Реконструкция электрической подстанции

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

/

1. Введение

Ведущую роль в развитии общественного производства и повышения его эффективности, увеличении производительности труда и ускорении научно-технического прогресса играет электрификация всей страны.

Важным элементом повышения благосостояния народа является рост электрификации быта. В настоящее время, после экономического спада последнего десятилетия, наблюдается повышение уровня электропотребления, электрификации быта населения, увеличение числа бытовых приборов, развитие сферы услуг. В связи с этим систему электроснабжения необходимо строить с учетом повышения потребления электроэнергии.

Перерыв в электроснабжении потребителей приводит к простоям предприятий, недостаточному выпуску продукции, в некоторых случаях повреждению оборудования, что приносит государству большой ущерб, а перерыв в электроснабжении жилых кварталов - к прекращению подачи воды, остановки лифтов, нарушению работы тепловых сетей, радио, телевизионных станций, узлов связи.

Потребление электроэнергии жилыми и общественными зданиями, коммунальными предприятиями имеет ряд особенностей, обусловленных составом электроприемников и режимом их работы. Это, прежде всего, неравномерность потребления электрической энергии по часам суток и сезонам года. В жилых домах 60% электроэнергии расходуется в период между 18 и 22 часами. Летом электроэнергии потребляется на 30-35% меньше, чем зимой.

Максимумы электрической нагрузки коммунальных предприятий и общественных зданий имеют суточную и сезонную неравномерность. Это приводит к тому, что суточный график нагрузки электрических сетей имеет ярко выраженный неравномерный характер с существенным ростом нагрузки вечером и утром и резким спадом в ночные часы.

Такой резко переменный характер нагрузки предъявляет особые требования к системе производства и распределения электрической энергии. Энергосистемы должны обеспечивать выработку электроэнергии с учетом роста и спада коммунально-бытовой нагрузки.

Возросшая стоимость по прокладке, наладке, и обслуживанию электрических сетей, при улучшении их качества, требуют принятия наиболее оптимальных решений по уменьшению капиталовложений, сокращению энергетических потерь, улучшению структуры производства и энергосбережению.

Климат п. Ольга имеет ярко выраженный муссонный характер, отличающийся большими колебания влажности воздуха. Лето теплое, влажное. Зима холодная, сухая. Повторяемость ветра имеет резко выраженное направление: зимой северные ветры составляющие 53%, летом южные - 52%. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым - август. Средне годовая температура +4,8С.

В последнее время в экономике Ольгинского района наблюдаются существенные изменения. Растет численность предприятий, появились новые отрасли, возрождаются прежние. На сегодняшний день в районе зарегистрировано более 320 предприятий всех отраслей экономики.

Крупнейшим предприятием п. Ольга является ОАО «Ольгалес», оборудование которого позволяет производить погрузку судов любого типа. После заметного спада резко набирает темпы рыбная отрасль благодаря активной деятельности таких предприятий, как рыболовецкий колхоз «Моряк рыболов» и совхоз 'Прибрежный'. Действует порт.

Население составляет 11 000 человек.

Высотная жилая застройка состоит из двух микрорайонов:

В первом: 8 пятиэтажных домов на 60 квартир.

Во втором: 223 дома частного сектора.

Малоэтажная жилая застройка, состоит из 9 посёлков. В квартирах жилых домов для приготовления пищи установлены электроплиты. Коммунально-бытовые учреждения и жилые дома микрорайона относятся ко второй категории электроснабжения токоприемников.

Имеется больница ЦРБ на 200 коек.

Из детских учреждений на территории поселка: 2 детских садов на 120 мест, 2 средние школы на 800 учащихся, детский дом «Надежда».

На территории микрорайона размещена насосная для снабжения его водой.

Котельная для обеспечения поселка горячей водой в летний период и отопления в зимний период.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Определение расчетных нагрузок

Для определения нагрузок использованы данные ведомостей зимних и летних замеров нагрузок в контрольные дни 2000 и 2010 годов.

Основные формулы:

Q = Р • tg ?; (2.1)

; (2.2)

где: S - Полная мощность, МВА;

Р - Активная мощность, МВт;

Q - Реактивная мощность, Мвар;

tg ? - Коэффициент мощности.

Определение нагрузок на НН, МВт:

; (2.3)

Определение нагрузок на СН, МВт:

; (2.4)

Определение нагрузок на ВН, МВт:

; (2.5)

Результаты расчетов приведены в таблицах 2.1? 2.12.

2.2 Построение графиков электрических нагрузок

Графики отображают изменение нагрузки за отдельный период времени. По этому признаку их разделяют на суточные, сезонные, годовые. График нагрузки необходим для того, чтобы определить максимальную мощность или ток, для выбора электрического оборудования и расчета потерь напряжения в электрической сети, для определения суточного и годового энергопотребления, что необходимо для расчета технико-экономических показателей электроустановки или системы электроснабжения.

2.2.1 Суточные графики нагрузок 2000 года

2.2.2 Суточные графики нагрузок 2010 года

2.3 Построение годового графика нагрузки

Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, кВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Рmax до Рmin.

Продолжительность потребления нагрузки Ti определяется по формуле:

Ti = ti N, (2.6)

где: ti - длительность ступеней суточных графиков;

N - количество календарных дней: NЗИМ= 200 дней, NЛЕТ = 165 дней.

Результаты расчетов сводим в таблицы 2.13?2.18.

Годовой график нагрузки по продолжительности представлен на рисунке 2.13.

Таблица 2.13 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на НН 2000 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
10,5	2	200	400
10	6	200	1200
9,5	8	200	1600
8,5	1	200	200
8	2	200	400
7,5	3	200	600
7	2	200	400
5	4	165	660
4,5	9	165	1485
4	6	165	990
3,5	3	165	495
2	2	165	330

Рисунок 2.13. Годовой график по продолжительности НН 2000 г

Таблица 2.14 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на СН 2000 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
1	24	200	4800
0,6	24	165	3960

Рисунок 2.14. Годовой график по продолжительности СН 2000 г

Таблица 2.15 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на ВН 2000 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
11,5	2	200	400
11	6	200	1200
10,5	8	200	1600
9,5	1	200	200
9	2	200	400
8,5	3	200	600
7,5	2	200	400
5,6	3	165	495
5,1	9	165	1485
4,6	6	165	990
4,1	4	165	660
3,6	2	165	330

Рисунок 2.15. Годовой график по продолжительности ВН 2000 г

Таблица 2.16 Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на НН 2010 г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
12,5	1	200	200
12	5	200	1000
11,5	1	200	200
11	4	200	800
10,5	5	200	1000
9	4	200	800
8,6	1	200	200
8,3	2	200	400
6	2	165	330
5,5	6	165	990
5	9	165	1485
4	3	165	495
3,5	4	165	660

Рисунок 2.16. Годовой график по продолжительности НН 2010 г

Таблица 2.17. Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на СН 2010г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
1	24	200	4800
0,6	24	165	3960

Рисунок 2.17. Годовой график по продолжительности СН 2010 г

Таблица 2.18. Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на ВН 2010г

Р, МВт	t,ч	N, дни	T,ч
13,5	1	200	200
13	5	200	1000
12,5	1	200	200
12	4	200	800
11,5	5	200	1000
10	4	200	800
9,6	1	200	200
9,3	2	200	400
6,6	2	165	330
6,1	6	165	990
5,6	9	165	1485
4,6	3	165	495
4,1	4	165	660

Рисунок 2.18. Годовой график по продолжительности ВН 2010 г

2.4 Основные показатели и коэффициенты, характеризующие графики нагрузок

Годовое потребление активной энергии, МВт•ч:

; (2.7)

где: Рi - мощность i-ой ступени графика, МВт;

Тi - продолжительность i-ой ступени графика, ч.

WНН = 10,5•400 + 10•1200 + 9,5•1600 + 8,5•200 + 8•400 + 7,5•600 + 7•400 + 5•660 + 4,5•1485 + 4•990 + 3,5•495 + 2•330 = 59935 МВт•ч;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Средняя активная мощность за сутки, МВт:

; (2.8)

МВт;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Рmax нагрузки, ч:

; (2.9)

ч;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Время максимальных потерь, ч:

; (2.10)

ч;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Коэффициент заполнения графика:

; (2.11)

; ;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Коэффициент неравномерности:

; (2.12)

; ;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Коэффициент летнего снижения нагрузки:

; (2.13)

;

Остальные расчеты сводим в таблицу 2.19.

Таблица 2.19. Основные показатели и коэффициенты, характеризующие графики нагрузок

Показатели	2000 г.	2010 г.
	НН	СН	ВН	НН	СН	ВН
Wгод. , МВт•ч	59935	7176	66993,5	67480	7176	74456
РСР. З/Л , МВт	6,84	0,82	7,65	7,7	0,82	8,5
Тmax , ч	5708	7176	5825,5	5398,4	7176	5115,3
?max , ч	4229	6204,6	4373,1	3660,4	6204,6	3538,2
КЗП.ЗМ	0,65	0,82	0,66	0,62	0,82	0,63
КЗП.ЛТ	1,37	1	1,36	1,28	1	1,29
Кнеравн. ЗМ	0,66	1	0,65	0,66	1	0,68
Кнеравн. ЛТ	0,40	1	0,64	0,66	1	0,62
Клетн. сниж. нагр.	0,48	0,6	0,49	0,46	0,6	0,48

3. Выбор силовых трансформаторов

Для условий нормальной работы на подстанции устанавливают два трехфазных трансформатора. Несмотря на то, что отключения трансформаторов довольно редки, однако с такой возможностью следует считаться, и при наличии потребителей I и II категорий устанавливают на ГПП два трансформатора. При аварии любой из трансформаторов, оставшийся в работе, должен обеспечить бесперебойное питание потребителей нагрузки.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора, двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65 ? 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Выбор трансформатора производим по зимнему суточному графику нагрузки 2010 г. Выбор мощности силовых трансформаторов производим с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции согласно рис.5:

Smax = 14 МВА;

Мощность одного трансформатора, МВА:

SНТ = (0,65?0,7)• Smax ; (3.1)

SНТ = (0,65?0,7)•14 = 9,1?9,8 МВА;

выбираем по табл. Пр 2.6. стр. 616 /1/ ближайший по мощности трансформатор:

ТДТН - 10000/110

Проверка:

Проверяем трансформатор перегрузочной способности:

Определяем коэффициент недогрузки К1:

, (3.2)

где: Si - ступень недогрузки;

?ti - длительность ступени.

;

Определяем коэффициент перегрузки - К2 :

; (3.3)

где: - ступень перегрузки;

?hi - длительность ступени.

;

К2 =1,23 < 0,9 •Кmax =1,26

Выбираем для дальнейших расчетов К2 = 0,9 Кmax

Определяем К2 доп , по справочной таблице 1.36 /2/.

К2 доп = 1,2

Т.к. К2 доп =1,2 < К2 = 1,26 , трансформатор ТДТН - 10000/110 проходит по систематическим перегрузкам.

При монтаже подстанции в 1967 году были установлены трансформаторы

ТДТН - 10000/110 , в связи с подъемом производства и ростом нагрузок в 1983 г. трансформаторы работали с перегрузкой.

В 1984 году при реконструкции трансформаторы ТДТН - 10000/110 были заменены на трансформаторы ТДТН - 16000/110. Так как в последнее время наблюдается рост нагрузок промышленных и бытовых нагрузок, оставляем трансформаторы: ТДТН - 16000/110

Проверка:

Проверяем трансформатор перегрузочной способности:

Определяем коэффициент недогрузки К1:

;

Определяем коэффициент перегрузки - К2 :

;

;

;

;

К2 = 0,74 < 0,9 •Кmax = 0,78;

Выбираем для дальнейших расчетов К2 = 0,9Кmax ;

Определяем К2 доп , по справочной таблице 1.36 /2/.

К2 доп = 1,2;

Т.к. К2 доп =1,2 > К2 = 0,78 , трансформатор ТДТН - 16000/110 проходит по систематическим перегрузкам.

Таблица 3.1. Параметры выбранного трансформатора

Тип трансформатора	Sном, МВА	Пределы регулиро-вания	Uном обмоток, кВ	РК, кВт	РХ, кВт	IХ, %
			ВН	СН	НН
ТДТН-16000/110	16	9х1,78%	115	38,5	11	100	21	0,8

Тип трансформатора	крайнее ответвление (-?UРПН) UK, %	среднее ответвление (?UРПН=0) UK, %	Крайнее ответвление (+?UРПН) UK, %
	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН-16000/110	9,5	16,4	6,0	10,5	17	6,0	11,69	18,5	6,0

4. Составление схемы электрических соединений подстанции

Главная схема электрических соединений - это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между собой. Основные назначения схем электрических соединений заключается в обеспечении связи присоединений между собой в различных режимах работы. Именно это определяет следующие основные требования к главным схемам:

- Надёжность - повреждение в каком-либо присоединении или внутреннем элементе, по возможности, не должны приводить к потере питании исправных присоединений;

- Ремонтопригодность - вывод в ремонт, какого либо присоединения или внутреннего элемента не должны, по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижению надёжности их питания;

- Гибкость - возможность быстрого восстановления питания исправных присоединений;

- Возможность расширения - возможность подключения к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части;

- Простота и наглядность - для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала;

- Экономичность - минимальная стоимость, при условии выполнения выше перечисленных требований.

Анализ надёжности схем электрических соединений осуществляется путём оценки последствий в различных аварийных ситуациях, которые могут возникнуть на присоединениях и элементах главных схемам. Условно аварийные ситуации можно разбить на три группы:

- аварийные ситуации типа «отказ» - отказ какого-либо присоединения или элемента ГС, возникающий при нормально работающей главой схеме;

- аварийные ситуации типа «ремонт» - ремонт какого-либо присоединения или элемента главным схемам ГС;

- аварийные ситуации типа «ремонт + отказ» - отказ какого-либо

присоединения или элемента главным схемам ГС, возникающий в период проведения ремонтов элементов главным схемам ГС.

Схема электрических соединений подстанции выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития. Рекомендуется использовать типовые схемы РУ.

Для 2Х цепной подстанции 110 кВ с трансформаторами мощностью > 4 МВА

На высоком напряжении применяется типовая схема: одиночная секционированная выключателем система сборных шин, от второй секции питается отходящая ВЛ-110 кВ с неавтоматической перемычкой со стороны линии.

На среднем напряжении: применяется одиночная секционированная разъединителем система сборных шин.

На низком напряжении применяется одиночная секционированная система сборных шин.

Рисунок 4.1. Схема подстанции

Тр-Кр Бш-Двд-2 Бш-Двд-1

QS6 QS5

QS7 QS3 QS1

Q3 Q2 Q1

Q4 QS2

QS8 QS4 QS9 QS10

QS11 QS12

Q9

Q6 Q7 Q5 QS19 QS20

QS13 QS14

QS18

T-2 T-1 QS17

QS15 QS16

QS22 QS21

Q8

Q11 Q10

Q12

QS23 QS25 QS26 QS24

На рисунке 4.1 представлена схема 2х-цепной подстанции 110/35/10 кВ

Нормальный режим работы:

Питание осуществляется по линиям: Бш-Двд-1 и Бш-Двд-2.

Разъединители ремонтной перемычки: QS5 , QS6 - отключены.

Выключатели: Q1, Q2, Q3, Q4 ,Q5, Q6, Q8, Q9, Q10, Q11- включены.

Выключатели: Q7, Q12 - отключены.

Т-1,Т-2 в работе.

Аварийный режим:

При коротком замыкании на Т-1, действием РЗА отключаются выключатели- Q5, Q8, Q810. Срабатывает АВР и включается выключатель Q7 и секционный выключатель Q12.

Питание потребителей осуществляется через трансформатор - Т-2.

5. Расчет токов короткого замыкания

Согласно /3/ проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6-35 кВ производится по току трехфазного к.з., а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи подстанции.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в относительных единицах:

сопротивление системы:

; (5.1)

где: хс - эквивалентное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы Sc;

Sб - принятое значение базисной мощности, МВА;

Sб = Sс = 2500 МВА.

о.е.

сопротивление воздушной линии:

; (5.2)

где: х0 - сопротивление 1км линии, Ом/км;

1 - длина линии, км;

U - среднее напряжение ступени, где находится воздушная линия, кВ.

о.е.

сопротивления трехобмоточного трансформатора:

; (5.3)

; (5.4)

; (5.5)

где: - соответственно сопротивления к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора, % ;

о.е;

о.е;

о.е.

Рисунок 5.1. Схема замещения подстанции

Определение периодической составляющей тока к.з.

В общем случае значение периодической составляющей равно, кА:

IП=, (5.6)

где: Е*э - эквивалентная ЭДС источников питания, о.е.;

х*э - эквивалентное сопротивление схемы до точки к.з., о.е.

Базисное значение тока, кА:

; (5.7)

можно принять Е*э = 1, тогда

IП=; (5.8)

Ударный ток определяется по выражению, кА:

; (5.9)

где : Ку - ударный коэффициент.

Ку = 1+е -0,01/Та = 1+е -0,01/0.05= 1,8;

1) для точки К-1

;

;

о.е.;

По формуле (5.8) определим ток к.з.

кА;

По формуле (5.9) определим ударный ток

кА;

2) для точки К-2

кА;

Суммарное сопротивление схемы в К2 от системы:

;

о.е.;

Периодическая составляющая тока от системы:

кА;

ударный ток:

кА;

3) для точки К-3

кА;

а) выключатель разомкнут:

Суммарное сопротивление схемы в К3 от системы:

;

о.е.;

Периодическая составляющая тока от системы:

кА;

ударный ток: кА;

б) выключатель замкнут

Суммарное сопротивление схемы в К3 от системы:

;

о.е.;

Периодическая составляющая тока от системы:

кА;

ударный ток:

кА;

Результаты расчетов токов коротких замыканий сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Токи коротких замыканий в точках К1, К2, К3

Точка КЗ Ток	К1, кА	К2, кА	К3, кА
			Q12 замкнут	Q12 разомкнут
IП	2,77	3,02	7,56	5,87
iу	7,05	8,2	19,32	14,94

6. Выбор токоведущих частей на подстанции

6.1 Выбор гибких проводов на ВН и СН

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсированном режиме, термическую стойкость и по условиям коронирования.

Подсчитываем ток в рабочем режиме, А:

; (6.1)

где: Smax ВН - максимальная полная мощность подстанции, МВА;

UВН - номинальное высокое напряжение, кВ.

А.

Сечение проводников выбирается по экономической плотности тока.

Подсчитывается экономическое сечение, мм2:

; (6.2)

где: I НОРМ - ток в рабочем режиме, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2 ( определяется в зависимости от Тmax ПС ) по таблице П8. стр.35 /4/.

Тмах ПС = 5115,3 ч;

jэк = 1 А/мм2 по таблице П8. стр.35 /4/.

мм2.

Выбираем ближайшее стандартное сечение по таблице 3.158./5/.

Выбираем провод марки: АС - 50/8 мм2, Iдоп= 210 А.

Согласно /3/ по условию механической прочности сечение алюминиевого провода должно быть не менее 70 мм2.

Выбираем провод марки: АС - 70/11 мм2, Iдоп= 265 А.

Проверка:

1. По форсированному режиму:

Условие проверки: IФ < Iдоп

Считается ток форсированного режима:

IФ = 2 • IНОРМ ; (6.3)

IФ = 2 • 36,74 = 73,48 А.

Вывод: т. к. IФ =73,48 А. < Iдоп= 265 А - провод проходит по условию форсированного режима.

2. Проверка по термической стойкости не производится, т.к. токопровод выполнен голыми проводами на открытом воздухе.

3. По условию короны:

При проверке проводов по условиям коронирования должно выполняться условие:

1,07•Е 0,9•Е0 (6.4)

где: Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см;

Е0 - критическая начальная напряженность поля, при которой возникает разряд в виде короны, кВ/см.

; (6.5)

где: r0- радиус провода, см;

r0 = DПР / 2=1,14/2 = 0,57;

DПР - диаметр провода, см таблице 3.158./7/.

Dср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,

Dср = 1,26•D =1,26•300 = 378;

D = 300 расстояние между проводами фаз, см.

; (6.6)

где: m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

По формулам (6.5) и (6.6) определим значения Е и Е0:

;

;

1,07•Е 0,9•Е0;

Вывод: т. к. 1,07•24,34=26,04 < 0,9•34,54=31,08- провод проходит по условию короны.

4. По условию механической прочности согласно /3/ сечение алюминиевого провода должно быть не менее 70 мм2.

Вывод: в нашем случае - АС95/16 - сечение 95 мм2 > 70 мм2, проходит по условию механической прочности.

В настоящее время на ПС «Ольга» питание по ВЛ-110кВ Бш-Двд 1 и 2 осуществляется проводом АС 120/19; отходящая ВЛ-110кВ Тр-Кр -АС 120/19; отходящая ВЛ-35кВ Бр-Бзв -АС 120/19; шины 110кВ-АС 120/19; шины 35кВ-АС 120/19. Так как эти провода удовлетворяют всем проверочным условиям то заменять их другими нецелесообразно.

6.2 Выбор токопровода от трансформатора до ЗРУ и ЗРУ

Выбираются шины прямоугольного сечения марки А.

В соответствии с /3/ токопровод в ЗРУ выполняем алюминиевыми жесткими шинами прямоугольного сечения.

Выбор производим по допустимому току и экономической целесообразности, и проверяется на термическую стойкость и электродинамическую стойкость:

IФ.Р. ? Iдоп (6.7)

А; (6.8)

где: Smax ВН - максимальная полная мощность подстанции, МВА;

UВН - номинальное высокое напряжение, кВ.

; (6.9)

jЭ = 1 для алюминиевых шин при Тmax= 5398,4 час.

Выбираем по таблице 6.6. /6/ алюминиевые однополосные шины сечением 60 х 6 с I доп = 870А. т.к. IФ.Р.= 750,58 А < Iдоп = 870 А. Расположение шин горизонтальное, расстояние между фазами 0,3 м.

Проверка:

По термической стойкости:

Условие проверки: qmin ? q, (6.10)

где: qmin - минимальное сечение по термической стойкости, мм2 .

q - выбранное сечение, мм2.

(6.11)

где: Вк - тепловой импульс, кА2с ;

С = 91 - коэффициент, учитывающий материал проводника, для алюминевых шин (определяется по таблице П.12/4/).

с; с; с.

кА2 •с;

Вывод: Шины 606 мм проходят по термической стойкости.

На механическую прочность:

Шины механически прочны если: ?расч ? ?доп ; (6.12)

где: ?доп - допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия ?доп = 40 МПа ( определяется по таблице 4.2 /4/ )

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:

(6.13)

где: W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3;

а - расстояние между фазами, м;

l - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м;

iуд - ударный ток при КЗ,А;

Рис 11.1 Расположение шин.

а а

b

h

где: b и h - размеры шин, см;

а - расстояние между фазами, м.

Определяется момент сопротивления, см3:

см3; (6.14)

МПа;

Вывод: т.к. ?расч=12,6 МПа < ?доп =40 МПа - шины 606 мм проходят по механической прочности.

В настоящее время на ПС «Ольга» токопровод от трансформатора до ЗРУ выполнен шинами 2хА(100х10) и токопровод в ЗРУ выполнен шинами АТ 80х10 Так как эти шины удовлетворяют всем проверочным условиям то с учетом перспективы увеличения нагрузок заменять их другими нецелесообразно.

6.3 Выбор кабельных линий на РП

Выбор кабельных линий производим по нагреву и экономической плотности тока.

Кабельные линии к РП имеют возможность двухстороннего питания.

Выбирается кабель РП Ф31-10кВ:

Ток нормального режима, А:

; (6.15)

где: Smax РП - максимальная полная мощность РП, МВА;

UНН - номинальное напряжение на низкой стороне, кВ;

А.

Сечение проводников выбирается по экономической плотности тока.

Подсчитывается экономическое сечение, мм2:

; (6.16)

где: Iнорм.РП - ток в рабочем режиме, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/ мм ( определяется в зависимости от Тмах.РП ) по таблице П.8/4/.

ТмахРП = 5398,4 ч > jэк = 1,2 А/мм2.

мм2.

Выбирается ближайшее большее сечение по таблице П.10 /4/.

Выбираем кабель: ААБ-10 (3?150), Iдоп = 275 А.

Проверка:

1. По форсированному режиму:

Условие проверки: IФ < I?доп (6.17)

Считается ток форсированного режима:

IФ = 2 • IНОРМ.РП; (6.18)

IФ = 2 • 144,34 = 288,68 А.

Допустимый ток с учетом поправочного коэффициента:

(6.19)

где: К - коэффициент, учитывающий число параллельно проложенных кабелей (для двух кабелей, и расстоянии в свету между кабелями принимаем 100 мм, К=0,9).

А

Вывод: т. к. IФ =288,68 А. > I?доп= 247,5 А - кабель ААБ-10 (3?150) не проходит по условию форсированного режима.

Выбираем кабель: ААБ-10 (3?185), Iдоп = 310 А.

Проверка:

Условие проверки: IФ < I?доп

А.

Вывод: т. к. IФ =288,68 А. > I?доп= 279 А - кабель ААБ-10 (3?185) не проходит по условию форсированного режима.

Выбираем кабель: ААБ-10 (3?240), Iдоп = 355 А.

Проверка:

Условие проверки: IФ < I?доп

А.

Вывод: т. к. IФ =288,68 А. < I?доп= 319,5 А - кабель ААБ-10 (3?240) проходит по условию форсированного режима.

2. По термической стойкости:

Условие проверки: (6.20)

Определяется минимальное сечение кабеля, отвечающее требованию термической стойкости:

, (6.21)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 с;

С - коэффициент, учитывающий материал проводника (определяется по таблице П.12/4/), С = 92 Ас1/2/ мм2.

,А2 с; (6.22)

где: tр.з.max = 0,5 с ; tп.в.= 0,04 с - для ВВЭ-М -10-20 (определяется по таблице П.15/4/);

Та - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется по таблице 2.1/4/.

А2• с;

мм2.

Вывод: т.к. мм2 < мм2. кабель ААБ-10 (3?240) проходит по условию термической стойкости.

Остальные расчеты выбора КЛ к РП сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Выбор кабелей, отходящих к РП

№	№РП	Iнорм , A	IФ.Р , A	qэк, ММ2	qcт, ММ2	qmin, ММ2	Кабель ААБ-10	IДОП, А	I'ДОП, А
4	Узкое	14,4	28,8	12	16	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
5	Микрорайон	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
6	Котельная	86,6	173,2	72,2	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
8	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
10	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
12	Гагарина	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
14	Моряк	23	46	19,2	25	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
16	КНС	86,6	173,2	72,2	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
18	Микрорайон	28,8	57,6	24	25	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
19	ЦРБ	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
20	Водозабор	40,46	80,92	33,72	35	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
22	Администрация	4,62	9,24	3,85	10	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
25	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
26	ЗАО-2000	9,82	19,64	8,2	10	62,85	( 3 х 70 )	165	148,5
28	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
29	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
30	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
31	Микрорайон	144,4	288,8	198,7	240	62,85	( 3 х 240 )	355	319,5
32	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
33	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5
34	СРЗ	98,15	196,3	81,79	95	62,85	( 3 х 95 )	205	184,5

7. Выбор электрических аппаратов

7.1 Выбор выключателя на ВН

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. На ВН выбирается выключатель по таблице П.14 /4/ типа: ВГБ-110-25/1250У1 - выключатель элегазовый, баковый с электромагнитным приводом, на напряжение 110 кВ, для умеренно климата, наружной установки.

Таблица 7.1. Технические характеристики выключателя ВГБ-110-25/1250У1

Промышленное напряжение	Uном = 110 кВ
Номинальный ток	Iном= 1250 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 25 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 64 кА
	действующее значение	Iдин = 25 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 25 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв,откл =0,035 с
Полное время отключения	tпв= 0,06 c
Собственное время включения	tcв.вкл = 0,1 с

Проверка:

1. По способности отключать симметричный ток КЗ.

Условие проверки: IП.К1 Iоткл (7.1)

Вывод: т.к. IП.К1 = 2,77 кА < Iоткл = 25 кА выбранный выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2. По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:

(7.2)

где: ia? - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА;

?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

а) (7.3)

где: ?- время расхождения контактов, с;

tс.в-- собственное время отключения, определяется по таблице П.14, /4/.

Ta=0,05 - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется из таблицы 2.1/4/.

? =tр.з.мин+ tс.в.=0,01+0,035=0,045 с;

кА;

кА.

б)

где: ?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по П.13 /4/.

?н = 35% ( при ? = 0,045с)

кА

Вывод: т.к.кА < кА Выключатель проходит по способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

3. По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К1 ? Iдин и iуд.К1 ? i дин (7.4)

IП.К1 = 2,77 кА < Iдин = 25 кА ; iуд.К1 = 7,05 кА < iдин = 64 кА

Вывод: выключатель проходит по динамической стойкости.

4. По термической стойкости.

Условие проверки:

Вк ? (7.5)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 •с;

- ток термической стойкости, кА2 ;

tтерм - время термической стойкости, с.

а) (7.6)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 9,02 кА2 •с < 1875 кА2 •с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7.2 Выбор выключателя на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 73,48 А	Iном = 1250 А
IП.К1 ? Iоткл.	IП.К1 = 2,77 кА	Iоткл. = 25 кА
	6,52 кА	12,41 кА
IП.К1 ? Iдин iуд.К1 ? iдин	IП.К1 = 2,77 кА iуд.К1= 7,05 кА	Iдин = 25 кА iдин = 64 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	= 1875 кА2 •с

Вывод: выключатель ВГБ-110-25/1250У1 подходит по всем параметрам.

7.2 Выбор разъединителей на стороне ВН

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током. При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением и аппаратами, выведенными в ремонт. Разъединители позволяют производство следующих операций:

- отключение и включение нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;

- зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов);

- нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже. К разъединителям предъявляются следующие требования:

- создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочностькоторого соответствует максимальному импульсному напряжению;

- электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;

- исключение самопроизвольных отключений;

- чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер).

На ВН выбирается разъединитель по таблице П.16 /4/ типа:

РДЗ -110/1000УХЛ1 - разъединитель, двухколонковый с заземляющими ножами на напряжение 110 кВ. Для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Uном = 110 кВ;

Iном= 1000 А;

iдин = 80 кА;

Iтерм. = 31,5 кА.

Проверка:

Таблица 7.3 Выбор разъединителей на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 73,48 А	Iном = 1000 А
iудК1 ? iдин	iудК1 = 7,12 кА	iдин = 80 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	1875 кА2 •с

Вывод: разъединитель РДЗ - 110 / 1000 УХЛ 1 подходит по всем показателям.

7.3 Выбор выключателя на СН

На СН выбирается выключатель по таблице П.14 /4/ типа:

ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1 - выключатель элегазовый, баковый с электромагнитным приводом, на напряжение 35 кВ, для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Таблица 7.4. Технические характеристики выключателя ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1

Промышленное напряжение	Uном = 35 кВ
Номинальный ток	Iном= 630 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 12,5 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин =35 кА
	действующее значение	Iдин = 12,5 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.=12,5 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,04 с
Полное время отключения	tпв= 0,065 c

Проверка:

1. По способности отключать симметричный ток КЗ.

Условие проверки: IП.К2 Iоткл (7.7)

Вывод: т.к. IП.К2 = 3,02 кА < Iоткл =12,5 кА

выбранный выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2. По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:

(7.8)

где: ia? - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов, кА;

?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

а) (7.9)

где: ?- время расхождения контактов, с;

tс.в-- собственное время отключения, определяется по таблице П.14 /4/.

Ta=0,115 - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяется из таблицы 2.1/4/.

? =tр.з.мин+ tс.в.=0,01+0,04=0,05 с;

кА;

кА.

б)

где: ?н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по П.13 /4/. ?н = 30% ( при ? = 0,05с)

кА;

Вывод: т.к. кА < кА выключатель проходит по способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

3. По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К2 ? Iдин и iуд.К2 ? i дин (7.10)

IП.К2 = 3,02 кА < Iдин = 20 кА ; iуд.К2 = 8,2 кА < iдин = 35 кА

Вывод: выключатель проходит по динамической стойкости.

4. По термической стойкости.

Условие проверки:

Вк ? (7.11)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 •с;

- ток термической стойкости, кА2 ;

tтерм - время термической стойкости, с.

а) (7.12)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 10,76 кА2 •с < 468,75 кА2 •с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7.5. Выбор выключателя на стороне СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 630 А
IП.К2 ? Iоткл.	IП.К2 = 3,02 кА	Iоткл. = 12,5 кА
	7,03 кА	22,98 кА
IП.К2 ? Iдин iуд.К2 ? iдин	IП.К2 = 3,02 кА iуд.К2= 8,2 кА	Iдин = 20 кА iдин = 35 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	= 468,75 кА2 •с

Вывод: выключатель ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1 подходит по всем параметрам.

7.4 Выбор разъединителей на стороне СН

На СН выбирается разъединитель по таблице П.16 /4/ типа: РДЗ -35/1000УХЛ1 - разъединитель, двухколонковый с заземляющими ножами на напряжение 35 кВ. Для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Uном = 35 кВ;

Iном= 1000 А;

iдин = 63 кА;

Iтерм. = 25 кА.

Проверка:

Таблица 7.6 Выбор разъединителей на стороне СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 1000 А
iудК2 ? iдин	iудК2 = 8,2 кА	iдин = 63 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	468,75 кА2 •с

Вывод: разъединитель РДЗ - 35 / 1000 УХЛ 1 подходит по всем показателям.

7.5 Выбор выключателей на НН

7.5.1 Выбор вводного выключателя на НН

На НН выбирается выключатель по таблице П.15 /4/ типа:

ВВЭ-М-10-20/1000 - выключатель вакуумный, с электромагнитным приводом, на напряжение 10 кВ.

Таблица 7.7. Технические характеристики выключателя ВВЭ-М-10-20/1000

Промышленное напряжение	Uном = 10 кВ
Номинальный ток	Iном= 1000 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 20 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 52 кА
	действующее значение	Iдин = 20 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 20 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,1 с
Полное время отключения	tпв= 0,04 c

Проверка:

1. По способности отключать симметричный ток КЗ.

Условие проверки: IП.К3 Iоткл (7.13)

Вывод: т.к. IП.К3 = 7,56 кА < Iоткл = 20 кА

выбранный выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2. По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:

(7.14)

а) (7.15)

кА;

кА.

б) (7.16)

?н = 50% ( при ? = 0,05с)

кА;

Вывод: т.к. кА < кА выключатель проходит по способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

3. По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К3 ? Iдин и iуд.К3 ? i дин (7.17)

IП.К3 = 7,56 кА < Iдин = 20 кА ; iуд.К3 = 19,32 кА < iдин = 52 кА

Вывод: выключатель проходит по динамической стойкости.

4. По термической стойкости.

Условие проверки: Вк ? (7.18)

а) (7.19)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 62 кА2 •с < 1200 кА2 •с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7.8. Выбор вводного выключателя на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 750,58 А	Iном = 1000 А
IП.К3 ? Iоткл.	IП.К3 = 7,56 кА	Iоткл. = 20 кА
	16,14 кА	42,3 кА
IП.К3 ? Iдин iуд.К3 ? iдин	IП.К3 = 7,56 кА iуд.К3 = 19,32 кА	Iдин = 20 кА iдин = 52 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1200 кА2 •с

Вывод: выключатель ВВЭ-М-10-20/1000 подходит по всем параметрам.

7.5.2 Выбор секционного выключателя на НН

На НН выбирается выключатель по таблице П.15 /4/ типа:

ВВЭ-М-10-20/1000 - выключатель вакуумный, с электромагнитным приводом, на напряжение 10 кВ.

Таблица 7.9. Технические характеристики выключателя ВВЭ-М-10-20/1000

Промышленное напряжение	Uном = 10 кВ
Номинальный ток	Iном= 1000 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 20 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 52 кА
	действующее значение	Iдин = 20 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 20 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,1 с
Полное время отключения	tпв= 0,04 c

Проверка: Проверку секционного выключателя производим аналогично, результаты расчетов заносим в таблицу 7.10

Таблица 7.10. Выбор секционного выключателя на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 750,58 А	Iном = 1000 А
IП.К3 ? Iоткл.	IП.К3 = 7,56 кА	Iоткл. = 20 кА
	16,14 кА	42,3 кА
IП.К2 ? Iдин iуд.К2 ? iдин	IП.К3 = 7,56 кА iуд.К3 = 19,32 кА	Iдин = 20 кА iдин = 52 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1200 кА2 •с

Вывод: выключатель ВВЭ-М-10-20/1000 подходит по всем параметрам.

7.5.3 Выбор линейного выключателя для РП на НН

Для РП на НН выбирается выключатель по таблице П.15 /4/ типа:

ВВЭ-М-10-20/630 - выключатель вакуумный, с электромагнитным приводом, на напряжение 10 кВ.

Таблица 7.11. Технические характеристики выключателя ВВЭ-М-10-20/630

Промышленное напряжение	Uном = 10 кВ
Номинальный ток	Iном= 630 А
Номинальный ток отключения	Iоткл. = 20 кА
Ток электродинамической стойкости	максимальное пиковое значение	iдин = 52 кА
	действующее значение	Iдин = 20 кА
Ток термической стойкости	Iтерм.= 20 кА
Время действия тока термической стойкости	tтерм.= 3 с
Собственное время отключения	tcв = 0,1 с
Полное время отключения	tпв= 0,04 c

Таблица 7.12. Выбор линейного выключателя для РП на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 10 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 288,68 А	Iном = 630 А
IП.К3 ? Iоткл.	IП.К3 = 7,56 кА	Iоткл. = 20 кА
	16,14 кА	42,3 кА
IП.К3 ? Iдин iуд.К3 ? iдин	IП.К3 = 7,56 кА iуд.К3 = 19,32 кА	Iдин = 20 кА iдин = 52 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1200 кА2 •с

Вывод: выключатель ВВЭ-М-10-20/630 подходит по всем параметрам.

8. Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции. Установка ОПН необходима на вводах трансформаторов, подключенных к воздушным линиям. При этом не допускается установка между ОПН и вводом высокого напряжения силового трансформатора коммутационных аппаратов.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа:

На стороне 110 кВ ОПН - 110 / 146 - 10 (II)

На стороне 35 кВ ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.

На стороне 10 кВ ОПН - 10 (II) УХЛ1.

9. Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены 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 характеризуется номинальным коэффициентом трансформации:

; (9.1)

где: I1ном - номинальное значение первичного тока, А;

I2ном - номинальное значение вторичного тока, А.

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, току первичной цепи и проверяются по вторичной нагрузке в соответствующем классе точности, термической и электродинамической стойкости.

В цепях высокого напряжения целесообразно использовать встроенные ТТ. На напряжении 6-10 кВ следует выбирать ТТ , которыми комплектуются ячейки КРУ.

Контрольные кабели подключаемые к ТТ по условию механической прочности должны быть не менее 4 мм2 для алюминиевого провода, и не менее 2,5 мм2 для медного провода. ( /3/. П.3.4.4.)

Рисунок 9.1 Схема соединения Рисунок 9.2 Схема соединения измерительных ТТ и приборов измерительных ТТ и приборов в одну фазу. в неполную звезду.

Рисунок 9.3 Схема соединения измерительных ТТ и приборов в полную звезду.

9.1 Выбор ТТ на ВН

Выбираем трансформатор тока: ТВ-110-IV 300/5 встроенный во вводах выключателя ВГБ-110-25/1250 У1.

Выбор трансформатора тока по вторичной нагрузке, Ом:

(9.2)

где: - сопротивление приборов, Ом;

- сопротивление соединительных проводов, Ом;

- сопротивление контактов, Ом;

Таблица 9.1 Вторичная нагрузка трансформатора тока на ВН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
3. Фиксатор повреждений	ИМФ-3Р	0,5	0,5	0,5
4. Фиксатор повреждений	ФПМ-01	0,5	0,5	0,5
Итого: S расч		3,2	3	3,2

Выбираем наиболее загруженную фазу и рассчитываем сопротивление приборов, Ом:

(9.3)

где: Sприбор - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I2 - вторичный номинальный ток прибора.

Ом.

Подсчитываем сопротивление проводников, Ом:

Z2ном, (9.4)

1,2 - 0,13 - 0,05 = 1,02 Ом;

Необходимое сечение соединительных проводов, мм2:

(9.5)

где: - удельное сопротивление материала провода, ;

= 0,0175 для медных проводников;

- длина проводника (для ОРУ-110 кВ можно принять = 70 м);

мм2;

Выбираем контрольный кабель КВВГ сечением q = 2,5 мм2.

Сопротивление контактов: rк = 0,05 Ом, если число приборов 3 шт.

Вторичная расчетная нагрузка ТТ, Ом;

Ом.

Проверка:

1) По термической стойкости:

Условие проверки: Вк ? (9.6)

где: Вк - тепловой импульс, кА2 •с;

- ток термической стойкости, кА2 ;

tтерм - время термической стойкости, с.

а) (9.7)

с; с; с.

кА2 •с;

б) кА2 с.

Вывод: т.к. 9,02 кА2 •с < 1875 кА2 •с ТТ марки ТВ-110-IV 300/5 проходит по термической стойкости.

2) По электродинамической стойкости.

Условие проверки: IП.К1 ? Iдин и iуд.К1 ? i дин (9.8)

IП.К1 = 2,77 кА < Iдин = 25 кА ; iуд.К1 = 7,05 кА < iдин = 25 кА

Вывод: ТТ марки ТВ-110-IV 300/5 проходит по динамической стойкости.

3) По вторичной нагрузке:

Условие проверки:

Z2 ? Z2ном (9.9)

где: Z2 - вторичная нагрузка ТТ, Z2 =0,76 Ом;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности, Ом.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ, Ом;

Ом;

Вывод: ТТ марки ТВ-110-IV 300/5 проходит по вторичной нагрузке.

Таблица 9.2 Выбор трансформатора тока на ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =73,48 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 7,05 кА	iдин = 25 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	= 1875 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,37 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВ-110-IV 300/5 подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

Выбор трансформатора тока встроенного во вводах силового трансформатора, производим аналогично, данные заносим в таблицы 9.3 и 9.4.

Выбираем трансформатор тока: ТВТ-110 -I -200/5

Таблица 9.3 Вторичная нагрузка трансформатора тока на ВН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
Итого: S расч		2,2	2	2,2

Таблица 9.4 Выбор трансформатора тока на ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 110 кВ	Uном =110 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =73,48 А	Iном = 200 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 7,05 кА	iдин = 25 кА
	?к = 9,02 кА2 •с	1875 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,63 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВТ-110-I 300/5 подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

9.2 Выбор ТТ на СН

Выбираем трансформатор тока: ТВ-35-II 300/5 встроенный во вводах выключателя ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1.

Таблица 9.5 Вторичная нагрузка трансформатора тока на СН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
Итого S расч		2,2	2	2,2

Таблица 9.6 Выбор трансформатора тока на СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 8,2 кА	iдин = 35 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	= 468,75 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,56 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВ-35-II подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

Выбор трансформатора тока встроенного во вводах силового трансформатора.

Выбираем трансформатор тока: ТВТ-35-II 300/5.

Таблица 9.5 Вторичная нагрузка трансформатора тока на СН

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	2	2
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
3.Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий-230-AR	0,1	-	0,1
Итого S расч		2,3	2	2,3

Таблица 9.6 Выбор трансформатора тока на СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 35 кВ	Uном =35 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. =16,5 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 8,2 кА	iдин = 35 кА
	?к = 10,76 кА2 •с	= 468,75 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,56 Ом	Z2ном= 1,2 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТВТ-35-II подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

9.3 Выбор ТТ на НН

Выбираем трансформатор тока для вводной ячейки: ТЛМ-10-I 1000/5

Таблица 9.7 Вторичная нагрузка трансформатора тока вводной ячейки

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	-	2	-
2.Ваттметр +Варметр	Ц-301/1	0,2	-	0,2
3.Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий-230-AR	0,1	-	0,1
Итого S расч		0,3	2	0,3

Таблица 9.8 Выбор трансформатора тока для вводной ячейки

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 6 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 750,58 А	Iном = 1000 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 19,32 кА	iдин =100 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 2028 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,165 Ом	Z2ном= 0,4 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТЛМ-10-I подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

Выбираем трансформатор тока ячейки к РП: ТЛМ-10-I 300/5 .

Таблица 9.9 Вторичная нагрузка трансформатора тока ячейки к РП

Наименование приборов	Тип приборов	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
1. Амперметр	ЭА-0702	2	-	-
2. Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий-230-AR	0,1	-	0,1
Итого S расч		2,1	-	0,1

Таблица 9.10 Выбор трансформатора тока для ячейки к РП

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст ? Uном	Uуст = 6,3 кВ	Uном =10 кВ
IФ.Р. ? Iном	IФ.Р. = 288,68 А	Iном = 300 А
iуд.К1 ? iдин	iуд.К1= 19,32 кА	iдин =100 кА
	?к = 62 кА2 •с	= 1015,7 кА2 •с
Z2расч ? Z2ном	Z2расч = 0,19 Ом	Z2ном= 0,4 Ом

Вывод: выбранный трансформатор тока ТЛМ-10-I подходит по всем параметрам и будет работать в выбранном классе точности.

10. Выбор трансформаторов напряжения

10.1 Выбор ТН на стороне ВН

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению, конструкции, классу точности и проверяются по вторичной нагрузке.

Таблица 10.1 Вторичная нагрузка ТН на ВН.

№ п/п	Наименование прибора	Тип прибора	Мощность одной обмотки. S, ВА	Число обмоток, шт	Число приборов, шт	Потребляемая мощность S, ВА
ВЛ-110 кВ «Бш-Двд»
1	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
2	Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
ВЛ-110 кВ «Тр-Кр»
3	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
4	Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
5	Фиксатор повреждений	ФПМ-01	1,6	3	1	5
6	Фиксатор повреждений	ИМФ-3Р	1,6	3	1	5
Трансформатор
7	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
СЕКЦИЯ ШИН
8	Вольтметр	Э -335	2	1	1	2
9	Частотомер	Н-397			1	7
10	Фиксатор импульсного действия	ФИП	3	1	1	3
ИТОГО:	69

По П.22/4/ выбираем трансформатор напряжения: НКФ -110-83У1,

Sном= 400 ВА в классе точности 0,5.

Проверка:

По вторичной нагрузке.

Вывод: т.к. S2ном = 400 ВА > S2расч = 50 ВА выбранный трансформатор напряжения НКФ -110-83У1 подходит по вторичной нагрузке.

10.2 Выбор ТН на стороне СН

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению, конструкции, классу точности и проверяются по вторичной нагрузке.

Таблица 10.2 Вторичная нагрузка ТН на СН

№ п/п	Наименование прибора	Тип прибора	Мощность одной обмотки. S, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая Мощность S, ВА
1	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
2	Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230AR	2,5	3	1	7
3	Вольтметр	Э - 365	2	1	1	1
	ИТОГО:	20

По П.22/4/ выбираем трансформатор напряжения: НАМИ -35-УХЛ1,

Sном= 360 ВА в классе точности 0,5.

Проверка:

По вторичной нагрузке.

Вывод: т.к. S2ном = 360 ВА > S2расч = 20 ВА выбранный трансформатор напряжения НАМИ -35-УХЛ1 подходит по вторичной нагрузке.

9.3 Выбор ТН на стороне НН

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению, конструкции, классу точности и проверяются по вторичной нагрузке.

На одну секцию КРУ выбираем два ТН, т.к. секции находятся в двух зданиях.

Таблица 10.3 Вторичная нагрузка ТН на НН

№ п/п	Наименование прибора	Тип прибора	Мощность одной обмотки. S, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая Мощность S, ВА
ВВОД НН
1	Ваттметр + варметр	Ц-301/1	6,0	2	1	12
2	Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230AR	2,5	3	7	7
ОТХОДЯЩИЕ КЛ к РП
	Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230AR	2,5	3	6	42
СЕКЦИЯ ШИН
3	Вольтметр	Э -365	2	1	1	2
ИТОГО:	63

По П.22/4/ выбираем трансформатор напряжения: НАМИ-10 - УХЛ2,

Sном = 300 ВА в классе точности 0,5.

Проверка:

По вторичной нагрузке.

Вывод: т.к. S2ном = 300 ВА > S2расч = 63 ВА выбранный трансформатор напряжения НАМИ-10 - УХЛ2, подходит по вторичной нагрузке.

Для этого трансформатора выберем предохранитель ПКН 001 - 10 У3.

11. Выбор мощности и схема питания ТСН

Собственные нужды подстанции являются одним из наиболее ответственных потребителей, так как от надежной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции.

Приемниками собственных нужд являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электрообогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация и т.д.

На ПС «Ольга» от собственных нужд дополнительно питаются база РЭС (гараж, административное здание, ремонтные мастерские) и жилой дом.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух ТСН.

Выбираем по табл. 2.9. /4/ тип общеподстанционного пункта управления - ОПУ III.

Таблица 11.1 Выбор мощности ТСН

№ п/п	Наименование нагрузки	Установленная мощность	КПД	сos ?	tq ?	Расчетная нагрузка
						летом	зимой
		Мощность Единицы и кол-во	Общая мощно сть				Коэф. спроса,?	Рл кВт	Qл квар	Коэф. спроса,?	РЗ кВт	QЗ квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2	Освещение ОПУ III		7,0	1	1	0	0,6	4,2	-	0,6	4,2	-
3	Отопление ОПУ Ш при (-200С)		23,0	1	1	0	-	-	-	1	23	-
4	Вентиляция ОПУ III		2,6	1	1	0	1	2,6	-	1,0	2,6	-
5	Силовая нагрузка ОПУ III		5	0,85	0,85	0,62	0,85	5	3,1	0,85	5	3,1
6	Освещение ЗРУ 1, модуль (6 18)м		1,1	1	1	0	0,6	0,66	-	0,7	0,77	-
7	Освещение ЗРУ 2, модуль (6 18)м		1,1	1	1	0	0,6	0,66	-	0,7	0,77	-
8	Отопление ЗРУ 1 (-20 0С)		2	1	1	0	-	-	-	0,7	1,4	-
9	Отопление ЗРУ 2 (-20 0С)		2	1	1	0	-	-	-	0,7	1,4	-
10	Освещ. ОРУ-110 кВ		13,5	1	1	0	0,5	6,75	-	0,6	8,1	-
11	Освещ. ОРУ-35 кВ		8	1	1	0	0,5	4	-	0,6	4,8	-
12	Аппаратура связи и ТМ		1,0	1	1	0	1	1	-	1	1,0	-
13	Постоянно включенные лампы и измерительные приборы		1,0	1	1	0	1	1	-	1	1,0	-
14	Подогрев выключателей и приводов 110 кВ	2,3 х 7	16,1	1	1	0	-	-	-	1	16,1	-
15	Подогрев выключателей и приводов 35 кВ	1,6 3	4,8	1	1	0	-	-	-	1	4,8	-
16	Блокировка		1	1	1	0	1	1	-	1	1	-
17	ВАЗП	23х2	46	1	0,6	0,4	0,12	5,52	2,7	1	46	18,4
18	Охлаждение Тр-ров	0,25х16	4	1	1	0	0,6	2,4	-	-	-	-
19	База РЭС		110	1	0,98	0,2	0,1	11	2,2	0,9	99	19,8
20	Жилой дом	1,4х12	16,8	1	0,98	0,2	0,85	14,3	2,8	0,9	15,1	3
Итого:		60,09	10,8		236,1	44,3

Расчетная летняя активная нагрузка, кВт:

(11.1)

Расчетная летняя реактивная нагрузка, квар:

(11.2)

Расчетная зимняя активная нагрузка, кВт:

(11.3)

Расчетная зимняя реактивная нагрузка, квар:

(11.4)

Определяется полная расчетная мощность собственных нужд летнего и зимнего периодов, кВА:

(11.5)

кВА;

кВА.

Для подстанции с дежурством : Sтсн ? нагрузки.

Выбираем по П7 /4/ трансформатор собственных нужд ТМ-250.

Вывод: Выбранный трансформатор собственных нужд подходит по систематической перегрузке ТМ-250, т.к.

Sтсн = 63 кВА > = 184,8 кВА

Для защиты трансформаторов с.н. выберем предохранители. Выбор производится по Uном=10 кВ установки, Iр.м и току короткого замыкания, ограниченному реактором I'П = 7,56 кА.

Выберем предохранитель

ПН2 -10 - 31,5 - 25

Iном.пр. = 31,5 А >Iр.м , Iном.отк = 25 кА> I'П

12. Выбор оперативного тока

На подстанциях с питанием оперативных цепей постоянным электрическим током аккумуляторные батареи обеспечивают питание в любой момент времени, поэтому считаются самым надежным источником питания. Единственным недостатком реализации постоянного оперативного тока на подстанции - является величина финансовых затрат. Схемы с переменным оперативным током дешевле, но если в данных схемах применять трансформаторы тока в качестве источника питания, то они не обеспечивают необходимой мощности при повреждениях и ненормальных режимах. Поэтому их нельзя использовать для питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, защит от витковых замыканий в трансформаторах, защит от повышения (понижения) напряжения. Поэтому на основании приведенных выше достоинств и недостатков принимается схема питания оперативных цепей на постоянном токе.

13. Охрана труда

13.1 Защитное заземление подстанции

Защитное заземление на подстанции служит:

- для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала;

- для присоединения нейтрали трансформаторов;

- для присоединения средств грозозащиты, молниеотводов.

Согласно п.17.51 /8/, в целях выравнивания потенциала, заземлитель должен быть выполнен в виде горизонтальной сетки из продольных и поперечных проводников, уложенных в земле на глубине 0,7-0,8 м, и вертикальных электродов.

Продольные проводники сетки прокладывают вдоль осей электрооборудования и конструкций со стороны обслуживания на расстоянии 0,8-1,0 м от фундамента или основания оборудования.

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующее расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16 и 20 м.

Методика расчета взята из /8/.

Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта определяется по формуле:

?1= ?· ?В ; (13.1)

где: ?В - удельное сопротивление верхнего слоя земли, ?В=100 Ом·м;

? - коэффициент сезонности, для III климатической зоны, ? =1,5.

Для верхнего слоя грунта толщиной h1=2,8 м:

?1=1,5·100=150 Ом·м;

Нижние слои земли считаются неподверженными сезонным изменениям, поэтому их расчетные удельные сопротивления оказываются равными измеренным:

?2= 40 Ом·м;

Сопротивление естественного заземлителя системы «трос - опоры», подходящих к подстанции воздушных линий равно:

; (13.2)

.

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя RИ получим из формулы с учетом того, что RЗ=0,5 Ом и RЕ=1,5 Ом:

; (13.3)

Составляем предварительную схему заземлителя и наносим ее на план подстанции, приняв контурный тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной lВ=5 м) электродов. Рисунок 13.1. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя.

По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов: LГ=1786 м; n=40 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S=119·67=7973 м2 . Длина одной стороны м.

Количество ячеек по одной стороне модели:

; (13.4)

.

Принимаем: m=9.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов, м:

; (13.5)

.

Длина стороны ячейки в модели, м:

м. (13.6)

Расстояние между вертикальными электродами, м:

м ; (13.7)

Суммарная длина вертикальных электродов, м:

м ; (13.8)

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

; (13.9)

;

Относительная длина:

; (13.10)

;

Рисунок 13.1 Предварительная схема заземлителя.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта ?Э определяем по формуле:

; (13.11)

Предварительно находим значения и :

;

Поскольку 1<<10, значение k находим:

; (13.12)

;

Определяем ?Э,Ом·м: Ом·м;

Расчетное сопротивление R рассматриваемого искусственного заземлителя.

Предварительно находим коэффициент А, поскольку 0<tОТН<0,1

; (13.13)

; (13.14)

Ом;

Таким образом, искусственный заземлитель должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4х40 мм общей длиной не менее 1800 м, и вертикальных стержневых в количестве не менее 40 шт. диаметром 12 мм, длиной по 5 м. При этих условиях сопротивление Rи искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,25 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом Rз , будет не более 0,5 Ом.

13.2 Грозозащита подстанции

Грозозащита - это комплекс мер, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, оборудования и материалов от возможных взрывов, возгораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Устройство, воспринимающее прямой удар молнии, называется молниеотводом. Различают стержневые и тросовые молниеотводы, первые выполняют в виде вертикальных стержней (мачт), вторые - в виде проводов, горизонтально подвешенных на опорах ЛЭП. В устройство молниеотвода входит: молниеприемник - верхняя часть стержня или провод- трос; спуск - металлическая часть мачты или опора ЛЭП; заземлитель - устройство, выполняемое в земле под молниеотводом для растекания тока молнии в землю.

Стержневые молниеотводы выполняются как трубчатые мачты до 10 м и решетчатые мачты до 40 м, устанавливаемые на конструкциях распредустройств и на крышах сооружений с надежным заземлителем. Тросовые молниеотводы прокладываются над рабочим проводом в виде стального провода по опорам ЛЭП.

Защитное действие молниеотводов впервые было объяснено в 1753 г. М.В.Ломоносовым и его учениками. Во время лидерной стадии на вершине молниеотвода скапливаются заряды, которые резко увеличивают напряженность электрического поля на пути между лидером и вершиной молниеотвода, что предопределяет удар молнии в молниеотвод, а не в объект, который находится поблизости или более низкий.

Методика расчета взята из /9/

Расчет зоны защиты молниеотводов сводится к построению пространства вблизи их.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h представляет собой круговой конус (рисунок 13.2), вершина которого находится на высоте h0< h. На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0. Горизонтальное сечение зоны защиты на высоте защищаемого сооружения hx представляет собой круг радиусом rx.

Зоны защиты одиночных стержневых молниеотводов высотой h150 м имеют следующие габаритные размеры.

Зона A:

h0 = 0,85h; (13.15)

r0 = (1,1 -- 0,002h)•h; (13.16)

rx = (1,1 -- 0,002h)•(h -- hx/0,85); (13.17)

Рисунок 13.2. Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода.

1- граница зоны защиты на уровне hx;

2 - граница зоны защиты на уровне земли

Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой h150 м представлена на рисунке 13.3. Торцевые области зоны защиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов, габаритные размеры которых h0, r0, rx1, rx2 определяются по формулам 13.15 ? 13.23.

Рисунок 13.3. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода.

1 -граница зоны защиты на уровне hx1;

2 - граница зоны защиты на уровне hx2;

3 - граница зоны защиты на уровне земли.

Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры.

Зона А:

при L h

(13.18)

(13.19)

(13.20)

при h < L 2h

(13.21)

(13.22)

(13.23)

при 2h < L 4h

(13.24)

(13.25)

(13.26)

При расстоянии между стержневыми молниеотводами L > 4h для построения зоны А молниеотводы следует рассматривать как одиночные.

Зона защиты двух стержневых молниеотводов разной высоты h1, и h2 150 м приведена на рисунке 13.4. Габаритные размеры торцевых областей зон защиты h01, h02, r01, r02, rx1, rx2 определяются по формулам 13.24 ? 13.26 как для зон защиты обоих типов одиночного стержневого молниеотвода. Габаритные размеры внутренней области зоны защиты определяются по формулам:

(13.27)

(13.28)

(13.29)

где: значения hc1 и hc2 вычисляются по формулам для hc двух стержневых молниеотводов одинаковой высоты.

Для двух молниеотводов разной высоты построение зоны А двойного стержневого молниеотвода выполняется при L4hmin, а зоны Б- при L 6hmin. При соответствующих больших расстояниях между молниеотводами они рассматриваются как одиночные.

Рисунок 13.4. Зона защиты двух стержневых молниеотводов разной высоты.

Обозначения те же, что и на рисунке 13.2.

Зона защиты многократного стержневого молниеотвода (рисунке 13.5) определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов высотой h 150 м (см. пп. 3.2.1, 3.2.2 /9/).

Рисунок 13.5. Зона защиты (в плане) многократного стержневого молниеотвода.

Основным условием защищенности одного или нескольких объектов высотой hx с надежностью, соответствующей надежности зоны А и зоны Б, является выполнение неравенства rcx > 0 для всех попарно взятых молниеотводов. В противном случае построение зон защиты должно быть выполнено для одиночных или двойных стержневых молниеотводов.

Результаты расчета для соответствующих пар молниеотводов сведены в таблицу 13.1.

Таблица 13.1. Параметры для построения зоны защиты.

Номер пары	h,м	hO,м	hC,м	hX,м	rO,м	rX,м	rC,м	rCX, м	L, м
М1 - М2	30	25,5	17,6	11	31,2	17,7	28,3	6,64	74
М1 - М3	25	21,25	17,73	11	26,25	12,7	28,73	11	38
М3 -М4	25	21,25	17,85	11	26,25	12,7	26,25	10,1	44

13.3 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются: оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы; оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; ответственный руководитель работ; допускающий; производитель работ; наблюдающий; член бригады.

Выдающий наряд, отдающий распоряжение определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных в наряде работников.

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V - в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV - в электроустановках напряжением до 1000 В.

В случае отсутствия работников, имеющих право выдачи нарядов и распоряжений, при работах по предотвращению аварий или ликвидации их последствий допускается выдача нарядов и распоряжений работниками из числа оперативного персонала, имеющими группу IV. Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов должно быть оформлено письменным указанием руководителя организации.

Ответственный руководитель работ назначается, как правило, при работах в электроустановках напряжением выше 1000 В. В электроустановках напряжением до 1000 В ответственный руководитель может не назначаться.

Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качество целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ.

Ответственными руководителями работ назначаются работники из числа административно-технического персонала, имеющие группу V. В тех случаях, когда отдельные работы необходимо выполнять под надзором и управлением ответственного руководителя работ, выдающий наряд должен сделать запись об этом в строке «Отдельные указания» наряда.

Ответственный руководитель работ назначается при выполнении работ:

с использованием механизмов и грузоподъемных машин;

с отключением электрооборудования, за исключением работ в электроустановках, где напряжение снято со всех токоведущих частей , в электроустановках с простой и наглядной схемой электрических соединений, на электродвигателях и их присоединениях в РУ;

на КЛ и КЛС в зонах расположения коммуникаций и интенсивного движения транспорта;

по установке и демонтажу опор всех типов, замене элементов опор ВЛ;

в местах пересечения ВЛ с другими ВЛ и транспортными магистралями, в пролетах пересечения проводов в ОРУ;

по подключению вновь сооруженной ВЛ;

по изменению схем присоединений проводов и тросов ВЛ;

на отключенной цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой или числом цепей более 2, когда одна или все остальные цепи остаются под напряжением;

при одновременной работе двух и более бригад;

по пофазному ремонту ВЛ;

под наведенным напряжением;

без снятия напряжения на токоведущих частях с изоляцией человека от земли;

на оборудовании и установках СДТУ по устройству мачтовых переходов, испытанию КЛС, при работах с аппаратурой НУП, на фильтрах присоединений без включения заземляющего ножа конденсатора связи.

Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд, которому разрешается назначать ответственного руководителя работ и при других работах, помимо перечисленных.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им инструктажа членов бригады.

Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала, за исключением допуска на ВЛ. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В - группу III.

Допускающим может быть работник, допущенный к оперативным переключениям распоряжением руководителя организации.

Производитель работ отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

за четкость и полноту инструктажа членов бригады;

за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

за безопасное проведение работы и соблюдение /10/ им самим и членами бригады;

за осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а в электроустановках напряжением до 1000 В - группу III, кроме работ в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, работ под напряжением, работ по перетяжке и замене проводов на ВЛ напряжением до 1000 В, подвешенных на опорах ВЛ напряжением выше 1000 В, при выполнении которых производитель работ должен иметь группу IV.

Производитель работ, выполняемых по распоряжению, может иметь группу III при работе во всех электроустановках.

Наблюдающий должен назначаться для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Наблюдающий отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.

Ответственным за безопасность, связанную с технологией работы, является работник, возглавляющий бригаду, который входит в ее состав и должен постоянно находиться на рабочем месте. Его фамилия указывается в строке «Отдельные указания» наряда.

Каждый член бригады должен выполнять требования /10/ и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда соответствующих организаций.

Письменным указанием руководителя организации должно быть оформлено предоставление его работникам прав: выдающего наряд, распоряжение; допускающего, ответственного руководителя работ; производителя работ (наблюдающего), а также права единоличного осмотра.

Допускается одно из совмещений обязанностей ответственных за безопасное ведение работ в соответствии с таблице 13.2.

Допускающий из числа оперативного персонала может выполнять обязанности члена бригады.

На ВЛ всех уровней напряжения допускается совмещение ответственным руководителем или производителем работ из числа ремонтного персонала обязанностей допускающего в тех случаях, когда для подготовки рабочего места требуется только проверить отсутствие напряжения и установить переносные заземления на месте работ без оперирования коммутационными аппаратами.

таблица 13.2.Совмещений обязанностей ответственных за безопасное ведение работ

Ответственный работник	Совмещаемые обязанности
Выдающий наряд	Ответственный руководитель работ Производитель работ Допускающий (в электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала)
Ответственный руководитель работ	Производитель работ Допускающий (в электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала)
Производитель работ из числа оперативного персонала	Допускающий (в электроустановках с простой и наглядной схемой)
Производитель работ, имеющий группу IV	Допускающий

13.4 Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

13.5 Воздушные линии электропередачи

13.5.1 Работы на опорах и с опорами

Работы по замене элементов опор, демонтажу опор и проводов ВЛ должны выполняться по технологической карте или ППР.

Подниматься на опору и работать на ней разрешается только после проверки достаточной устойчивости и прочности опоры, особенно ее основания.

Прочность деревянных опор должна проверяться замером загнивания древесины с откапыванием опоры на глубину не менее 0,5 м. Для определения прочности железобетонных опор и приставок должно проверяться отсутствие недопустимых трещин в бетоне, оседания или вспучивания грунта вокруг опоры, разрушения бетона опоры (приставки) с откапыванием грунта на глубину не менее 0,5 м.

На металлических опорах должно проверяться отсутствие повреждений фундаментов, наличие всех раскосов и гаек на анкерных болтах, состояние оттяжек, заземляющих проводников.

Необходимость и способы укрепления опоры, прочность которой вызывает сомнение (недостаточное заглубление, вспучивание грунта, загнивание древесины, трещины в бетоне и т.п.), должны определяться на месте производителем или ответственным руководителем работ.

Работы по укреплению опоры с помощью растяжек следует выполнять без подъема на опору, т.е. с телескопической вышки или другого механизма для подъема людей, с установленной рядом опоры, либо применять для этого специальные раскрепляющие устройства, для навески которых не требуется подниматься по опоре.

Подниматься по опоре разрешается только после ее укрепления.

Опоры, не рассчитанные на одностороннее тяжение проводов и тросов и временно подвергаемые такому тяжению, должны быть предварительно укреплены во избежание их падения.

До укрепления опор запрещается нарушать целость проводов и снимать вязки на опорах.

При подъеме на опору строп предохранительного пояса следует заводить за стойку. Не разрешается на угловых опорах со штыревыми изоляторами подниматься и работать со стороны внутреннего угла.

При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случае их применения.

При работе на стойке опоры располагаться следует таким образом, чтобы не терять из виду ближайшие провода, находящиеся под напряжением.

При замене деталей опоры должна быть исключена возможность ее смещения или падения.

Не разрешается откапывать сразу обе стойки опоры при замене одинарных и сдвоенных приставок П- и АП-образных опор. Следует заменить приставку на одной стойке опоры, закрепить бандажи и утрамбовать землю и только тогда приступать к замене приставок на другой стойке. Заменять сдвоенные приставки необходимо поочередно.

Не разрешается находиться в котловане при вытаскивании или опускании приставки.

Способы валки и установки опоры, необходимость и способы ее укрепления во избежание отклонения определяет ответственный руководитель работ. В случае применения оттяжек с крюками последние должны быть снабжены предохранительными замками.

При работах на изолирующих подвесках разрешается перемещаться по поддерживающим одноцепным и многоцепным (с двумя и более гирляндами изоляторов) и по натяжным многоцепным подвескам.

Работа на одноцепной натяжной изолирующей подвеске допускается при использовании специальных приспособлений или лежа на ней и зацепившись ногами за траверсу для фиксации положения тела.

При работе на поддерживающей изолирующей подвеске строп предохранительного пояса должен быть закреплен за траверсу. Если длина стропа недостаточна, необходимо пользоваться закрепленными за пояс двумя страховочными канатами. Один канат привязывают к траверсе, а второй, предварительно заведенный за траверсу, подстраховывающий член бригады подает по мере необходимости.

Не разрешается при подъеме (или опускании) на траверсы проводов, тросов, а также при их натяжении находиться на этих траверсах или стойках под ними.

Выбирать схему подъема груза и размещать подъемные блоки следует с таким расчетом, чтобы не возникали усилия, которые могут вызвать повреждение опоры.

13.5.2 Работы без снятия напряжения

При выполнении работ на ВЛ без снятия напряжения безопасность персонала обеспечивается по одной из двух схем:

Первая схема. Провод под напряжением - изоляция - человек земля. Схема реализуется двумя методами:

работа в контакте, когда основным защитным средством являются диэлектрические перчатки и изолированный инструмент. Этим методом выполняются работы на ВЛ напряжением до 1000 В;

работа на расстоянии, когда работа выполняется с применением основных (изолирующие штанги, клещи) и дополнительных (диэлектрические перчатки, боты, накладки) электрозащитных средств. Этот метод применяется на ВЛ напряжением выше 1000 В.

Вторая схема. Провод под напряжением - человек - изоляция земля. Работы по этой схеме допускаются при следующих условиях:

изоляция работающего от земли специальными устройствами соответствующего напряжения;

применение экранирующего комплекта по ГОСТ 12.4.172;

выравнивание потенциалов экранирующего комплекта, рабочей площадки и провода специальной штангой для переноса потенциала.

Конкретные виды работ под потенциалом провода должны выполняться по специальным инструкциям или по технологическим картам, ПОР (ППР).

Работники, имеющие право выполнения работ под потенциалом провода (с непосредственным касанием токоведущих частей) ВЛ напряжением выше 1000 В, должны иметь группу IV, а остальные члены бригады - группу III.

Не разрешается прикасаться к изоляторам и арматуре изолирующих подвесок, имеющих иной, чем провод, потенциал, а также передавать или получать инструмент или приспособления работникам, не находящимся на той же рабочей площадке, при выполнении работ с площадки изолирующего устройства, находящегося под потенциалом провода.

Перед началом работ на изолирующих подвесках следует проверить измерительной штангой электрическую прочность фарфоровых изоляторов. При наличии выпускающих зажимов следует заклинить их на опоре, на которой выполняется работа, и на соседних опорах, если это требуется по рельефу трассы.

Работы на изолирующей подвеске по ее перецепке, замене отдельных изоляторов, арматуры, проводимые монтерами, находящимися на изолирующих устройствах или траверсах, допускаются при количестве исправных изоляторов в подвеске не менее 70 %, а на ВЛ напряжением 750 кВ - при наличии не более пяти дефектных изоляторов в одной подвеске.

При перецепке изолирующих подвесок на ВЛ напряжением 330 кВ и выше, выполняемой с траверс, устанавливать и отцеплять от траверсы необходимые приспособления следует в диэлектрических перчатках и в экранирующем комплекте.

Разрешается прикасаться на ВЛ напряжением 35 кВ к шапке первого изолятора при двух исправных изоляторах в изолирующей подвеске, а на ВЛ напряжением 110 кВ и выше - к шапкам первого и второго изоляторов. Счет изоляторов ведется от траверсы.

При использовании троса в схеме плавки гололеда допустимое расстояние приближения к тросу должно определяться в зависимости от напряжения плавки.

Не разрешается работать на ВЛ и ВЛС, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, снегопаде, в темное время суток, а также при ветре, затрудняющем работы на опорах.

13.5.3 Работы в пролетах пересечения с действующими ВЛ

При монтаже и замене проводов и тросов раскатывать их следует плавно, без рывков, тяговые канаты направлять так, чтобы избежать подхлестывания и приближения к проводам, находящимся под напряжением. Для оттяжек и контроттяжек следует применять канаты из растительных или синтетических волокон, выбирая их минимальной длины и натягивая без слабины.

Используемые при работе лебедки и стальные канаты должны быть заземлены.

Перед началом монтажных работ раскатанный провод должен быть заземлен в двух местах: у начальной анкерной опоры вблизи натяжного зажима и на конечной опоре, через которую производится натяжение. Кроме того, заземления должны накладываться на провод и на каждой промежуточной опоре, где производится работа.

Для провода или троса, лежащего в металлических раскаточных роликах или зажимах, достаточным является заземление обойм этих роликов. При естественном металлическом контакте между металлической обоймой ролика и телом металлической опоры.

Петли на анкерной опоре следует соединять только по окончании монтажных работ в смежных с этой опорой анкерных пролетах.

На анкерной опоре ВЛ напряжением 110 кВ и выше петли до соединения должны быть закреплены за провода или за натяжные изолирующие подвески, но не ближе чем за четвертый изолятор, считая от траверсы, а на ВЛ напряжением 35 кВ и ниже - только за провода.

При выполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на опоре, где ведется работа.

При замене проводов и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением, через заменяемые провода в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах - по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря или конструкции. Подъем провода должен осуществляться медленно и плавно.

13.5.4 Работы на ВЛ под наведенным напряжением на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ

Персонал, обслуживающий ВЛ, должен иметь перечень линий, которые после отключения находятся под наведенным напряжением, ознакомлен с этим перечнем, значениями наводимого напряжения. Наличие наведенного напряжения на ВЛ должно быть записано в строке «Отдельные указания» наряда.

В случаях наличия на отключенных ВЛ и ВЛС наведенного напряжения перед соединением или разрывом электрически связанных участков необходимо выровнять потенциалы этих участков. Уравнивание потенциалов осуществляется путем соединения проводником этих участков или установкой заземлений по обе стороны разрыва с присоединением к одному заземлителю.

На ВЛ под наведенным напряжением работы с земли, связанные с прикосновением к проводу, опущенному с опоры вплоть до земли, должны выполняться с использованием электрозащитных средств или с металлической площадки, соединенной для выравнивания потенциалов проводником с этим проводом. Работы с земли без применения электрозащитных средств и металлической площадки допускаются при условии заземления провода в непосредственной близости к каждому месту прикосновения.

По окончании работы на промежуточной опоре заземление с провода на этой опоре может быть снято. В случае возобновления работы на промежуточной опоре, связанной с прикосновением к проводу, провод должен быть вновь заземлен на той же опоре.

На ВЛ под наведенным напряжением перекладку проводов если на отключенной ВЛ, находящейся под наведенным напряжением, не удается снизить напряжение до 25 В, необходимо работать с заземлением проводов только на одной опоре пли на двух смежных. При этом заземлять ВЛ в РУ не допускается.

При необходимости работы в двух и более пролетах ВЛ (цепь) должна быть разделена на электрически не связанные участки посредством разъединения петель на анкерных опорах. На каждом из таких участков у мест установки заземлений может работать лишь одна бригада.

На отключенной цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой можно работать только при условии, что эта цепь подвешена ниже цепей, находящихся под напряжением. Не допускается заменять и регулировать провода отключенной цепи.

При работе на одной отключенной цепи многоценной ВЛ с горизонтальным расположением цепей на стойках должны быть вывешены красные флажки со стороны цепей, оставшихся под напряжением. Флажки вывешивают на высоте 2-3 м от земли производитель работ с членом бригады, имеющим группу III.

При работе с опор на проводах отключенной цепи многоцепной ВЛ, остальные цепи которой находятся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на каждой опоре, на которой ведутся работы.

13.5.5 Пофазный ремонт ВЛ

Не допускается при пофазном ремонте ВЛ заземлять в РУ провод отключенной фазы. Провод должен быть заземлен только на рабочем месте. На ВЛ напряжением 35 кВ и выше при работах на проводе одной фазы или поочередно на проводах каждой фазы допускается заземлять на рабочем месте провод только той фазы, на которой выполняется работа.

При пофазном ремонте для увеличения надежности заземления оно должно быть двойным, состоящим из двух отдельных, установленных параллельно заземлений. Работать на проводе разрешается не далее 20 м от установленного заземления.

При одновременной работе нескольких бригад отключенный провод должен быть разъединен на электрически не связанные участки.

Каждой бригаде следует выделить отдельный участок, на котором устанавливается одно двойное заземление.

При пофазном ремонте ВЛ напряжением 110 кВ и выше для локализации дугового разряда перед установкой или снятием заземления провод должен быть предварительно заземлен с помощью штанги с дугогасящим устройством. Заземляющий провод штанги должен быть заранее присоединен к заземлителю. Эта штанга должна быть снята лишь после установки (или снятия) переносного заземления.

Не допускается при пофазном ремонте на ВЛ с горизонтальным расположением фаз переходить на участки траверсы, поддерживающие провода фаз, находящихся под напряжением.

13.5.6 Расчистка трассы от деревьев

Работы по расчистке трассы ВЛ от деревьев выполняются с учетом требований Правил по охране труда в лесозаготовительном, деревообрабатывающем производствах и при проведении лесохозяйственных работ (ПОТ Р М 001-97).

Работы по расчистке трассы ВЛ от деревьев выполняются по наряду.

До начала валки деревьев рабочее место должно быть расчищено.

Не разрешается влезать на подрубленные и подпиленные деревья.

Во избежание падения деревьев на провода до начала рубки должны быть применены оттяжки.

Не допускается валить деревья без подпила или подруба, а также делать сквозной пропил дерева. Наклоненные деревья следует валить в сторону их наклона, но при угрозе падения деревьев на ВЛ их валка не разрешается до отключения ВЛ.

Не допускается в случае падения дерева на провода приближаться к нему на расстояние менее 8 м до снятия напряжения с ВЛ.

О предстоящем падении сваливаемого дерева пильщики должны предупредить других рабочих. Стоять со стороны падения дерева и с противоположной стороны не разрешается.

Перед валкой гнилых и сухих деревьев необходимо опробовать их прочность, а затем сделать подпил. Не допускается подрубать эти деревья.

Не допускается групповая валка деревьев с предварительным подпиливанием и валка с использованием падения одного дерева на другое. В первую очередь следует сваливать подгнившие и обгоревшие деревья.

13.5.7 Обходы и осмотры

При обходах и осмотрах ВЛ назначать производителя работ не обязательно. Во время осмотра ВЛ не допускается выполнять какие-либо ремонтные и восстановительные работы, а также подниматься на опору и ее конструктивные элементы. Подъем на опору допускается при верховом осмотре ВЛ. Проведение целевого инструктажа обязательно.

В труднопроходимой местности (болота, водные преграды, горы, лесные завалы и т.п.) и в условиях неблагоприятной погоды (дождь, снегопад, сильный мороз и т.п.), а также в темное время суток осмотр ВЛ должны выполнять не менее двух работников, имеющие группу II, один из которых назначается старшим. В остальных случаях осматривать ВЛ может один работник, имеющий группу II.

Не разрешается идти под проводами при осмотре ВЛ в темное время суток.

При поиске повреждений осматривающие ВЛ должны иметь при себе предупреждающие знаки или плакаты.

При проведении обходов должна быть обеспечена связь с диспетчером.

Не разрешается приближаться на расстояние менее 8 м к лежащему на земле проводу ВЛ напряжением выше 1000 В, к находящимся под напряжением железобетонным опорам ВЛ напряжением 6 - 35 кВ при наличии признаков протекания тока замыкания на землю (повреждение изоляторов, прикосновение провода к телу опоры, испарение влаги из почвы, возникновение электрической дуги на стойках и в местах заделки опоры в грунт и др.). В этих случаях вблизи провода или опоры следует организовать охрану для предотвращения приближения к месту замыкания людей и животных, установить по мере возможности предупреждающие знаки или плакаты, сообщить о происшедшем владельцу ВЛ.

13.5.8 Работы на пересечениях и сближениях ВЛ с дорогами

При работах на участках пересечения ВЛ с транспортными магистралями, когда требуется временно приостановить движение транспорта либо на время его движения приостановить работы на ВЛ, работник, выдающий наряд, должен вызвать на место работ представителя службы движения транспортной магистрали. Этот представитель должен обеспечить остановку движения транспорта на необходимое время или предупреждать линейную бригаду о приближающемся транспорте. Для пропуска транспорта провода, мешающие движению, должны быть подняты на безопасную высоту.

При работах на участках пересечения или сближения ВЛ с шоссе и проселочными дорогами для предупреждения водителей транспорта или для остановки, по согласованию с Государственной инспекцией по безопасности дорожного движения МВД России (ГИБДД), его движения производитель работ должен выставить на шоссе или дороге сигнальщиков.

При необходимости должен быть вызван представитель ГИБДД.

Сигнальщики должны находиться на расстоянии 100 м в обе стороны от места пересечения или сближения ВЛ с дорогами и иметь при себе днем красные флажки, а ночью - красные фонари.

14. Релейная защита силового трансформатора

Решение о выборе защиты понижающего трансформатора на подстанции принимается с учётом особенностей её электрической схемы, места в энергосистеме, токов и мощности оборудования, а также вид оперативного тока, применяемого на подстанции.

На трансформаторах номинальной мощностью более 6300кВА устанавливаются следующие виды защит:

1. Защита от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах;

2. Защита от витковых замыканий в обмотках;

3. Защита от токов в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;

4. Защита от токов в обмотках обусловленных перегрузкой;

5. Защита от понижений уровня масла;

Рисунок 14.1. Схема соединений системы электроснабжения

14.1 Расчет токов короткого замыкания

Рисунок 14.2. Схема замещения системы электроснабжения

К3

RЛ4 jХЛ4

К1 К2 К4

jXC RЛ jXЛ jXT RКЛ1 jXКЛ1

Расчет параметров схемы замещения.

Сопротивление системы, Ом:

(14.1)

где: UС - междуфазное напряжение на шинах системы;

SК - мощность короткого замыкания.

Сопротивление воздушной линии электропередачи:

(14.2)

где: х0 -удельное реактивное сопротивление ВЛ;

l -длина ВЛ.

(14.3)

Паспортные данные на силовой трансформатор ТДТН-16000/110 приведены в таблице 3.1. на странице 17.

Сопротивление трансформатора с РПН, отнесенное к регулируемой стороне высокого напряжения:

; (14.5)

где:UKmin% - минимальное напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Sн..тр - номинальная полная мощность трансформатора, МВА;

Umin - минимальное напряжение трансформатора, кВ.

Ом;

; (14.6)

где: UKmах% - максимальное напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Umах - максимальное напряжение трансформатора, кВ.

Ом;

; (14.7)

где: UKср - среднее напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Uср - среднее напряжение трансформатора, кВ.

Ом.

Сопротивление кабельной линии от ГПП до РП1 (КЛ1).

Сопротивления кабелей выбираем исходя из экономической плотности тока.

Максимальная полная мощность кабельной линии, МВА:

; (14.8)

где: Рmax - активная мощность КЛ, МВт;

Экономическое сечение КЛ:

где: jэк - экономическая плотность тока, А/ мм ( определяется в зависимости от Тмах.РП ) по таблице П.8/4/.

Согласно таблице П.10 /4/ выбираем ближайшее большее сечение

Sст=240 мм2:

Сопротивление кабельной линии, Ом:

;

;

Расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Максимально возможный ток короткого замыкания, кА:

; (14.9)

Расчет токов короткого замыкания в точке К2.

Максимально возможный ток короткого замыкания, кА:

; (14.10)

кА;

Минимально возможный ток короткого замыкания, кА:

; (14.11)

кА;

Расчет токов короткого замыкания в точке К3.

Определение коэффициентов трансформации:

; (14.12)

; (14.13)

Приведение сопротивлений ВЛ4 к высокой стороне:

Ом; (14.14)

Ом; (14.15)

Ом; (14.16)

Ом; (14.17)

Эквивалентное сопротивление до точки К3:

Ом; (14.18)

Ом; (14.19)

Находим максимально возможный ток короткого замыкания, кА:

(14.20)

Минимально возможный ток короткого замыкания, кА:

(14.21)

Расчет токов короткого замыкания в точке К4.

Определение коэффициентов трансформации:

; (14.22)

; (14.23)

Приведение сопротивлений КЛ1 к высокой стороне:

Ом; (14.24)

Ом; (14.25)

Ом; (14.26)

Ом; (14.27)

Эквивалентное сопротивление до точки К3:

Ом; (14.28)

Ом; (14.29)

Находим максимально возможный ток короткого замыкания, кА:

(14.30)

Минимально возможный ток короткого замыкания, кА:

(14.31)

Расчет токов двухфазного короткого замыкания.

Токи двухфазного короткого замыкания упрощенно определяем по формуле:

электрический нагрузка трансформатор подстанция

; (14.32)

Токи трехфазных коротких замыканий приведенных к низкому напряжению определяем по формуле:

; (14.33)

; (14.34)

; (14.35)

; (14.36)

Результаты расчетов токов коротких замыканий сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2.Токи коротких замыканий в точках К1, К2, К3, К4

	К1	К2	К3	К4
	min	max	min	max	min	max	min
I(3)К	1,28	0,45	0,26	0,45	0,25	0,41	0,24
I(2)К	1,11	0,39	0,23	0,39	0,22	0,36	0,21
I(3) KСН		1,73	0,63	1,73	0,7	1,57	0,67
I(2) KСН		1,5	0,55	1,5	0,6	1,37	0,58
I(3) KНН		6,06	2,53	6,06	2,4	5,52	2,34
I(2) KНН		5,27	2,2	5,27	2,1	4,8	2,03

14.2 Защита от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах

Для защиты от повреждений в обмотках и на выводах предусматривается продольная дифференциальная защита на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более.

Произведем расчет дифференциальной защиты на реле ДЗТ-11.

Методика расчета взята в /11/.

Определяем первичные токи для трех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности, А:

; (14.37)

А;

А;

А;

Выбираем схемы соединений типы трансформаторов тока, их коэффициенты трансформации и для всех сторон защищаемого трансформатора:

Схемы соединения трансформаторов тока: на высокой и средней стороне - полный треугольник, КСХ=; на низкой стороне - неполная звезда, КСХ=1.

Для стороны 110кВ: трансформатор тока ТВТ-110-1;

; ; (14.38)

Для стороны 35кВ: трансформатор тока ТВТ-35-II;

;

Для стороны 10кВ: =1 трансформатор тока ТЛМ-10-I ;

;

Вторичные токи в плечах защиты, А:

; (14.39)

А;

А;

А;

За основную сторону принимаем сторону высшего напряжения.

Минимальный ток срабатывания защиты с учетом отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора, А:

; (14.40)

А;

Ток срабатывания реле на основной стороне, А:

; (14.41)

А;

Расчетное число витков обмотки НТТ реле для основной стороны:

; (14.42)

где: - магнитодвижущая сила (МДС) НТТ срабатывания реле, принимается равной 100А.

Принимается число витков: 18.

Расчетное число витков обмотки НТТ реле для стороны 35 кВ:

; (14.43)

где: , - токи в плечах дифференциальной защиты для основной и неосновной сторон.

Принимается число витков: 18.

Расчетное число витков обмотки НТТ реле для стороны 10 кВ:

; (14.44)

Принимается число витков: 14.

Результирующий ток в тормозной обмотке, А;

; (14.45)

где: - первичный тормозной ток на сторонах низшего и среднего напряжения при внешнем КЗ на стороне низшего напряжения, приведенного к расчетной стороне, А;

А;

Первичный уточненный ток небаланса с учетом составляющей , А:

; (14.46)

где: I'НБ.расч - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока, А;

I”НБ.расч - составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, А;

- составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для неосновных сторон, А.

; (14.47)

; (14.48)

; (14.49)

где: Iк.макс - периодическая составляющая тока, проходящего через трансформатор при расчетном внешнем КЗ, приведенного к основной стороне, А;

Ка = 1 - коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением апериодических составляющих в токе КЗ;

Кодн = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

= 0,1 - погрешность трансформатора тока;

U - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения и принимаемыми половине регулировочного диапазона устройства РПН, о.е.;

Ірасч ІІрасч - расчетное число витков обмотки НТТ реле для неосновных сторон;

І, ІІ - принятое число витков обмоток НТТ реле неосновных сторон;

Кток1,КтокІІ - коэффициенты токораспределения.

А;

А;

А;

=552+579,6-210,8=920,8 А;

Число витков тормозной обмотки НТТ реле:

; (14.50)

;

Принимается число витков: 9.

Коэффициент чувствительности:

; (14.45)

защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 110, А:

; (14.46)

А;

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 35, А:

; (14.47)

А;

Рабочая обмотка МДС НТТ реле, А;

; (14.48)

А;

Тормозная обмотка МДС НТТ реле, А;

; (14.49)

А;

По характеристике срабатывания реле рабочая МДС срабатывания реле, А:

А;

Коэффициент чувствительности при КЗ с торможением:

; (14.50)

защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

14.3 Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения

Защита выполняется с помощью реле тока типа РТ-40 и минимального реле напряжения типа РН-54.

Ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора, А:

; (14.51)

где: Котс =1,25 - коэффициент, учитывающий ошибку реле, необходимый запас и возможность увеличения тока от регулирования напряжения;

Кв = 0,8 - коэффициент возврата;

А;

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение, кВ:

по условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ

; (14.52)

где: Umin - междуфазное напряжение в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ, принимается 0,85Uном = 93,5 кВ;

Котс = 1,2.

кВ;

Вторичный ток срабатывания реле, А:

; (14.53)

А;

Коэффициент чувствительности по току:

; (14.54)

14.4 Защита от токов, обусловленных короткими внешними замыканиями (МТЗ)

Ток срабатывания защиты, А:

; (14.55)

где: Кзап - коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки;

- значение максимального рабочего тока в месте установки защиты;

А;

Ток срабатывания реле, А:

; (14.56)

А;

Время срабатывания защиты, с:

; (14.57)

с;

Коэффициент чувствительности:

; (14.58)

14.5 Защита от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой

Ток срабатывания защиты от перегрузки, А:

; (14.59)

где: - номинальный ток обмотки трансформатора с учетом регулирования напряжения, на стороне, на которой установлено реле.

А;

Время срабатывания защиты, с:

с;

Защита от перегрузки устанавливается в одной фазе и действует на сигнал.

14.6 Газовая защита

Газовая защита масляного трансформатора реагирует на витковые замыкания, пробои изоляции на корпус и на понижения уровня масла, но не реагирующая на КЗ на выводах трансформатора.

Газовая защита осуществляется газовым реле типа ПГ-22 . Повреждения внутри трансформатора, витковыми и междуфазными замыканиями, сопровождаются выделением газа и понижением уровня масла в трансформаторе. При всех видах повреждения газы, образовавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов, направляются через газовое реле, установленное на трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем, и вытисняют масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в газовом реле понижается, а прикрепленные к ним колбочки с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.

При бурном газообразовании, сопровождающемся течением струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с контактами. Последние, замыкаясь действуют через промежуточные и указательные реле на отключение.

15. Специальная часть. Эксплуатация ВЛ-110 кВ «Тимофеевка»

15.1 Введение

Ольгинский район расположен на востоке Приморского края и простирается неширокой полосой с севера на юг вдоль восточного побережья. Ольгинский район занимает всего лишь 4,5% территории Приморья, однако по разнообразию ландшафтов он может поспорить с куда более крупными регионами. Преобладает сопочный рельеф, прорезаемый долинами основных рек района, на самом юге расположена современная морская терраса, обширная плоская заболоченная равнина.

У района сегодня большие перспективы. В силу своего уникального геополитического положения и отдаленности от центральных областей России, Ольгинский район в экономическом отношении всегда больше тяготел к Азиатско-Тихоокеанскому региону. В районе действуют два порта. После заметного спада резко набирает темпы рыбная отрасль благодаря активной деятельности таких предприятий, как рыболовецкая база «Моряк рыболов».

ВЛ -110 кВ «Тимофеевка» предназначена для электроснабжения южной части Ольгинского района. От ПС «Ольга» 110/10 кВ питаются населенные пункты: п.Фурманово, Горноводное и другие.

Нагрузка по линии: летом- 4 МВт, зимой-9,5 МВт.

В 2008 году произошло 10 аварийных отключений, недоотпуск электроэнергии составил - 120000 кВт•ч, и 5 отключений для планового ремонта ВЛ , недоотпуск электроэнергии составил - 195000 кВт•ч.

ВЛ -110 кВ «Тимофеевка».

Одноцепная, протяженность линии от п. Богополь до п. Ольга составляет 53 км. Выполнена на стальных опорах, изоляция фароровая ПФ и ПФГ в процессе эксплуатации заменяли на стеклянную ПС и ПСГ, в последнее время местами применяют полимерную. Провод АС-120/19. Рельеф трассы местами сложный.

От опоры 139 отходит отпайка на ПС «Ракушка» длиной 10 км. Выполнена на железобетонных и анкерных стальных опорах, изоляция фароровая ПФ и ПФГ в процессе эксплуатации заменяли на стеклянную ПС и ПСГ, в последнее время местами применяют полимерную. Провод АС-120/19. Рельеф трассы также местами сложный.

15.2 Эксплуатация ВЛ

Эксплуатация ВЛ заключается в проведении технического обслуживания и капитального ремонта, направленных на обеспечение их надежной работы.

Техническое обслуживание ВЛ состоит из комплекса мероприятий, направленных на предохранение элементов ВЛ от преждевременного износа.

При техническом обслуживании должны выполняться осмотры, проверки, измерения, отдельные виды работ.

При капитальном ремонте ВЛ должен быть выполнен комплекс мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров ВЛ или отдельных ее элементов. При этом изношенные детали и элементы либо ремонтируются, либо заменяются более прочными и экономичными, улучшающими эксплуатационные характеристики линии.

Устранение неисправностей, а также повреждений непредвиденного характера должно производиться при очередном капитальном ремонте, техническом обслуживании. Повреждения, которые могут привести к аварии, должны устраняться немедленно.

Для обеспечения планирования работ должны составляться годовые и месячные планы и графики технического обслуживания и ремонта ВЛ.

Годовые планы работ по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ составляются службой линий или руководством РЭС на основании многолетних графиков.

Планы материально-технического снабжения должны полностью соответствовать объемам и срокам, предусмотренным планом проведения капитального ремонта.

Объемы работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ определяются на основании результатов измерений, проверок и осмотров.

Для обеспечения нормальной эксплуатации ВЛ и контроля за выполнением работ по техническому обслуживанию и ремонту осуществляется ведение технической документации.

Техническая документация ВЛ - утвержденный проект, паспорт ВЛ, рабочие чертежи и схемы, исполнительная трасса (профиль), журналы монтажа, акты на скрытые работы, протоколы испытаний и измерений, акты измерений и осмотров, акты приемки в эксплуатацию, материалы учета технического обслуживания и ремонта ВЛ - должна храниться в ПЭС.

15.3 Основные неисправности

Нарушения и неисправности на трассах:

наличие на краю просеки отдельных деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ или разрастанием в сторону ВЛ на недопустимые расстояния;

недостаточная ширина просеки по трассе ВЛ; наличие под проводами деревьев и кустарников высотой 4 м и более; выполнение на трассе в охранных зонах различных работ без письменного согласования с предприятием, эксплуатирующим ВЛ;

Неисправности опор и фундаментов:

отсутствие условных обозначений, нумерации опор, предупредительных плакатов: наклон опор вдоль или поперек линии сверх допустимых норм, деформация отдельных частей опоры, отсутствие соосности стоек и подножников у опор с оттяжками;

заглубление фундаментов опор, стоек железобетонных опор или приставок деревянных опор менее предусмотренного проектом;

отсутствие или неправильная установка ригелей, предусмотренных проектом;

неудовлетворительная трамбовка грунта при установке опор;

оседание или вспучивание грунта вокруг фундамента, оседание или выдавливание фундамента;

трещины и повреждения приставок, фундаментов, опор;

коррозия деталей опоры и металлических подножников, дефекты заклепочных и болтовых соединений;

деформация элементов опоры и дефекты сварных швов; неисправности крепления деталей деревянных опор;

отсутствие болтов и гаек, недостаточная длина нарезки болтов, обрыв или ослабление проволочных бандажей, отсутствие шпонок и клиньев, ослабление болтовых соединений, некачественное крепление кронштейнов;

наличие на опорах птичьих гнезд и других посторонних предметов.

Неисправности на проводах, грозозащитых тросах и контактных соединениях: наличие набросов, оборванных или перегоревших проволок, следов, перекрытия, разрегулировка проводов фаз, изменение стрел провеса и расстоянии от проводов ВЛ до земли, до пересекаемых объектов, между фазами до значений, отличных от допустимых; наличие коррозии проводов и тросов;

отсутствие гасителей вибрации, гасителей пляски, предусмотренных проектом ВЛ, или их смещение от места установки;

неисправности в креплениях и соединениях проводов и тросов: образование трещина корпусе зажима или соединителя, отсутствие болтов и шайб, отвинчивание гаек, отсутствие или выползание шплинтов, неправильный монтаж зажимов или соединений, следы перегрева контакта зажима, вытяжка провода из зажима или соединителя, приближение петли к элементам анкерных и угловых опор, значительная изогнутость петли.

Неисправности в подвесках и арматуре:

механические повреждения фарфора или стекла изоляторов (скол части тарелок изолятора, появление трещин); следы перекрытия гирлянд и отдельных изоляторов (повреждение глазури, разрушение фарфора, стекла, следы оплавлений на армировке изоляторов и арматуре гирлянд); наличие дефектных изоляторов; загрязненность изоляторов, вызывающая при сырой погоде сильное коронирование; отклонение изолирующих поддерживающих подвесок от проектного положения сверх допустимого значения; трещины в арматуре, перетирание или деформация отдельных деталей арматуры;

Неисправности заземляющих устройств:

повреждения или обрывы заземляющих спусков на опоре и у земли;

неудовлетворительный контакт в болтовых соединениях грозозащитного троса с заземляющими спусками или телом опоры; неудовлетворительный контакт соединения заземлителя с телом опоры (арматурой железобетонной опоры); превышение сверх допустимого значения сопротивления заземления опоры; отсутствие скоб, прикрепляющих заземляющие спуски к опоре; разрушение коррозией контура заземляющего устройства.

15.4 Осмотры ВЛ

При эксплуатации ВЛ должны производиться их периодические и внеочередные осмотры.

Периодические осмотры производятся в дневное время для подетальной и тщательной проверки состояния всех элементов ВЛ и ее трассы; графики периодических осмотров утверждаются главным инженером ПЭС.

Периодические осмотры производятся: без подъема на опоры, с подъемом на высоту (верховые осмотры), с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах и дистанционных распорках.

Верховые осмотры ВЛ проводятся для выявления неисправностей крепления подвесок, проводов, грозозащитных тросов, верхней части опор, изоляторов и степени их загрязненности, проверки правильности и надежности крепления гасителей вибрации, трубчатых разрядников, для закрепления оттяжек и т.п.

Периодические осмотры отдельных ВЛ инженерно-техническими работниками производятся выборочно с выборочными измерениями изоляции, соединений проводов и тросов. Осмотры ВЛ инженерно-техническими работниками производятся также после окончания капитального ремонта ВЛ.

Внеочередные осмотры производятся для выявления неисправностей на ВЛ, которые могут возникнуть после стихийных явлений или в условиях, которые могут привести к повреждениям ВЛ (сверхрасчетный гололед, ледоход и разливы рек на участках ВЛ в поймах рек, пожары вблизи ВЛ, ураганы, оползни, обвалы, пляска проводов и тросов, туманы и моросящие дожди в зонах загрязнения и т.п.).

Внеочередные осмотры производятся также после автоматического отключения ВЛ действием релейной защиты; по усмотрению руководства они могут быть произведены и после успешного повторного включения ВЛ. Внеочередные осмотры ВЛ после автоматических отключений следует производить с учетом показаний приборов определения мест повреждений и работы релейной защиты.

При выполнении внеочередного осмотра после отключения ВЛ или успешного повторного включения ВЛ основное внимание должно быть обращено на выяснение причины отключения или появления земли и на определение места и объема повреждения.

Внеочередные ночные осмотры производятся для выявления коронирования. При ночных осмотрах загруженных ВЛ могут быть выявлены также неисправные контактные соединения.

15.5. Обследование ВЛ

Работы по техническому перевооружению, реконструкции и модернизации ВЛ должны производиться по результатам обследования технического состояния ВЛ и компонентов ВЛ. При обследовании необходимо получить достаточно точные и надежные данные, пригодные для анализа. Задачей обследований ВЛ является получение количественных показателей о темпах потери механической прочности компонентов ВЛ, не имеющих случайных повреждений и заводских дефектов. На основе этих показателей можно выполнить анализ технического состояния ВЛ на момент проведения обследований и расчетную оценку остаточной прочности компонентов ВЛ. Для надежной оценки потерь прочности элемента ВЛ в период длительной эксплуатации целесообразно проводить обследование двумя или более методами, основанными на разных принципах.

Прогнозирование остаточного ресурса компонентов ВЛ возможно на основе следующих методов: математического моделирования опор ВЛ, проводов и грозозащитных тросов; лабораторных испытаний демонтированных с ВЛ образцов компонентов (проводов, грозозащитных тросов, изоляторов и линейной арматуры); статистической оценки и потоков отказов отдельных компонентов.

Для оценки надежности ВЛ в зависимости от срока ее службы используется понятие о потоке отказов (число отказов на 100 км линии в год). Характерная зависимость параметра потока отказов от времени эксплуатации ВЛ в общем виде позволяет условно выделить четыре основных периода эксплуатации: приработка ВЛ, когда устраняются дефекты оборудования и монтажа и поток отказов снижается; нарастание потока отказов и стабилизация на среднем уровне; вхождение в режим нормальной эксплуатации; эксплуатация в режиме прогрессирующего старения.

Формы зависимости потока отказов от времени для ВЛ различной конструкции могут иметь несколько отличные конфигурации (рисунке 15.1).

Рисунок 15.1. Зависимость параметра потока отказов ВЛ отдельных видов ? от срока службы t.

В начале работ по обследованию элементов ВЛ первичными документами является техническая документация: утвержденный проект ВЛ;

паспорт ВЛ; рабочие чертежи, схемы; исполнительная трасса (профиль);

журналы монтажа; акты на скрытые работы; протоколы испытаний и измерений; акты измерений и осмотров; акты приемки в эксплуатацию;

материалы технического обслуживания и ремонта ВЛ.

Наряду с изучением эксплуатационной и проектной документации, находящейся на предприятиях электрических сетей, необходимо подобрать основную нормативную документацию, действовавшую в период проектирования и строительства ВЛ:

Правила устройства электроустановок;

Государственные стандарты на материалы и комплектующие;

Строительные нормы и правила (СНиП);

Нормы технологического проектирования и др.

По результатам изучения технической документации по ВЛ целесообразно выделить участки трассы с однородными:

климатическими условиями;

показателями загрязненности атмосферы;

типами применяемых опор и фундаментов;

марками используемых проводов и грозозащитных тросов;

характерными повреждениями компонентов ВЛ за период эксплуатации.

Предварительно намечаются выборки компонентов ВЛ, по которым будут проводиться полевые обследования. Намечаются места и объемы выборок образцов проводов, грозозащитных тросов, изоляторов и линейной арматуры, фрагментов ранее разрушившихся опор, которые предназначены для проведения лабораторных исследований.

При проведении полевых обследований для документирования результатов следует применять фотографирование объектов и отдельных фрагментов с применением оптических или цифровых фотокамер, желательно с индикацией даты и времени фотосъемок. Это позволяет в три-пять раз сократить время, необходимое для полного осмотра опоры ВЛ и её узлов и регистрации состояния всех элементов.

Современные цифровые камеры позволяют оптически приблизить (увеличить объект) в 3-4 раза, а затем при лабораторной обработке еще больше детализировать снимки. В итоге могут быть выявлены такие детали, которые невозможно определить при визуальном осмотре обследуемого объекта.

В качестве средств приборного обеспечения полевых обследований целесообразно использовать:

измерительные средства универсального назначения (линейки, штангенциркули,

микрометры, глубиномеры и др.);

толщиномеры остаточной толщины стальных профилей;

толщиномеры покрытий;

толщиномеры остаточных сечений стальных тросов и проводов ВЛ;

измерители расстояний от земли до проводов (тросов);

специальные средства для измерения остаточной прочности (твердости) бетона.

Стальные опоры:

Снижение прочности стальных опор оценивается по коррозионному износу, определяемому как уменьшение толщины стальных элементов, из которых выполнена ферменная конструкция опоры.
Измерения коррозионных потерь стальных опор и других компонентов ВЛ целесообразно проводить выборочно. Объемы выборки определяются с использованием теории вероятности и математической статистики. Объем выборки при проведении обследований стальных опор должен составлять от 5 до 10% от количества опор данного типа, примененных на ВЛ. При этом следует учесть степень агрессивности атмосферы вдоль трассы ВЛ и выделить, если это возможно, участки ВЛ, на которых следует ожидать повышенные коррозионные потери стальных конструкций опор.

На первом этапе по профилям и плану ВЛ следует составить план обследований с выездом на трассу. По результатам первых обследований следует обработать величины измеренных коррозионных потерь стальных конструкций, определить характер коррозии. При стабильных результатах скорости коррозионных процессов общей коррозии на опорах вдоль трассы ВЛ объем выборки может быть принят по нижней границе (5% от общего числа опор). При выявлении существенных различий по глубине коррозии на разных участках ВЛ высотах опор и др., программу исследований необходимо скорректировать по величине выборки и уточнить расположение опор, подлежащих обследованию.

Фундаменты опор:

Наиболее распространенной конструкцией фундаментов для металлических опор ВЛ, как промежуточных, так и анкерно-угловых, являются грибообразные фундаменты.

Грибообразные железобетонные фундаменты изготовляются на заводе и доставляются обычно автотранспортом на трассу строящейся ВЛ. Такие фундаменты устанавливаются в котлованы и засыпаются землей так, что наверху остается выступающая часть высотой 0,5-0,8 м, к которой крепится стойка опоры. При этом около 90% объема фундамента остается в земле на весь период эксплуатации ВЛ.

Практика показала, что эрозионным и механическим повреждениям в большей степени подвергается часть фундамента, выступающая над землей. Повреждения фундаментов в виде сколов и трещин связаны с воздействием влаги и температурными изменениями в переходные осенне-зимний и зимне-весенний периоды, а также со случайными механическими повреждениями при монтаже опор.

Такие повреждения выявляются при обследовании ВЛ.

Необходимо отметить, что полное визуальное обследование эксплуатируемых фундаментов весьма затруднено. Случаи, когда производится откопка фундаментов, редки. Однако при тщательных обследованиях удается организовать откапывание фундамента на глубину до 1 метра.

Износ монолитных железобетонных фундаментов связан, как правило, с плохим качеством бетона, низкой его плотностью. В этом случае влага проникает сквозь бетон к стальной арматуре. Коррозионные процессы в стальной арматуре протекают с образованием окислов железа, т.е. ржавчины, объем которой в несколько раз превышает объем коррозировавшей стали, что приводит к разрыву бетона с образованием трещин.

Оценка технического состояния стальных опор проводится на основе анализа технического состояния деталей стальных опор. По результатам измерений определяется среднее значение толщины стенки элемента X-- и среднее квадратичное отклонение sх. Расчетная толщина стенки элемента Хр с обеспеченностью 0,95 определяется по формуле:

; (15.1)

Начальную толщину стенки элемента ХО рекомендуется определять на участке элемента, где сохранилось первоначальное защитное покрытие, производя замеры по приведенной выше методике. При этом XО с обеспеченностью 0,95 определяется по формуле:

; (15.2)

а величина коррозионного износа ат определяется по формуле:

; (15.3)

При расчетах прочности опоры, проводимых по специальным компьютерным программам, учитываются показатели коррозионного износа, полученные на основе прямых измерений. Расчеты позволяют оценить вероятность разрушения опор длительно эксплуатируемых ВЛ и определить срок их дальнейшей эксплуатации. С этой целью рассчитывается прогнозируемый коррозионный износ атn за планируемый срок эксплуатации ВЛ по формуле:

; (15.4)

где: Т - для незащищенных конструкций - промежуток времени от начала строительства, а для конструкций, имеющих защитные покрытия на момент строительства, - промежуток времени от разрушения защитных покрытий до рассматриваемого срока эксплуатации ВЛ;

М - средняя величина коррозионных потерь, приведенная к первому году эксплуатации, мкм;

n - эмпирический безразмерный коэффициент, принимаемый равным 0,6 для слабоагрессивной среды, 0,8 для среднеагрессивной среды и 1,0 для условий агрессивной среды.

Для условий агрессивной среды формула принимает вид:

; (15.5)

т.е. проявляется линейная зависимость коррозионных потерь металлоконструкций от срока их эксплуатации.

Железобетонные опоры:

Методика распространяется в основном на промежуточные опоры, созданные на основе конических или цилиндрических железобетонных стоек, изготовленных методом центрифугирования. Обследование коррозионных потерь стальных металлических деталей железобетонных опор следует проводить способами, описанными выше.

Обследование железобетонных стоек опор должно производиться по выборке, которую необходимо определить по результатам пробного обследования не менее 3% опор, установленных на ВЛ. Пробные обследования выявляют железобетонные стойки опор, имеющие продольные, поперечные трещины или и те и другие. При этом важно убедиться, что эти трещины возникли в период эксплуатации ВЛ.

Железобетонные опоры, на которых выявлены заводские дефекты или дефекты монтажа, должны регистрироваться в материалах обследований отдельно.

В качестве основного метода регистрации и документирования дефектов железобетонных опор в виде местных повреждений, поперечных и продольных трещин железобетонных стоек следует использовать съемки цифровой фотокамерой. При этом рядом с обследуемой железобетонной стойкой целесообразно устанавливать рейку от теодолита с мерными делениями. Это позволит определять размеры дефектов опор при компьютерной обработке изображений. Наряду с инвентаризацией железобетонных стоек опор с их характерными дефектами необходимо проверить механические характеристики бетона. Информация по результатам обследования стоек железобетонных опор сводится в таблицу. Оценивается количество опор с трещинами из числа обследованной выборки. По результатам этого анализа принимается решение при необходимости об обследовании железобетонных опор по дополнительной выборке для получения надежной информации о состоянии железобетонных опор.

Анализ материалов по аварийности ВЛ, свидетельствует об устойчивой тенденции ее роста. Основными причинами аварийных отключений ВЛ явились воздействия экстремальных природно-климатических факторов, недостатки эксплуатации и ремонта, механические повреждения и ошибки и дефекты проектирования и монтажа. Наибольшая доля аварийных отключений ВЛ связана с повреждением, в конечном итоге, проводов и грозозащитных тросов, изоляторов и опор. Проблема эксплуатации ВЛ с грозотросом усугубляется из-за подверженных гололедообразованию и значительным ветровым нагрузкам.

Резкий рост аварийных отключений ВЛ наблюдается, как правило, в весенне-летний период из-за перекрытий воздушных изоляционных промежутков между проводами и древесно-кустарниковой растительностью, нередко приводящих к серьезным технологическим нарушениям системного характера с обесточением больших групп потребителей.

Не снижается количество аварийных отключений ВЛ, обусловленных проявлениями вандализма. Наиболее частыми причинами являются воздействия на элементы ВЛ при производстве в охранной зоне линий лесозаготовительных работ, растущий с каждым годом демонтаж (хищение) элементов ВЛ, расстрел гирлянд изоляторов, нарушение изоляционных габаритов и несанкционированное производство земляных работ, набросы на провода.

В целом проблемы эксплуатации и контроля состояния воздушных линий электропередачи могут быть сформулированы в виде трех основных направлений:

1. Отсутствие системного подхода в организации обслуживания, контроля и оценки состояния, планирования и производства ремонтов ВЛ.

2. Отсутствие четкой системы подготовки и ведения полной и качественной базы данных по ремонтно-эксплуатационной и нормативно-технической документации.

3. Недостаточность уровня подготовки линейного и инженерно-технического персонала электросетевых предприятий для решения фактических задач эксплуатации ВЛ.

15.6 Отыскание повреждений

Для отыскания мест повреждений на ВЛ существуют приборы и методы, основанные на измерении времени распространения электрических импульсов по линии и на измерении параметров аварийного режима. Фиксация этих параметров производится фиксирующими измерительными приборами (ФИП) во время возникновения КЗ. Недостатком этих приборов является их невысокая точность: погрешность доходит до 5?10%. Использование ФИП позволяет сократить трудозатраты на отыскание мест повреждений на длинных линиях в 5?10 раз.

На ПС «Ольга» дополнительно к ФИП установлен Фиксатор повреждений микропроцессорный - ФПМ-01. Прибор предназначен для непосредственного определения расстояния до места двух и трехфазных коротких замыканий (КЗ) на ВЛ. Устройство фиксирует вид КЗ, расстояние до КЗ в км, дату и время возникновения аварии, длительность и ток КЗ, токи и напряжения прямой и обратной последовательности, длительность первого цикла АПВ. В процессе эксплуатации прибор показал неплохие результаты по определению места повреждения с достаточно высокой точностью. Недостатком прибора является то, что в случае несрабатывания прибора приходится определять место повреждения по ФИПу. В этом случае затягивается отыскание повреждения т.к. приходится довольно долго обходить линию.

Предлагается в дополнение к ФИП и ФПМ-01 дополнительно установить прибор ИМФ-3Р. Индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-3Р предназначен для непосредственного определения расстояния до места короткого замыкания на воздушных линиях электропередач напряжением 110, 220 кВ и выше.

Устройство ИМФ-3Р фиксирует вид КЗ, расстояние до КЗ в километрах, дату и время возникновения аварии, длительность и ток короткого замыкания, токи и напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей, а также позволяет снять векторную диаграмму нагрузочного и аварийного режимов. Устройство ИМФ-3Р обеспечивает два режима работы: селективный и неселективный.

Устройство ИМФ-3Р имеет тестовый режим для ввода в эксплуатацию без дополнительных приборов, память на 9 аварийных ситуаций, в которой сохраняются все параметры последних девяти КЗ, включая цифровые осциллограммы аналоговых сигналов в течение времени существования аварийной ситуации, но не более 4-х секунд. Максимальное индицируемое на индикаторе расстояние составляет 999,9 км.

В устройстве применен жидкокристаллический индикатор с подсветкой, позволяющий отображать две строки по 16 символов и клавиатура из 5-ти кнопок.

Устройство ИМФ-3Р имеет дискретный вход для внешнего запуска, а также контактный выход, замыкающийся при запуске устройства. Этот выход можно использовать для запуска других устройств.

Устройство ИМФ-3Р оснащено развитой внутренней самодиагностикой, тестовым режимом измерения входных токов и напряжений, а также встроенными часами. Ход часов и зафиксированные данные в памяти сохраняются при пропадании оперативного питания на время до нескольких лет.

Устройство ИМФ-3Р оснащено интерфейсом линии связи для подключения нескольких устройств к одному компьютеру. Это позволяет дистанционно задавать уставки, выполнять “пробный пуск” и считывать данные об авариях с последующей их обработкой на компьютере. Дополнительно можно с помощью компьютера получить осциллограмму входных величин в течение времени до 4 с.

15.7 Устранение повреждений

Аварийно-восстановительные работы на ВЛ должны производиться в неплановом порядке. Объем работ по ликвидации аварийных повреждении следует определять на основе данных о характере, объеме и места повреждения.

В РЭС разработаны организационно-технические мероприятия по сокращению продолжительности аварийных простоев ВЛ и быстрейшему вводу их в работу, в частности, проведено обучение персонала методам и технологии производства восстановительных работ (противоаварийные тренировки), подготовлены материалы и оборудование, транспортные средства, намечены маршруты скорейшей доставки бригад к месту работ, отлажена четкая связь между диспетчером и руководителями работ, производителями работ и бригадами.

Анализ повреждений на линиях 110 кВ показывает, что 80% аварийных отключений приходится на однофазные замыкания и обрыв одной фазы ВЛ.

Для сокращения продолжительности обесточения ВЛ и аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям предлагается:

а) переходить на работу ВЛ 110 кВ двумя фазами с отключением поврежденной фазы (неполнофазный режим работы ВЛ);

б) производить пофазный ремонт ВЛ, т.е. выполнять работы на отключенной фазе при передаче мощности по двум другим фазам.

Для перевода ВЛ на работу двумя фазами должно быть обеспечено пофазное управление разъединителем на питающей стороне и разъединителем на приемной стороне. Отключение поврежденной фазы разъединителем с приемной стороны осуществляется на полностью обесточенной ВЛ.

При отключении ВЛ-110 кВ «Тимофеевка» действием защит от однофазного короткого замыкания она переводится в режим две фазы-земля.

Работа ВЛ-110 кВ «Тимофеевка» в режиме две фазы-земля обеспечивается подачей напряжения с ПС «К» до ПС «Тимофеевка» по двум неповрежденным фазам, с включением нейтралей 110 кВ трансформаторов которые в нормальном режиме отключены на ПС «К» и ПС «Тимофеевка».

Определение фазы на которой произошло однофазное короткое замыкание и расстояние до точки короткого замыкания определяется по приборам ФПМ-01, ИМФ-3Р и указательным реле на ПС «К».

Определение фазы на которой произошел разрыв фазы по ВЛ определяется по показаниям киловольтметров на 1 и 2С-10 кВ ПС «Тимофеевка» .

Предельная мощность, согласно /12/ которая может быть передана по двум фазам ВЛ, должна быть определена расчетом и испытанием по условиям асимметрии токов в генераторах.

Перед переводом ВЛ-110 кВ «К-Тимофеевка-Ольга» в режим две фазы-земля необходимо проверить возможность перевода по нагрузке которая должна составлять: ПС «Тимофеевка» не более 3,5 МВт. ПС «Ракушка» не более 5,7 МВт.

Суммарная нагрузка не должна превышать 9,2 МВт. При превышении суммарной нагрузки выше разрешенной необходимо произвести отключение нагрузки на величину превышения, фидерами входящими в график отключения мощности при дефиците мощности в энергосистеме.

16. Экономическая часть

В экономической части диплома произведен расчет сметной стоимости на приобретение оборудования для реконструкции ПС, определен баланс рабочего времени, численности эксплуатационного и ремонтного персонала, произведен расчет фонда заработной платы, стоимости материалов и в конечном итоге суммарные издержки.

16.1 Расчёт сметы на приобретение и монтаж нового оборудования

Стоимость оборудования, необходимого для реконструкции ПС, определена согласно прайс-листам одного из поставщиков электрооборудования ООО «Компонент Электроникс». Стоимость оборудования приведена в таблице 16.1.

Таблица 16.1. Прейскурант на оборудование, для реконструкции ПС

№ пп	Характеристика оборудования	Единица измерения	Стоимость оборудования, руб./ед.
	Наименование оборудования	Обозначение
1.	ОРУ-110 кВ
1.1.	Выключатель	ВГБ-110/25/1250 У1	шт.	1812000,00
1.2.	Разъединитель	РДЗ -110/1000УХЛ1	шт.	99000,00
1.3.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110 / 146 - 10 (II)	шт.	186000,00
1.4.	Трансформатор напряжения	НКФ -110-83У1,	шт.	163000,00
2.	ОРУ-35 кВ
2.1.	Выключатель	ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1	шт.	1450000,00
2.2.	Разъединитель	РДЗ -35/1000УХЛ1	шт.	79000,00
2.3.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.	шт.	63000,00
2.4.	Трансформатор напряжения	НАМИ -35-УХЛ1	шт.	39000,00
3.	ЗРУ-10 кВ
3.1.	Ячейки	ВВЭ-М-10-20/630	шт.	217000,00
3.2.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 10 (II) УХЛ1	шт.
3.3.	Трансформатор собственных нужд	ТМ-250	шт.	266000,00
3.4.	Трансформатор напряжения	НАМИ-10 - УХЛ2	шт.	35000,00

При расчёте стоимости монтажных работ использовались нормы трудозатрат по ФЕРм (Федеральным единичным расценкам на монтаж оборудования), утвержденные Государственным комитетом Российской Федерации по строительству, предназначенные для определения прямых затрат в сметной стоимости работ по монтажу электротехнических установок.

Данный сборник содержит расценки на электромонтажные работы при строительстве новых, расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих предприятий, зданий и сооружений. В расценках учтены затраты на выполнение полного комплекса электромонтажных работ, определённого в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), СНиП 3.05.06-85, соответствующих технических условий и инструкций.

В состав прямых затрат включены:

-расходы на оплату монтажников;

-расходы на оплату труда рабочих, управляющих машиной (эксплуатация оборудования);

-расходы на материалы.

Оплата труда рабочих-монтажников принята с учётом разрядности работ при ставке рабочего-монтажника четвёртого и разряда в размере базовой ставки 9,62 рубля за 1 чел. - ч. В качестве учёта местных условий производства электромонтажных работ дополнительный коэффициент на заработную плату равен:

Кзп =(Край * Кут * Крв * Квл) * Id,

где; Кзп - коэффициент, учитывающий местные условия труда;

Край - районный коэффициент (20%) и надбавки (50%);

Кут - коэффициент, учитывающий условия труда;

Крв - коэффициент, учитывающий работу на высоте;

Квл - коэффициент, учитывающий выслугу лет;

Кdon - коэффициент, учитывающий дополнительные выплаты( премии, компенсации);

Iд - индекс дефлятор, учитывающий повышение заработной платы с учётом темпов роста инфляции, за период с 2002 по 2010г.

Кзп=1.7*1.3*1.1*1.3*1.18=4.1

Средние сметные цены на материалы, изделия и конструкции, приведены ФЕРм по базовому району (Приморский край) по состоянию на 2004г. При расчёте суммы материалов на реконструкцию ПС применён коэффициент, учитывающий дополнительные транспортные расходы и рост цен за период равный 1.416

Расчёт прямых затрат на монтаж оборудования приведен в табл. 16.2.

Таблица 16.2. Затраты на монтаж оборудования при реконструкции ПС

Шифр расценок по ФЕРм	Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных работ	Прямые затраты,руб. руб.	Оплата труда рабочих - монтажников	Эксплуатация машин	Материалы
			Трудо- затраты, чел.час	Сумма, Руб.	Всего	Оплата труда рабочих, управляющих машиной
						Трудозатраты, чел.час	Сумма, руб.
Трансформаторы напряжения
08-01-007-2	110 кВ	3040,74	24,7	975,23	1315,67	8,6	341,49	749,84
08-01-007-1	35 кВ	2152,89	19,4	765,97	769,50	4,5	176,01	617,42
	10 кВ
Ограничители Перенапряжений
08-01-015-10		1731,78	14,1	556,71	858,64	5,9	233,29	316,43
Выключатель
08-01-009-4	110 кВ	21541,23	316	12476,63	8442,07	43,2	1703,88	622,53
08-01-009-1	35 кВ	3672,75	50,5	1993,89	1445,74	6,6	261,83	233,12
Разъединители
08-01-011-6	110 кВ	4364,11	48,9	1930,72	1872,20	15,7	617,95	561,19
08-01-011-2	35 кВ	2397,25	31,4	1239,77	791,31	4,5	177,12	366,18
08-01-085-1	Шкаф с выключателем напряжения 6-10 кВ на ток до 3200А	6558,04	32,8	1295,04	5068,18	26,2	1032,67	194,81

Смета на монтаж и приобретение оборудования составлена в табличной форме с указанием всего электрооборудования ПС, с учётом работ по монтажу нового оборудования. Локальная смета на реконструкцию ПС приведена в табл.16.3.

Таблица 16.3. Локальная смета на реконструкцию ПС.

№ пп	Характеристика оборудования	Единица измерения	Стоимость единицы обслуживания, руб
			Стоимость оборудования	Прямые затраты
	Наименование	Обозначение			Всего	Монтаж	Эксплуатация	Материалы
1.	ОРУ-110 кВ
1.1.	Выключатель	ВГБ-110/25/1250У1	шт.	1812000,00	21541,23	12476,63	8442,07	622,53
1.2.	Разъеденитель	РДЗ-110/1000УХЛ1	шт.	99000,00	4364,11	1930,72	1872,20	561,19
1.3.	Трансформатор напряжения	НКФ -110-83У1,	шт.	163000,00	3040,74	975,23	1315,67	749,84
1.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110 / 146 - 10 (II)	шт.	186000,00	1731,78	556,71	858,64	316,43
2.	ОРУ-35 кВ
2.1.	Выключатель	ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1	шт.	1450000,00	3672,75	1993,89	1445,74	233,12
2.2.	Разъеденитель	РДЗ -35/1000УХЛ1	шт.	79000,00	2397,25	1239,77	791,31	366,18
2.3.	Трансформатор напряжения	НАМИ -35-УХЛ1	шт.	39000,00	2152,89	765,97	769,50	617,42
2.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.	шт.	63000,00	1731,78	556,71	858,64	316,43
3.	ЗРУ-10 кВ
3.1.	Ячейки	ВВЭ-М-10-20/630	шт.	217000,00	6558,04	1295,04	5068,18	194,81
3.2.	Трансформатор собственных нужд	ТМ-250	шт.	266000,00	3101,56	994,73	1341,98	764,84

Продолжение табл.16.3.

№ пп	Характеристика оборудования	Ед. изм.	Стоимость единицы обслуживания, руб
			Количество	Стоимость оборудования	Прямые затраты
	Наименование	Обозначение				Всего	Монтаж	Эксплуатация	Материалы
1.	ОРУ-110 кВ
1.1.	Выключатель	ВГБ-110/25/1250У1	шт.	4	7 248 000,00	86 164,92	49 906,52	33 768,28	2 490,12
1.2.	Разъденитель	РДЗ-110/1000УХЛ1	шт.	12	1 188 000,00	52 369,32	23 168,64	22 466,40	6 734,28
1.3.	Трансформатор напряжения	НКФ -110-83У1,	шт.	2	326 000,00	6 081,48	1 950,46	2 631,34	1 499,68
1.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 110 / 146 - 10 (II)	шт.	2	372 000,00	3 463,56	1 113,42	1 717,28	632,86
2.	ОРУ-35 кВ
2.1.	Выключатель	ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1	шт.	3	4 350 000,00	11 018,25	5 981,67	4 337,22	699,36
2.2.	Разъеденитель	РДЗ -35/1000УХЛ1	шт.	8	632 000,00	19 178,00	9 918,16	6 330,48	2 929,44
2.3.	Трансформатор напряжения	НАМИ -35-УХЛ1	шт.	2	78 000,00	4 305,78	1 531,94	1 539,00	1 234,84
2.4.	Ограничитель перенапряжения	ОПН - 35/42 -10(I) УХЛ1.	шт.	2	126 000,00	3 463,56	1 113,42	1 717,28	632,86
3.	ЗРУ-10 кВ
3.1.	Ячейки	ВВЭ-М-10-20/630	шт.	24	5 208 000,00	157 392,96	31 080,96	121 636,32	4 675,44
3.2.	Трансформатор собственных нужд	ТМ-250	шт.	2	532 000,00	6 203,12	1 989,46	2 683,96	1 493,68
Итого по локальной смете		61	20 060 000,00	349 640,95	127 754,65	198 827,56	23 022,56

16.2 Расчёт накладных расходов

Смета накладных расходов состоит из следующих частей:

- амортизация оборудования;

- расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала;

- содержание оборудования.

16.2.1 Расчёт расходов на амортизацию оборудования

Основные фонды участвуют в производственном процессе длительное время и постепенно изнашиваются, как физически, так и морально. Амортизация - это метод включения по частям стоимости ОФ в течение срока их службы в затраты на производимую продукцию. Отчисления, предназначенные для возмещения изношенных частей ОФ, называются амортизационными отчислениями. Амортизируемой стоимостью объекта основных средств является первоначальная стоимость оборудования. Годовая норма амортизации рассчитана исходя из срока полезного использования объекта.

Амортизационные расходы определены по формуле:

Am=Sоб * Na (16.1.)

Где: Am - сумма амортизационных отчислений оборудования, руб/год;

Sоб - первоначальная стоимость оборудования, руб.;

Na - норма амортизационных отчислений на оборудование, %.

Первоначальная стоимость оборудования ПС равна:

Sоб = (Sоб(л) + Sмр), (16.2.)

Где: Sоб(л) - стоимость приобретаемого оборудования по локальной смете, руб.;

Sмр - стоимость монтажных работ по локальной смете, руб.

, (16.3.)

Где: Cn - срок полезного использования оборудования, лет

Sоб = 20 060 000,00 + 349 640,95 = 20 409 640,95 руб.

Полезный срок использования электрооборудования составляет в среднем 12 лет, таким образом годовая норма амортизационных отчислений составила:

Am = 20 409 640,95 * 8,3% = 1 694 000,20 руб.

Стоимость оборудования, подлежащего замене в ходе реконструкции 5 516 119,17., сумма амортизации по которому составила:

Am = 5 516 119,17 * 8,3% = 457 837,89 руб.

Таким образом, в результате замены старого оборудования сумма амортизационных отчислений по данной группе основных фондов составила:

Am = 1 694 000,20 - 457 837,89 = 1 236 162,31руб.

16.2.2 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности (ЕРС) по электрохозяйству подстанции, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства подстанции. Эти расчеты сводим в таблицу 16.4.

Таблица 16.4. Расчет ЕРС

U, кВ	Наименование оборудования	Ед. Изм.	Кол-во	ЕРС на ед.	Сумм. ЕРС	Кол-во ремонтов	Трудоемкость
						Текущ.	Сред.	Текущ.	Сред.	Сумм.
110	Силовой тр-р. ТДТН 16000/110 Выключатель ВГБ-110-25 Разъединитель Трансформатор напряжения ОПН	шт. шт. шт. шт. шт.	2 7 12 2 2	188 19,8 2 11,9 2	376 138,6 24 23,8 4	1,67 1,67 1,67 1,67 1,67		3140 1157,3 200 198,7 33,4
35	Выключатель ВГБЭ-35-12,5 Разъединитель Трансформатор напряжения ОПН	шт. шт. шт. шт.	3 10 1 2	17,6 2 11,1 2	52,8 20 11,1 4	1,67 1,67 1,67 1,67		440,8 167 18,5 33,4
10	Ячейка ввода Ячейка секционн. Ячейка фидера Ячейка ТСН Ячейка ТН Разъединитель Шины	шт. шт. шт. шт. шт. шт. шт.	4 2 22 2 4 36 2	11 11 10 15 8,5 2 9	44 22 220 30 34 72 18	1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67 1,67		367,4 183,7 1837 250,5 284 601,2 150,3
	Заземляющий контур	м.	3108	1/100	31,08	1,67		260
	ОПУ		1	3	3	1,2	4,8	18	17,2	21,6
	Итого				1128,4			9341,2

Количество эксплуатационного персонала, занятого обслуживанием электротехнического оборудования, определяется из выражения:

; (16.4)

где: К - норма обслуживания в ЕРС на одного рабочего, К=800

?ЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности, согласно таблице 16.1

;

Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

; (16.5)

где: nСМ - число смен (nСМ=2).

;

Трудоемкость текущего ремонта:

; (16.6)

Списочная численность эксплуатационного персонала:

; (16.7)

где: КИ - коэффициент использования рабочего времени, принимаем согласно таблице 16.4

;

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:

; (16.8)

где: ФД - действительный фонд рабочего времени, принимаем согласно таблице 16.4;

КВН - коэффициент выполнения нормы, планируемой для данной категории рабочих на подстанции, КВН=1,1;

16.2.3 Расчет годового фонда заработной платы рабочих и инженерно-технических работников

Основная заработная плата рабочих эксплуатационников и ремонтников определяется:

; (16.9)

где: Оклад =3,5 тыс.руб. для эксплуатационников;

Оклад =3,3 тыс.руб. для ремонтников;

?- коэффициент удаленности, для Дальнего Востока ?=1,6;

апр- коэффициент, учитывающий премию апр=1,65;

;

;

Дополнительная заработная плата составляет:

;

;

Заработная плата ИТР определяется:

; (16.10)

где: RИТР- численность ИТР, RИТР=2;

?ДОП - коэффициент, учитывающий дополнительную заработную плату;

?Окi - должностной оклад по штатному расписанию i-го руководителя, специалиста и служащего подстанции, тыс.руб. принимаем по таблице 16.5;

Таблица 16.5 Структура руководителя, специалиста и служащего подстанции

№	Должность	Количество	Должностной оклад
1	Главный инженер	1	5,5
2	Мастер	1	4,3

16.2.4 Отчисления на социальные нужды

Величина отчислений на социальные нужды определяется:

; (16.11)

где: ?СН - единый социальный налог, ?СН=26% ;

ГФЗП - годовой фонд заработной платы, тыс.руб.

тыс.руб.;

16.2.5 Отчисления в ремонтный фонд

; (16.12)

где: НРЕМ - норма отчислений в ремонтный фонд, НРЕН=3%;

16.2.6 Прочие затраты

; (16.13)

где: ?ПР - доля прочих затрат от суммарных затрат на заработную плату, амортизационные отчисления и материалы, ?ПР =0,25;

16.2.7 Суммарные ежегодные издержки

Таблица 16.6. Сводная таблица по затратам

№	Наименование	Иi, тыс.руб.	Доля затрат, %
1		1018,5	24,7
2		1048,5	25,4
3		387,3	9,4
4		451,8	11
5		611	14,8
6		608,7	14,7
	Итого:	4125,7	100

16.2.8 Расчёт расходов на содержание оборудования

Расходы на содержание оборудования определены по формуле:

Зоб = Зхн + Зсн (16.14)

Где: Зхн - стоимость материалов, хозинвентаря, используемых для хозяйственных нужд, руб.

Зсн - стоимость электроэнергии, теплоэнергии, воды на собственные нужды ПС, руб.

Согласно данным текущего учёта среднегодовой размер расходов на хозяйственные нужды составил 1,5%, а расходов на содержание оборудования 2,5% от стоимости ОПФ

Зхн = 20 409 640,95 * 1,5% = 306 144,62 руб.

Зсн = 20 409 640,95 * 2,5% = 510 241 руб.

Зоб = 306 144,62 + 510 241 = 816385,62 руб.

Расходы на ремонт оборудования ПС за 2010 год составили

21 367 252 руб., при реконструкции и замене изношенного оборудования планируется снизить эту величину на 30%. Затраты на ремонт составили:

21 367 252 - (21 367 252 * 30%) = 14 957 076,4 руб.

Таким образом, размер полученной экономии при проведении ремонтных работ составил:

21 367 252 - 14 957 076,4 = 6 410175,6 руб.

Расчёт полученной экономии от реконструкции ПС приведён в табл.16.7.

Таблица 16.7. Размер экономии от реконструкции ПС, руб.

Наименование	До реконструкции	После реконструкции
Амортизация оборудования	457 837,89	1 236 162,31
Заработная плата	1 018 500	1 018 500
Отчисления на социальные нужды	1 048 500	1 048 500
Затраты на ремонт	21 367 252	14 957 076,4
Содержание оборудования	362 400	816 385,62
Прочие расходы	608 700	608 700
Итого затрат	24 863 189,89	19 685 324,33
Размер полученной экономии		5 177 865,56

16.3 Эффективность реконструкции ПС

Эффективность реконструкции ПС заключается не только в получении экономии за счёт снижения расходов на содержание, эксплуатацию и ремонт оборудования, но и в снижении ущерба от перерыва электроснабжения т.е. от понижения качества электроэнергии - отключения напряжения и частоты, нарушение симметрии напряжения связанное с ухудшением работы оборудования.

Унд = уо *Wнд,, (16.15)

где; у0 -удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/кВт-ч из расчёта тарифа равного уо=0,8руб/кВт-ч

Wнд - энергия недоотпущенная в год из-за отключений потребителей.

, (16.16)

Wгод - энергия потребляемая потребителем за год кВт ч;

T - время простоя связнное с отключением или ремонтом оборудования;

Т(стар) - время простоя при эксплутации старого оборудования;

Т(нов) - время простоя при эксплутации нового оборудования.

Т(стар) = 110кВ + 35кВ + 10кВ = 98 + 47 + 15 =160, ч.

Т(нов) = 110 кВ + 35 кВ + 10 кВ = 24 + 11 + 5 = 40,ч.

2875408,95 кВт.ч

718852,24

2 875 408,95 кВт.ч * 0,8руб./кВт.ч = 2 300 327,12 руб.

718 852,24 кВтюч * 0,8руб./кВт.ч = 575 081,79 руб.

Учтена разница в недоотпущенноц эл.энергии при установке нового оборудования на сумму:

2 300 327,12руб. - 576,081,79 руб. = 1724245.33 руб.

16.3 Расчет сетевого графика по реконструкции подстанции

Методы сетевого планирования и управления используются для управления производственной деятельностью с целью достижения определенного конечного результата. Их применение эффективно в тех случаях, когда достижение поставленной задачи требует согласованных (координированных) во времени действий многих участков комплекса работ, охвата большого числа разнообразных работ и взаимосвязи их исполнителей, а также учета степени воздействия каждого из них на конечный результат. Эти методы основываются на использовании сетевого графика в качестве модели процесса, который планируется и затем контролируется по ходу выполнения.

Сетевая модель - это графическое изображение комплекса взаимосвязанных работ, выполняемых в определенной последовательности. График состоит из элементов - работ и событий. Работы - это отдельные процессы комплекса, выполнение которых связанно с затратами времени, труда, ресурсов. . Работа в сетевом графике изображается стрелкой.

Событие не имеет продолжительности во времени. Оно отмечает факт окончания одной или нескольких работ, определяющих возможность начала последующих работ. По роли в сетевом графике различают исходное (начальное) событие - ему не предшествует ни одна работа рассматриваемого комплекса; завершающее (конечное) - после которого не производится ни одна работа, входящая в рассматриваемый комплекс;

Промежуточное событие, фиксирующее окончание предшествующих и начало последующих работ. Каждая работа имеет одно начальное и одно конечное событие, вследствие чего она определяется в сетевом графике однозначно при помощи кода, образуемого из номеров событий. События, изображаемые кружком, получают в графике номер или шифр. Исходное событие имеет номер “нуль”, а все последующие события нумеруются в возрастающем порядке по мере перехода от предшествующих событий к последующим.

Непрерывная последовательность взаимосвязанных работ в сетевом графике образует путь. Последовательность взаимосвязанных работ от начального до конечного событий называется полным путем. Полный путь наибольшей продолжительности называется критическим. Он определяет общую продолжительность выполнения комплекса работ или наиболее ранний возможный срок его выполнения. Все пути, кроме критического, имеют определенные резервы времени. В связи с этим появляется возможность передать часть ресурсов с работ, лежащих на ненапряженных путях, на работы критического пути, сократить, таким образом его продолжительность и, следовательно, ускорить окончание рассматриваемого комплекса работ.

Для составления сетевого графика необходимо составить перечень работ. Данные перечня работ и их продолжительность приводятся в таблице. После определения времени на каждую работу производится расчет сети. Определяются параметры работ - сроки начала и окончания, и резерва времени.

Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих работ и открывает возможность начать последующие работы, то ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним возможным сроком начала (так называемым ранним началом) всех работ, выходящих из этого события, а поздний срок его свершения является наиболее поздним допустимым сроком окончания (так называемым поздним окончанием) работ, входящих в него:

; ;

или для данной работы (i-j) ;

Таким образом, на сетевом графике при четырехсекторном методе расчета всегда имеется раннее начало и позднее окончание всех работ. Сроки раннего окончания и позднего начала работ определяются путем прибавления и вычитания продолжительности соответствующей работы (на графике не записываются ).

Рассмотрим например работу 1-2:

; (16.14)

(16.15)

Соотношения ранних и поздних характеристик работ определяет величину их резервов времени.

В сетевом планировании различают полный и частичный резервы времени работ. Полный резерв времени работы - это разность между поздним и ранним сроками начала (или окончания) работы. Это тот запас времени, который может быть использован на данной работе без ущерба для конечного срока всего комплекса, но при использовании которого последующие работы выполняются в свои поздние допустимые сроки, т.е. лишаются резерва времени.

Величина R: ; (16.16)

;

Частичный резерв времени работы называемый иногда свободным сдвигом, возникает в случае сложных событий, т.е. когда срок свершения события определяется окончанием самого продолжительного из путей. Работы, входящие в то же событие, но лежащие на менее продолжительных путях, оканчиваются раньше, чем свершается их конечное событие. Вследствие этого их окончание не влияет на окончание последующих работ. Такие работы могут быть сдвинуты во времени к моменту начала последующих работ, и эта передвижка никак не отразится на сроках выполнения последних. Величина возможного сдвига будет представлять собой частный резерв времени работы. При этом последующие работы могут выполнятся в свои наиболее ранние сроки и не лишаются резерва времени. Частный резерв времени работы применительно к четырехсекторному методу расчета определяется:

; (16.17)

;

Для других работ расчет выполняется аналогично, результаты снесены в таблицу16.5

Наименование работ по реконструкции подстанции	Нумерация работ	Продолжи- тельность					R
1	2	3	4	5	6	7	8
Составление проектного задания	0-1	1	0	1	0	1	0
Проектирование подстанции	1-2	2	1	3	1	3	0
Проектирование систем контроля и управления	1-3	2	1	3	1	3,5	0,5
Оформление заказа на высоковольтные выключатели	3-5	1	3,5	4,5	3,5	5,5	1
Оформление заказа на контрольно-измерительные приборы	1-6	1	1	2	1	7,5	5,5
Подготовка документов проекта на реконструкцию подстанции	2-3	0,5	3	3,5	3	3,5	0
Согласование проекта реконструкции подстанции	3-4	1	3,5	4,5	3,5	4,5	0
Утверждение проекта реконструкции подстанции	4-5	1	4,5	5,5	4,5	5,5	0
Получение высоковольтных выключателей	5-6	2	5,5	7,5	5,5	7,5	0
Получение контрольно-измерительных приборов	6-7	2	7,5	9,5	7,5	9,5	0
Демонтаж оборудования 1С-110 кВ	7-8	1	9,5	10,5	9,5	10,5	0
Монтаж оборудования 1С-110 кВ	8-11	1	10,5	11,5	10,5	11,5	0
Демонтаж оборудования 2С-110 кВ	7-9	1	9,5	10,5	9,5	10,5	0
Монтаж оборудования 2С-110 кВ	9-11	1	10,5	11,5	10,5	11,5	0
1	2	3	4	5	6	7	8
Демонтаж оборудования 1С и 2С 35 кВ	7-10	0,5	9,5	10	9,5	11	0
Монтаж оборудования 1С и 2С 35 кВ	10-11	0,5	10	10,5	10,5	11	0
Проведение испытаний	11-12	0,5	11,5	12	11,5	12	0
Демонтаж оборудования 1С-10 кВ	12-13	1	12	13	12	13	0
Монтаж оборудования 1С-10 кВ	13-15	1	13	14	13	14	0
Демонтаж оборудования 2С-10 кВ	12-14	1	12	13	12	13	0
Монтаж оборудования 2С-10 кВ	14-15	1	13	14	13	14	0
Установка контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики	15-16	0,5	14	14,5	14	14,5	0
Проведение испытаний	16-17	0,5	14,5	15	14,5	15	0
Приемка подстанции комиссией.	17-18	0,5	15	15,5	15	15,5	0

Заключение

В дипломном проекте рассмотрена ' Реконструкция подстанции Ольга 110/35/10кВ'.

Произведён расчёт электрических нагрузок за 2000 и 2010 г. Выбрана мощность силовых трансформаторов и составлена схема электрических соединений подстанции.

Произведён расчёт токов короткого замыкания. Посредством проверки определённых условий выбрано оборудование ПС на стороне 110/35/10 кВ.

В разделе охраны труда произведены расчеты защитного заземляющего устройства, грозозащиты подстанции, и рассмотрены меры безопасности при обслуживании воздушных линий.

В разделе РЗ и А произведен расчет защиты трансформатора подстанции.

В специальной части рассмотрен вопрос эксплуатации ВЛ-110 кВ «К-Тимофеевка-Ольга». Выполнен анализ причин неисправностей ВЛ. Рассмотрен вопрос проведения осмотров и обследования ВЛ, а также отыскание повреждений в современных условиях. Питание ВЛ в неполнофазном нагрузочном режиме при авариях или ремонте.

В экономической части дипломного проекта приводится расчёт сметной стоимости на приобретение оборудования подстанции, её реконструкцию, расчёт сетевого графика на монтаж оборудования подстанции.

Список использованных источников

1. Г.П. И.В. Суркина, Л.И. Янькова Проектирование электрической части подстанции. Методические указания, ДВГТУ 2002 г. 51 с.

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

3. Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов - М: Энергоатомиздат, 1989 г.

4. Правила устройства электроустановок. / Минэнерго СССР-6-е издание, перераб. и допол., М: Энергоатомиздат,1986. - 648 с.

5. Методические указания по курсовому проектированию «Проектирование электрической части подстанции» - ДВГТУ, Владивосток, 2002 г.

6. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика, - 4-е изд., перераб. и допол., М: Энергоатомиздат,1984. - 440 с., ил.

7. Грудинский П.Г. Электротехнический справочник: Т. 2.- изд 5-е.,испр. М., Энергия, 1975.-752с.

8. Методические указания к выполнению курсового проекта «Понижающие подстанции для электроснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей» - ДВГТУ, Владивосток, 1998 г.

9. Долин П.В. Основы техники безопасности в электроустановках: Учеб. Пособие для вузов.- 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1984.-448 с., ил.

10. Техника высоких напряжений: метод. указания для практ. занятий/сост. В.Н. Лифанов, Д.Г. Туркин. - Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2005. - 24 с.

11. МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ ПРАВИЛА по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок., ПОТ Р М-016-2001., РД 153-34.0-03.150-00 с изм. Санкт - Петербург, 2003. - 186 с.

12. Руководящие указания по релейной защите. Р85 Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты.-М.: Энергоатомиздат, 1985. - 96с.

13. Методические указания по расчету, эксперементальной проверке и переводу ВЛ 110 и 220 кВ с односторонним питанием в неполнофазный нагрузочный режим: Служба передового опыта и информации союзтехэнерго.- Москва, 1980. - 32с.

14. Лейбнин Ю., Суворов Б. Метод сетевого планирования и управления - М., Экономика, 1975г.