-3 = ?Uуд2-3 · Sрасч2-3 · l2-3 ; ?U2-3 = 0,561 · 10-3· 490,7 · 0,75 = 0,206%;

cos? = 0.85.

?U3-4 = ?Uуд3-4 · Sрасч3-4 · l3-4 ; ?U3-4 = 0,561 · 10-3· 375,23 · 0,85 = 0,179%;

cos? = 0.85.

?U4-5 = ?Uуд4-5 · Sрасч4-5 · l4-5; ?U4-5 = 0,561 · 10-3· 369 · 2 = 0,414%;

cos? = 0.85.

Определяем потери напряжения в линии:

?U?Ф10-05 = 0,133 + 0,1324 + 0,206 + 0,179 + 0,414 = 1,064%.

Так как ?U?Ф10-05 < ?Uмакс. доп (<10%), следовательно выбранное сечение проводов выбрано правильно.

Аналогично рассчитываем сечения проводов и потери напряжения на других участках и заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Мощности на участках линии, сечения проводов и потери напряжения в линии

3. Расчёт токов короткого замыкания в узловых точках схемы

Коротким замыканием (к.з.) называется всякое непредусмотренное нормальным режимом работы замыкание между токоведущими частями, принадлежащими различным фазам, а в системах с заземленной нейтралью (или четырехпроводных) также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод).

В системах с изолированной нейтралью замыкание на землю одной из фаз не является коротким замыканием. Однако одновременное замыкание на землю двух разных фаз и в системах с изолированной нейтралью есть двухфазное короткое замыкание через землю.

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств.

Для расчета токов короткого замыкания приведена расчетная схема на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 Расчетная схема токов короткого замыкания

На основе расчетной схемы составляем схему замещения для определения значений сопротивлений, входящих в нее. При составлении схемы замещения для электроустановок напряжением выше 1000 В учитываем индуктивные сопротивления электрооборудования. Активное сопротивление трансформатора учитывается в том случаи, когда номинальная мощность трансформатора менее 400 кВА.

Схема замещения выполнена в однолинейном исполнении и путем соответствующего преобразования приведена к простейшему виду для определения результирующего сопротивления относительно точки короткого замыкания.

Схема замещения изображена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 Схема замещения для определения токов короткого замыкания

Таблица 3.1 Исходные данные для расчета токов короткого замыкания

Определяем сопротивление элементов схемы.

Определяем сопротивление системы:

,

где - среднее номинальное напряжение на высокой стороне, В;

- ток короткого замыкания в точке присоединения к системе, А.

По данным «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» =2500 А.

(Ом).

Приводим сопротивление системы к напряжению 10 кВ по формуле:

,

где - среднее номинальное напряжение на низкой стороне, кВ;

(Ом).

Определяем сопротивление трансформаторов по формуле:

,

где - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

(Ом).

Определяем суммарное сопротивление элементов при коротком замыкании в точке К2 по формуле:

;

(Ом).

Определяем активное и индуктивное и полное сопротивление линий напряжением 10 кВ:

Rл1=;

где Ro - удельное активное сопротивление провода; для провода АС-70 принимаем Ro=0,42 Ом/км [15];

L1=24,42 км - длинна линии 10 кВ.

Rл1= Ом;

Хл1=;

где Хo - удельное реактивное сопротивление провода; для провода АС-70 принимаем Хо=0,341 Ом/км [15].

Хл1= Ом;

Zл1 = ;

Zл1 = Ом.

Определяем результирующее сопротивление до точки короткого замыкания:

Zрез1= Z + Zл1;

Zрез1= 2,0575 +13,2=15,26 (Ом).

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 по формуле:

;

(кА).

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К3 по формуле:

;

(кА).

Определяем ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

,

где - ток трёхфазного короткого замыкания, кА;

- ударный коэффициент [7].

=1,8 - для сетей 110 кВ;

=1,2 - при коротких замыканиях в сетях 10 кВ.

(кА).

Определяем значения теплового действия тока трехфазного короткого замыкания.

Учитывая, что подстанция питается от централизованной энергосистемы и короткие замыкания, происходящие на ней, находятся на удаленных участках от источника, тепловой импульс тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

,

где Iк - ток трехфазного короткого замыкания, кА;

tрз - время срабатывания релейной защиты, с;

tрз = 0,05 при 35...110 кВ; tрз = 0,1 при 0,4...10 кВ;

Ta - время затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ, с;

Ta = 0,04 при 35...110 кВ; Ta = 0,01 при 0,4...10 кВ.

Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

кА·с2

Для точек К2, К3, К4, К5, К6, К7, К8, К9, К10, К11 расчёты аналогичные.

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Результаты расчета токов короткого замыкания

4. Выбор силового оборудования

4.1 Расчёт трансформаторов на подстанции «Судиславль»

Со времени введения подстанции 110/10 кВ «Судиславль» в эксплуатацию 39 лет назад, электрическая сеть, питающая потребители, значительно изменилась. Изменились нагрузки потребителей. Так же изменились токи короткого замыкания. А оборудование, установленное на подстанции, исчерпало свой ресурс 18 лет назад. Исходя из, всего выше перечисленного возникает вопрос о необходимости реконструкции подстанции.

Исходные данные

Данные замеры подстанции 110/10 кВ «Судиславль» произведены в дни зимнего максимума нагрузки во время проведения режимного дня 22.12.10г.

Таблица 4.1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС «Судиславль»

Определяем общий суммарный ток:

(А)

Определяем полную мощность нагрузки:

(кВА)

По данным замера в режимный день от 22 декабря 2010 года, наибольшая мощность нагрузки составляет 7,932 МВА.

Часовые потребления нагрузок сведены в таблицу 4.1.2

Таблица 4.1.2 Ведомость замеров нагрузки за 22 декабря 2010 года

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

Подстанция «Судиславль» питает помимо потребителей второй, третьей категории, потребители первой категории по надёжности электроснабжения. К ним относятся: электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, массовую гибель животных, ущерб экологии и т.п. Питание этих электроприёмников, согласно ПУЭ, должно обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания и перерыв в электроснабжении допущен на время автоматического восстановления питания.

Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

Номинальная мощность трансформаторов определяется по условию [5]:

,

где n - число трансформаторов на подстанции (n=2);

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки.

кВА;

6300 кВА > 5665,7 кВА.

Принимаем к установке два трансформатора, типа ТМН-6300/110, для обеспечения требуемой надежности электроснабжения.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические данные трансформатора

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

Аварийная перегрузка подразумевает, что в работе остаётся только один трансформатор, при этом часть мощности, определяемая суточным графиком нагрузки подстанции, может не даваться потребителям. При таком режиме трансформатор работает с перегрузкой. Аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми обмотками (140?С - 110кВ и 160?С для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115?С). Аварийные перегрузки вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ в последствии не компенсирован нагрузкой с износом изоляции ниже нормального.

Допускается аварийная перегрузка трансформаторов на 30%, если коэффициент начальной нагрузки был не более 0.93, в течении не более 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, при этом рекомендуется принять все меры для усиления охлаждения трансформаторов.

Тогда коэффициент допустимой перегрузки трансформатора .

Проверка трансформатора ТМН-6300/110:

,

где - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора [19].

(МВА)

8,19 МВА 7,932 МВА.

В аварийном режиме трансформатор 6,3 МВА на 25%.

Для обеспечения работы в аварийном режиме, должны быть произведены отключения наименее ответственных потребителей до снижения аварийной перегрузки до номинальной мощности трансформатора.

4.3 Выбор схемы электрических соединений подстанции

Схема электрических соединений подстанции зависит от ряда факторов:

1) типа подстанции (тупиковая, отпаечная, транзитная, узловая)

2) количество присоединений на каждом напряжении.

Схема должна удовлетворять следующим требованиям [5]:

1) требование экономичности;

2) надежность;

3) она должна обеспечивать требуемое количество электроэнергии;

4) безопасность обслуживания;

5) учитывать перспективу развития питаемых потребителей.

Нормы технологического проектирования стандартных подстанций в зависимости от величины номинального напряжения и типа подстанции, рекомендуют в каждом отдельном случае вполне определенные схемы.

Понижающая подстанция 110/10 кВ «Судиславль» является транзитной, схема ее электрических соединений - «схема мостика с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов».

4.4 Выбор схемы собственных нужд подстанции

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования и ряда других факторов. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции [19].

При проектировании можно по ориентировочным данным (см. таблицу 4.4) определить основные нагрузки собственных нужд подстанции Руст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cos? = 0.85, определяют Qуст и расчетную нагрузку:

, (4.4.1)

где kc - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять kc = 0.8 [19].

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается при двух трансформаторах собственных нужд на подстанции с постоянным дежурством:

, (4.4.2)

где n - число трансформаторов собственных нужд (n=2);

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки.

Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ•А.

Два трансформатора собственных нужд устанавливаются на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ [19].

Таблица 4.4 Потребители собственных нужд подстанций

Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции:

Рс.н. = 13 + 19.2 + 30.8 + 15.8 + 60 + 2 = 140,8 кВт

Определим полную мощность потребителей собственных нужд подстанции:

;

кВА

Расчетная нагрузка собственных нужд, по (4.4.1):

Sрасч = 0,8165,6 = 132,48 кВА

Мощность трансформатора собственных нужд выбирается по условию(4.4.2):

;

кВА

Выбираем два трансформатора ТМ - 100 / 10 Sном = 100 кВА.

Трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой к вводам 10кВ главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 10 кВ.

Шины 0,4 кВ секционируются и оборудуются устройством АВР. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин собственных нужд через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В.

4.5 Выбор оборудования трансформаторной подстанции

Надежная и экономическая работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Для длительного режима аппараты и проводники выбирают по номинальному напряжению, допускаемому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению, роду установки и условиям окружающей среды.

К оборудованию подстанций должны предъявляются требования:

1. Необходимая прочность изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях.

Для выбора изоляции необходимо учитывать условия ее работы, номинальные и наибольшие рабочие напряжения электроустановки и рассмотреть средства защиты изоляции от перенапряжения.

2. Допустимый нагрев токами длительных режимов. Расчетные рабочие токи присоединения в нормальном и форсированном режимах не должны превышать номинальный длительный ток аппарата.

3. Устойчивость в режиме короткого замыкания. В установках напряжением выше 1000 В по режиму короткого замыкания следует проверять: электрические аппараты, проводники, опорные и несущие конструкции для них. Проверка проводится на термическую и динамическую устойчивость к воздействию токов короткого замыкания.

4. Достаточная механическая прочность.

5. Соответствие окружающей среде и роду установки.

6. Технико-экономическая целесообразность.

Для выбора аппаратуры необходимо знать номинальные и максимальные рабочие токи на сторонах ВН и НН.

1) Определим номинальный ток на стороне 110 кВ:

;А (4.5.1)

2) Определим максимальный рабочий ток на стороне 110 кВ:

; А (4.5.2)

3) Определим номинальный ток на стороне 10 кВ:

;А (4.5.3)

4) Определим максимальный рабочий ток на стороне 10 кВ:

; А (4.5.4)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uном - номинальное напряжение, кВ;

cos ? - коэффициент мощности.

4.6 Выбор высоковольтной аппаратуры

Выбор выключателей на стороне 110 кВ

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования [19]:

надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания.

Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .

Выбор выключателей производится по важнейшим параметрам[19]:

по напряжению установки ; (4.6.1)

по длительному току ; (4.6.2)

по отключающей способности.

Номинальный ток на стороне 110 кВ: А;

По данным условиям (4.6.1 и 4.6.2) выбираем вакуумный выключатель ВБЭ-110, со следующими номинальными данными:

Номинальное напряжение кВ;

номинальный ток А;

номинальный ток отключения кА;

ток электродинамической стойкости кА;

действующее значение тока электродинамической стойкости кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с;

полное время отключения выключателя с;

собственное время отключения выключателя с;

привод встроенный.

Производим проверку выбранного выключателя.

По напряжению установки:

(кВ) условие (4.6.1) выполняется.

По току:

(А) < (А) условие (4.6.2) выполняется.

Производим проверку на симметричный ток отключения по условию:

;

(кА) < (кА) условие выполняется.

По электродинамической стойкости:

, ,

где - ударный ток на стороне 110 кВ, кА;

- наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания.

(кА) < (кА) условие выполняется.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

,

где - тепловой импульс тока короткого замыкания, ;

- ток трехфазного короткого замыкания, кА;

- время короткого замыкания, с.

Определяем время действия короткого замыкания:

,

где - время отключения короткого замыкания, с;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

,

где - время действия релейной защиты, с.

(с);

;

;

<

условие выполняется.

Параметры данного вакуумного выключателя соответствуют режиму работы установки.

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания в них видимого разрыва.

Разъединители выбираем по конструктивному исполнению, роду установки и номинальным характеристикам (напряжение, длительный ток, устойчивость к действию токов короткого замыкания) [19].

По напряжению установки

;

по длительному току

;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости

, ,

где , - предельный сквозной ток к.з. (амплитуда и действующее значение);

по термической стойкости

.

Выбираем разъединитель типа РНД (3) 110/1000У1 - разъединитель для наружной установки, двухколоночный с заземлителем, привод типа ПР-У1:

Номинальное напряжение кВ;

номинальный ток А;

амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного разъединителя.

По напряжению установки:

(кВ) условие выполняется;

по току:

(А) < (А) условие выполняется;

по электродинамической стойкости:

(кА) < (кА) условие выполняется;

по термической стойкости:

< условие выполняется.

Параметры выбранного разъединителя соответствуют режиму работы электроустановки. Остальные разъединители выбираем аналогично, все той же марки.

Выбор отделителей

Отделители служат для автоматического отключения поврежденного участка линии после искусственного короткого замыкания перед ее повторным включением.

Отделители выбираем по конструктивному исполнению, роду установки и номинальным характеристикам (напряжение, длительный ток, устойчивость к действию токов короткого замыкания) [19].

Исходя из условий, перечисленных выше, выбираем отделитель типа ОДЗ-110/1000 с приводом ПРО-1У1.

Номинальное напряжение кВ;

номинальный ток А;

амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного отделителя.

По напряжению установки:

(кВ) условие выполняется;

по току:

(А) < (А) условие выполняется;

по электродинамической стойкости:

(кА) < (кА) условие выполняется;

по термической стойкости:

< условие выполняется.

Параметры выбранного отделителя соответствуют режиму работы электроустановки.

Выбор короткозамыкателя

Короткозамыкатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного короткого замыкания в электрической цепи.

Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, что разъединитель и отделитель, но без проверки по току нагрузки.

Исходя из этих условий, выбираем короткозамыкатель типа КЗ-110Б-У1 с приводом ПРК-1У1:

Номинальное напряжение кВ;

амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного короткозамыкателя.

По напряжению установки:

(кВ) условие выполняется;

по электродинамической стойкости:

(кА) < (кА) условие выполняется;

по термической стойкости:

< условие выполняется.

Параметры выбранного короткозамыкателя соответствуют режиму работы электроустановки.

Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, номинальному току первичной цепи, роду установки, конструкции, классу точности, номинальной мощности вторичной цепи и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость при протекании сквозных токов короткого замыкания [19].

Выбираем трансформатор тока наружной установки ТФЗМ-110Б-1У1 50/5:

Номинальное напряжение кВ;

номинальный первичный ток (А);

номинальный вторичный ток (А);

класс точности - 0,5;

ток электродинамической стойкости (кА);

предельный ток термической стойкости (кА);

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного трансформатора тока.

По напряжению установки:

;

= (кВ) условие выполняется.

По номинальному току первичной цепи:

;

(А) < (А) условие выполняется.

По электродинамической стойкости:

, ,

где - кратность электродинамической стойкости по каталогу.

(кА) < (кА) условие выполняется.

По термической стойкости:

; ,

где - кратность термической стойкости по каталогу.

< условие выполняется.

По вторичной нагрузке:

,

где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому .

Вторичная нагрузка:

,

где - сопротивление приборов;

- сопротивление соединительных проводов;

- переходное сопротивление контактов, Ом [19].

Сопротивление приборов определяется по выражению:

, (4.6.3)

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление соединительных проводов определяется по выражению:

. (4.6.4)

Таблица 4.6 Вторичная нагрузка трансформатора тока на стороне 110 кВ

Определяем сопротивление приборов по формуле (4.6.3):

(Ом).

Определяем сопротивление соединительных проводов по формуле (4.6.4):

(Ом).

Определяем сечение соединительных проводов:

,

где - удельное сопротивление материала провода, для проводов с алюминиевыми жилами Ом•мм2м [19];

- расчетная длина, для РУ 110 кВ м [19].

(мм2).

В качестве соединительных проводов выбираем контрольный кабель АКРВГ сечением 4 мм2 [19]. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм2 для алюминиевых жил [18].

Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному напряжению установки, роду установки, типа, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке. На действие токов короткого замыкания трансформаторы напряжения не проверяются.

Выбираем трансформатор напряжения для наружной установки с заземленной первичной обмоткой типа НКФ-110-58У1:

Номинальное напряжение кВ;

номинальное напряжение первичной обмотки кВ;

номинальное напряжение основной вторичной обмотки В;

номинальное напряжение дополнительной обмотки В;

номинальная мощность ВА;

класс точности - 0,5.

Производим проверку выбранного трансформатора напряжения.

По напряжению установки:

;

= (кВ) условие выполняется.

По вторичной нагрузке:

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

S2ном S2расч; (4.6.5)

S2расч=Sприб+Sреле.

Во вторичную цепь ТН включены: вольтметр Sном=2,5 (ВА); 19

цепи РЗА Sном=42 (ВА); 19

S2расч=2,5+42=44,5 (ВА);

S2ном =400 S2расч=44,5 (ВА), условие (4.6.5) выполняется.

Параметры выбранных трансформаторов напряжения соответствуют режиму работы установки.

Для второй линии выбор и проверка аналогична.

Выбор сечения сборных шин ОРУ-110 кВ

Выбор сечения сборных шин производим по нагреву с проверкой на термическую и динамическую устойчивость к токам короткого замыкания.

Для распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше во избежание коронирования применяются шины круглого сечения или многожильные провода той же марки, что и провода воздушных линий, подходящих к распределительному устройству.

Для сборных шин выбираем провод АС-185 (как и на ВЛ-110 кВ).

На термодинамическую устойчивость шины выполнены многожильными проводами, как и воздушные ЛЭП не проверяются.

По кривым для определения температуры нагрева токоведущих частей при коротких замыканиях 19 находим термический импульс, соответствующий температуре шины 70С-допустимая температура их нагрева 19.

Ан= сек.

Определяем термический импульс тока короткого замыкания по формуле:

Ак.з.=,

где Sпр. - сечение проводника, ;

tп - приведенное время короткого замыкания, сек.;

Ак.з.= сек.

Определяем конечный термический импульс при к.з.:

Ак=Ан+Ак.з.= сек.

Для найденного значения Ак по кривой нагрева для алюминия при к.з. находим tрасч=125С. Кратковременная допускаемая температура для алюминиевых шин tк.доп=200С 19.

125 200 - условие выполняется.

Сечение сборных шин ОРУ-110 кВ соответствует рабочему режиму электроустановки и сможет выдержать аварийный режим работы.

Выбор опорных изоляторов ОРУ-110 кВ

Изоляторы выбираем исходя из номинального напряжения, вида и места установки, типа и допустимой механической нагрузке. Проверяем изолятор на электродинамическую устойчивость.

Выбираем опорные стержневые фарфоровые изоляторы на напряжение 110кВ, для работы на открытом воздухе типа ИОС-110-600УХЛ Т1;

Uном=110 кВ;

Uисп=480 кВ;

Fразр=600 кН.

Проверим на электродинамическую стойкость из условия (4.6.7):

Fразр Fрас; (4.6.7)

Fрасч=Н;

Fрасч = Н;

600000 Н 119,74 Н условие (4.6.7) выполняется.

Данный тип изоляторов соответствует режиму работы установки.

Выбор предохранителей для трансформатора собственных нужд

Высоковольтные предохранители в схемах электроснабжения сельскохозяйственных потребителей применяют в основном для защиты силовых трансформаторов понижающих подстанции (в том числе трансформаторов собственных нужд) и трансформаторов напряжения от к.з.

Предохранители выбираем по их конструктивному исполнению, номинальному току и напряжению, по предельному отключаемому току предохранителя, по номинальному току плавкой вставки, роду установки. Для данной установки выбираем предохранитель ПК-10Н/30 [7].

Плавкую вставку предохранителя выбираем по номинальному току трансформатора по формуле:

Iп.в. Iн =

Iп.в. А.

Выбрали Iп.в.=10 А.

Данный предохранитель удовлетворяет условия расчета.

4.7 Выбор комплектного распредустройства на стороне 10 кВ

На стороне низшего напряжения подстанции целесообразно выбрать комплектное распредустройство (КРУ) наружной установки. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распредустройства, так как шкафы приходят с завода изготовителя укомплектованные согласно заказа, что уменьшает размеры подстанции, повышается безопасность обслуживания, так как все находящиеся под напряжением токоведущие части закрыты кожухами. Для удобства обслуживания масленых выключателей, так как они выполнены на выкатных тележках [19].

Выбираем КРУН для наружной установки с ячейками К-49:

Номинальное напряжение Uном=10 кВ;

номинальный ток шин Iном.шин=1000 А;

номинальный ток ячеек Iном.яч.=630 А;

ток электродинамической стойкости iдин=51 кА;

ток термической стойкости Iтер= 20 кА;

время протекания тока термической стойкости tтер= 3 с.

Ячейки КРУ могут быть использованы как кабельными, так и воздушными линиями. Ячейки комплектуются маслеными выключателями ВК-10.

Проверим ячейку на термическую и динамическую устойчивость к действию токов короткого замыкания:

(кА) < (кА) условие выполняется.

< условие выполняется.

Параметры ячейки КРУ соответствуют режиму работы установки.

Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Выбираем вакуумный выключатель ВБКЭ-10-630-20У3:

Номинальное напряжение Uном=10 кВ;

номинальный ток Iном= 630 А;

номинальный ток отключения Iном.откл= 20 кА;

ток электродинамической стойкости:

1) наибольший пик iдин=52 кА;

2) начальное действующее значение периодической составляющей Iдин= 20 кА;

ток термической стойкости Iтер= 20 кА;

время протекания тока термической стойкости tтер= 4 с;

полное время отключения tотк,в= 0,08 с.

Проверяем вакуумный выключатель на коммутационную способность:

Iкз(3) ? Iном. откл;

2,95 кА < 20 кА условие выполняется.

Проверяем выключатель на термическую и динамическую устойчивость к действию токов короткого замыкания:

(кА) < (кА) условие выполняется.

< условие выполняется.

Параметры данного вакуумного выключателя соответствуют режиму работы установки.

Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформатор тока работает в режиме близком к короткому замыканию.

На стороне 10 кВ выбираем трансформатор тока ТПЛК-10-У3 [7] - проходной с литой изоляцией для комплектных распределительных устройств.

Вариант исполнения вторичных обмоток 0,5/10Р.

Номинальное напряжение Uном=10 кВ;

номинальный ток: Iном 1= 800 А;

Iном 2= 5 А;

ток электродинамической стойкости iдин=74,5 кА;

ток термической стойкости Iтер= 37,8 кА;

время протекания тока термической стойкости tтер= 3 с.

Проверим выбранный трансформатор по условиям:

Uуст ? Uном,

10 кВ = 10 кВ условие выполняется.

Iном ? I1ном; Iраб.max ? I1ном,

346,4А < 800 А; 364,6 А < 800 А условие выполняется.

Проверяем трансформатор тока на термическую и динамическую устойчивость:

(кА) < (кА) условие выполняется.

< условие выполняется.

Проверяем ТТ на вторичную нагрузку.

Приборы и реле4:

Обмотка 0,5: 2 счетчика (активной и реактивной энергии);

Sсч=2,5 ВА;

Zсч==0,1 Ом;

Zдоп= - 0,1 - 0,2=0,3 Ом.

Обмотка Р: амперметр и 2 токовых реле.

Sпр=0,1 ВА;

Sр=0,8 ВА;

Zпр+р==0,068 Ом

Zдоп=-0,1-0,068=0,032 Ом

Далее только для обмотки 0.5, как наиболее загруженной:

S==0,85 ,

где 1,5 - коэффициент учитывающий увеличение длины соединительных проводов при схеме соединения ТТ в «неполную звезду»;

При установке счетчиков минимально допустимое сечение по условию механической прочности 2,5 .

Выбираем провод ПВ-2,5:

Zпр==0,1 Ом

S2расч=25 (0,1+0,2+0,1)=10 ВА

Sном= S2расч =10 ВА условие выполняется.

Выбранные трансформаторы соответствуют условиям работы.

Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ

Выбираем трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66 [7].

Номинальное напряжение Uном=10 кВ;

номинальная мощность Sном=120 ВА;

класс точности 0,5;

обмотки: основная 100 В;

дополнительная 100/3 В.

Нагрузка вторичной цепи: вольтметр (S=2,6 ВА, цепи РЗА S=9 ВА, счетчики S=25 ВА);

S2расч=2,6 +25+9=36,6 ВА

Sном=120 S2расч=36,6 ВА условие выполняется.

Выбранные трансформаторы напряжения соответствуют условиям работы.

Выбор ограничителей перенапряжения

До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно, так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.

В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка, имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до заданных значений [20].

Выбираем ограничители перенапряжения.

Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10/12 УХЛ1.

Для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-110/73 УХЛ1.

5. Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю в фазных координатах

5.1 Общие сведения о методе фазных координат

Для расчетов любых несимметричных режимов необходимо учитывать собственные и взаимные параметры всех фаз линии. Для этого используют параметры в координатах 3-х симметричных составляющих или в фазных координатах. При этом параметры в 3-х симметричных составляющих справедливы лишь для симметричной линии, а фазные координаты учитывают пофазное различие параметров. Кроме того даже в распределительных сетях есть необходимость рассмотрения режимов 4-х, 5-ти , 6-ти проводных линий, для чего также удобно использовать фазные координаты.

По методу фазных координат любой элемент сети представляется
2К-полюсником относительно К -- числа фаз или проводов. Напряжения и токи на входах и выходах 2К-полюсников зависят от схемы и параметров устройства, замещаемого 2К-полюсником. Напряжение в каждой точке сети определяется относительно узла нулевого потенциала. По этим напряжениям находятся фазные и междуфазные напряжения в любой точке сети.

Метод фазных координат распространен гораздо меньше метода симметричных составляющих. Только в последнее время, благодаря широкому распространению вычислительных машин стало возможным применение этого метода для расчета распределительных сетей.

Суть метода заключается в том, что при расчетах несимметричных режимов схема сети разбивается на участки. Каждый из участков сети моделируется 2К-полюсником в форме Н или Y.

При этом метод фазных координат оперирует матрицами и векторами различной размерности, а численные значения всех элементов матриц и векторов являются комплексными величинами.

2К-полюсники в форме Н позволяют определять напряжение и ток на входе по значению напряжения и тока на выходе. Для каждого 2К-полюсника в форме Н справедливы соотношения [12]:

; (5.1.1)

. (5.1.2)

2К-полюсники в форме Y позволяют вычислять токи на входе и на выходе участка по напряжениям в начале и в конце участка:

; (5.1.3)

, (5.1.4)

где -- напряжения и токи в начале и в конце i-го участка, представляющие собой векторы-столбцы:

; ; ; ,

-- параметры 2К-полюсника i-го участка в форме Н;

-- параметры 2К-полюсника i-го участка в форме Y, представляющие собой квадратные матрицы.

От параметров 2К-полюсника в форме Н можно переходить к параметрам 2К-полюсника в форме Y по соотношениям:

; ; ; . (5.1.5)

Для получения параметров 2К-полюсника в форме Н через параметры 2К-полюсника в форме Y верны формулы:

А = - Yc-1 •Yd; В = Yc-1; С = -Ya •Yc-1 •Yd + Yb; D = Ya •Yс-1. (5.1.6)

Необходимость переходить от одной формы записи параметров элементов другой объясняется тем, что обычно гибридные параметры Н элементов нам не известны. Известными обычно являются схемы внутреннего соединения элементов и либо сопротивления, либо мощности, по которым в дальнейшем и составляется матрица проводимостей. Зная матрицу проводимостей по формулам (5.1.5) всегда можно перейти при расчете к гибридным параметрам Н.

После того, как матрицы параметров для всех элементов сети найдены, определяют матрицу эквивалентных параметров сети. Для этого попарно перемножают матрицы параметров двух ближайших элементов, начиная с конца линии. В конечном итоге формулу для нахождения обобщенных параметров сети можно записать:

. (5.1.6)

Для современного метода фазных координат свойственно предположение, что земля является не проводом, а узлом нулевого потенциала. Такое утверждение справедливо при расчетах сетей различной конфигурации при условии, что ни один ток не протекает по контуру, в котором одной из ветвей является земля. В случае несоблюдения данного условия (как, например, при замыкании на землю) токи в двух ветвях контура, связанных с землей, должны будут протекать во встречных направлениях, чего на практике не наблюдается. К тому же замыкание любой из ветвей на узел нулевого потенциала через малое сопротивление будет являться причиной появления в ветви токов короткого замыкания, что не реально для сети с изолированной нейтралью [14].

Для исключения подобной ошибки предлагается в расчетах сети с изолированной нейтралью учитывать влияние земли как дополнительного проводника, имеющего нулевое сопротивление. Стоит отметить, что данный проводник не должен быть связан с источником напряжения напрямую, иначе ошибка устранена не будет. Исследуя применение метода фазных координат для расчета сетей с глухозаземленной нейтралью можно заметить, что в этом случае влияние земли учитывается именно таким способом. Таким образом, учет влияния земли как дополнительного проводника, позволит избежать ошибки при расчетах режимов замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью, а так же позволит согласовать модели элементов сетей с изолированной и глухозаземленной нейтралью. К достоинствам данного подхода так же можно отнести тот факт, что ранее для анализа несимметричных режимов работы сети с помощью метода фазных координат в расчетную схему необходимо было включать сложную модель трансформатора, чего более не требуется. Напряжения в начале линии теперь могут быть заданы вектором-столбцом напряжений непосредственно в начале линии.

5.2 Моделирование блока связи линии с источником

Для согласования линии и источника необходимо ввести модель блока связи линии с источником.

Этот участок линии можно представить в виде схемы замещения, изображённой на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 Схема замещения блока продольных сопротивлений перед линией

В соответствии со схемой (рис. 5.1) между началами и концами участка каждого фазного провода отсутствуют сопротивления, поэтому напряжения в начале и в конце этих участков равны UH1 = UK1, UH2 = UK2, UH3 = UK3.

Для согласования линии и источника, примем продольное сопротивление земли равным 106 Ом.

В матричном виде получим уравнения в форме Н для 2К-полюсника блока связи линии с источником:

(5.2)

- матрица продольных сопротивлений блока связи линии с источником, для четырёхпроводной сети имеет размерность 44.

В результате сравнения уравнений (5.2) с уравнениями (5.1.1) и (5.1.2), получаем параметры 2К- полюсника блока связи линии с источником:

А4 = ; В4 = ; С4 = ; D4 = .

5.3 Моделирование линии электропередач в фазных координатах

Для расчета сложных режимов, когда необходимо учитывать ток, протекающий по земле, или изменение потенциала земли модели, когда земля принимается за узел нулевого потенциала, неприемлемы. Поэтому следует рассчитывать землю, как дополнительный проводник.

Упрощённая модель линии электропередач

Участок линии можно представить «П»-образной схемой замещения в общем случае относительно всех ее «К» проводов. При этом проводимости линии разнесем по концам участка, т.е. получим матрицы:

; .

Так для трехфазной четырехпроводной линии электропередачи эта схема включает продольные активные и индуктивные сопротивления, а также поперечные проводимости между проводами и проводимости проводов на землю (рис. 5.2).

Собственные и взаимные активные и индуктивные (X) сопротивления проводов представлены элементами матрицы :

.

Собственные и взаимные активные (G) и емкостные (B) проводимости проводов представлены элементами матрицы [Y]:

.

Причем указанные полные проводимости разнесены по концам линии электропередачи и равны половине реальной проводимости линии.

проводник замыкание схема ток

Рисунок 5.2 «П»-образная схема замещения 3-х фазной четырехпроводной линии электропередачи

Для анализа работы линии электропередачи и для согласования с трансформаторами и с нагрузками, подключаемыми к линии, можно представить ее в виде 2К-полюсника, где К -- число проводов [12]. В соответствии с полной схемой замещения для получения общих параметров 2К-полюсника линии необходимо составлять большое число систем уравнений по законам Ома и Кирхгофа. Для упрощения получения общих параметров 2К-полюсника линии разделим полную схему замещения (рис. 5.2) на три блока: первый и третий блок включают только поперечные сосредоточенные проводимости [Y/2], а второй блок содержит только сопротивления [Z].

Модель линии состоит из нескольких блоков. Каждый из блоков представим в виде 2К- полюсника в форме «Н», у каждого блока напряжения и токи в начале и в конце связаны уравнениями (5.1.1) и (5.1.2).

Таким образом, для первого блока обозначим параметры 2К-полюсника A1, B1, C1, D1; для второго блока -- A2, B, C2, D2; для третьего блока -- A3, B3. C3, D3. Эти три блока включены последовательно (каскадом) (рис. 5.3). На этом рисунке под Z и Y следует понимать полные собственные и взаимные элементы соответствующих матриц сопротивлений и проводимостей.

Рисунок 5.3 Представление схемы замещения линии в виде 2К-полюсников

Тогда общие параметры 2К-полюсника линии определятся, как произведение параметров 2К-полюсников отдельных блоков. Прежде всего, смоделируем первый и третий блоки -- блоки проводимостей.

Проводимости между проводами ЛЭП и между проводами и землей зависят от параметров линии и могут для каждого провода иметь различную величину. Представим распределенные по всей длине линии проводимости в виде сосредоточенных элементов. Такие проводимости включим между проводами и землей (рис. 5.4).

Рисунок 5.4 Модель поперечных проводимостей линии электропередачи

В соответствии со схемой (рис. 5.4) между началами и концами участка каждого провода отсутствуют сопротивления, поэтому напряжения в начале и в конце участка равны UH1 = UK1, UH2 = UK2, UH3 = UK3, UH4 = UK4.

Проводя преобразования, получим соотношения:

[A1] = [E]; [B1] = [0]; (5.3.1)

[С1] = [Y]; [D1] = [E], (5.3.2)

Где

.

Поскольку для сети с изолированной нейтралью земля считается не нулевым узлом, а дополнительным проводником, то проводимость между фазным проводником и земли учитывается как взаимная проводимость проводников. В этом случае собственная проводимость между проводом и нулевым узлом считается настолько ничтожной, что в расчетах ей можно пренебречь. В теории возможно включение проводимости между любыми двумя узлами, в том числе один из них может быть нулевым. В этом случае часть значений будет стремиться к нулю. Тогда данную проводимость можно не учитывать. Именно поэтому при составлении матриц проводимостей для линии электропередачи сети с изолированной нейтралью проводимость между фазным проводом и нулевым узлом принято равным нулю.

Таким образом, для первого блока, по выражениям (5.3.1) и (5.3.2) получим параметры 2К-полюсника:

[A1] = [E]; [B1] = [0]; [С1] = [Y]; [D1] = [E]. (5.3.3)

Аналогично первому блоку для третьего блока схемы замещения линии (рис. 5.4) получим параметры:

[A3] = [E]; [B3] = [0]; [С3] = [Y]; [D3] = [E]. (5.3.4)

Из общей схемы замещения (рис. 5.3) выделим второй блок -- блок сопротивлений [Z] (рис. 5.5).

Рисунок 5.5 Модель продольных сопротивлений линии электропередачи

Для данного участка составляется матрица продольных сопротивлений, на основании которой вычисляются гибридные параметры в форме Н.

-- матрица собственных и взаимных сопротивлений, для четырехпроводной сети имеет размерность 44.

На примере все элементы матрицы продольных и взаимных сопротивлений отличны от нуля, что говорит о том, что между проводниками существует магнитная связь. Поскольку мы считаем взаимную индуктивность линии равной нулю, то в матрице стоит оставить ненулевыми только диагональные элементы.

В матричном виде получим уравнения в форме Н для 2К-полюсника второго блока линии:

(5.3.5)

где - единичная матрица; - нулевая матрица;

Подставляя уравнения, составленные по законам Ома и Кирхгофа, в уравнения (5.3.5) получим параметры 2К-полюсника второго блока линии:

[А2] = [E]; [В2] = [Z]; [С2] = [0]; [D2] = [E]. (5.3.6)

Для определения параметров 2К-полюсника всей линии объединим, прежде всего, первый и второй блоки [12]. При каскадном включении 2К-полюсников типа Н получим общие параметры по правилам умножения матриц:

.

Находим произведение матриц и затем подставляем значения параметров из (5.3.4, 5.3.5) и (5.3.6). Получим соотношения:

A12 = A1·A2 + B1·C2; A12 = E·E + 0·0 = E;

B12 = A1·B2 + B1·D2; B12 = E·Z + 0·E = Z;

C12 = C1·A2 + D1·C2; C12 = Y·E + E·0 = Y; (5.3.7)

D12 = C1·B2 + D1·D2; D12 = Y·Z + E·E = Y·Z + E.

Для нахождения результирующих параметров линии умножим полученные параметры (5.3.7) на параметры третьего блока (5.3.4), тогда:

.

Находим произведение матриц, а затем, подставляя значения из (5.3.7) и (5.3.4), получим результирующие значения параметров 2К-полюсника линии:

Al = A12·A3 + B12·C3; Al = E·E + Z·Y = E + Z·Y;

Bl = A12·B3 + B12·D3; Bl = E·0 + Z·E = Z;

Cl = C12·A3 + D12·C3; Cl = Y·E + (Y·Z + E) ·Y = 2Y + Y·Z·Y;

Dl = C12·B3 + D12·D3; Dl = Y·0 + (Y·Z + E) ·E = E + Y·Z.

Таким образом, получили параметры эквивалентного 2К-полюсника линии:

AE = E + Z·Y; BE = Z;

CE = 2Y + Y·Z·Y; DE = E + Y·Z. (5.3.8)

В соответствии с системой уравнений (5.1.1) и (5.1.2) для всей линии электропередачи получим уравнения, связывающие напряжения и токи в начале с напряжениями и токами в конце линии:

;

.

Если линия состоит, например, из двух участков разного сечения проводов, имеющих соответственно параметры AE1, BE1, CE1, DE1 и AE2, BE2, CE2, DE2, то общие параметры линии определятся:

AE = AE1·AE2 + BE1·CE2; BE = AE1·BE2 + BE1·DE2;

CE = CE1·AE2 + DE1·CE2; DE = CE1·BE2 + DE1·DE2.

Модель с учётом расположения проводников

Активные сопротивления фазных проводов R1, R2, R3 в общем случае могут отличаться друг от друга по величине. Индуктивные сопротивления фазы X1, X2, X3 учитывают Э.Д.С. самоиндукции и взаимоиндукции между проводами при протекании по ним переменного тока.

Полное комплексное сопротивление каждого провода линии с учётом погонных сопротивлений для каждой К-ой фазы находится как

,

где - длина участка сети.

Матрица полных сопротивлений для трёхфазной четырёхпроводной линии примет вид:

Для определения емкостных проводимостей используют матричные уравнения Максвелла:

,

откуда

.

где U,q - столбцовые матрицы напряжений и зарядов К-фаз линии;

-квадратная матрица потенциальных коэффициентов.

Для её составления находят собственные потенциальные коэффициенты проводов относительно земли и относительные потенциальные коэффициенты проводов относительно друг друга по формулам:

;

; km,

где - средняя высота подвеса провода в пролёте;

- действительный радиус провода;

, - расстояние проводов относительно земли;

А - расстояние между проводами;

С - расстояние между проекциями проводов по горизонтали.

Тогда матрица погонных емкостных проводимостей будет равна:

,

где = 8,8510-12 Ф/м - диэлектрическая проницаемость воздуха.

Полные комплексные проводимости фаз линии длиной (L) определяются как:

.

Таким образом, получаем параметры эквивалентного 2К-полюсника линии с учётом расположения проводов:

AE = E + Z·Y; BE = Z; CE = 2Y + Y·Z·Y; DE = E + Y·Z.

5.4 Моделирование нагрузки и замыкания на землю

Модель нагрузки

Для расчета сетей с изолированной нейтралью нет необходимости учитывать в расчете всю схему потребительской сети. Достаточно знать параметры эквивалентной нагрузки по фазам. Зная нагрузку по фазам потребительскую сеть можно заменить эквивалентной нагрузкой, включенной по схеме «звезда без нулевого провода». Включение нагрузки, соединенной «в звезду» без нулевого провода, в четырехпроводную сеть можно рассматривать как соединение «нулевой точки звезды» с нулевым проводом через большое сопротивление (рис 5.6). Проводимость, подключаемую к фазе, обозначим соответствующим подстрочным индексом.

Рисунок 5.6 Подключение электроприемников, соединенных «в звезду»

Приведенная схема имеет четыре узла и четыре ветви. В соответствии с принятым направлением токов получим матрицу узловых проводимостей:

Вид параметров 2К = 8-полюсника нагрузки, соединенной «в звезду» без нулевого провода, остается прежний [13]:

А=Е; В=0; С=Yф; D= ? E .

Имея матрицы передачи линий электропередачи и нагрузок, можно моделировать в фазных координатах любую распределительную сеть.

Модель замыкания на землю

Поскольку мы предполагаем рассматривать аварийные режимы замыкания одного из концов на землю, поэтому модель аварийного участка будет состоять из модели замыкания на землю. Данный элемент будет описываться матрицей поперечной проводимости. Данная матрица будет иметь размерность 4х4.

В каждой строке такой матрицы в элемент главной диагонали будут записаны собственный проводимости узлов, а в недиагональных элементах - с обратным знаком проводимости между данным узлом и узлом, номер которого соответствует номеру столбца. В случае замыкания на землю диагональный элемент в строке, соответствующей номеру повреждённой фазы, будет иметь большое значение, к примеру, YФА =106 См. А диагональные элементы в строках, соответствующих неповреждённым фазам, будут иметь небольшое значение проводимости, например YФВ = YФС =10-6 См [14].

Вид матрицы с замыканием на землю фазы А:

.

Параметры 2К-полюсника места замыкания фазного провода на землю со стороны потребителя имеют вид:

Az = E; Bz = 0; Cz = Y; Dz =?E.

5.5 Методика моделирования

Модель линии состоит из нескольких блоков. Каждый из блоков представляется в виде 2К- полюсника в форме «Н», у каждого блока напряжения и токи в начале и в конце связаны уравнениями (5.1.1) и (5.1.2).

Поскольку для каждого элемента схемы известны его сопротивления, то можно составить матрицы параметров элементов в Y или H форме. Далее, пользуясь матричной алгеброй, найти значение параметров эквивалентного 2К-полюсника и по заданным значениям напряжения в начале и тока в конце линии можно рассчитать токи и напряжения в любой точке сети. Покажем пример расчета сети с замыканием фазного провода на землю методом фазных координат.

Схема разбивается на четыре отдельных участка с различными параметрами, соединенных последовательно. Обозначим: A4, B4, C4, D4 -- параметры 2К-полюсника блока связи линии с источником; AЕ, BЕ, CЕ, DЕ -- параметры 2К-полюсника линии; Az, Bz, Cz, Dz -- параметры 2К-полюсника места короткого замыкания; Anag, Bnag, Cnag, Dnag -- параметры 2К-полюсника нагрузки. Вся модель сети представляется цепочкой последовательно соединенных 2К-полюсников. Схема замещения для расчета по методу фазных координат представлена на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7 Расчетная схема сети 10 кВ для метода фазных координат

После вычисления параметров всех 2К-полюсников сети находим эквивалентный 2К-полюсник путем попарного объединения 2К-полюсников, начиная с конца. Объединение параметров 2К-полюсников производится по правилам умножения матриц. Сначала объединяются 2К-полюсники замыкания на землю и нагрузки:

An = Az·Anag + Bz·Cnag; Bn = Az·Bnag + Bn·Dnag;

Cn = Cz·Anag + Dz·Cnag; Dn = Cz·Bnag + Dz·Dnag.

Полученный 2К-полюсник объединяется с 2К-полюсником линии:

An1 = Al·An + Bl·Cn; Bn1 = Al·Bn + Bl·Dn;

Cn1 = Cl·An + Dl·Cn; Dn1 = Cl·Bn + Dl·Dn.

В конечном итоге получаем эквивалентный 2К-полюсник сети с учетом параметров 2К-полюсника блока связи линии с источником:

An2 = A4·An1 + B4·Cn1; Bn2 = A4·Bn1 + B4·Dn1;

Cn2 = C4·An1 + D4·Cn1; Dn2 = C4·Bn1 + D4·Dn1.

К полученному эквивалентному 2К-полюснику применим формулы (5.1.1) и (5.1.2):

Uн = An2·Uk + Bn2·Ik;

Iн = Cn2·Uk + Dn2·Ik. (5.5.1)

Для решения полученных уравнений задаемся напряжением на входе эквивалентного 2К-полюсника в виде вектора-столбца:

где , , , .

В соответствии со схемой (рис. 5.7) ток на выходе линии после нагрузки равен нулю, Ik = 0. С учетом этого из первого уравнения системы (5.5.1) находим напряжение на выходе эквивалентного 2К-полюсника (в конце сети):

.

Зная напряжение и ток в конце рассматриваемой сети в соответствии с системой уравнений (5.1.1) и (5.1.2) находим напряжение и ток на входе участка по напряжению и току на выходе. Двигаясь от конца сети к началу, находим напряжением в месте короткого замыкания и токи в фазных проводах.

По данной методике проведены исследования токов замыкания на землю для линии протяжённостью 10 км упрощённым методом (таблица А.1) и с учётом расположения проводов (таблица А.2). Результаты исследования представлены в приложении А.

Типовой расчёт в программе MathCAD представлен в приложении А.

5.6 Расчёт токов замыкания на землю отходящих линий подстанции

Алгоритм расчета данного режима по методу фазных координат не отличается от расчета режима с замыканием на землю или любого другого.

Обозначим: A4, B4, C4, D4 -- параметры 2К-полюсника отделяющий четвертый провод от источника питания; AL1, BL1, CL1, DL1 … AL10, BL10, CL10, DL10 -- параметры 2К-полюсника отходящих линий; Az1, Bz1, Cz1, Dz1… Az10, Bz10, Cz10, Dz10 -- параметры 2К-полюсника места замыкания на землю в линиях.

Рассмотрим режим с замыканием на землю со стороны потребителя с учетом дополнительных линий электропередачи, подключенных к тем же шинам, что и поврежденный участок. В расчетной схеме это отразится в виде еще одной модели линии. Поскольку отходящие линии подключены параллельно друг другу, то их входное напряжение будет одинаковым, а значения токов будут зависеть от внутренней схемы подключения и проводимостей элементов (рис. 5.8).

Рисунок 5.8 Схема сети с ответвлением в виде 2К-полюсников

В случае параллельного включения элементов по методу фазных координат возможно рассчитывать сеть, как одну линию с ответвлениями, заменяя другие линии эквивалентной дополнительно включенной нагрузкой к основной линии в точках разветвления. В этом случае, при известных параметрах A, B, C, D в форме H для дополнительных линий находят эквивалентные параметры. Для первой линии эквивалентные параметры Ae1, Be1, Ce1, De1 находят по формулам:

Aе1 = AL1·Az1 + BL1·Cz1; Bе1 = AL1·Bz1 + BL1·Dz1;

Cе1 = CL1·Az1 + DL1·Cz1; Dе1 = CL1·Bz1 + DL1·Dz1.

Аналогичным образом определяют параметры замещения всех отходящих линий.

После нахождения эквивалентных параметров всех линий их преобразуют в вид для подключения в качестве нагрузки:

Ag= E; Bg = 0; Cg = Ce • Ae-1; Dg =E.

В результате после всех преобразования сеть можно представить в виде простой схемы из трех 2К-полюсников (рис. 5.9).

Рисунок 5.9 Итоговая расчетная схема для метода фазных координат

Для нахождения токов и напряжений в любой точке по известным напряжению в начале и току в конце линии необходимо знать параметры эквивалентного 2К-полюсника всей линии. К полученному эквивалентному 2К-полюснику применим формулы (5.1.1 и 5.1.2).

Для решения полученных уравнений задаемся напряжение на входе эквивалентного 2К-полюсника в виде вектора-столбца:

где , , , .

В соответствии со схемой (рис. 5.8) ток на выходе линии после нагрузки равен нулю, Ik = 0. С учетом этого из первого уравнения системы (5.1.1) находим напряжение на выходе эквивалентного 2К-полюсника (в конце сети).

Зная напряжение и ток в конце рассматриваемой сети в соответствии с системой уравнений (5.1.1 и 5.1.2) находим напряжение и ток на входе участка по напряжению и току на выходе. Двигаясь от конца сети к началу, находим напряжением на шинах 10 кВ подстанции.

Результаты исследований токов замыкания на землю для отходящих от подстанции линий приведены в приложении Б.

6. Охрана труда. Безопасность и экологичность

6.1 Введение

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

Охрана труда включает в себя следующие разделы: 1) правовые основы охраны труда; 2) промышленная санитария; 3) техника безопасности.

В основе системы нормативно-правовых актов в области безопасности жизнедеятельности лежат Конституция Российской Федерации, Трудовой кодекс Российской Федерации, Кодекс РСФСР «Об административных правонарушениях», Гражданский кодекс Российской Федерации, Федеральный закон «Об основах охраны труда в Российской Федерации», Основы законодательства Российской Федерации об охране здоровья граждан, Закон РСФСР «О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения», Уголовный кодекс Российской Федерации, постановление Правительства Российской Федерации № 843 «О мерах по улучшению условий и охраны труда» [21].

Основными направлениями государственной политики в области охраны труда согласно статьи 210 Трудового Кодекса являются:

- обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников;

- принятие и реализация федеральных законов и иных нормативных правовых актов;

- государственное управление охраной труда;

- государственный контроль и надзор за соблюдением требований охраны труда;

- расследование и учет несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

- установление компенсаций за тяжелую работу и работу с вредными и опасными условиями труда, неустранимыми при современном техническом уровне производства и охраны труда;

- распространение передового отечественного и зарубежного опыта работы по улучшению условий и охраны труда;

- участие государства в финансировании мероприятий по охране труда;

- подготовка и повышение квалификации специалистов по охране труда;

- и другие мероприятия.

Требования охраны труда обязательны для исполнения юридическими и физическими лицами при осуществлении ими любых видов деятельности (статья 211).

Все работники организации, в т.ч. руководитель, а также поступающие на работу, обязаны проходить обучение по охране труда и проверку знаний требований охраны труда в порядке, установленном Правительством РФ (статья 225).

Согласно Постановлению Министерства труда и социального развития Российской Федерации от 29 октября 1999 г. № 39 в соответствии со статьей 17 Федерального закона «Об основах охраны труда в Российской Федерации» от 17 июля 1999 г. № 181-ФЗ и Трудового кодекса всем работникам, занятым в производстве с вредными и опасными условиями труда бесплатно (за счет работодателя) выдается специальная одежда, специальная обувь и другие средства индивидуальной защиты, соответствующие Типовым отраслевым нормам. Средства индивидуальной защиты проходят испытания в лабораториях.

6.2 Анализ состояния безопасности на подстанции

Требования безопасности зависят от вероятности и возможной тяжести электропоражения в тех или иных условиях эксплуатации электрооборудования. Электроустановки классифицируют по значению напряжения. Правила безопасности различают с номинальным напряжением до и выше 1000 В. Данная электроустановка относится к классу выше 1000 В, обслуживается оперативно - выездной бригадой и поэтому здесь требуется особое рассмотрение мер техники безопасности.

На подстанции «Судиславль» в обязательном порядке проводятся инструктажи и обучения безопасности труда, которые носят непрерывный многоуровневый характер. Своевременность обучения безопасности труда работников контролирует инженер по охране труда и техники безопасности, который является ответственным за охрану труда по предприятию.

Обучение безопасности труда при подготовке рабочих, переподготовке, получении второй профессии, повышении квалификации непосредственно на предприятиях организуют работники отдела подготовки кадров или технического обучения с привлечением необходимых специалистов отделов и служб предприятия и других организаций.

По характеру и времени проведения инструктажи подразделяют: вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый, целевой; каждый из которых проводиться в определенное время и имеет свои требования.

Так же работникам на предприятии выдается спецодежда и средства индивидуальной защиты (СИЗ) в соответствии с правилами утвержденные постановлением № 51 Минестерства труда и социального развития РФ от 18.12.1998 г. СИЗ, выдаются рабочим и служащим тех профессий и должностей, которые предусмотрены Типовыми отраслевыми нормами (ТОН) бесплатной выдачи спецодеждой, обуви и других СИЗ.

При несчастных случаях администрацией предприятия ежегодно составляется акт о пострадавших при несчастных случаях. В отчете фиксируются все случаи, вызвавшие утрату работоспособности на один рабочий день или более, в том числе с постоянной утратой трудоспособности или с неполной ее утратой. При приеме на работу, перед ее выполнением, а также при изменении техники безопасности с работниками проводится инструктаж по технике безопасности. Инструктаж проводит инженер по технике безопасности при участии главного специалиста по той отрасли, где работают работники, проходящие инструктаж.

Таблица 6 Анализ производственного травматизма

Анализируя данные таблицы можно сказать, что за последний год количество дней нетрудоспособности по заболеваниям уменьшилось. Несчастных случаев за последние три года зарегистрировано не было.

6.3 Характеристика опасных и вредных факторов

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы [18]:

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

влияние электромагнитного поля на организм;

поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

возможность падения персонала с высоты;

возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

другие факторы.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110 кВ, съёмные экраны при ремонтных работах.

установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

соблюдение расстояний до токоведущих частей;

применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повышенной;

надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

выравнивание потенциалов;

применения разделительных трансформаторов;

применения напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 Гц и 110 В и ниже постоянного тока;

применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, содержащих маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т.п., должна обеспечиваться в соответствии с требованиями ПУЭ;

выполнение организационно-технических мероприятий для безопасного проведения работ.

6.4 Расчет заземляющего устройства подстанции «Судиславль»

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [22], назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения, так или иначе соединенных с землей.

К основному заземлителю в общем случае присоединяют: вспомогательные заземлители; нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления; разрядники и молниеотводы; металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением; вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов.

Рассмотрим расчет заземляющего устройства для данной подстанции [22]:

1. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом в любое время года.

Удельное сопротивление =100 Омм.

2. Определяем необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, из выражения (6.1):

Rи = , (6.1)

где Rз - допустимое сопротивление заземляющего устройства принятое по п.1;

Rи - сопротивление искусственного заземлителя;

Rе - сопротивление естественного заземлителя.

При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности. Тогда Rи = 0,5 Ом.

3. Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей по формулам:

р.г = удКп.г; р.в = удКп.в,

где уд - удельное сопротивление грунта;

Кп.г и Кп.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов соответственно. Принимаем Кп.г.=4,5 и Кп.в.=1,5.

р.г = 1004,5=450 Ом; р.в = 1001,5=150 Ом.

4. Находим сопротивление стеканию тока одного вертикального электрода по выражению (6.4):

Rв.о = , (6.4)

где l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

t - глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, м.

В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 14 мм, длиной 5м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 0,8 м от поверхности земли.

Таким образом

Н=0,8 м; t=H+l/2; t=0,8+10/2=5,8 м; L=10 м; d=1410-3 м;

Rов.э = Ом.

5. Определим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования по формуле (6.5):

N = , (6.5)

где Rо.в.э - сопротивление растеканию одного вертикального электрода, определенное в п.4;

Rи - сопротивление искусственного заземлителя, найденное в п.2.

Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов. Принимаем Ки.в.=0,3.

Тогда

N = .

6. Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя по формуле (6.7):

Rг,э = , (6.7)

где l - длина электрода;

b - ширина полосы;

t - глубина заложения электрода.

Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40x4 мм2, прокладываемый на глубине 0,8 м от поверхности земли.

Н=0,8 м; t=0,802 м; L=1755 м; b=0,04 м;

Rг,э = Ом.

7. Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

Rв.э = ; Rв.э = Ом.

8. Определяем окончательное число вертикальных электродов:

N = ; N = .

9. Таким образом, заземляющее устройство подстанции «Судиславль» состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 0,8 - 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 4 м.

Вокруг заземляющего устройства, вынесенного за территорию подстанции, для выравнивания потенциала укладывается один выравнивающий проводник на расстоянии 1 м в направлении от его границ на глубине 1 м.

6.5 Пожарная безопасность

По пожарной безопасности подстанция относится к категории В. Пожаротушение этого объекта обеспечивается первичными средствами: углекислотными огнетушителями, песком и передвижными средствами ближайшего пожарного депо. На подстанции предусмотрен щит для хранения пожарного инвентаря и средств пожаротушения. Щит укомплектовывается инвентарем и средствами пожаротушения в соответствии с требованиями правил пожарной безопасности и местными инструкциями по пожарной безопасности.

Каждый работник должен четко знать и выполнять требования ППБ и установленный на энергообъекте противопожарный режим, не допускать лично и останавливать действия других лиц, которые могут привести к загоранию и пожару.

Для тушения пожаров в электроустановках под напряжением применяются порошковые или углекислотные огнетушители. На данной подстанции принимаем два углекислотных огнетушителя. Здания должны оборудоваться ручными огнетушителями ОП-5, которые находятся: 4 огнетушителя в дежурном помещении - 2 огнетушителя для ОРУ-110 и КРУН-10, - 2 огнетушителя для дежурного помещения. Огнетушители должны всегда содержаться в исправном состоянии, периодически осматриваться и своевременно перезаряжаться.

Приказом по предприятию назначается ответственный за комплектацию подстанции защитными средствами и средствами тушения пожара, а также за их исправность и своевременную замену при необходимости.

6.6 Экологичность

Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно.

Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1,5 м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением [16].

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м - время пребывания неограниченно; 10 кВ/м - 180 мин; 15 кВ/м - 90 мин; 20 кВ/м - 10 мин; 25 кВ/м - 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

6.7 Мероприятия по совершенствованию безопасности и экологических условий

В качестве совершенствования безопасности и экологических условий необходимо проводить следующие мероприятия:

1. Вовремя проходить: а) все виды инструктажей; б) медицинские осмотры; в) сдачу экзаменов по: технике безопасности, пожарной безопасности, оказанию первой помощи и т.д.

2. Соблюдать осторожность, аккуратность и грамотность при проведении каких-либо работ на территории подстанции.

3. Ответственный за технику безопасности и пожарную безопасность должен вовремя проверять дату последнего испытания средств индивидуальной защиты и пожаротушения, которая указана на штампе.

4. Технические средства передвижения (автомобиль, трактор, бурильно-крановая машина, снегоход) должны находиться в исправном состоянии.

Для лучшего обеспечения безопасности труда на подстанции «Судиславль» необходимо увеличить объем средств, поступающих на охрану труда. Содержание пожарного инвентаря и средств пожаротушения в работоспособном состоянии помогут предотвратить возникновение пожароопасных ситуаций.

Заключение

В данной дипломной работе решены вопросы реконструкции зоны подстанции 110/10 кВ «Судиславль» с расчётом ёмкостных токов замыкания на землю методом фазных координат. Реконструкция зоны подстанции предусматривает замену морально устаревшего оборудования на стороне 110 кВ и на стороне 10 кВ.

Выбрана главная схема подстанции и в соответствии с этой схемой произведён выбор необходимого оборудования с проверкой его на действие токов короткого замыкания. Для этой цели произведён расчёт токов короткого замыкания на шинах подстанции.

Произведён расчёт нагрузки потребителей собственных нужд с выбором трансформаторов.

Проведены исследования ёмкостных токов замыкания на землю методом фазных координат. Проведено сравнение расчетов распределительных сетей в фазных координатах упрощённым методом и с учётом расположения проводов.

Сделан расчёт заземляющего устройства подстанции 110/10 кВ «Судиславль».

Изложена безопасность и экологичность.

Все вопросы решались в соответствии с директивными материалами и руководящими указаниями по проектированию и эксплуатации электроустановок, а также с указаниями руководителя дипломной работы.

Список использованных источников

Аджиманбеков С.Б., Рапутов Б.М. 50 советов сельскому электрику. М.: Колос, 1993. - 64 с.

Атабеков В.Б. Ремонт трансформаторов, электрических машин и аппаратов.: Учебник. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 1983. - 472 с., ил.

Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. - Л.: Агропромиздат, 1990. - 496 с.

Бургучев С.А. Электрические станции, подстанции и системы. 2-е изд., перераб. и доп. М.: издательство «Колос», 1966, 688 с.

Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов. - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 176с.

Гончарук В.Н. Расчет и конструирование трансформаторов. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 256 с.

Каганов И.А. Курсовое и дипломное проектирование; - 3 - е изд., перераб. и доп. - М.: Агопромиздат, 1990. - 351 с.

Кораблев В. П. Электробезопасность (в вопросах и ответах). - М.: Московский рабочий, 1985. - 192 с.

Кунин Р. З., Прудников Н. И. Защитное отключение электроустановок. - Л.: Колос, 1984. - 112 с.

Мартыненко И. И., Тищенко Л. П. Курсовое и дипломное проектирование по комплексной электрификации и автоматизации. - М.: Колос,1978. - 223 с.

Методические указания по выбору трансформаторов, предназначенное для специальностей 0301 - «Электрические станции» и 0303 - «Электроснабжение промышленных предприятии и городов»: для курсового и дипломного проектирования. Составители: Василенко И. Н., Рахимов К. Р., Шеленберг В. Р., Сариев С. И.

Попов Н.М., Солдатов В.А. «Моделирование параметров К-фазных линий электропередачи в фазных координатах». (статья) - Депонирование в ВИНИТИ 08.07.2003, №13069 - В2003, 27 с.

Попов Н.М., Солдатов В.А. Моделирование нагрузок распределительных сетей в фазных координатах / В.А. Солдатов, Н.М. Попов. -- Кострома: Костромская ГСХА, 2003. -- 53 с. -- Деп. в ВИНИТИ. 08.07.2003, № 1308 - В2003.

Попов Н.М., Олин Д.М. Методы расчета однофазных коротких замыканий в электрических сетях 0,38 кВ с глухозаземленной нейтарлью. -- Кострома: Костромская ГСХА, 2006. -- 121 с. -- Деп. в ВИНИТИ 15.05.2006, №656 В2006

Попов Н. М., Олин Д. М. Справочник электрика по электрооборудованию сельского хозяйства для студентов 4, 5, 6 курсов по специальности «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства». - Кострома: КГСХА, 2005. - 102 с.

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов; 2 - е изд., перераб. и доп. / В. М. Блок Г. К., Обушев, Л. Б. Паперно и др.; Под ред. В. М. Блок. - М.: Высшая школа, 1990. - 383 с.

Правила безопасности при работе с инструментами и приспособлениями. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 176 с.

Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. М.: изд-во НЦ ЭНАС. 2003.

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

Тиходеев Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. - 2-е изд. С-Петербург: ПэиПК Минтопэнерго РФ, 1999.

Зотов Б.И., Курдюмов В.И Безопасность жизнедеятельности на производстве: Учебники и учеб. пособия для студентов высших учебных заведений. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: КолосС, 2003. - 432 с.: ил.

Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: Энергия, 1972. - 416 с.

Приложение А

Типовой расчёт в программе Mathcad

Пагонные сопротивления проводов и длина линии (км

При обрыве провода R0 и X0 равны Zd

Модель блока связи линии с источником

Параметры блока:

Модель блока линии с учётом расположения проводов

Моделируем ёмкости проводов линии 10 кВ на участке длинной L относительно земли

Исходные данные для линии 10 кВ, провод АС 70

Диэлектрическая проницаемость

Расположение проводов по треугольнику со сторонами 1.3 м

Радиус и сопротивление провода

Стрела провеса

Высота крепления провода на опоре средней фазы относительно земли

Расстояние между проекциями проводов по вертикали

Расстояние между проекциями проводов по горизонтали

Фаза B вверху и посередине

Расстояние проводов относительно земли

Средняя высота подвеса провода в пролёте

Средняя высота подвеса провода в пролёте

Относительный потенциальный коэффициент проводов относительно друг друга:

Ёмкости проводов относительно земли

Модель блока замыкания на землю фазы А

Модель блока нагрузки в конце линии

Объединяем блоки всей линии начиная с конца

Объединяем блок замыкания на землю и блок нагрузки

Объединяем блок линии и полученный блок:

Задаём напряжение в начале линии

Объединяем блок связи линии с источником и полученный блок:

Вид цепи: 4 - вся цепь, 1...3 - характерные точки

Результаты расчётов замыканий на землю упрощённым методом и с учётом расположения проводов

Таблица А.1 Результаты расчётов замыкания на землю упрощённым методом

Таблица А.2 Результаты расчётов замыкания на землю с учётом расположения проводов

Приложение Б

Результаты расчёта токов замыкания на землю отходящих линий подстанции 110/10 кВ «Судиславль» в фазных координатах

Таблица Б.1 Результаты расчёта токов замыкания на землю