Релейная защита подстанции 220/110/10 кВ

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

Аннотация

Записка - 172 страницы, 23 таблицы, 34 рисунка, 3 приложения.

Расчетно-пояснительная записка содержит четыре главы и три приложения, в которых отражены следующие вопросы:

Разработка электрической части подстанции 220/110/10 кВ с выбором основного оборудования.

Релейная защита подстанции 220/110/10 кВ и прилегающей сети высшего напряжения.

Требования по охране труда при проведении работ в электроустановках 35-220 кВ.

Анализ критериев эффективности инвестиций в энергообъект.

К проекту прилагается графический материал, выполненный на семи листах формата А1.

Введение

В настоящем дипломном проекте рассмотрен выбор принципов и расчет параметров срабатывания релейной защиты элементов подстанции 220/110/10 кВ и прилегающей сети высшего напряжения.

Материал разбит на четыре главы.

В первой главе производится выбор схем распределительных устройств, принципиальной, собственных нужд подстанции. Выбор основного оборудования: коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, питающих и распределительных кабелей 10 кВ.

Во второй главе производится проектирование релейной защиты прилегающей сети высшего напряжения и основных элементов подстанции: основной и резервной защиты линий 220 кВ, автотрансформаторов, защиты шин 220кВ, описываются виды повреждений и принципы выполнения релейной защиты линий, производится выбор параметров срабатывания защит. Релейная защита элементов подстанции выполнена на базе терминалов «Siemens», основная защита линий 220 кВ выполнена на базе терминала НПП «ЭКРА».

В третьей главе приводятся основные требования охраны труда при работе в электроустановках 35-220 кВ.

В четвертой главе рассматривается экономическая часть проекта. Производится расчет капиталовложений в проект с анализом финансовых показателей инвестиций.

В приложениях приводятся схемы замещения сети, расчет параметров схем замещения, расчет токов КЗ, необходимых для проверки электрических аппаратов, выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения и выбор коммутационных аппаратов.

Глава 1. Электрическая часть подстанции 220/110/10 кВ

1.1 Исходные данные

Принципиальная схема проектируемой подстанции (рисунок 1.1)

Параметры воздушной сети ВН (Таблица 1.1)

Таблица 1.1

U_ном, кВ	Параметры систем	Длина воздушных линий, км
	С1	С2	W1E	W2E	W3E
	S_ном,МВА	Х_*С, о.е.	S_ном,МВА	Х_*С, о.е.
220	2000	1,0	3000	1,2	100	80	80

Параметры воздушной сети СН (Таблица 1.2)

Таблица 1.2

U_ном, кВ	Р_{нг макс,} МВт	сosц_ном	Длина воздушных линий, км
			W1G	W2G	W3G
110	50	0,86	80	80	40

Параметры воздушной сети НН (Таблица 1.3)

Таблица 1.3

U_ном, кВ	Р_{нг макс,} МВт	сosц_ном	Длина воздушных линий, км
			Тип РП	Р_{нг макс,} МВт	Кол-во шт.
10	40	0,86	Г, Д, Е	2,5	6

1.2 Выбор числа, типа и мощности главных трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов на подстанциях района осуществляется в зависимости от мощности потребителей и степени их ответственности (категории) в соответствии с рекомендациями ([1, п. 1.2.17.-1.2.21.] и [2, раздел 3,4]).

Требования, предъявляемые к главной схеме ПС:

- надежное электроснабжение присоединенных к ПС потребителей в нормальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями;

- надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения ПС по межсистемным и магистральным линиям;

- экономически целесообразное значение тока КЗ на стороне среднего и низшего напряжений;

- возможность постепенного расширения ПС;

- соответствие требованиям противоаварийной автоматики.

Для приема и распределения электроэнергии из системы на подстанциях устанавливают трансформаторы и автотрансформаторы.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ведётся с учётом характера графиков нагрузки и допустимых по ГОСТ 14209-97 систематических и аварийных перегрузок. Первые могут иметь место при неравномерном суточном графике нагрузки трансформаторов, вторые - при аварийной ситуации, когда требуется сохранить электропитание потребителей, несмотря на перегрузку трансформатора.

Допустимая систематическая перегрузка (в ГОСТ 14209-97 иной термин - «нагрузка») определяется балансом старения изоляции трансформатора, т.е. циклы со скоростью относительного износа изоляции больше и меньше единицы компенсируются. Он зависит от постоянной времени и системы охлаждения трансформатора, а также длительности перегрузки и эквивалентной температуры охлаждающей среды.

Аварийные перегрузки могут быть продолжительными и кратковременными. Первые имеют длительность, сравнимую с тепловой постоянной времени трансформатора. Кратковременная аварийная перегрузка составляет примерно 30 минут. Она меньше постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой до перегрузки температуры.

Выбор количества и мощности трансформаторов будем вести по упрощённой методике, в основе которой лежит допущение, что не только в нормальном режиме и при плановом ремонте одного из трансформаторов, но и при отказе одного из них электроснабжение потребителей не должно ограничиваться.

1.2.1 Расчет графиков мощностей обмотки ВН

По заданным графикам нагрузки низшего напряжения и среднего напряжения Pнн(t), Pсн(t) (рисунок 1.2) определяем график нагрузки высокого напряжения Sвн(t).

1) Определяем графики Pнн(t) [МВт] и Pсн(t) [МВт]

2) Определяем графики Sнн(t) [МВт] и Sсн(t) [МВт]

Так как , то можно полную мощность шин ВН вычислить по формуле:

Результаты расчета сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

Зима
Дt	0 - 2	2 - 4	4 - 6	6 - 8	8 - 10	10 - 12	12 - 14	14 - 16	16 - 18	18 - 20	20 - 22	22 - 24
Рнн з, МВт	20,0	20,0	20,0	28,0	28,0	28,0	24,0	24,0	40,0	40,0	40,0	20,0
Qнн з, мвар	11,9	11,9	11,9	16,6	16,6	16,6	14,2	14,2	23,7	23,7	23,7	11,9
Рсн з, МВт	20,0	20,0	20,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	50,0	50,0	50,0	30,0
Qсн з, мвар	11,9	11,9	11,9	17,8	17,8	17,8	17,8	17,8	29,7	29,7	29,7	17,8
Рвн з, МВт	40,0	40,0	40,0	58,0	58,0	58,0	54,0	54,0	90,0	90,0	90,0	50,0
Qвн з, мвар	23,7	23,7	23,7	34,4	34,4	34,4	32,0	32,0	53,4	53,4	53,4	29,7
Sвн з, МВА	46,5	46,5	46,5	67,4	67,4	67,4	62,8	62,8	104,7	104,7	104,7	58,1
Лето
Рнн л, МВт	12,0	12,0	12,0	20,0	20,0	20,0	16,0	16,0	28,0	28,0	28,0	12,0
Qнн л, мвар	7,1	7,1	7,1	11,9	11,9	11,9	9,5	9,5	16,6	16,6	16,6	7,1
Рсн л, МВт	15,0	15,0	15,0	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0	35,0	35,0	35,0	25,0
Qсн л, мвар	8,9	8,9	8,9	14,8	14,8	14,8	14,8	14,8	20,8	20,8	20,8	14,8
Рвн л, МВт	27,0	27,0	27,0	45,0	45,0	45,0	41,0	41,0	63,0	63,0	63,0	37,0
Qвн л, мвар	16,0	16,0	16,0	26,7	26,7	26,7	24,3	24,3	37,4	37,4	37,4	22,0
Sвн л, МВА	31,4	31,4	31,4	52,3	52,3	52,3	47,7	47,7	73,3	73,3	73,3	43,0

Графики полной мощности нагрузок всех стороны высшего напряжения проектируемой подстанции по сезонам приведены на рисунке 1.4. и 1.5.

1.2.2 Выбор трансформаторов

Выбор мощности трансформаторов ведется с учетом характера графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок. Район сооружения подстанции - центр европейской части страны, Москва. При напряжениях 220/110/10 кВ на подстанции устанавливаются автотрансформаторы. На проектируемой подстанции планируется установка двух автотрансформаторов. Установка более двух автотрансформаторов принимается на основе технико-экономических расчётов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуется иметь два средних напряжения.

Основное условие выбора трансформатора - отсутствие перегрузки в нормальном режиме работы при максимальном перетоке мощности через подстанцию.

Согласно таблице 3.8 [3] данному условию удовлетворяет вариант АТДЦТН - 63000/220/110.

1.2.3 Проверка варианта

Произведём проверку технической целесообразности установки 2-х автотрансформаторов АТДЦТН - 63000/220/110.

Строительство подстанции планируется в Московском регионе, то по табл. 1.37[3]: .

Проверка в ремонтном режиме зимой (в работе остаётся один автотрансформатор).

Коэффициент недогрузки:

Продолжительность T перегрузки эквивалентного графика нагрузки рассчитать по формуле

ч,

где, t^? -участок перегрузки на исходном графике нагрузки.

По [3] определяем нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов:

К_{2доп. сист.}=1,26 < К₂=1,49- ремонт зимой без недоотпуска электроэнергии потребителям невозможен;

К_{2доп. авар.}=1,4 < К₂=1,49- аварийный режим зимой без недоотпуска электроэнергии потребителям невозможен.

Проверка в ремонтном режиме летом (в работе остаётся один автотрансформатор).

Мощность недогрузки:

S₁==44,1 МВ•А

Мощность перегрузки: S₂==73,3 МВ•А

Коэффициент недогрузки:

К₁==0,7

Коэффициент перегрузки:

К₂^?==1,16

К_max ==1,16

Сравнить значение К₂^? с К_max исходного графика нагрузки: 1,16= К₂^?>0,9•К_max=1,05 следовательно, К₂= К₂^? =1,16, продолжительность перегрузки t=6 ч.

По справочнику [3] стр. 52 табл. 1.36 определяем нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов:

К_{2доп. сист.}=1,13 < К₂=1,16- ремонт летом без недоотпуска электроэнергии потребителям невозможен;

К_{2 доп. авар.}=1,2 > К₂=1,16- аварийный режим летом без недоотпуска электроэнергии потребителям возможен.

Таким образом, выбираем 2 автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110.

1.3 Выбор схем распределительных устройств

1.3.1 Общие сведения по разработке схем РУ

Согласно [4] при выборе схем РУ необходимо учесть следующие факторы:

- Схема РУ выбирается с учетом схемы прилегающей сети, ее параметров и перспектив развития, количества присоединяемых ВЛ и трансформаторов, необходимости секционирования и установка компенсирующих устройств, размера и стоимости земельного участка, природно-климатических условий и других факторов.

- Схема РУ разрабатывается с учетом назначения подстанции в данной энергосистеме, надежности работы примыкающих ВЛ и подстанций и условий их резервирования.

- Окончательный выбор схемы производится на основании технико-экономических расчетов. Выбираются варианты, обеспечивающие требуемую надежность, а затем из них выбирается более экономичный.

1.3.2 Основные требования к главным схемам электрических соединений

Согласно [5] к главным схемам электрических соединений предъявляются следующие требования:

- Схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания.

- Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и п/ав режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети.

- Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала.

- Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии не более четырех при повреждении трансформатора.

- Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен производиться без отключения соответствующих присоединений (это вызвано высокой ответственностью присоединений повышенного напряжения).

- Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями; чем чаще ожидается коммутации данного присоединения, тем меньше выключателей должно в них участвовать.

- Отказы выключателей в РУ, как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:

а) К одновременной потере обеих параллельных транзитных линий одного направления, если учитывать повышенные требования к надежности двухцепной связи;

б) К одновременному отключению нескольких линий, при которых нарушается устойчивость работы энергосистемы.

1.3.3 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения (РУ ВН)

Число присоединений = 5 (одна двухцепная линия, одна одноцепная линия и два трансформатора).

Согласно [5] рассмотрим следующие схемы:

Две системы сборных шин

Достоинства:

- возможность поочередного ремонта выключателей без отключения присоединений;

- коммутация присоединений осуществляется через один выключатель;

- возможность расширения РУ;

Недостатки:

- сложность схемы;

- вывод из работы секции сопряжен с погашением ее присоединений.

Одна секционированная выключателем система шин и обходная система шин.

Достоинства:

- возможность поочередного ремонта выключателей без отключения присоединений;

- коммутации присоединений осуществляется через один выключатель;

- возможность расширения РУ;

Недостатки:

- трудности в эксплуатации.

Двойная система шин является наиболее предпочтительной для данной ПС (рисунок 1.5).

1.3.4 Выбор схем распределительных устройств среднего напряжения (РУ СН)

Число присоединений = 5 (одна двухцепная линия, одна одноцепная и два трансформатора).

Двойная система шин является наиболее предпочтительной для данной ПС (рисунок 1.5).

1.3.5 Выбор схем распределительных устройств низкого напряжения (РУ НН)

Со стороны НН 10 кВ проектируемой подстанции будут снабжаться 6 РП, каждая РП будет подключаться для обеспечения надёжности электроснабжения к разным секциям РУ НН. Применяется схема с двумя системами сборных шин (ССШ) и двумя секционными выключателями (СВ). на базе комплектных РУ (КРУ) (Рисунок 1.8). Основные элементы КРУ поставляются заводом-изготовителем в собранном виде, что сокращает объемы и сроки проектных, строительных, монтажных и пусконаладочных работ, уменьшает эксплуатационные расходы, повышает надежность и безопасность обслуживания. Для ограничения токов КЗ секции работают раздельно, т.е. секционный выключатель нормально отключен.

1.3.6 Выбор схемы снабжения собственных нужд

Приемниками энергии системы собственных нужд (СН) подстанции являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, устройства обогрева шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электродвигатели компрессоров, электрическое освещение и отопление, система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками СН являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии - аккумуляторной батареи (АБ).

Для питания собственных нужд подстанции рассматриваются две схемы питания на одном напряжении 0,38/0,22 кВ от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с зависимым источником оперативного тока и схема с независимым источником оперативного тока. Недостаток схемы с независимым источником оперативного тока по сравнению со схемой с зависимым источником оперативного тока - большая стоимость, как самих АБ, так и сети централизованного распределения постоянного тока. В тоже время достоинством аккумуляторных батарей является независимость от внешних условий и способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки.

На ПС напряжением 110 кВ и выше должна применяться система оперативного постоянного тока напряжением 220 В. Другие величины напряжений или другие виды оперативного тока (выпрямленный, переменный) на таких подстанциях допускаются только по требованию заказчика.

Соответственно выбираем схему с постоянным оперативным током (рисунок 1.10), причем аккумуляторная батарея:

- закрытого исполнения;

- при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС) обеспечивает максимальные расчетные толчковые токи после 2-часового разряда током нагрузки

На ПС 110 кВ и выше рекомендуется применять АБ со сроком службы не менее 20 лет. Каждая из двух АБ, устанавливаемых на ПС должна выбираться с учетом суммарной нагрузки двух АБ. Зарядно-подзарядные агрегаты (ЗПА) должны выбираться совместно с АБ для обеспечения всех требований, предъявляемых изготовителями АБ к ЗПА, необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и надежной её работы.

Усредненные значения и максимальная нагрузка собственных нужд подстанций приведены в справочнике [4], для подстанции 220 кВ лежит в интервале (120-410 кВт), причем меньшие значения относятся к схемам с простыми схемами электрических соединений, большие - к узловым ПС, имеющим несколько РУ ВН с установленными синхронными компенсаторами.

Принимаем нагрузку собственных нужд равной 300 кВт (среднее значение в диапазоне).

P_{сн max}=300 кВт;

Исходя из этой мощности выбираем для снабжения собственных нужд трансформатор ТСЗ 400/10.

1.4 Выбор кабельных линий 10 кВ

1.4.1 Общие положения

Выбор сечения кабелей производится по условиям нормального и утяжелённого режимов работы. Сечения кабельных линий выбираются по экономической плотности тока j_эк , которая установлена в [1], исходя из минимума приведённых затрат. В нормальном режиме плотность тока должна приближаться к экономической. Сечение проводника, отвечающее этому требованию, выбирают в соответствии с выражением

, где

S_эк- экономическое сечение проводника;

S - ближайшее стандартное сечение проводника;

I_норм. _расч.- расчетный ток нормального режима;

J_эк- экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max, материала проводника, изоляции кабеля.

Кроме того, должны выполняться условия:

а) Номинальное напряжение кабеля должно быть не меньше, чем напряжение сети т.е. U_{каб.ном.} ? U_сети.

б) Длительно допустимый ток не менее тока продолжительного расчетного режима т.е. I_{дл.доп .}? I_{прод.расч.}

в) Ток утяжеленного режима меньше или равен длительно допустимому току утяжеленного режима при расчетных условиях.

г) Обеспечение термической стойкости кабеля при КЗ

Условие: S ? S_тер.min; где ;

1.4.2 Нормальный режим работы

Выберем питающие кабели РП, отходящие от шин РУ НН.

Для РП типа «А»:

Мощность каждого РП равна , тогда:

Расчетный ток нормального режима кабелей питающих РП

Принимаем экономическую плотность тока при согласно [1] таб.1.3.36 равную для кабель из сшитого полиэтилена (СПЭ) с алюминиевыми жилами.

Согласно [6] таб. 3.41 выбираем сечение: S=240 мм²; .

1.4.3 Утяжелённый режим работы

В таком режиме вся мощность к РП передаётся по одной цепи питающей кабельной линии:

При утяжелённом режиме работы для кабелей должно выполняться условие (условие термической стойкости):

, где

- коэффициент аварийной перегрузки.

Коэффициент предварительной загрузки кабеля:

;

продолжительность максимума нагрузки 6ч. Согласно таб. 6.2 [4]

- поправочный коэффициент на температуру окружающей среды условная температура среды +15 єС;

продолжительно допустимая температура кабеля +60 єС ;

- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей в земле. =1;

- кабель не подходит.

Принимаем прокладку линий из двух кабелей (пучок)

S= мм²

Согласно таб. 6.2 [4]

Следовательно, выбранное сечение и тип кабеля удовлетворяют условию утяжеленного режима работы.

Согласно табл. 3.57 и 3.58 [6]

1.5 Расчёт токов КЗ

Расчёт токов короткого замыкания приведён в Приложении 1

1.5.1 Расчет токов междуфазных коротких замыканий

Результаты расчёта сведены в таблицу 1.5.1 (А - СВ РУНН замкнут, Б - СВ РУНН разомкнут).

Таблица 1.5.1

Место КЗ	Точка КЗ
РУ ВН	К₁	5,46	0,046	1,8	13,9
РУ СН	К₂	4,33	0,0778	1,879	11,508
РУ НН	К₃(А)	22,917	0,0096	1,901	61,61
	К₃(Б)	12,673	0,108	1,91	34,232
РУ НН	К₄(А)	9,738	0,00362	1,063	14,639
	К₄(Б)	7,608	0,0052	1,146	12,33

1.5.2 Расчет токов коротких замыканий на землю

Результаты расчёта сведены в таблицу 1.5.2.

Таблица 1.5.2

	Точка КЗ, кА
Вид КЗ	К1	К0	К1	К0
	W1, W2, W3 в работе	W1, W2 в работе. W3 отключена и заземлена с двух сторон.
	6,567	8,25	5,31	8,19
	0,54		0,48
	0,921	1,41	0,852	1,53
	4,86		3,99
	6,96	7,56	6,42	7,632
	0,642		0,579
	1,008	1,293	1,029	1,305
	5,31		4,824

1.6 Проверка кабелей по термической стойкости токам КЗ

Задача расчёта состоит в определении степени термического воздействия тока КЗ на кабели, питающие РП и отходящие от РП.

1.6.1 Проверка питающих кабелей

При определении тока термической стойкости для кабелей, питающих РП, расчетной точкой КЗ является точка К4.

для кабеля напряжением до 10 кВ с полиэтиленовой изоляцией согласно таблица 6.18 [4];

S=120 мм²сечение кабелей, отходящих от РУ НН;

время срабатывания релейной защиты на шинах НН ПС;

полное время отключения вакуумного выключателя VF12.12.20;

постоянная времени для КЗ при разомкнутом секционном выключателе в РУ НН;

Расчетная точка короткого замыкания К3 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

При разомкнутом секционном выключателе РУ НН

, кабели не обладают достаточной термической стойкостью.

Для обеспечения термической стойкости кабелей, устанавливаем сдвоенный токоограничивающий реактор в цепь автотрансформатора на НН.

1.7 Выбор токоограничивающего реактора

Сдвоенный реактор имеет преимущество перед одинарным реактором, как по значению потерь напряжения, так и по суммарной стоимости ячеек.

Определим сопротивление реактора, необходимое для ограничения токов КЗ.

Из условия получим:

Так как кабели, отходящие от РУ НН, не прошли проверку по термической стойкости, тогда это и станет определяющим условием для выбора реактора:

Применяются 2 сдвоенных реактора, по 3 присоединения на каждое плечо реактора.

Параметры РП:

; ; ;

Применяются 2 сдвоенных реактора, по 3 присоединений на каждое плечо реактора.

РБСДГ 10-2Х1600-0,35У3

Параметры реактора по табл.5.15 [3]:

Условия выбора реактора:

1)?

3) ;

Нормальный режим:

Потери напряжения в реакторе:

Послеаварийный режим:

Выбранный реактор удовлетворяет предъявляемым требованиям по потерям напряжение в послеаварийном режиме.

Рассчитаем токи КЗ с учётом реактора при раздельной работе трансформаторов на стороне НН.

1.8 Расчёт токов КЗ с учетом токоограничивающего реактора

Расчёт токов короткого замыкания с учетом токоограничивающего реактора приведён в Приложении 1. Результаты расчёта сведены в таблицу 1.7.

Таблица1.7

Место КЗ	Точка КЗ
РУ ВН	К₁	5,46	0,046	1,8	13,9
РУ СН	К₂	4,33	0,0778	1,879	11,508
РУ НН	К₃(А)	13,793	0,159	1,939	37,823
	К₃(Б)	7,319	0,058	1,842	19,066
РУ НН	К₄(А)	7,938	0,00496	1,133	12,719
	К₄(Б)	5,5	0,00785	1,28	9,956

1.9 Проверка кабелей по термической стойкости токам КЗ с учетом токоограничивающего реактора

Пересчитаем токи термической стойкости:

- кабели термически стойки.

Проверка по токам КЗ кабелей, отходящих от РП.

- для алюминиевых жил кабелей на 10 кВ.

- минимальное сечение кабеля, отходящих от РП.

- время срабатывания релейной защиты на шинах РП.

- время отключения выключателя ВМП-10 как правило устанавливаемого в РУ по табл.5.1[3].

- ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП.

- при проверке на термическую стойкость

Выбранные кабели удовлетворяют поставленным условиям.

1.9.1 Результаты расчёта

Результаты расчёта кабелей по условию термической стойкости токам КЗ сведены в таблицу 1.8. Расчёт термической стойкости кабелей токам короткого замыкания проводился при следующем условии: секционный выключатель на стороне НН подстанции нормально разомкнут для ограничения тока КЗ.

Таблица 1.8

Наименование	Сечение,			Результат
ПКЛ РП	2х120	10,124	7,319	устойчив
РКЛ РП	70	6,956	5,5	устойчив

Кабели удовлетворяют требованиям по термической стойкости с установкой токоограничивающих реакторов.

1.10 Выбор коммутационной аппаратуры

Выбор электрических аппаратов, как и другого электрооборудования, производится на основе сформулированных для них расчетных условий и данных промышленности о параметрах и техникоэкономических характеристиках выпускаемого электрооборудования.

Под расчетными условиями понимаются наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия, в которых могут оказаться электрические аппараты при различных режимах их работы в электроустановках. Расчетные условия это фактически требования энергосистем и электроустановок к параметрам электрооборудования конкретной электрической цепи.

При выборе электрических аппаратов подстанции можно ввести ряд упрощений:

- Все аппараты РУ устанавливаются однотипными (могут иметь только разный номинальный ток);

- Проверка аппарата в условиях КЗ проводится по значениям суммарного тока КЗ при повреждениях на шинах РУ. Это соответствует расчетным условиям для аппарата отходящей тупиковой линии и создает определенный запас при выборе аппаратов других присоединений;

- Проверку выключателей по отключающей способности можно осуществлять без учета затухания периодической составляющей тока КЗ, то есть I_n0 = I_n. Это определяется значительной электрической удаленностью РУ подстанции от источников питания;

- Расчет ударного тока и апериодической составляющей тока КЗ можно выполнять по эквивалентным постоянным времени Т_а_эк не рассматривая составляющих тока по отдельным ветвям.

Расчётные точки КЗ для выбора коммутационных аппаратов:

- Для РУ ВН расчетная точка короткого замыкания К1;

- Для РУ СН расчетная точка короткого замыкания К2;

- Для РУ НН расчетная точка короткого замыкания К3(А);

- Для РП расчетная точка КЗ К4(Б).

Также, на стороне НН планируется установка КРУ с вакуумными выключателями производства ОАО «Мосэлектрощит» серии К-128. Подробный расчёт по выбору коммутационных аппаратов приведён в Приложении 2. Результаты выбора сведены в таблицу 1.9.

Таблица 1.9

Класс напряжения, кВ	Место установки	Наименование	Марка
220	РУ ВН	Выключатель	LTB 245 E1
		Разъединитель	SGF 245n+1E
110	РУ СН	Выключатель	LTB 170 E1
		Разъединитель	SGF 123n+1E
10	Вводной в КРУ НН	Выключатель	VD4/L12-1250
	СВ КРУ НН	Выключатель	VD4/L12-1250
	Отходящие КЛ	Выключатель	VD4/L12-630

1.11 Выбор ограничителей перенапряжений

Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН) производится упрощённо по номинальному напряжению.

На 220 кВ: EXLIM Q-E 245-EH245;

На 110 кВ: EXLIM Q-E 123-EH123;

На 10 кВ: ОПН-П-10/12,0 УХЛ2.

1.12 Выбор измерительных ТТ и ТН

Выбор измерительных трансформаторов тока (TА) производится по следующим условиям (стр.277 [4]):

- Напряжению электроустановки ;

- Току ;

- Конструкции;

- Электродинамической стойкости ;

- Термической стойкости

Выбор измерительных трансформаторов напряжения (TV) производится по следующим условиям (стр.277 [4]):

- Напряжению электроустановки ;

- Конструкции и схеме соединения обмоток;

1.12.1 Результаты выбора измерительных ТТ и ТН

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения производится в приложении 3. Результаты выбора измерительных трансформаторов сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10

Место установки	Тип аппарата	Марка
РУ ВН (220 кВ)	ТТ	TG 245 0,2S/0,2/10P/10P/10P-400-800-1600/1
	ТН	CPB 245
АТ (220 кВ)	ТТ	ТВТ-220-I-600/1
РУ СН (110 кВ)	ТТ	TG 145 0,2S/0,2/10P/10P/10P-800-1600-3200/1
	ТН	CPB 123
АТ (110 кВ)	ТТ	ТВТ-110-1-600/1
АТ (10 кВ)	ТТ	ТВТ-10-1-3000/5
	ТН	НТМИ 10-66У1
Вводы КРУ НН (10 кВ)	ТТ	ТЛО-10-2 0,5S/10P-1500/5 У3
	ТН	ЗНОЛП 10 У2
СВ КРУ НН (10 кВ)	ТТ	ТЛО-10-2 0,5S/10P-1500/5 У3
Отходящие кабели КРУ НН	ТТ	ТЛО-10-2 0,5S/10P-400/5 У3
Присоединения ТСН	ТТ	ТЛО-10-2 0,5S/10P-50/5 У3

Глава 2. Релейная защита подстанции 220/110/10 кВ

Общие требования к релейной защите

Релейная защита должна проектироваться в соответствии с ПУЭ и НТП;

- При новом строительстве, должны применяться современные устройства РЗА отечественного или иностранного производства, аттестованные или одобренные ОАО «ФСК ЕЭС».

- Отключение любого поврежденного элемента сети (линий, подстанционного оборудования - шин, автотрансформаторов, реакторов, трансформаторов и другого первичного оборудования) должно осуществляться с минимальным возможным временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения;

- Состав и построение защит и автоматики каждого элемента сети 110 кВ и выше должны отвечать требованиям ближнего резервирования и при выводе из работы любого устройства по любой причине должны: обеспечивать сохранение функций защиты данного элемента сети от всех видов повреждений, исключать необходимость вывода данного элемента из работы;

- Количество трансформаторов тока, вторичных обмоток и их классы точности должны обеспечивать раздельное подключение устройств РЗА и систем измерений (контроллеров АСУ ТП, автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии, мониторинга оборудования и других). Основные и резервные защиты каждого элемента сети должны включаться на разные вторичные обмотки трансформаторов тока;

- Должно предусматриваться резервирование защит по цепям напряжения с ручным переводом цепей на другой ТН;

- Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов должна предусматриваться резервная защита, предназначенная для обеспечения дальнего резервирования. Если дальнее резервирование не обеспечивается, должны предусматриваться меры по усилению ближнего резервирования.

Требования к защите ВЛ 110-220 кВ

- На линиях с двухсторонним питанием, отнесенным к ЕНЭС, а также отходящих от ПС ЕНЭС, должны устанавливаться две независимые защиты от всех видов повреждения: быстродействующая защита с абсолютной селективностью и комплект ступенчатых защит (резервная защита). Должны быть предусмотрены меры по отстройке быстродействующих защит от коротких замыканий за силовыми трансформаторами отпаечных подстанций;

- В качестве основной быстродействующей защиты необходимо применять один из следующих вариантов:

1) продольную дифференциальную защиту (ДЗЛ);

2) дифференциально-фазную высокочастотную защиту ДФЗ;

3) комплект ступенчатых защит с передачей блокирующих или разрешающих сигналов;

- Комплект ступенчатых защит должен содержать дистанционную и токовую направленную защиту нулевой последовательности. Отдельные (по выбору) ступени дистанционной защиты должны блокироваться при качаниях;

- Должна предусматриваться возможность оперативного и автоматического ускорения ступенчатых защит и выбора ускоряемых ступеней;

- Защиты, имеющие цепи напряжения, неисправность которых приводит к ложному отключению, должны блокироваться при нарушении цепей напряжения.

Требования к защите автотрансформаторов 220 кВ

На автотрансформаторе должны быть предусмотрены следующие устройства РЗА:

- Два комплекта дифференциальной токовой защиты АТ (для мощности АТ 160 МВА и выше, согласно приказу №690 ОАО «ФСК»);

- Газовая защита;

- Защита РПН с использованием струйных реле;

- Резервные защиты на сторонах высшего, среднего и низшего напряжения;

- Защита от перегрузки (включая защиту от перегрузки общей обмотки);

- Автоматика регулирования РПН;

- Технологические защиты (защита от понижения уровня масла, защита от потери охлаждения и т. п.).

Кроме того, на АТ могут устанавливаться:

- Дифференциальные защиты ошиновок ВН и СН (при подключении соответствующей стороны АТ к шинам через два выключателя или кабельную вставку);

- Дифференциальная токовая защита ошиновки НН с включением в зону ее действия токоограничивающего реактора;

- Газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциальной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН (необходимо оснащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами);

- Резервные защиты на сторонах ВН и СН должны выполняться в виде ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой последовательности);

- Дистанционные защиты должны блокироваться при неисправности цепей напряжения;

- Резервные защиты должны иметь автоматическое и оперативное ускорение отдельных ступеней;

- На стороне низшего напряжения АТ должна устанавливаться максимальная токовая защита с возможностью пуска по напряжению;

- На стороне низшего напряжения АТ должен быть предусмотрен контроль изоляции НН;

- При применении на АТ системы пожаротушения должна быть предусмотрена автоматика пуска пожаротушения (АППж).

Требования к защите шин и ошиновок

- Защита систем (секций) шин 110-220 кВ должна выполняться с использованием одного комплекта дифференциальной токовой защиты;

- Защита комплектных РУ 110-220 кВ с элегазовой изоляцией - с использованием двух комплектов дифференциальной защиты;

- Дифференциальная защита шин (ошиновок) должна иметь устройство контроля исправности цепей переменного тока.

Требования к устройству резервирования при отказе выключателя (УРОВ)

- На каждом выключателе 110-750 кВ, а также на выключателях 6-35 кВ присоединений, отказ выключателя которых не резервируется защитами других присоединений, должно предусматриваться устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) с пуском от защит присоединений;

- УРОВ присоединений 110 кВ и выше должно быть реализовано со ступенчатым действием:

- первая ступень - действие без выдержки времени и без контроля тока на отключение своего выключателя;

- вторая ступень - действие с выдержкой времени и с контролем тока на отключение выключателей смежных присоединений с запретом АПВ;

- УРОВ присоединений 6-35 кВ допускается выполнять в виде действия защиты присоединения с дополнительной выдержкой времени (времени УРОВ) на отключение питающих присоединений.

Требования к защите РУ 10 кВ

На вводных выключателях необходимо предусматривать:

- Максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

- Дуговую защиту;

- Защиту минимального напряжения;

- УРОВ.

На секционном выключателе необходимо предусматривать:

- Максимальную токовую защиту;

- Дуговую защиту;

- Автоматическое включение резерва (АВР).

На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

- Дуговая защита шин;

- Логическая защита шин;

- Сигнализация замыканий на землю.

На отходящих линиях необходимо предусматривать:

- Максимальную токовую защиту;

- Токовую отсечку;

- Защиту от перегрузки (на ТСН);

- Защиту от замыканий на землю;

- Дуговую защиту;

- АПВ (для воздушных линий);

- УРОВ.

Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока;

На линиях, питающих внешних потребителей, должна предусматриваться селективная сигнализация при однофазных замыканиях на землю.

2.1 Релейная защита прилегающей сети высшего напряжения

2.1.1 Структура комплекса РЗА ВЛ 220 кВ

Структура комплекса РЗА разрабатывалась в соответствии с системными (унифицированными) решениями и на основании ПУЭ и стандартов ОАО «ФСК ЕЭС» ([2], [11]).

На проектируемой подстанции планируется два канала связи ВОЛС и ВЧКС, следовательно в соответствии с [11], на каждой из рассматриваемых линий 220 кВ предусматривается 3 комплекта устройств РЗА:

1) Комплект дифференциально-фазной защиты (ДФЗ) - в качестве быстродействующей защиты;

2) Комплект: ступенчатых защит (КСЗ), включающий дистанционные (ДЗ) и токовые направленные защиты нулевой последовательности (ТНЗНП) с передачей отключающих и разрешающих сигналов ускорения по каналам ВЧ;

3) Комплект: автоматика и управление выключателем (АУВ).

На отходящих линиях устанавливаются терминалы микропроцессорных защит фирмы ЭКРА и SIEMENS:

- терминалы дифференциально-фазной высокочастотной защиты ВЛ типов ШЭ2607 081

- многофункциональные терминалы защиты ВЛ типа 7SA522

- терминал УРОВ и АПВ типа 6МD664.

2.1.2 Дифференциально-фазная защита линий

Принцип действия ДФЗ основан на сравнении фаз токов по обоим концам защищаемой линии, получаемых от комбинированных фильтров токов I1+kI2.

Сравнение фаз токов, протекающих по разным концам ВЛ, осуществляется посредством токов высокой частоты (ВЧ) по каналу, в качестве которого используется защищаемая линия. Защита обладает абсолютной селективностью и действует на отключение при всех видах КЗ в защищаемой зоне и не действует при внешних КЗ, качаниях, реверсе мощности, асинхронном режиме работы ВЛ, несинхронных включениях и режимах одностороннего включения без КЗ. В основных режимах защита действует без цепей напряжения.

2.1.2.1 Методика выбора уставок для ДФЗ, установленной на линии W2(W3)

2.1.2.1.1 Выбор уставки токовых органов с пуском по вектору разности фазных токов IL

1) Выбор уставки токового органа с пуском по вектору разности фазных токов IL, действующего на блокировку

Уставки выбираются одинаковыми для обоих комплектов, т.к. в формулы для расчета входит один и тот же наибольший из максимальных рабочих токов по концам линии.

Уставка выбирается исходя из обеспечения пуска передатчика при внешних симметричных КЗ с большим током.

2) Выбор уставки токового органа с пуском по вектору разности фазных токов IL, действующего на отключение

Уставка выбирается исходя из отстройки от того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления.

принимается равным 1,т.к. линия без ответвлений.

2.1.2.1.2 Выбор уставки токовых органов с пуском по току обратной последовательности I2

1) Выбор уставки токового органа с пуском по току обратной последовательности I2, действующего на блокировку

Для обоих полукомплектов уставки выбираются одинаковыми, т.к. в формулы для расчета входит один и тот же 1л бл уст.

Уставка токового органа с пуском по току обратной последовательности I2 бл уст выбирается исходя из отстройки от тока небаланса, определяемого погрешностями ТТ, частотными небалансами фильтров обратной последовательности и погрешностями их настройки, а также небалансами нагрузочного режима сети.

где - расчетный ток небаланса обратной последовательности;

- коэффициент отстройки принимается равным =1,3;

- коэффициент возврата принимается равным =0,9.

где - уставка блокирующего токового органа с пуском по IL;

- полная погрешность ТТ принимается равной =0,03, согласно ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

- коэффициент частотной зависимости ФТОП по данным разработчика принимается равным =0,23;

Df - относительная погрешность отклонения частоты принимается равным Df=0,03;

Dф - относительная погрешность настройки фильтра с учётом погрешности датчиков тока принимается равным Dф=0,005;

- коэффициент несимметрии тока обратной последовательности принимается равным к2 несим=0,02, согласно ГОСТ 13109 Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения.

2) Выбор уставки токового органа с пуском по току обратной последовательности I2, действующего на отключение

Уставка выбирается исходя из следующих критериев:

- отстройки от уст того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления

где - коэффициент ответвления;

- уставка блокирующего токового органа с пуском по I2;

- коэффициент отстройки принимается равным =1,5.

- отстройки от составляющей обратной последовательности емкостного тока линии, обусловленной кратковременной несимметрией при включении линии под напряжение.

где: - коэффициент отстройки, учитывающий необходимый запас на увеличение емкостного тока в переходном режиме, принимается равным

- коэффициент ответвления;

- емкостной ток обратной последовательности на 1 км линии;

L - длина линии.

Окончательно уставка выбирается наибольшей из и :

3) Определение коэффициента чувствительности токового отключающего органа I2

Рассчитывается коэффициент чувствительности для каждого полукомплекта.

где: - минимальный ток КЗ обратной последовательности;

- уставка отключающего токового органа с пуском по I2.

Полукомплект 2.1:

Полукомплект 2.2:

Так как , то необходимо загрубить уставку до для полукомплекта с меньшей чувствительностью, то есть для полукомплекта 1.2. Данная уставка будет одинакова для обоих полукомплектов.

= .

Уточнение уставки :

2.1.2.1.3 Выбор уставки органа направления мощности нулевой последовательности М0

Так как на линии W2 нет отпаек, то расчет уставки органа направления мощности нулевой последовательности не нужен.

2.1.2.1.4 Выбор уставки токового органа с пуском по приращению DI2

1) Выбор уставки токового органа с пуском по приращению DI2, действующего на блокировку

Алгоритм этого органа обеспечивает отстройку от тока небаланса обратной последовательности при максимальном токе качаний, от изменения тока при тяговой нагрузке и всех небалансов максимального рабочего режима, связанных с погрешностями ТТ и фильтра.

, где

- коэффициент отстройки принимается равным =0,7.

2) Уставка токового органа с пуском по приращению DI2, действующего на отключение

Уставка выбирается исходя из отстройки от уставки блокирующего токового органа с пуском по приращению .

где - коэффициент отстройки принимается равным =2.

Коэффициент чувствительности Kч не проверяется.

2.1.2.1.5 Выбор уставки токового органа с пуском по приращению DI1

1) Выбор уставки токового органа с пуском по приращению DI1, действующего на блокировку

Алгоритм этого органа обеспечивает отстройку от тока небаланса прямой последовательности при максимальном токе качаний, от изменения тока при тяговой нагрузке и всех небалансов максимального рабочего режима, связанных с погрешностями ТТ и фильтра. По данным разработчика необходимо выбирать в 4 раза больше, чем .

где - коэффициент отстройки принимается равным =4.

2) Выбор уставки токового органа с пуском по приращению DI1, действующего на отключение

По данным разработчика необходимо выбирать в 4 раза больше,

чем . ,

где - коэффициент отстройки принимается равным =4.

2.1.2.1.6 Орган манипуляции. Коэффициент комбинированного фильтра токов

Коэффициент комбинированного фильтра токов K определяется исходя из расчета необходимой чувствительности при несимметричных КЗ в минимальном, с точки зрения токов КЗ, режиме работы линии с обеспечением предпочтительного сравнения векторов токов с учетом тока нагрузки. Чем больше K, тем меньше влияние токов нагрузки в режиме, предшествующем КЗ. Однако, следует учитывать, что при больших значениях этого коэффициента возрастает влияние тока небаланса ТТ при внешних симметричных КЗ на правильность измерения фазы первичного тока.

Так как расчет токов КЗ производился без учета тока нагрузки, то K рассчитывается по формуле:

где - ток обратной последовательности однофазного КЗ на землю;

- ток нагрузки.

ПК 2.1:

, соответственно примем

ПК 2.2:

, соответственно примем

Окончательно коэффициент манипуляции примем равным 6.

Определение коэффициента чувствительности манипуляции при симметричных КЗ.

Так как пуск органа манипуляции происходит при токе, равном I2бл уст, то коэффициент чувствительности манипуляции при несимметричных КЗ необходимо рассчитывать по формуле:

Определение коэффициента чувствительности манипуляции при симметричных КЗ

По данным разработчика разрешение на манипуляцию происходит при токе, равном I2бл уст, поэтому коэффициент чувствительности необходимо определять так:

2.1.2.1.7 Орган сравнения фаз. Выбор уставки по углу блокировки

Уставка Фбл определяется исходя из условия селективной работы при внешнем КЗ с максимальным углом между векторами напряжений на выходе органов манипуляции по концам линии. Этот угол в основном зависит от погрешностей ТТ, в особенности, если они разнотипны по концам линии, от длины линии, а так же, если на линии будут устанавливаться разнотипные защиты: микропроцессорная и электромеханическая. Так как длина линии 80 км Ф_бл=60^o.

2.1.2.1.8 Выбор уставки реле сопротивления Zоткл

1) Выбор уставки реле сопротивления Zоткл по активной составляющей Rоткл

Уставка по активной составляющей Rоткл определяется исходя из отстройки от минимального сопротивления нагрузки линии.

- минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме рассчитывается по выражению (1);

- минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме рассчитывается по выражению (2);

Фмч - угол максимальной чувствительности;

Kн - коэффициент надежности принимается равным Kн=1,6.

(1)

(2)

где Фн - угол нагрузки ().

Проверка чувствительности при КЗ через R переходное.

Необходимо сравнить замер активного сопротивления при КЗ на шинах ПС ответвления и активное сопротивление линии и выбрать наибольшее:

где Rдуги - активное сопротивление дуги.

I1(3)I - максимальный ток трехфазного КЗ со стороны полукомплекта 1;

I1(3)II - максимальный ток трехфазного КЗ со стороны полукомплекта 2;

должно быть меньше или равно 0,7* Rоткл уст:

Если неравенство не выполняется, то защита не проходит по чувствительности.

2) Выбор уставки реле сопротивления Zоткл по реактивной составляющей Xоткл:

Уставка по реактивной составляющей сопротивления ИО Хоткл определяется исходя из критерия:

Надежный охват всей длины линии - Хоткл L уст.

Так как длина линии W2<150 км, то

Хоткл уст=76,2 Ом.

Окончательный выбор уставок по R и X производится после проверки чувствительности с учетом R дуги по программе АРМ (влияние дуги будет точнее): т.е. рассчитываются максимальные замеры Rчувст и Хчувст при КЗ в конце линии и на подстанциях ответвлений, при этом должно выполняться неравенство:

3) Выбор уставки реле сопротивления Zоткл по углу максимальной чувствительности

Угол максимальной чувствительности вычисляется алгоритмом защиты, исходя из заданных удельных параметров линии. Ниже приводятся формулы для его расчета:

Угол наклона характеристики ИО Zоткл к оси R:

где Х1 уд - реактивное удельное сопротивление ВЛ прямой последовательности;

R1 уд - активное удельное сопротивление ВЛ прямой последовательности.

Угол наклона характеристики ИО Zоткл к оси Х:

2.1.2.1.9 Выбор уставки реле сопротивления Zотв

Выбор уставки не требуется, так как на линии нет ответвлений. Программная накладка XB1 в положении 1.

2.1.2.1.10 Выбор уставки токового органа с пуском по току нулевой последовательности I0, действующего на блокировку и отключение

В большинстве случаев уставки по току нулевой последовательности необходимо выбирать самыми грубыми, так как наличие пуска блокировки по I0 может привести к отказу защиты.

В связи с тем, что манипуляция ВЧ сигнала осуществляется преимущественно током обратной последовательности (нулевая последовательность в сигнале манипуляции исключена), указанные ПО можно не использовать вообще. В этом случае устанавливается режим ДФЗ / Логика работы / ПО Io | выведен.

ДФЗ линии W1 рассчитывается аналогичным образом.

2.1.3 Резервные защиты линии

На ВЛ 220 кВ используется терминал ступенчатых защит типа 7SA522 предназначенный для резервной защиты воздушной линии (ВЛ).

Терминал содержит пять независимых ступеней и дополнительно одну управляемую ступень дистанционной защиты (ДЗ), четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности (ТНЗНП), междуфазную токовую отсечку (МФО). Имеется возможность ускорения работы защит путем взаимодействия с аналогичными защитами, установленными на другом конце линии, с использованием высокочастотных сигналов телеотключения и (или) телеускорения (ВЧС).

Схема дистанционной защиты содержит:

- пять основных направленных ступени;

- одну управляемую ступень;

- блокировку при качаниях (БК);

- блокировку при неисправностях в цепях переменного напряжения (БНН);

- цепи логики и органы выдержек времени.

Схема ТНЗНП содержит четыре направленных ступени, включающих:

- реле тока нулевой последовательности;

- реле направления мощности нулевой последовательности (РНМНП);

- цепи логики и органы выдержек времени.

Схема МФО содержит:

- три фазных реле максимального тока;

- цепи логики.

2.1.3.1 Дистанционная защита линий

На комплексной плоскости сопротивлений зоны срабатывания дистанционной защиты от междуфазных КЗ, входящей в состав терминала 7SA 522, в зависимости от заказа, представляются либо полигональными многоугольными характеристиками, каждая из которых ограничивается прямыми направления, прямой, параллельной оси абсцисс по реактивной составляющей, и прямой, параллельной вектору полного сопротивления защищаемой линии по активной составляющей сопротивлений, либо круговыми характеристиками.

При полигональных характеристиках ограничения по активной составляющей сопротивления могут устанавливаться раздельно. Для первой ступени можно задать угол б, определяющий наклон верхней границы характеристики в I квадранте комплексной плоскости. Указанное может потребоваться в том случае, если ожидаются КЗ с большими переходными сопротивлениями на защищаемой линии с двухсторонним питанием и при передаче по ней значительной активной мощности в защищаемом направлении, - с целью предотвращения излишнего срабатывания I ступени из-за снижения замера сопротивления.

Защита имеет пять независимых зон Z1, Z2, Z3, Z4 и Z5, а также дополнительную управляемую зону Z1B. На рисунке 2.3 представлены зоны срабатывания дистанционной защиты, имеющей полигональные характеристики.

Каждая из зон имеет уставки со следующими пределами выполнения:

X - реактивное сопротивление (расстояние), при всех видах КЗ, в диапазоне (0,05ч250) Ом вт.;

R ? ограничения по активному сопротивлению при междуфазных КЗ, в диапазоне (0,05ч250) Ом вт.;

RE ? ограничения по активному сопротивлению при однофазных КЗ, в диапазоне (0,05ч250) Ом вт.;

Т ? выдержки времени срабатывания зон в диапазоне - (0,00ч30,00) с;

б - угол наклона верхней границы характеристики срабатывания I ступени (0ч30)°.

Для 1, 2-й и управляемой зоны Z1B возможно использование раздельных выдержек времени.

Управляемая зона Z1B предназначена для организации телеускорения, автоматического ускорения и вводится в работу принудительно по факту управляющих команд. Каждая из ступеней защиты в соответствии с задаваемым параметром MODUS может быть: вперед направленной, обратно направленной или ненаправленной.

В общем случае многоугольник характеристик представляет собой параллелограмм, задаваемый отрезками по осям координат R и X, а также углом наклона ц_Л ? близким к характеристическому углу линии .

Сектор нагрузки с параметрами R_нагр. и ц_нагр. может вырезать из многоугольников характеристик область сопротивления нагрузки. Задаваемые параметры ц_Л, R_нагр., ц_нагр. ? для всех зон одинаковы. При этом следует учитывать диапазон задаваемых значений:

ц_Л ? 30ч89°;

R_нагр. ? 0,10ч250 Ом;

ц_нагр. ? 20ч60°;

Прямые направленности характеристик для дистанционных органов проходят под углами 120° и -22° на комплексной плоскости сопротивлений.

В качестве обратно направленной ступени рекомендуется использовать Z3, т.к. только она обеспечивает быстрое срабатывание с наименьшим временем в обратном направлении.

Фиксация пуска защиты происходит при срабатывании измерительного органа любой из ступеней дистанционной защиты. Если в зоне срабатывания оказывается сопротивление более одного контура измерения, то, прежде всего достоверным считается меньшее из них. Кроме того, достоверными также считаются те контуры, сопротивление которых не превышает меньшее более чем на 50%. Контуры с большим сопротивлением исключаются из обработки.

Расчет сопротивлений при междуфазных КЗ осуществляется согласно [13] и [14] по расчетному выражению

где , , , ? значения фазных напряжений и токов в месте установки защиты.

Расчет уставок защиты производится в первичных величинах, задание уставок предусмотрено во вторичных величинах.

Условие срабатывания для всех ступеней с полигональными характеристиками будет:

где , ? принятые значения уставок по реактивному и активному сопротивлению n-ступени;

р ? переменная, для ненаправленной характеристики изменяется в пределах (-1 ? р ? 1);

? характеристический угол линии.

Выбор уставок дистанционной защиты линий

Расчет уставок производится согласно [13] и [14].

2.1.3.1.1 Выбор уставок первой ступени дистанционной защиты

Требования к первой ступени.

Обеспечение надежности селективного отключения междуфазных КЗ на линии без выдержки времени, с использованием телеускорения, за счет перекрытия зон действия ступени с двух сторон линии.

Выбор уставок X1

Выбор уставки реактивного сопротивления X1 производится по условию перекрытия первых зон с обеих сторон при металлических КЗ на защищаемой линии.

Где - реактивная составляющая сопротивления прямой последовательности, определяемая при трехфазном металлическом КЗ в конце защищаемой линии;

- коэффициент, определяющий значение зоны действия первой ступени защиты с учетом погрешностей измерительных трансформаторов, дистанционных органов и параметров сети.

Для ВЛ 220 кВ, имеющих меньшие значения Rпер.рас. и перетоков мощности, как правило, достаточно произвести отстройку от расчетных значений при металлическом трехфазном КЗ на шинах противоположного конца ВЛ.

Выбор уставок R1

Выбор уставки по активному R1 сопротивлению производится по условию обеспечения чувствительности при КЗ соответствующего вида через в конце зоны действия уставки X1:

- в режиме транзита;

- максимальное значение замера R1 в защите при трехфазных КЗ в конце зоны действия первой ступени соответствующей принятому коэффициенту охвата.

- значение замера X1, соответствующее условию КЗ, в котором получено значение замера .

Для линий напряжением 220 кВ принимается

Уставка R1 для защит 2 - 8 рассчитывается аналогично и принимается равной 5,5 Ом.

2.1.3.1.2 Выбор уставок второй ступени дистанционной защиты

Выбор рассмотрен для «обратных концов» соответствующих линий.

Требования ко второй ступени.

Обеспечение надежного отключения междуфазных КЗ по всей длине линии, а также обеспечение селективности действия при КЗ за пределами линии.

Выбор уставки X2

1) По условию отстройки действия защиты от КЗ на шинах за АТ, на противоположном конце ВЛ.

При средних значениях X_ATв схеме замещения, приведенных к номинальному напряжению, рекомендуется принимать ;

- минимальное значение X1, определяемое при трехфазном КЗ на шинах за АТ в расчетном режиме выдачи максимальной мощности. В качестве расчетного режима следует рассматривать максимальное число работающих АТ на шинах смежного напряжения.

2) По условию согласования с защитами смежных элементов.

Чувствительность второй ступени проверяется при металлическом КЗ в конце защищаемого участка.

Защита 1

Расчетным является выражение дающее меньшее .

При выбранном таким образом проверяется чувствительность второй ступени при металлическом КЗ в конце защищаемого участка.

Вторая ступень защиты удовлетворяет требованию чувствительности.

Защита 2

Проверяется чувствительность второй ступени при металлическом КЗ в конце защищаемого участка.

Ступень удовлетворяет требованиям чувствительности.

Защита 3

Расчетным является выражение дающее меньшее .

Ступень удовлетворяет требованиям чувствительности.

Защита 4

Проверяется чувствительность второй ступени при металлическом КЗ в конце защищаемого участка.

Защита 5 аналогично защите 3

Защита 6 аналогично защите 4

Выбор уставок R2

Выбор уставки по активному R2 сопротивлению производится по условию обеспечения чувствительности при КЗ соответствующего вида в конце линии через :

- в режиме транзита;

- максимальное значение замера R2 в защите при трехфазных КЗ в конце зоны действия первой ступени соответствующей принятому коэффициенту охвата.

- значение замера X1, соответствующее условию КЗ, в котором получено значение замера .

Для линий напряжением 220 кВ принимается

Уставка R2 для защит 2 - 8 рассчитывается аналогично и принимается равной 5,5 Ом.

Выбор уставок времени срабатывания T2

где - время срабатывания ступени защиты, с которой производится согласование, принимается большее из времен срабатывания;

- наибольшее время действия УРОВ присоединений на противоположном конце линии, с учетом отключения смежных выключателей. Принимать время = 0,2ч0,25 с (в зависимости от типа выключателей), с учетом отключения смежных выключателей. Для электромеханических УРОВ рассматриваются конкретные схемы и уставки УРОВ.

- ступень селективности, которая должна приниматься:

при согласовании с цифровыми защитами Дt = 0,1 с;

при согласовании с защитами с электронными реле времени Дt ? 0,2 с;

при согласовании с защитами с электромеханическими реле Дt ? 0,3 с.

2.1.3.1.3 Выбор уставок третьей ступени дистанционной защиты

Требования к третьей ступени

Третью ступень дистанционной защиты рекомендуется использовать с обратно направленной зоной действия. Указанное может быть целесообразным в следующих случаях:

- обеспечение резервирования защиты шин;

- определение обратного направления мощности для блокирующей или разрешающей схем телеускорения;

- повышение чувствительности дальнего резервирования.

Данная ступень вводится для обеспечения резервирования защиты шин 220 кВ и устанавливается на защитах 2, 4 и 6.

Выбор уставок по условию обеспечения резервирования защиты шин «за спиной»

Аналогичен выбору уставок II ступени дистанционной защиты с противоположной стороны линии, с учетом исключения из замера реактивного сопротивления линии. Выдержка времени принимается по условиям II ступени ДЗ. Возможно автоматическое ускорение ступени при опробовании шин действием АПВ шин или ручным включением выключателя присоединения. В этом случае пусковыми факторами автоматического ускорения должны быть контакты включающего реле АПВ шин или реле команды 'включить' из схемы управления выключателя, с обязательным контролем отсутствия напряжения на шинах. Ввод автоматического ускорения ? на время больше собственного времени включения выключателя и работы схемы УРОВ. Для элегазовых выключателей, при использовании электронных схем УРОВ можно принимать 0,3-0,4 с.

Защита 2

Защиты 4 и 6 рассчитываются аналогично.

Уставки R3 принимаются равными уставкам второй ступени противоположного конца ВЛ.

2.1.3.1.4 Выбор уставок четвертой ступени дистанционной защиты

Требования к четвертой ступени

- Отключение междуфазных КЗ на своей линии.

- Обеспечение селективности действия при КЗ за пределами линии.

Выбор уставки X4

По условию согласования с действием защит смежных элементов сети.

Защита 1

Определяем сопротивление срабатывания дистанционной защиты трансформатора.

Выбираем минимальное значение.

Защита 3

Защита 5 аналогично защите 3

Уставка R4 выбирается аналогично уставке R2.

Выбор уставки T4

Выбирается из условия согласования с защитами смежных элементов.

- время срабатывания защиты, с которой ведется согласование.

- ступень селективности (0,2 - 0,4 сек в зависимости от собственного времени отключения выключателей и типа защит с которыми ведется согласования).

Принимаем T4 = 0,55.

2.1.3.1.5 Выбор уставок пятой ступени дистанционной защиты

Требования к пятой ступени

- Обеспечение дальнего резервирования действия защит смежных элементов сети.

- Обеспечение селективности действия при КЗ за пределами линии.

Выбор уставок дистанционных измерительных органов ступени.

Определяющими условиями при выборе уставок измерительных органов является их отстройка от максимальных нагрузочных режимов как по активной, так и по реактивной мощности.

Первичное сопротивление срабатывания выбирается по коэффициенту чувствительности.

(при КЗ в конце смежного участка).

Для защиты 1:

Расчетным является выражение дающее большее .

Для защиты 2:

Для защиты 3,5:

Расчетным является выражение дающее большее .

Для защит 4,6:

Выбор уставок R5 выполняется аналогично уставкам R2. R5 = 5,5 Ом.

Выбор уставки времени срабатывания пятой ступени.

Уставка времени срабатывания рассчитывается по условиям согласования с защитами смежных элементов сети по встречно ступенчатому принципу. Принимаем Т5 = 1,5 сек для всех защит.

2.1.3.2 Токовая направленная защита от КЗ на землю

Токовая защита нулевой последовательности содержит:

- три ступени максимальной токовой защиты нулевой последовательности с независимыми характеристиками выдержек времени;

- ступень максимального тока нулевой последовательности с токозависимой характеристикой выдержки времени.

Эти четыре ступени независимы друг от друга и могут комбинироваться в любой последовательности. Если токозависимая ступень не требуется, то ее можно использовать, как четвертую независимую ступень.

Ниже приведены только параметры выбора уставок ступеней ТНЗНП в виду сложности расчета.

Выбор уставок I ступени ТНЗНП

Первая ступень защиты выполняется без выдержки времени

Ток срабатывания первой ступени защиты линий (отсечка без выдержки времени) выбирается по условию отстройки от:

- Утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты, при КЗ на землю на шинах противоположной подстанции

- Броска тока намагничивания трансформаторов, имеющих глухозаземленные нейтрали и включаемых под напряжение при включении линии:

- Утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты в кратковременном неполнофазном режиме, возникающем при неодновременном включении фаз выключателя, подающего напряжение на защищаемую линию, и самозапуске двигателей нагрузки трансформаторов, питаемых от защищаемой линии, при работе хотя бы одного из этих трансформаторов с глухозаземленной нейтралью:

Выбор уставок II ступени ТНЗНП

Выдержка времени второй ступени защиты должна быть согласованна с выдержками времени первых ступеней защит смежных элементов, с которыми рассматриваемая вторая ступень согласуется по току срабатывания:

Ток срабатывания второй ступени защиты линий (отсечка с выдержкой времени) выбирается по условию:

- Согласования с первыми ступенями защит смежных линий:

- Отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю за трансформатором приемной подстанции на стороне его, примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью:

- отстройки от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при КЗ между тремя фазами за трансформаторами питаемых подстанций:

Выбор уставок III ступени ТНЗНП

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласованна с выдержками времени вторых ступеней защит смежных элементов, с которыми рассматриваемая третья ступень согласуется по току срабатывания:

Ток срабатывания третьей ступени защиты линий (отсечка с выдержкой времени) выбирается по условию:

- Согласования с вторыми ступенями защит смежных линий:

- Отстройки от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при КЗ между тремя фазами за трансформаторами питаемых подстанций:

Выбор уставок IV ступени ТНЗНП

Выдержка времени четвертой ступени согласовывается с временем срабатывания последних ступеней защит смежных элементов:

Ток срабатывания четвертой ступени защиты линий выбирается по условию отстройки от:

- Тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при КЗ между тремя фазами за трансформаторами питаемых подстанций:

- Тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при переходном значении тока в месте установки защиты после отключения внешнего КЗ:

2.2 Релейная защита элементов подстанции

2.2.1 Релейная защита автотрансформатора

Для автотрансформаторов мощностью 200 МВА должны быть предусмотрены средства защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

- витковых замыканий в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла;

- «пожара» стали.

В соответствии с [1] и [11] на автотрансформаторах подстанций с высшим напряжение 220 кВ предусмотрены следующие защиты:

Основные защиты - реагируют на все виды повреждений автотрансформатора и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени (с минимальной выдержкой времени). К основным защитам относятся:

а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью, а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной нейтралью;

б) газовая защита от замыканий внутри кожуха объекта, сопровождающихся выделением газа, а также при резком понижении уровня масла;

в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (добавочный трансформатор, синхронный компенсатор, участки ошиновки).

Резервные защиты - резервируют основные защиты и реагируют на внешние КЗ, действуя на отключение автотрансформатора и разделение сети в общем случае с несколькими выдержками времени на отключение выключателей РУ ВН, СН, НН. Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:

- МТЗ без пуска по напряжению;

- МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

- Токовые защиты обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ;

- дистанционные защиты автотрансформаторов.

Резервные защиты от коротких замыканий на землю выполняются в виде токовых защит нулевой последовательности.

Защиты действующие на сигнал:

а) МТЗ от перегрузки устанавливается со стороны питания, для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питанием защита от перегруза устанавливается на каждой стороне объекта, а для автотрансформаторов еще и на стороне нулевого вывода общей части обмотки; защита выполняется с токовым реле в одной фазе и независимой выдержкой времени, действующей на сигнал;

б) газовая защита, действующая на сигнал при медленном выделении газа.

В данном проекте в качестве основной защиты выбрана токовая дифференциальная защита автотрансформатора и газовая защита. В качестве резервной защиты от междуфазных КЗ выбрана дистанционная защита. Защита от коротких замыканий на землю выполнена в виде токовой защиты нулевой последовательности.

В данном проекте для реализации защит применяются МП терминалы фирмы Siemens. Расчеты проводятся по руководящим указаниям фирмы Siemens.

2.2.1.1 Дифференциальная защита автотрансформатора

2.2.1.1.1 Основные положения

Каждый комплект ДТЗ ТI и ДТЗ ТII с учетом требований ближнего резервирования размещается в отдельном шкафу.

ДТЗ ТI (ДТЗ ТII) подключается к встроенным трансформаторам тока.

Трансформаторы тока, к которым подключается ДТЗ ТI (ДТЗ ТII), соединяются по схеме «звезда».

ДТЗ ТI (ДТЗ ТII) действует без выдержки времени на:

- отключение автотрансформатора;

- запрет АПВ (если предусмотрен пуск АПВ по цепи «несоответствия») выключателя АТ на стороне ВН;

- пуск УРОВ выключателей на сторонах ВН и СН АТ;

- пуск автоматики пожаротушения АТ.

В ДТЗ ТI (ДТЗ ТII) предусмотрено программное выравнивание входных токов по величине и по фазе с учетом группы соединения обмоток АТ.

Погрешность выравнивания не более 2% от номинального тока автотрансформатора.

Защита выполняется в виде чувствительной дифференциальной защиты и дифференциальной отсечки.

Защита выполняется с торможением для отстройки от токов небаланса при токах внешних КЗ до в установившихся и переходных режимах, а также при включении АТ под напряжение. Торможение может осуществляться от входных токов всех групп трансформаторов тока, к которым подключена защита.

Регулирование минимального тока срабатывания чувствительной дифференциальной защиты () должно осуществляться в пределах АТ.

Минимальная уставка по минимальному току срабатывания ДТЗ ТI (ДТЗ ТII) должна обеспечивать отстройку от любых (периодических и апериодических) бросков тока намагничивания.

Коэффициент торможения () должен регулироваться в пределах от 0.2 до 0.8, если торможение осуществляется от арифметической суммы (полусуммы) входных токов (от всех групп трансформаторов тока).

Для отстройки от бросков тока намагничивания может использоваться блокировка, действующая при превышении заданного соотношения второй (I_{diff 2} при f=2f_ном) и основной (I_diff при f=f_ном) гармоник дифференциального тока. Уставка срабатывания блокировки по второй гармонике (I_{diff 2} / I_diff) может изменяться в пределах от 8 до 20% .

Регулирование минимального тока срабатывания дифференциальной отсечки ( _ДО) должно осуществляться в пределах АТ.

Время срабатывания ДТЗ ТI (ДТЗ ТII) при токе, превышающем двукратное значение тока срабатывания должно быть не более 0.03 с.

ДТЗ ТI (ДТЗ АТII) должна правильно функционировать при КЗ в зоне её действия при значении полной погрешности трансформаторов тока до 50% в установившемся режиме, вызванной их насыщением при работе на активную нагрузку и при значениях первичных токов КЗ до, а также при внешних КЗ при значении полной погрешности трансформаторов тока до 10% в установившемся режиме, вызванной их насыщением при работе на активную нагрузку и при значениях первичных токов КЗ до .

2.2.1.1.2 Расчет параметров срабатывания

Расчет проиводится согласно [15], [16].

Напряжения в зависимости от положения переключателя РПН

Минимальное положение РПН:

Среднее положение РПН:

Максимальное положение РПН:

Определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определяем соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы. Расчеты сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		220 кВ	110кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого тр-ра, соответ. его номинальной мощности, А
Схема соединения трансформаторов тока	-		Y	D
Коэффициент трансформации трансформаторов тока		400/1	600/1	3000/5

В соответствии с требованиями фирмы и с [1] трансформаторы тока, предназначенные для питания цепей тока устройств РЗ и А от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям:

а) Все устройства РЗ и А должны подключаться к обмоткам трансформаторов тока класса точности 10Р или 5Р для защищаемого оборудования. При этом номинальный вторичный ток этих трансформаторов тока должен быть: для сторон ВН, СН и нейтрали 1 А, а для стороны НН 5 А; в случае подключения РЗ и А к нескольким группам трансформаторов тока отношение номинального первичного тока трансформаторов тока к номинальному току соответствующей стороны АТ должно быть в пределах для каждой группы используемых трансформаторов тока (требование фирмы Сименс). В этом случае погрешность программного выравнивания будет находиться в допустимых пределах.

б) В целях предотвращения излишних срабатываний РЗ при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока не должна превышать 10%.

в) Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при коротких замыканиях в начале защищаемой зоны не должна превышать 50%.

Однако выполнение указанных требований не всегда позволяет обеспечить правильное действие релейной защиты, поскольку все расчеты по погрешностям трансформаторов тока производятся в установившихся режимах КЗ и не учитывают в должной степени переходных режимов, а также остаточного намагничивания сердечников.

Этот вопрос требует дальнейшего серьезного и тщательного исследования.

Трансформаторы тока, используемые для РЗ АТ должны с запасом иметь:

- номинальную предельную кратность не менее 20;

- номинальную вторичную нагрузку не менее 30 ВА (класс 5Р) или 40 ВА (класс 10Р), для трансформаторов тока сторон ВН или СН;

- номинальную вторичную нагрузку не менее 20 ВА (класс 5Р) или 30 ВА (класс 10Р), для трансформаторов тока, встроенных со стороны вводов к нейтрали или стороны НН.

В соответствии с пунктом а) вышеописанных требований необходимо проверить значение коэффициента на всех сторонах АТ, который равен отношению номинального первичного тока () трансформатора тока (ТА) соответствующей стороны АТ, к номинальному току соответствующей стороны АТ ().

Коэффициенты должны рассчитываться следующим образом:

- для трансформаторов тока (ТА1), встроенных в высоковольтные вводы стороны ВН АТ

- для трансформаторов тока, встроенных в высоковольтные вводы стороны СН АТ

- для встроенных или выносных трансформаторов тока ТА3 стороны НН АТ

где - номинальный ток соответствующей стороны АТ;

, , - соответственно номинальный первичный ток трансформаторов тока ВН, СН и НН.

Значение , и для каждой стороны АТ должно быть в пределах 0.1258. В этом случае выравнивание токов в ДТЗ АТ осуществляется только программно.

Если эти значения (хотя бы одной стороны) выходят за указанные пределы, то с той стороны АТ, где это не выполняется, в цепях тока ДТЗ должны быть установлены промежуточные трансформаторы (TL) типа 4АM5170 фирмы Сименс для дополнительного выравнивания токов.

Расчет коэффициентов приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Наименование величины			Расчет
	0,4	0,314
	0,6	0,596
	3	6,873

Как видно из расчета все коэффициенты не превышают допустимых пределов следовательно, установка промежуточные трансформаторы (TL) типа 4АM5170 не требуется.

Учёт положения рабочей отпайки РПН для устранения тока небаланса:

- терминал подключается к датчику положения отпайки РПН при известной отпайке, известен текущий коэффициент трансформации, который и подставляется в расчётные соотношения, для российских условий этот вариант неприемлем из-за низкой надёжности российского датчика положения РПН;

- косвенная оценка реального РПН по соотношению токов нагрузочного режима.

Дифференциальная защита из терминала типа 7UT633 содержит чувствительный и грубый орган - дифференциальную отсечку.

Ток срабатывания (дифференциальный) чувствительного органа защиты равен геометрической сумме входных токов.

Ток торможения (стабилизации) равен арифметической сумме входных токов.

Характеристика срабатывания чувствительного органа защиты из терминала 7UT633 в координатах ; представляет собой ломаную линию (см. рисунок 2.4), состоящую из горизонтального и наклонного участков. Координаты их точки пересечения соответствуют и , где - ток «начала торможения», - первичный минимальный ток срабатывания чувствительного органа защиты при отсутствии торможения.

Наклон второго участка характеристики определяется коэффициентом торможения.

Терминал даёт возможность иметь характеристику срабатывания с двумя наклонными участками с разными углами наклона (коэффициентами торможения). Второй наклонный участок, соответствует большему коэффициенту торможения при высоких кратностях тока КЗ, ведущих к насыщению ТТ.

Расчет характеристики срабатывания защиты

Диапазон регулирования РПН

По рекомендации фирмы «Siemens»:

Дифференциальный ток:

Ток торможения:

Угол наклона 1:

Максимальный ток КЗ (сторона ВН)

о.е.

0,197

Базовая точка 1:

Определение базовой точки 2:

Начальный ток торможения второго наклонного участка:

По рекомендации фирмы «Siemens» выбираем угол наклона второго участка:

Первичный минимальный ток срабатывания чувствительного органа защиты при отсутствии торможения должен определяться по условиям:

а) отстройки от расчетного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем «началу торможения».

Где - коэффициент отстройки;

- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформаторов тока в режиме «начала торможения»;

- составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения выпрямительного трансформатора под нагрузкой в режиме «начала торможения» будет отсутствовать т.к. терминал снабжается датчиком положения РПН, коэффициенты трансформации уже заранее известны при различных положениях РПН следовательно устраняется небаланс, вызванный различным положением РПН.

Где - коэффициент учета переходного режима;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- полная погрешность трансформаторов тока при расчетной вторичной нагрузке и номинальном первичном токе;

- первичный тормозной ток, соответствующий «началу торможения»;

- принятое относительное значение тока «начала торможения», равное 1.

15,689

б) отстройка от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение;

в) обеспечение не действия защиты от тока небаланса переходного режима внешнего КЗ, соответствующего режиму «начала торможения»;

для условий по пп. б) и в) достаточно, чтобы

Кроме того, в терминале 7UT633 предусмотрено дополнительное торможение от второй и пятой гармонических составляющих, возможных в дифференциальном токе при этих случаях.

Наибольшее значение из рассчитанных по пп. а),б),в) принимается в качестве минимального тока срабатывания функции чувствительного органа дифференциальной защиты из терминала 7UT633.

Первичный ток срабатывания дифференциальной отсечки определяется по условиям отстройки от:

а) броска намагничивающего тока, которая обеспечивается при уставке, равной (уставка рекомендована фирмой «Siemens»).

б) максимального первичного тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ или качаний.

Где - коэффициент учета переходного режима внешнего КЗ или качаний;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ или качаний; - коэффициент токораспределения, равный отношению слагающей тока расчетного внешнего КЗ, проходящей на стороне, где производится регулирование напряжения, к току на стороне, где рассматривается КЗ;

- максимальный ток в защищаемом трансформаторе в одном из расчетных режимов.

Наибольшее значение принимается в качестве уставки дифференциальной отсечки.

Коэффициент торможения должен обеспечить отстройку защиты от максимального первичного тока небаланса, возникающего в переходном режиме внешнего КЗ или при качаниях.

где - коэффициент отстройки;

Проверка чувствительности защиты к КЗ

Нас интересуют условия, при которых через защищаемый АТР течет минимальный ток КЗ. Минимальный ток КЗ обеспечивается при следующих условиях: 1 АТ в работе, W1E и W2E отключены, кз на стороне ВН. Расчеты токов короткого замыкания производятся в ПВК «RastrKZ».

Тогда коэффициент чувствительности:

Защита удовлетворяет требованиям по чувствительности.

трансформатор распределительный напряжение кабельный

2.2.1.2 Газовая защита автотрансформатора

Газовая защита реагирует на газообразование внутри кожуха автотрансформатора, возникающее в результате разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги и иных факторов. Выделяющиеся в автотрансформаторе газы поступают в газовое реле, расположенное в трубопроводе между баком и расширителем, Газовое реле содержит два реагирующих элемента, действующих соответственно на сигнал и отключение.

Сигнальный элемент срабатывает при слабом газообразовании, характеризующим незначительные повреждения, после накопления определенного объема газа в реле. При сильном газообразовании, характеризующим серьезные повреждения, повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной скорости потока масла.

Газовая защита обладает высокой чувствительностью и в ряде случаев позволяет выявить опасные повреждения в начальной стадии их развития. На некоторые виды опасных повреждений (на замыкание малого числа витков обмоток, на пожар в стали сердечника, на некоторые неисправности переключателей ответвлений) реагирует только газовая защита, когда другие защиты не приходят при этом в действие.

2.2.1.3 Дистанционная защита автотрансформатора

Установка дистанционной защиты автотрансформатора обычно требуется по условию обеспечения требуемой чувствительности вторых ступеней дистанционных защит, установленных на противоположных концах смежных линий. Установка защиты по этому условию необходима, если удовлетворяется следующее неравенство:

Где - сопротивление срабатывания второй ступени защиты, установленной на противоположном конце линии, определенное по условию отстройки от КЗ за рассматриваемым автотрансформатором;

- сопротивление рассматриваемой линии;

- минимально возможное с учетом регулирования рассматриваемого автотрансформатора между сторонами высшего и среднего напряжений, приведенное к напряжению рассматриваемой линии;

k_ч - требуемый ПУЭ коэффициент чувствительности дистанционной защиты к КЗ в конце защищаемой линии.

Так как в сети 110 кВ дальнее резервирование часто не обеспечивается, то вторая ступень защиты направлена в сторону сети 110 кВ.

Защита питается от трансформаторов тока 110 кВ и трансформатора напряжения, установленного на выводе среднего напряжения автотрансформатора.

Выбранная первая ступень дистанционной защиты автотрансформатора должна соответствовать своему назначению, т.е. позволяет обеспечить требуемую чувствительность второй ступени дистанционной защиты линии 220 кВ.

Определяется первичное сопротивление срабатывания второй ступени защиты по условию требуемой чувствительности

Выдержка времени II^й ступени защиты автотрансформатора принимается из условия согласования с III^й ступенью защит линий 110 кВ, имеющей большую выдержку времени.

Сопротивление срабатывания каждой ступени при номинальном токе Iном=5 А должно регулироваться в диапазоне (0.1- 400) Ом/фазу по оси реактивных и активных сопротивлений.

Выдержки времени ступеней ДЗ ВН (ДЗ СН) должны регл-ся в диапазоне (0-10) с.

Коэффициент возврата дистанционного измерительного органа (ДИО) при угле максимальной чувствительности и токе не менее 2Iт.р должен быть не более 1.05.

При работе ДИО «по памяти» при трехфазных КЗ в месте установки защиты должна обеспечиваться длительность сигнала срабатывания на выходе ДИО не менее 0.06 с в диапазоне токов от 2Iт.р до 20Iном.

2.2.1.4 Токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю

Для резервирования отключения внешних КЗ на землю предусмотрены две токовые защиты нулевой последовательности:

- ТНЗНП на стороне 220кВ. Все ступени защиты направлены в сеть 220 кВ и действуют с первой выдержкой времени на деление стороны 220 кВ автотрансформатора, со второй выдержкой времени - на отключение выключателей 220 кВ автотрансформатора и с третьей выдержкой времени - на полное отключение автотрансформатора.

- ТНЗНП на стороне 110кВ. Все ступени защиты направлены в сеть 110кВ и действуют с первой выдержкой времени на деление стороны 110 кВ автотрансформатора, со второй выдержкой времени - на отключение выключателей 110 кВ автотрансформатора и с третьей выдержкой времени - на полное отключение автотрансформатора.

Первичный ток срабатывания первой и второй ступени выбирается по условиям:

1. Согласование по чувствительности соответственно с первой и второй ступенями от замыканий на землю смежных линий:

2. Ток срабатывания первой ступени должен отстраиваться от броска намагничивающего тока при включении под напряжение защищаемого АТ.

Выбранный по указанным выше условиям, ток срабатывания второй ступени проверяется по условию отстройки от тока небаланса, возникающего:

- при КЗ между тремя фазами на стороне НН АТ, если защита не согласована по времени с защитами от многофазных КЗ, установленных на стороне НН;

- при качаниях или асинхронном ходе;

Первичный ток срабатывания третьей ступени выбирается по условию отстройки от тока небаланса:

- в послеаварийном нагрузочном режиме по выражению:

Где - утроенный ток нулевой последовательности, обусловленный несимметрией в системе;

- ток небаланса в послеаварийном нагрузочном режиме;

Выдержка времени первой, второй и третьей ступеней защиты выбирается по условию согласования с соответствующими ступенями защит от замыканий на землю смежных линий.

Чувствительность определяется по выражению:

Где - утроенный ток нулевой последовательности в месте установки защиты при металлическом кз на землю одной фазы в расчетной точке.

2.2.2 Релейная защита шин 220 кВ

Защита шин 220 кВ выполнена с использованием МП терминалов типа 7SS52 производства фирмы SIEMENS.

Данный терминал содержит следующие функции:

- дифференциальную токовую защиту шин;

- устройство резервирования при отказе выключателя;

- защиту от КЗ в мертвой зоне выключателя присоединения;

- максимальную токовую защиту присоединения (не используется).

Дифференциальная защита шин, состоящая из центрального терминала типа 7SS522 и терминалов присоединений типа 7SS525, является универсальной, быстродействующей, селективной защитой от всех видов коротких замыканий.

Дифференциальный ток I _диф (Id) измерительного органа защиты равен геометрической сумме токов всех присоединений. Ток торможения (стабилизации) I _торм (Is) равен арифметической сумме этих токов.

Характеристика срабатывания дифференциальной токовой с торможением защиты в относительных координатах ( I_диф/I_{ном тт},I_торм./I_{ном тт}, где I _{ном тт} - номинальный ток трансформатора тока), представляет собой ломаную линию, состоящую из двух участков: горизонтального и наклонного (рисунок 2.5).

Точка пересечения участков характеристики срабатывания имеет координаты:

I s = I торм.нач - относительное значение тока «начала торможения»;

Id> = I с.з мин - минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения.

Второй участок характеристики срабатывания начинается в начале координат (см рис. 2.5). Тангенс угла наклона второго участка характеристики определяется значением коэффициента торможения Кторм, под которым понимается отношение приращений дифференциального тока к току торможения.

В качестве базового тока, по отношению к которому в центральном терминале задаются все уставки, принят наибольший из первичных номинальных токов трансформаторов тока присоединений.

Необходимо отметить, что указанная защита не имеет чувствительного дифференциального органа, который используется в отечественной практике в режиме опробования или АПВ шин.

Ниже приведены методические указания по расчету параметров срабатывания дифференциальной защиты шин.

Минимальный ток срабатывания защиты шин Iсз мин при отсутствии торможения I торм.нач., выбирается из двух условий:

- отстройки от расчетного тока небаланса в максимальном нагрузочном (рабочем) режиме, определяемом наибольшим из нагрузочных токов присоединений;

- отстройки от тока в защите в режиме обрыва провода во вторичных цепях трансформатора тока присоединения системы шин с наибольшим током нагрузки

Расчетным является второе условие.

Отстройка защиты от тока небаланса в переходном режиме внешнего КЗ обеспечивается торможением.

По первому условию минимальный ток срабатывания защиты определяется по выражению:

- коэффициент отстройки;

- составляющая тока небаланса, обусловленная различием погрешностей трансформаторов тока;

- коэффициент, учитывающий увеличение погрешности трансформаторов тока в результате наличия апериодической составляющей тока при внешних КЗ (принят равным 1, так как рассматривается нормальный режим работы присоединений);

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- относительное значение полной погрешности трансформатора тока в режиме, соответствующем «началу торможения»;

- наибольший из первичных номинальных токов трансформаторов тока присоединений 220 кВ;

- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью входных трансформаторов тока, погрешностью выравнивания токов плеч защиты и погрешностью АЦП терминала;

- относительное значение полной погрешности входных трансформаторов тока, выравнивания токов плеч защиты и АЦП терминала.

По второму условию минимальный ток срабатывания защиты определяется по выражению:

где - коэффициент отстройки.

Коэффициент торможения k_торм обеспечивает отстройку защиты от относительно больших значений тока небаланса, появляющегося в защите в переходном режиме внешнего КЗ.

Коэффициент торможения определяется по выражению:

где - коэффициент отстройки;

- максимальный ток небаланса в защите при внешнем КЗ и его составляющие;

- составляющая тока небаланса, обусловленная различием погрешностей трансформаторов тока при внешнем КЗ

- коэффициент учитывающий увеличение погрешности трансформатора тока в результате наличия апериодической составляющей в переходном режиме внешнего КЗ;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в переходном режиме внешнего КЗ;

- максимальный ток в защите при внешнем КЗ;

- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью промежуточных трансформаторов тока, погрешностью выравнивания токов плеч защиты и погрешностью АЦП терминала;

- ток торможения в защите при внешнем КЗ.

Ток «начала торможения» определяется по выражению:

Ток срабатывания функции контроля дифференциального тока в терминале определяется по выражению:

Коэффициент чувствительности защиты при токах торможения, не превышающих ток «начала торможения», определяется по выражению:

Коэффициент чувствительности защиты при токах торможения, превышающих ток «начала торможения», определяется по выражению:

где - минимальное значение дифференциального тока в защите при КЗ в защищаемой зоне;

- коэффициент торможения;

- ток торможения в защите.

- ток «начала торможения».

2.2.2.1 Расчеты параметров срабатывания дифференциальной защиты шин 220 кВ

Расчеты параметров срабатывания производятся согласно [17], [18]. Расчеты токов короткого замыкания производятся в ПВК «RastrKZ».

- ток КЗ на шинах ВН в минимальном режиме - W1 и W2 выведены из работы. Режим, когда W1 работает, а W2 и W3 выведены из работы, не рассматривается ввиду его малой вероятности.

Защита удовлетворяет условию чувствительности.

Глава 3. Требования по ОТ при проведении работ в электроустановках 35-220 кВ

3.1 Основные определения

Согласно [20]:

Бригада - группа из двух человек и более, включая производителя работ.

Верхолазные работы - работы, выполняемые на высоте более 5 м от поверхности земли, перекрытия или рабочего настила, над которым производятся работы непосредственно с конструкций или оборудования при их монтаже или ремонте, при этом основным средством, предохраняющим работника от падения, является предохранительный пояс.

Воздушная линия электропередачи - Устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.). За начало и конец воздушной линии электропередачи принимаются линейные порталы или линейные вводы РУ, а для ответвлений -- ответвительная опора и линейный портал или линейный ввод РУ

Вторичные цепи (вторичные соединения) - Совокупность рядов зажимов, электрических проводов и кабелей, соединяющих приборы и устройства управления, цепей, электроавтоматики, блокировки, измерения, релейной защиты, контроля и сигнализации

Допуск к работам первичный - допуск к работам по распоряжению или наряду, осуществляемый впервые.

Допуск к работам повторный - допуск к работам, ранее выполнявшимся по наряду, а также после перерыва в работе.

Заземление - преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки системы электроустановки или оборудования с заземляющим устройством.

Защитное заземление - заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности.

Зона влияния электрического поля - Пространство, в котором напряженность электрического поля превышает 5 кВ/м

Зона влияния магнитного поля - Пространство, в котором напряженность магнитного поля превышает 80 А/м

Знак безопасности (плакат) - Знак, предназначенный для предупреждения человека о возможной опасности, запрещении или предписании определенных действий, а также для информации о расположении объектов, использование которых связано с исключением или снижением последствий воздействия опасных и (или) вредных производственных факторов.

Инструктаж целевой - указания по безопасному выполнению конкретной работы в электроустановке, охватывающие категорию работников, определенных нарядом или распоряжением, от выдавшего наряд, отдавшего распоряжение до члена бригады или исполнителя.

Коммутационный аппарат - электрический аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи и снятия напряжения с части электроустановки (выключатель, выключатель нагрузки, отделитель, разъединитель, автомат, рубильник, пакетный выключатель, предохранитель и т.п.).

Наряд-допуск (наряд) - задание на производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и работников, ответственных за безопасное выполнение работы.

Охрана труда - согласно [21], система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия

Персонал административно-технический - руководители и специалисты, на которых возложены обязанности по организации технического и оперативного обслуживания, проведения ремонтных, монтажных и наладочных работ в электроустановках.

Персонал оперативный - персонал, осуществляющий оперативное управление и обслуживание электроустановок (осмотр, оперативные переключения, подготовку рабочего места, допуск и надзор за работающими, выполнение работ в порядке текущей эксплуатации).

Персонал оперативно-ремонтный - ремонтный персонал, специально обученный и подготовленный для оперативного обслуживания в утвержденном объеме закрепленных за ним электроустановок.

Персонал ремонтный - персонал, обеспечивающий техническое обслуживание и ремонт, монтаж, наладку и испытание электрооборудования.

Подготовка рабочего места - Выполнение до начала работ технических мероприятий для предотвращения воздействия на работающего опасного производственного фактора на рабочем месте

Присоединение - Электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам РУ, генератора, щита, сборки и находящаяся в пределах электростанции, подстанции и т.п. Электрические цепи разного напряжения одного силового трансформатора (независимо от числа обмоток), одного двухскоростного электродвигателя считаются одним присоединением. В схемах многоугольников, полуторных и т.п. схемах к присоединению линии, трансформатора относятся все коммутационные аппараты и шины, посредством которых эта линия или трансформатор присоединены к РУ

Работа без снятия напряжения на токоведущих частях или вблизи них (под напряжением) - работа, выполняемая с прикосновением к токоведущим частям, находящимся под напряжением (рабочим или наведенным), или на расстоянии от этих токоведущих частей менее допустимых.

Работы со снятием напряжения - работа, когда с токоведущих частей электроустановки, на которой будут проводиться работы, отключением коммутационных аппаратов, отсоединением шин, кабелей, проводов снято напряжение и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на токоведущие части к месту работы.

Рабочее место при выполнении работ в электроустановке - участок электроустановки, куда допускается персонал для выполнения работы по наряду, распоряжению или в порядке текущей эксплуатации.

Работы, выполняемые в порядке текущей эксплуатации - небольшие по объему (не более одной смены) ремонтные и другие работы по техническому обслуживанию, выполняемые в электроустановках напряжением до 1000 В оперативным, оперативно-ремонтным персоналом на закрепленном оборудовании в соответствии с утвержденным руководителем организации перечнем.

Работы на высоте - работы, при выполнении которых работник находится на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте 1,3 м и более. При невозможности устройства ограждений работы должны выполняться с применением предохранительного пояса и страховочного каната.

Работник, имеющий группу II-V - степень квалификации персонала по электробезопасности. (в правилах указываются минимально допускаемые значения групп по электробезопасности, т.е. в каждом конкретном случае работник должен иметь группу не ниже требуемой: II, III, IV или V.)

Распоряжение - задание на производство работы, определяющее ее содержание, место, время, меры безопасности (если они требуются) и работников, которым поручено ее выполнение, с указанием группы по электробезопасности.

Распределительное устройство - электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы.

Распределительное устройство открытое - распределительное устройство, где все или основное оборудование расположено на открытом воздухе.

Распределительное устройство закрытое - распределительное устройство, оборудование которого расположено в здании.

Часть токоведущая - Часть электроустановки, нормально находящаяся под напряжением

Часть нетоковедущая - Часть электроустановки, которая может оказаться под напряжением в аварийных режимах работы, например, корпус электрической машины

Электрическая подстанция - Электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии

Электроустановка - Совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии

Электроустановка действующая - Электроустановка или ее часть, которые находятся под напряжением либо на которые напряжение может быть подано включением коммутационных аппаратов

Таблица 3.1

Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением

Напряжение, кВ	Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений, м	Расстояния от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов, м
	На ВЛ	0,6	1,0
До 1	В остальных электроустановках	Не нормируется (без прикосновения)	1,0
1-35	0,6	1,0
60*, 110	1,0	1,5
150	1,5	2,0
220	2,0	2,5
330	2,5	3,5
400*, 500	3,5	4,5
750	5,0	6,0
800*	3,5	4,5
1 150	8,0	10,0

* Постоянный ток.

3.2 Общие положения

При замыкании на землю в электроустановках напряжением 3-35 кВ приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м в ЗРУ и менее 8 м - в ОРУ и на ВЛ допускается только для оперативных переключений с целью ликвидации замыкания и освобождения людей, попавших под напряжение. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.

Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду-допуску (далее - наряду), форма которого и указания по его заполнению приведены в приложении, по распоряжению, по перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Не допускается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением или утвержденным перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Выполнение работ в зоне действия другого наряда должно согласовываться с работником, выдавшим первый наряд (ответственным руководителем или производителем работ).

Согласование оформляется до начала подготовки рабочего места по второму наряду записью «Согласовано» на лицевой стороне второго наряда и подписями работников, согласующих документ.

Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет менее расстояния, указанного в таблице 3.1.

Не допускается при работе около неогражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух боковых сторон.

Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения на электроустановке оно может быть подано вновь без предупреждения.

Не допускаются работы в неосвещенных местах. Освещенность участков работ, рабочих мест, проездов и подходов к ним должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств на работающих.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, ВЛС, ОРУ, на вводах и коммутационных аппаратах ЗРУ, непосредственно подключенных к ВЛ, на КЛ, подключенных к участкам ВЛ, а также на вводах ВЛС в помещениях узлов связи и антенно-мачтовых сооружениях.

Весь персонал, работающий в помещениях с энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в ЗРУ и ОРУ, в подземных сооружениях, колодцах, туннелях, траншеях и котлованах, а также участвующий в обслуживании и ремонте ВЛ, должен пользоваться защитными касками.

3.3 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; члены бригады.

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, как правило, не назначается.

Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ, 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 электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV в электроустановках напряжением до 1000 В. В тех случаях, когда отдельные работы (этапы работы) необходимо выполнять под надзором и управлением ответственного руководителя работ, выдающий наряд должен сделать запись об этом в строке «Отдельные указания» наряда (приложение).

Ответственный руководитель работ назначается при выполнении работ в одной электроустановке (ОРУ, ЗРУ):

с использованием механизмов и грузоподъемных машин при работах в электроустановках, а на ВЛ - при работах в охранной зоне ВЛ;

с отключением электрооборудования, за исключением работ в электроустановках, где напряжение снято со всех токоведущих частей (п. 2.2.8 настоящих Правил), 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 в данной электроустановке;

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 (НРП), 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 или распоряжении, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им целевого инструктажа.

Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала, за исключением допуска на ВЛ, при соблюдении условий, перечисленных в п. 2.1.11 настоящих Правил. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В - группу III.

Производитель работ отвечает:

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

за четкость и полноту целевого 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 настоящих Правил 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.

При монтаже, ремонте и эксплуатации вторичных цепей, устройств релейной защиты, измерительных приборов, электроавтоматики, телемеханики, связи, включая работы в приводах и агрегатных шкафах коммутационных аппаратов, независимо от того находятся они под напряжением или нет, производителю работ разрешается по распоряжению отключать и включать вышеуказанные устройства, а также опробовать устройства защиты и электроавтоматики на отключение и включение выключателей с разрешения оперативного персонала.

3.3.1 Лица, ответственные за безопасное производство работ

Список людей, имеющих право на выдачу распоряжений и нарядов-допусков на работы в электроустановках, допуск к работам, производство работ и т.д., утверждается приказом «О назначении лиц, ответственных за безопасное производство работ в электроустановках». Приказ обновляется один раз в год.

3.3.2 Состав бригады

Численность бригады и ее состав с учетом квалификации членов бригады по электробезопасности должны определяться исходя из условий выполнения работы, а также возможности обеспечения надзора за членами бригады со стороны производителя работ (наблюдающего).

Член бригады, руководимой производителем работ, должен иметь группу III, за исключением работ на ВЛ, выполнять которые должен член бригады, имеющий группу IV.

В бригаду на каждого работника, имеющего группу III, допускается включать одного работника, имеющего группу II, но общее число членов бригады, имеющих группу II, не должно превышать трех.

3.3.3 Выдача разрешений на подготовку рабочего места и допуск к работе

Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе могут проводиться только после получения разрешения от оперативного персонала, в управлении или ведении которого находится оборудование, или уполномоченного на это работника (порядок допуска к выполнению работ в установках ТАИ приведен в разделе 9 [20]).

Допуск бригады разрешается только по одному наряду или распоряжению.

3.3.4 Подготовка рабочего места и первичный допуск бригады к работе по наряду и распоряжению

Не допускается изменять предусмотренные нарядом меры по подготовке рабочих мест.

При возникновении сомнения в достаточности и правильности мер по подготовке рабочего места и в возможности безопасного выполнения работы эта подготовка должна быть прекращена, а намечаемая работа отложена до выдачи нового наряда, предусматривающего технические мероприятия, устраняющие возникшие сомнения в безопасности.

В тех случаях, когда производитель работ совмещает обязанности допускающего, подготовку рабочего места он должен выполнять с одним из членов бригады, имеющим группу III.

Допускающий перед допуском к работе должен убедиться в выполнении технических мероприятий по подготовке рабочего места путем личного осмотра, по записям в оперативном журнале, по оперативной схеме и по сообщениям оперативного, оперативно-ремонтного персонала задействованных организаций.

Ответственный руководитель и производитель работ (наблюдающий) перед допуском к работе должны выяснить у допускающего, какие меры приняты при подготовке рабочего места, и совместно с допускающим проверить эту подготовку личным осмотром в пределах рабочего места.

При отсутствии оперативного персонала, но с его разрешения, проверку подготовки рабочего места ответственный руководитель работ совместно с производителем работ могут выполнять самостоятельно.

Допуск к работе по нарядам и распоряжениям должен проводиться непосредственно на рабочем месте.

Допуск к работе по распоряжению в тех случаях, когда подготовка рабочего места не нужна, проводить на рабочем месте необязательно, а на ВЛ, ВЛС и КЛ - не требуется.

Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. При этом допускающий должен проверить соответствие состава бригады составу, указанному в наряде или распоряжении, по именным удостоверениям членов бригады; доказать бригаде, что напряжение отсутствует, показом установленных заземлений или проверкой отсутствия напряжения, если заземления не видны с рабочего места, а в электроустановках напряжением 35 кВ и ниже (где позволяет конструктивное исполнение) - последующим прикосновением рукой к токоведущим частям.

Началу работ по наряду или распоряжению должен предшествовать целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы в последовательной цепи от выдавшего наряд, отдавшего распоряжение до члена бригады (исполнителя).

Без проведения целевого инструктажа допуск к работе не разрешается.

Целевой инструктаж при работах по наряду проводят:

выдающий наряд - ответственному руководителю работ или, если ответственный руководитель не назначается, производителю работ (наблюдающему);

допускающий - ответственному руководителю работ, производителю работ (наблюдающему) и членам бригады;

ответственный руководитель работ - производителю работ (наблюдающему) и членам бригады;

производитель работ (наблюдающий) - членам бригады.

Целевой инструктаж при работах по распоряжению проводят:

отдающий распоряжение - производителю (наблюдающему) или непосредственному исполнителю работ;

допускающий - производителю работ (наблюдающему), членам бригады (исполнителям).

Допускается проведение целевого инструктажа выдающим наряд, отдающим распоряжение по телефону.

При вводе в состав бригады нового члена бригады инструктаж, как правило, должен проводить производитель работ (наблюдающий).

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, ответственный руководитель работ, производитель работ в проводимых ими целевых инструктажах, помимо вопросов электробезопасности, должны дать четкие указания по технологии безопасного проведения работ, использованию грузоподъемных машин и механизмов, инструмента и приспособлений.

Наблюдающий инструктирует бригаду о мерах по безопасному ведению работ, исключающих возможность поражения электрическим током, и о порядке перемещения членов бригады по территории электроустановки. Производитель работ инструктирует бригаду по вопросам безопасной технологии выполнения работы, использованию инструмента и приспособлений.

Производитель работ в целевом инструктаже обязан дать исчерпывающие указания членам бригады, исключающие возможность поражения электрическим током.

3.4 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;

установлено 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.

Допускающий в целевом инструктаже должен ознакомить членов бригады с содержанием наряда, распоряжения, указать границы рабочего места, наличие наведенного напряжения, показать ближайшие к рабочему месту оборудование и токоведущие части ремонтируемого и соседних присоединений, к которым не допускается приближаться независимо от того, находятся они под напряжением или нет.

При работе по наряду целевой инструктаж должен быть оформлен в таблице «Регистрация целевого инструктажа при первичном допуске» подписями работников, проведших и получивших инструктаж (приложение № 4 к настоящим Правилам).

При работе по распоряжению целевой инструктаж должен быть оформлен в соответствующей графе Журнала учета работ по нарядам и распоряжениям с кратким изложением сути инструктажа и подписями отдавшего распоряжение (проведшего инструктаж) и принявшего распоряжение (производителя работ, исполнителя, допускающего), т.е. работников, получивших инструктаж (приложение № 5 к настоящим Правилам).

Допуск к работе оформляется в обоих экземплярах наряда, из которых один остается у производителя работ (наблюдающего), а второй - у допускающего их работника.

Когда производитель работ совмещает обязанности допускающего, допуск оформляется в одном экземпляре наряда.

Допуск к работе по распоряжению оформляется в Журнале учета работ по нарядам и распоряжениям с записью о допуске к работе в оперативном журнале.

Глава 4. Экономическая часть проекта

В данной главе дипломного проекта составляется расчет капиталовложений в проект с анализом эффективности инвестиций. Расчет проводится для расчетного периода, включающего период строительства, освоение и нормальную эксплуатацию предприятия. В качестве исходных данных для расчета необходимо иметь данные по капитальным вложениям, издержкам производства, источникам финансирования.

4.1 Определение капитальных вложений в строительство подстанции и прилегающей сети

4.1.1 Расчет капиталовложений в строительство проектируемой подстанции

Капиталовложения в подстанцию определяются по укрупненным показателям стоимости как сумма стоимости следующих составляющих:

- РУ 220, 110 и 10 кВ;

- автотрансформаторы;

- постоянная часть затрат.

Расчетная стоимость ячеек РУ учитывает стоимость следующих электрических аппаратов:

- Выключателей;

- Разъединителей;

- Трансформаторов тока;

- Трансформаторов напряжения;

- Ограничителей перенапряжений (ОПН);

- Аппаратуры управления, сигнализации, РЗиА, контрольных кабелей,

- Ошиновки;

- Строительных конструкций и фундаментов;

- Строительно-монтажных работ.

Расчетная стоимость АТ учитывает затраты на:

- Ошиновку;

- Шинопроводы;

- Грозозащиту;

- Заземление;

- Контрольные кабели;

-РЗиА;

- Строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Показатели постоянной части затрат по подстанции учитывают:

- Полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории;

- Стоимость общеподстанционного пункта управления;

-Стоимость устройств расхода на собственные нужды;

- Стоимость аккумуляторной батареи;

- Стоимость компрессорной;

- Стоимость подъездных и внутриплощадочных дорог;

- Стоимость средств связи и телемеханики;

- Стоимость маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общеподстанционных элементов.

Капитальные затраты на сооружение подстанций определяются составом оборудования:

,где

K_i - расчетные стоимости распределительных устройств (РУ), автотрансформаторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек;

n_i - соответственно число единиц перечисленного оборудования;

K_пост - постоянная часть затрат по подстанции, мало зависит от установленной трансформаторной мощности подстанции;

б_р - коэффициент, учитывающий район сооружения (в расчетах принято б_р=1, что соответствует европейской части России);

K_цен - индекс изменения сметной стоимости оборудования на IV квартал 2014 г к уровню цен по состоянию на 01.01.2000г;

K_цен=4,02 согласно письму 25347-ЮР/08 от 13.11.2014 Минстрой России.

Расчёт капиталовложений в строительство подстанции представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Составляющие капитальных затрат	Число элементов оборудования	Цена одной ячейки или единицы оборудования, млн.руб. (без Кцен)	Общая стоимость (с Кцен), млн.руб.
РУ 220 кВ	5	15	301,5
РУ 110 кВ	5	7,3	146,73
Автотрансформаторы	2	15,5	124,62
ЗРУ 10 кВ	12+2	0,16	9
Постоянная составляющая	-	30	120,6
Итого:	702,45

4.1.2 Расчет капиталовложений в строительство отходящих ЛЭП

Капиталовложения в ЛЭП рассчитываются по выражению:

, где

k_уд - базовые показатели стоимости ВЛ (удельные капитальные затраты на сооружение воздушных линий электропередач), соответствующие средним условиям строительства и расчетному напору ветра 0,6 кПа;

L_i - длина участков трассы, проходящих в разных условиях (горах, болотах, поймах рек и т.д.);

б_i, б_НВ - поправочные коэффициенты, учитывающие условия прохождения трассы и скоростной напор ветра;

б_р - коэффициент, учитывающий район сооружения (для европейской части России б_р=1);

K_в.пр - стоимость вырубки просеки (для участков, проходящих в лесу);

K_сп.п - стоимость сооружения спецпереходов через судоходные реки и каналы;

K_св - стоимость линий связи;

K_рем.б - стоимость ремонтных баз.

Т.к. подробная информация об условиях прохождения ВЛ отсутствует, для расчета капитальных затрат показатели могут быть использованы без корректировки ( принимаем б_НВ=1, K_в.пр=0, K_сп.п=0). Стоимость линий связи K_св и ремонтных баз K_рем.б в ориентировочных расчетах можно принять в размере 5-10%.

Расчет капитальных затрат на строительство ЛЭП представлен в таблице 4.2

Таблица 4.2

Напряжение, кВ	Линия (кол-во кабелей)	kуд, млн.руб./км	Li, км	Kсв, млн.руб.	Kрем.б, млн.руб.	Kцен	КЛЭП, млн.руб./км
220	W1	1,82	100	7,1	8	4,02	792,34
	W2*2	1,4	80	5,2	6,3	4,02	946,71
110	W3*2	1,15	80	6,9	7,8	4,02	798,78
	W4		40	2,62	3,55	4,02	181,55
10	12	1,4	2,5	-	5,2	4,02	209,72
Итого:							2929,1

Суммарные капитальные вложения:

4.2 Определение издержек

4.2.1 Определение издержек на передачу и распределение электроэнергии

Суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, определяются с учетом потерь электроэнергии при транспортировке по ЛЭП и трансформации:

, где

И_экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей;

И_пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы.

4.2.2 Определение эксплуатационных издержек

На предпроектной стадии расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может определяться по укрупненным показателям:

, где

И_ам - ежегодные издержки на амортизацию;

И_об.рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий):

, где

б_ам - нормы амортизационных отчислений;

K - капитальные вложения в сооружение объекта;

, где

б_об.рем - нормы отчислений на обслуживание и ремонты.

Коэффициенты б_ами б_об.ремвзяты из [6] табл. 6.2

Расчет эксплуатационных издержек представлен в таблице 4.3

Таблица 4.3

Элемент	Капитальные вложения, млн.руб.	_ам,%	_об,%	И_ам, млн. руб/год	И_об,рем, млн. руб/год	И_экс, млн. руб/год
Подстанция	702,45	3,5	4,9	24,59	34,42	59,01
ВЛ 220 кВ	1739,05	2,0	0,8	34,78	13,91	48,69
ВЛ 110 кВ	980,33	2,0	0,8	19,61	7,84	27,45
КЛ 10 кВ	209,72	5,0	2,3	10,49	4,82	15,31
Итого:				89,47	60,99	150,46

4.2.3 Расчёт издержек на потери электроэнергии

Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях оценивается в виде:

, где

Э - потери электроэнергии в сети;

= 1,71 руб/кВтч - ставка тарифа на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в ЕНЭС 2014 года (приказ ФСТ РФ от 05.05.11 №94-э/1).

Потери электроэнергии подразделяются на условно-постоянные (холостого хода) и условно-переменные (нагрузочные). В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении линии и обмоток трансформаторов. Постоянными считаются потери на корону в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах.

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях электропередачи

, где

Р_кор - среднегодовые потери мощности на корону;

Р_м - потери мощности при максимальной нагрузке;

- годовое время максимальных потерь.

Зависимость времени потерь от числа часов использования максимума активной нагрузки h_max:

N_зимн(летн) - количество зимних (летних) дней в году;

S_max - максимальная мощность суточного графика нагрузки

N_зимн=210 дней;

N_летн=155 дней.

График нагрузки представлен в табличном виде в таблице 4.4

Таблица 4.4

0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
46,5	46,5	46,5	67,4	67,4	67,4	62,8	62,8	104,7	104,7	104,7	58,2
31,4	31,4	31,4	52,3	52,3	52,3	47,7	73,3	73,3	73,3	73,3	43,0
23,3	23,3	23,3	34,9	34,9	34,9	34,9	34,9	58,2	58,2	58,2	34,9
17,4	17,4	17,4	29,1	29,1	29,1	29,1	29,1	40,7	40,7	40,7	29,1
23,3	23,3	23,3	32,6	32,6	32,6	27,9	27,9	46,5	46,5	46,5	23,3
13,9	13,9	13,9	23,3	23,3	23,3	18,6	18,6	32,6	32,6	32,6	13,9

Потери мощности в ЛЭП при максимальной нагрузке определяются по выражению:

Где S_max - мощность, передаваемая по ЛЭП при максимальной нагрузке;

U_ном - номинальное напряжение линии;

R - активное сопротивление линии.

Выражение для ?P_м можно привести к виду:

S_max - максимальная мощность суточного графика нагрузки для сети соответствующего напряжения;

r_уд - удельное активное сопротивление провода линии;

L_У - суммарная длина отходящих от подстанции линий одного класса напряжения.

При расчёте потерь необходимо учесть, что одна из линий 110 кВ двухцепная.

Потери мощности на корону определяются по выражению:

р_кор._уд =0,84 кВт/км - потери мощности на корону на 1 км длины ЛЭП (учитываются только на ВЛ 220 кВ и выше);

L_У - суммарная длина ЛЭП 220 кВ, отходящих от подстанции.

Величина годовых потерь в трансформаторах и автотрансформаторах определяются по выражению:

?P_XX - потери холостого хода в автотрансформаторе;

?P_КЗ- потери короткого замыкания в автотрансформаторе;

S_max - максимальная нагрузка автотрансформатора;

S_ном - номинальная мощность автотрансформатора.

Результаты расчета издержек, связанных с потерями электроэнергии, сведены в таблицу 4.5

Таблица 4.5

Элемент	Э10³, МВтч	В % от общ. кол-ва	И_пот, млн.руб/год
	Пост	Перем		Пост	Перем	Полные
ВЛ 220 кВ	1,913	4,071	1,2%	2,74	5,82	8,56
ВЛ 110 кВ	-	5,872	1,26%	-	8,4	8,4
КЛ 10 кВ	-	2,739	0,59%	-	3,92	3,92
АТ (2 шт.)	0,595	1,976	0,595%	0,85	2,83	3,68
Итого:	2,508	14,658	3,64%	3,59	20,96	24,55

Суммарные издержки на передачу и распределение электроэнергии:

4.3 Анализ эффективности инвестиций в энергообъект

4.3.1 Общие сведения

В условиях рыночной экономики решающим условием финансовой устойчивости предприятия является эффективность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект.

Метод оценки эффективности инвестиций в проект основан на сравнении прибыльности при вложении капитала в различные проекты. В качестве альтернативных вариантов могут выступать не только другие производства, но и вариант вложения средств в банк под проценты или обращение в ценные бумаги.

Для оценки эффективности инвестиций используется следующая информация:

-Развернутая во времени производственная программа. Распределение капитальных вложений во времени. Время строительства ЛЭП и п/ст составляет около 15 - 24мес;

- Производственная программа по вводу и освоению производственной мощности;

- Прогнозируемые тарифы на электроэнергию;

- Издержки;

Источники финансирования: акционерный и заемный капитал.

Расчетный период (срок жизни проекта) - это период времени, в течении которого инвестор планирует отдачу от первоначального вложения капитала. Он включает в себя:

- Период инвестирования, т. е. период проектирования и строительства объекта;

- Период получения дохода - период освоения и нормальной эксплуатации;

- Период ликвидации объекта.

В расчете принимается расчетный период, равный 25 годам.

Существуют специальные критерии оценки экономической эффективности инвестиций. Эти критерии делятся на простые и интегральные.

Простые критерии не учитывают фактор времени. К ним относятся:

- Простая норма прибыли;

- Простой срок окупаемости;

- Чистый доход.

Интегральные критерии учитывают фактор времени. К ним относятся:

- Чистый дисконтированный доход.

- Срок окупаемости дисконтированных затрат.

- Суммарные дисконтированные затраты.

В дипломном проекте приводится анализ эффективности инвестиций в энергообъект - подстанция 220/110/10 кВ.

Подстанция предназначена для электроснабжения промышленных и бытовых потребителей. Подстанция связана с системой линиями электропередачи напряжением 220 кВ.

Анализ рынка сбыта:

Предполагается, что усиление сети 220, 110 и 10 кВ позволит энергосистеме реализовать дополнительную электроэнергию потребителям.

Энергетический эффект от развития сети будет характеризоваться дополнительным поступлением электроэнергии в нормальном режиме при эксплуатации на полную мощность в размере МВтч.

Для определения показателей бизнес-плана расчетный период принят 25 лет.

Тарифы на электроэнергию:

Применительно к электросетевым объектам оценка результатов производственной деятельности образуется от продажи дополнительно поступающей электроэнергии в сеть.

Для стоимостной оценки результата используются действующие цены и тарифы. При этом берется не полный тариф на электроэнергию, а доля тарифа, относимая на электрическую сеть: для электрической сети в целом составляет менее 0,4 - 0,6 от тарифа на отпуск электрической энергии у потребителя. По сетям отдельных напряжений используются частные коэффициенты, в связи со смешанным характером сети примем этот коэффициент равным 0,6.

План производства:

Установленная мощность подстанции 2125 МВА. Срок строительства линий 220 кВ (проектирование и строительство) составляет 2 года. Передача мощности по сети 110 и 10 кВ невозможна до тех пор, пока не будут построены линии 220 кВ, ввод мощностей осуществляется в течение одного года, начиная с 3-го года (хотя срок строительства подстанции, прилегающих линий 110кВ и 10 кВ не более 1,5 года). Первый год (третий) эксплуатации передача мощности осуществляется на 50%. Начиная с четвёртого года осуществляется передача 100% мощности. Поступление электроэнергии в режиме полной мощности составит МВтч, а потери оцениваются величиной 17166 МВтч, что составляет 4% от передаваемой энергии.

Юридический план:

Для строительства и эксплуатации сети создается акционерное общество с привлечением средств за счет выпуска акций и заемного капитала потенциальных инвесторов.

Структура финансирования суммарных инвестиций: 80% акционерного капитала и 20% заемного с выплатой последнего равными долями в течение пяти лет после ввода объекта в эксплуатацию.

Схема выплаты процентов за кредит исходит из расчета 8% годовых (начиная с третьего года эксплуатации объекта), а дивиденды по акциям - 6% годовых.

Экологическая информация:

Экологическая ситуация в районе строительства электросети в пределах установленных санитарных норм. Строительство не приведет к ухудшению экологической ситуации в районе.

Социальная работа:

Получено согласие местного населения на строительство электросети. Часть акций создаваемого акционерного общества будет продано населению, проживающему в районе строительства.

Финансовый план:

Распределение капиталовложений на сооружение объекта по годам строительства представлены в Приложении 4. Там же дана схема финансирования объекта (распределение акционерного и заёмного капиталов по годам, а также потребность в оборотном капитале).

При расчёте потребности в оборотном капитале принято:

производственные запасы составляют 2 % стоимости основных фондов;

дебиторская задолженность 10% объёма реализации;

краткосрочная кредиторская задолженность 30% стоимости производственных запасов.

Для оценки финансово-экономической эффективности инвестиций приняты следующие показатели:

- Срок окупаемости;

- Чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- Внутренняя норма доходности (ВНД) (характеризует коэффициент дисконтирования, при котором ЧДД равен нулю).

4.3.2 Оценка финансово-экономической эффективности инвестиций

Для оценки финансово-экономической эффективности инвестиций приняты следующие показатели:

- Срок окупаемости;

- Чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- Внутренняя норма доходности (ВНД) (характеризует коэффициент дисконтирования, при котором ЧДД равен нулю).

Сначала проводится расчет основного варианта, а затем исследуется изменение показателей эффективности в зависимости от цены на электроэнергию, структуры инвестиций.

Расчетный период (срок жизни проекта) - это период времени, в течении которого инвестор планирует отдачу от первоначального вложения капитала.

Суммарное годовое поступление электроэнергии может быть рассчитано по выражению:

, где

- суточное потребление электроэнергии;

S_i- полная мощность на i-й ступени суточного графика нагрузки;

t_i- продолжительность i-й ступени суточного графика нагрузки;

cosц_нагр - коэффициент нагрузки.

Таблица 4.6

Дt	0 - 2	2 - 4	4 - 6	6 - 8	8 - 10	10 - 12	12 - 14	14 - 16	16 - 18	18 - 20	20 - 22	22 - 24
Рвн з, МВт	40,0	40,0	40,0	58,0	58,0	58,0	54,0	54,0	90,0	90,0	90,0	50,0
Рвн л, МВт	27,0	27,0	27,0	45,0	45,0	45,0	41,0	41,0	63,0	63,0	63,0	37,0

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии:

Для расчёта показателей эффективности инвестиций для основного варианта нужно учесть следующее:

1. Расчетный период принят равным 25 годам;

2. Ликвидная стоимость объекта к концу расчетного периода составляет:

3. Норма дисконтирования определена исходя из сложившихся депозитных банковских ставок на иностранную валюту $ США.

4. При расчете основного варианта схема финансирования объекта принимается следующая:

- акционерный капитал (К_акц) составляет 80%;

- доля заемного капитала - 20%.

Тариф на электроэнергию для основного варианта принят 4 рубля/ кВтч. (в среднем, в период с 01.07.2014 по 31.12.2014 - Постановление 345-ээ 10.12.2013 РЭК Москвы).

Объем реализации электроэнергии:

, где

г- доля электросети в формировании тарифа (ее значение принято = 0,4 ввиду смешанности сети);

Ц_ээ=400 коп/кВтч. - цена 1 кВтч электроэнергии,

= 1,71 руб/кВтч - ставка тарифа на оплату нормативных технологических потерь электрической энергии в ЕНЭС 2014 года (приказ ФСТ РФ от 05.05.11 №94-э/1);

Балансовая прибыль:

Налог на прибыль:

Чистая прибыль:

Дивиденды:

Рентабельность акционерного капитала:

Рентабельность по объекту в целом (суммарная):

Поток наличности:

Поток чистых платежей на акционерный капитал:

Поток чистых платежей объекта в целом:

Чистый дисконтированный доход на акционерный капитал:

Чистый дисконтированный доход по объекту:

Срок окупаемости объекта 9 лет.

Анализ финансово-экономических показателей свидетельствует о высокой эффективности инвестиций в проект. Внутренняя норма доходности объекта для основного варианта составляет 21%, а на акционерный капитал - 22%, что выше значения среднего банковского процента. Рентабельность капиталовложений в объект составляет 19,4%, рентабельность акционерного капитала 24,2%. Чистый дисконтированный доход по объекту за рассмотренный период составил 2245,5 млн. руб.

4.4 Анализ чувствительности капиталовложений и риска

На эффективность капиталовложений оказывают влияние ряд факторов, среди которых:

- Число использования максимума нагрузки h_max;

- Цена на электроэнергию Ц_ээ;

- Процентная ставка банка при осуществлении займа на реализацию;

- Доля электрической сети в формировании тарифа г

4.4.1 Влияние числа использования максимума нагрузки (h_max)

Число часов использования максимума нагрузки влияет на условно-переменные потери в ЛЭП, соответственно прямо влияет на издержки связанные с потерей электроэнергии при её транспорте, но так же влияет и на объём электроэнергии, распределённой подстанцией что оказывает прямое влияние на объём реализации. Увеличение числа часов использования максимума нагрузки приводит к рациональному использованию установленной трансформаторной мощности подстанции. Влияние h_maxна финансово-экономические показатели приведено в таблице 4.7.

Таблица 4.7

h_max, ч	4001	5248	6495
Т_ок, лет	9,5	9	8,5
R_акц, %	23,1	24,2	25,4
R_сум, %	18,7	19,4	21,1
E_вндакц, %	21,5	22	23
Е_вндсум, %	20	21	22,5
ЧДД, млн.руб	2066,03	2245,5	2571,67

4.4.2 Влияние цены электроэнергии (Ц_ээ)

При увеличении цены на электроэнергию увеличивается объём реализации без увеличения каких-либо издержек и капиталовложений, что приводит к сокращению срока окупаемости, увеличению рентабельности, увеличению ЧДД и ВНД. Влияние Ц_ээ на финансово-экономические показатели приведено в таблице 4.8.

Таблица 4.8

Цена, коп/кВтч	300	400	500
Т_ок, лет	15	9	6,5
R_акц, %	17	24,2	31,4
R_сум, %	13,6	19,4	25,1
E_вндакц, %	17	22	28
Е_вндсум, %	16	21	27
ЧДД, млн.руб	781,04	2245,5	3710

4.4.3 Влияние доли электрической сети в тарифе

При увеличении доли тарифа, относимой на электрическую сеть, срок окупаемости сокращается, рентабельность увеличивается, также увеличивается ЧДД и ВНД. Влияние доли электрической сети в тарифе на финансово-экономические показатели приведено в таблице 4.9.

Таблица 4.9

г	0,5	0,6	0,7
Т_ок, лет	12	9	7
R_акц, %	19,4	24,2	29
R_сум, %	15,6	19,4	23,2
E_вндакц, %	18	22	26
Е_вндсум, %	17	21	25
ЧДД, млн.руб	1269,2	2245,5	3221,8

4.4.4 Ранжирование влияющих факторов

Ранжирование необходимо для выявления степени зависимости ЧДД от изменения рассматриваемых параметров. Ранжирование проводится в таблице 4.10

Таблица 4.10

Оцениваемые факторы	Число использования максимума нагрузки	Цена электроэнергии	Доля тарифа
Шаг изменения X,%	25
Базовое значение критерия, Y_б	2245,5
Значение критерия Y	2066,03	3710	3221,8
Изменение критерия Y=Y- Y_б	179,47	1464,5	976,6
Относительное изменение, % Y=Y/Y	8,7	39,4	30,3
Показатель чувствительности, Y/X	0,35	1,58	1,2
Рейтинг	3	1	2

Вывод: Получаем, что чистый дисконтированный доход возрастает наиболее интенсивно при увеличении цены на электроэнергию. На втором и третьем месте идут увеличение долю электросети в формировании тарифа и эксплуатационные издержки. Следовательно, необходимо уделить наибольшее внимание прогнозированию именно этих факторов.

Заключение

В работе была проведена разработка релейной защиты элементов подстанции напряжением 220/110/10 кВ и прилегающей сети высшего напряжения.

В электрической части был произведен выбор схем распределительных устройств, принципиальной, собственных нужд подстанции. Выбор основного оборудования: коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, питающих и распределительных кабелей 10 кВ и анализ соответствия выбранного коммутационного электрооборудования заданным параметрам.

В основной части проекта были рассмотрены принципы выполнения релейной защиты основных элементов проектируемой подстанции, отходящих линий 220 кВ, а также рассчитаны параметры срабатывания (уставки) защит, выполненных на базе терминалов производства фирмы Siemens и ЭКРА: основной защиты автотрансформатора, типа 7UT633; защиты сборных шин 220 кВ, типа 7SS522; дифференциально-фазной высокочастотной защиты линий 220 кВ, типа ШЭ2607 081 и резервной защиты линий 220 кВ, типа 7SA522.

В экономической части рассмотрена экономическая и финансовая состоятельность проекта. Расчет проводился для расчетного периода, включающего период строительства, освоение и нормальную эксплуатацию подстанции. Анализ финансово-экономических показателей свидетельствует об эффективности инвестиций данного проекта.

Раздел «Безопасность и экологичность проекта» посвящен технике безопасности при проведении работ в электроустановках 35-220 кВ. Были приведены основные требования к персоналу, производящему данные работы, а также меры безопасности при проведении данных работ. Все принятые решения технически и экономически обоснованы и отвечают требованиям соответствующих нормативных документов.

Список литературы

1. Правила устройств электроустановок (ПУЭ).- М.: Энергоатомиздат, 1985 г.-640 с.

2. Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Приложение к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» №136 от 13.04.2009

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М:Энергоатомиздат,1989

4. Балаков Ю.Н.,Мисриханов М.Ш.,Шунтов А.В..Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов.- М.:Издательство МЭИ,2004

5. «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения.» СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Станадарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» 2007г.

6. Д. Л. Файбисович. Справочник по проектированию электрических сетей.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 г.-320 с.

7. Обзорный каталог «ABB» VD4/R MV vacuum circuit-breakers for secondary distribution

8. Обзорный каталог «ABB» Выключатели колонковые элегазовые

9. Обзорный каталог «ABB» Horizontal centre break disconnector Type SGF 36 kV to 362 kV

10. Обзорный каталог ОАО «Мосэлектрощит» Шкафы КРУ 10 кВ

11. «Устройства РЗА присоединений 110-220 кВ. Типовые решения.» СТО 56947007-33.040.20.022-2009 Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» 2009г

12. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7SD52

13. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7SA5x

14. К.Бринкинс, Д.Дрозд. Методика выбора уставок дистанционных и токовых защит нулевой последовательности фирмы Siemens в электросети 110-220кВ. Рига, 2007г.

15. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7UT63x

16. N.Mueller. 7UT6 Дифференциальная защита трансформатора. Задание уставок. Siemens AG Nuremberg.

17. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 7SS52x

18. Г.И.Лычковский. Методические указания по выбору уставок терминала 7SS52.

19. Техническая документация по микропроцессорному терминалу 6MD6

20. «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок». ПОТ Р М-016-2014. Москва, 2014 г.

21. «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», Энергосервис, Москва 2003 г.

22. Н. В. Чернобровов. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5-е., перераб. и доп. М., «Энергия», 1974, 680 с. с ил.

23. А.М. Федосеев. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб. пособие для вузов - . М., Энергоатомиздат, 1984 г.- 520 с.