Расчёт подстанции 220/35/10 кВ и способы контроля изоляции фидеров 35/10 кВ

Кроме того, в установившемся режиме, однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) является причиной увеличения напряжения неповрежденных фаз относительно земли в раз.

Во время переходного процесса может возникнуть перемежающаяся дуга. Горение дуги сопровождается всплесками перенапряжения здоровых фаз относительно земли. Если в сети имеется аппарат с ослабленной изоляцией, это также может привести к возникновению второй точки замыкания на землю и переходу ОЗЗ в двойное замыкание через землю (ДЗЗ). При этом ток при ДЗЗ близок по величине току двухфазного КЗ.

Вторая точка замыкания на землю может появиться как на том же фидере, где появилась первая, так и на соседнем (зависит от того, где находится аппарат с ослабленной изоляцией здоровых фаз). Во втором случае ток будет протекать через аварийные фазы обоих фидеров, и тогда возможна неселективная работа токовых защит присоединений.

В линиях с изолированной нейтралью возможны следующие виды замыканий однофазное замыкание на землю, двухфазное короткое замыкание, двухфазное замыкание на землю и трехфазное короткое замыкание, трехфазное замыкание на землю.

Как отмечалось выше, при эксплуатации линий с изолированной нейтралью нередко возникает переход однофазного замыкания на землю в двойное замыкание на землю. Это происходит из-за увеличения напряжений неповрежденных фаз до линейных напряжений, и всплесков перенапряжений во время переходного процесса и если где-то в сети оказался аппарат с ослабленной изоляцией здоровых фаз, то, возможно, её перекрытие.

4.1 Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи

4.1.1 Общие сведения

Трансформаторы напряжения служат для преобразования высокого напряжения в низкое стандартных значений (100, 100), используемое для питания измерительных приборов и различных реле управления, защиты и автоматики. Они так же как и трансформаторы тока, изолируют (отделяют) измерительные приборы и реле от высокого напряжения, обеспечивая безопасность их обслуживания.

По принципу устройства, схеме включения и особенностям работы электромагнитные трансформаторы напряжения мало, чем отличаются от силовых трансформаторов. Однако по сравнению с последними мощность их не превышает десятков или сотен вольт-ампер. При малой мощности режим работы трансформаторов напряжения приближается к режиму холостого хода. Размыкание вторичной обмотки трансформаторов напряжения не приводит к опасным последствиям.

На напряжении до 35 кВ трансформаторы напряжения, как правило, включаются через предохранители для того, чтобы при повреждении трансформатора напряжения он не стал причиной развития аварии.

Включение и отключение трансформаторов напряжения производится разъединителями.

4.1.2 Особенности конструкции

На подстанциях находят применение как однофазные, так и трехфазные. 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы напряжения. Это главным образом масляные трансформаторы напряжения, магнитопроводы и обмотки которых погружены в масло. Масляное заполнение бака или фарфорового корпуса предохраняет от увлажнения и изолирует обмотки от заземленных конструкций. Оно играет также роль охлаждающей среды.

В закрытых распределительных устройствах до 35 кВ успешно используются трансформаторы напряжения с литой эпоксидной изоляцией. Они обладают рядом существенных преимуществ по сравнению с маслонаполненными при установке в комплектных распределительных устройствах.

4.1.3 Схемы включения

Однофазные и трехфазные трансформаторы напряжения включаются по схемам, приведенным далее.

Рис. 4.1 - Схема включения двухобмоточного трансформатора напряжения

Два двухобмоточных трансформатора напряжения могут быть включены на междуфазное напряжение по схеме открытого треугольника (рис. 4.1). Схема обеспечивает получение симметричных линейных напряжений U_ab,

U_bc, U_ca и применяется в установках 6-35 кВ. Вторичные цепи защищаются двухполюсным автоматическим выключателем SF, при срабатывании которого подается сигнал о разрыве цепей напряжения. Последовательно с автоматическим выключателем установлен двухполюсный рубильник S, создающий видимый разрыв вторичной цепи. По условиям безопасности на щипках вторичного напряжения заземлена фаза b. Рубильники и автоматические выключатели размещаются в шкафах вблизи трансформаторов напряжения.

При однофазных двухобмоточных трансформатора напряжения могут быть соединены в трехфазную группу по схеме звезда - звезда с заземлением нейтралей обмоток ВН и НН (рис. 4.2).

Рис. 3.2 - Три однофазных трансформатора соединены по схеме 8/8

Схема позволяет включать измерительные приборы и реле на линейные напряжения и напряжения фаз по отношению к земле. В частности, такая схема используется для включения вольтметров контроля изоляции в сетях напряжением до 35 кВ, работающих с изолированной нейтралью. Рассматриваемая схема не применяется для включения счетчиков электрической энергии из-за большой погрешности в напряжении трансформаторов напряжения, работающих в нормальном режиме под напряжением, в раз меньшим номинального.

Рис. 4.3 - Трехфазный трехобмоточный трансформатор напряжения, тип НТМИ

На рисунке 4.3 показана схема включения трехфазного трехобмоточного трансформатора напряжения типа НТМИ, предназначенного для сетей 6-10 кВ, работающих с изолированной (или компенсированной) нейтралью. Трансформаторы напряжения типа НТМИ изготовляются групповыми, т.е. состоящими из трех однофазных трансформаторов. В эксплуатации находится также трехфазные трехобмоточные трансформаторы напряжения старой сети, которые выпускались с бронестержневыми магнитопроводами (три стержня и два боковых ярма). Основные вторичные обмотки защищены трехполюсными автоматическими выключателями SF. Вспомогательные контакты автоматических выключателей используются для сигнализации о разрыве цепей напряжения, блокирования защит минимального напряжения и АРВ. Дополнительные вторичные обмотки, соединенные в разомкнутый треугольник, обычно служат для сигнализации о замыкании фазы на землю. К зажимам этой обмотки непосредственно подключаются только реле повышения напряжения, поэтому в этой цепи отсутствует рубильник. При необходимости провод от начала дополнительной обмотки а_g может заводиться через четвертый нож рубильника S. таким же образом соединяются в трехфазные группы и однофазные трехобмоточные трансформаторы напряжения ЗНОМ в сетях 6-35 кВ [30].

Переключение питания цепей напряжения с одного трансформатора напряжения на другой предусматривается на подстанциях, имеющих две секции или системы шин и более, а также при установке трансформаторов напряжения на вводах линий. Переключение может производиться вручную при помощи рубильников (ключей) или автоматически вспомогательными контактами разъединителей либо контактами разъединителей, либо контактами реле повторителей, управляемых в свою очередь вспомогательными контактами разъединителей или выключателей. Обычно переключаются сразу все цепи напряжения электрической цепи, и только иногда переключающие рубильники устанавливаются на панелях отдельных комплектов защит и автоматики. К приборам Сигнал

Рис. 4.4 Схема включения трансформаторов напряжения типа НКФ на 110-330 кВ:

1 - обмотка первичная; 2 - обмотка основная; 3 - обмотка дополнительная; ФИП - фиксирующий измерительный прибор (индикатор повреждений).

Рис. 4.5 Схема включения реле для контроля исправности цепей напряжения: ZV - фильтр напряжения обратной последовательности; KV1, KV2 - реле напряжения.

Однофазные трансформаторы напряжения 110-330 кВ серии НКФ чаще включают по схеме, показанной на рис. 3.4. К сборным шинам указанные трансформаторы напряжения присоединяются разъединителями без предохранителей. В цепях основной и дополнительной обмоток предусмотрены рубильники S1 и S2 для отключения трансформатора напряжения от шин вторичного напряжения при переводе питания их от другого трансформатора напряжения. От короткого замыкания вторичные цепи защищены тремя автоматическими выключателями SF1, SF2 и SFЗ. В проводе от зажима на шине н (3Uо) автомат не установлен, поскольку в нормальном режиме работы на зажимах дополнительной обмотки отсутствует рабочее напряжение. Исправность же цепей 3U0 периодически контролируется измерением напряжения небаланса. При исправной цепи измеряемое напряжение равно 1-3 В, а при нарушении цепи показание вольтметра пропадает. Подключение прибора производится кратковременным нажатием кнопки. Шина и используется при проверках защит от замыканий на землю, получающих питание от цепи 3U0.

Схемы включения трансформаторов напряжения 500 кВ и выше независимо от их типа (каскадные или с емкостным делителем) мало отличаются от рассмотренной. Нет отличий и в оперативном обслуживании вторичных цепей.

Контроль исправности вторичных цепей основной обмотки в ряде случаев производится при помощи трех реле минимального напряжения, включенных на междуфазные напряжения. При отключении автоматического выключателя (сгорании предохранителя) эти реле подают сигнал о разрыве цепи. Более совершенным является контроль с использованием комплектного реле, подключаемого к шинам вторичного напряжения (рис.4.5). Реле КУ1 включено на три фазы фильтра напряжения обратной последовательности 2У. Оно срабатывает при нарушении симметрии линейных напряжений (обрыв одной или двух фаз). При размыкании его контактов срабатывает реле КУ2, подающее сигнал о разрыве цепи напряжения. Реле КУ2 срабатывает также и при трехфазном (симметричном КЗ), когда репе КУ1 не работает. Таким образом, обеспечивается подача сигнала во всех случаях нарушения цепей напряжения со стороны как НН, так и ВН. Устройство действует с выдержкой времени, превышающей время отключения КЗ в сети ВН, чтобы исключить подачу ложного сигнала.

Блокировка защит при повреждениях в цепях напряжения подает сигнал о появившейся неисправности и выводит из действия (блокирует) те защиты, которые могут при этом ложно сработать, лишившись напряжения. Напряжение исчезает полностью или искажается по значению и фазе при перегорании предохранителей, срабатывании автоматических выключателей или обрыве фаз. Устройства блокировок выпускаются промышленностью в виде комплектных реле, которыми снабжаются отдельные панели релейной защиты. На линиях дальних электропередач 500 кВ и выше трансформаторы напряжения устанавливаются непосредственно на вводе линии. Питание целей напряжения реле и приборов каждой линии производится от подключенного к ней трансформатора напряжения.

В установках напряжением выше 1 000 в вольтметры контроля изоляции включаются через трансформаторы напряжения. Для этой цели в установках 3--6 кв применяются трехфазные пятистержневые трансформаторы напряжения, магнитная система которых имеет вместо обычных трех пять стержней. На рис. 3.6 показаны конструктивная схема такого трансформатора и электрическая схема включения приборов для контроля изоляции. Стержни 1 и 2 являются холостыми, об их назначении будет сказано ниже. Рабочими являются стержни А, В и С. На них расположены первичные обмотки соответствующих фаз, соединенные в звезду, основные вторичные обмотки тех же фаз, соединенные также в звезду, и дополнительная вторичная обмотка, соединенная в разомкнутый треугольник.

Основная вторичная обмотка служит для присоединения трех вольтметров для контроля изоляции, но может быть одновременно использована и для питания других измерительных приборов и реле защиты.

Вспомогательная вторичная обмотка служит для звукового контроля при появлении однофазного замыкания на землю в сети.

Нормально напряжение на концах разомкнутого треугольника разно нулю, при замыкании одной фазы на землю указанное напряжение повышается до ЗUф, что соответствует появлению напряжения нулевой последовательности.

Обычно число витков вспомогательной обмотки берут таким, чтобы на выводах треугольника при замыканиях на землю получить линейное напряжение. Если в цепь треугольника включить реле повышения напряжения, то при замыкании на землю оно сработает и замкнет свои нормально открытые контакты. Вследствие этого будет включен предупреждающий сигнал -- звонок. По вольтметрам же можно установить, какая из фаз получила повреждение. При нескольких секциях или двойной системе сборных шин пятистержневые трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции и системе шин.

Комплект же из трех вольтметров предусматривается один на все распределительное устройство данного напряжения и снабжается переключателем (рис. 4.6) на каждую секцию или систему шин.

При замыкании на землю и получении звукового сигнала дежурный подключает вольтметры при помощи переключателя к трансформаторам разных секций или систем шин, пока не обнаружит район повреждения.

Особо следует остановиться на заземлении нулевых точек обмоток пятистержневого трансформатора в рассматриваемой схеме. Только в том случае, если первичный нуль заземлен и произошло замыкание фазы, например, С на землю, первичная обмотка фазы С оказывается замкнутой через землю накоротко и магнитный поток в середничке С будет равен нулю. Следовательно, во вторичной обмотке намагничивающий ток будет равен нулю и V3 покажет нуль. Магнитные потоки в фазах А и В увеличатся в раза и вольтметры V1 и V2 покажут линейное напряжение. Если бы нулевая точка первичной обмотки не была заземлена, распределение магнитных потоков в стержнях А, В и С при замыкании фазы С на землю осталось бы таким же, как и при нормальном режиме, и вольтметры не изменили бы своих показаний.

Нулевая точка основной вторичной обмотки и одна точка вспомогательной обмотки заземляются по правилам безопасности на случай пробоя изоляции с обмотки высшего напряжения на одну из вторичных обмоток.

Поскольку напряжения здоровых фаз А и В по отношению к земле, а следовательно, и магнитные потоки в этих фазах увеличиваются при однофазном замыкании на землю в раза, сумма мгновенных магнитных потоков трех фаз не будет равна нулю.

Из векторной диаграммы, данной на рис. 7-7, г, видно что

Фрез = 3Ф0,



т.е. тройному значению потока одной фазы при нормальном режиме. Этот тройной поток замыкается через холостые стержни 1 и 2.

Если бы был применен обычный трехсетржневой трехфазный трансформатор напряжения, то указанный тройной магнитный поток мог бы замкнуться только через крышку и стенки бака трансформатора. Это привело бы к сильному нагреву бака и пожару самого трансформатора. По этой причине трехстержневые трехфазные трансформаторы напряжения не могут быть применены для контроля изоляции. К тому же у них не выводится на крышку нулевая точка.

Для контроля состояния изоляции могут применяться также однофазные трансформаторы напряжения, поскольку у них каждая фаза имеет свой сердечник и суммирования магнитного потока не происходит.

На напряжения 20 и 35 кв для целей контроля изоляции изготовляются только однофазные трансформаторы напряжения, но снабженные дополнительной вторичной обмоткой. Они составляют комплект ЗНОМ-20 или 35 и включаются также по схеме рис. 4.6.

4.1.5 Обслуживание трансформаторов напряжения и их вторичных цепей оперативным персоналом заключается в надзоре за работой самих трансформаторов напряжения и контроле за исправностью цепей вторичного напряжения. Надзор за работой производится во время осмотров оборудования, при этом обращают внимание на общее состояние трансформаторов напряжения: наличие в них масла, отсутствие течей и состояние резиновых прокладок, отсутствие разрядов и треска внутри трансформаторов напряжения, отсутствие следов перекрытий на поверхности изоляторов и фарфоровых покрышек, степень загрязненности изоляторов, отсутствие трещин и сколов изоляции, а также состояние армировочных швов. При обнаружении трещин в фарфоре трансформатор напряжения должен быть отключен и подвергнут детальному осмотру и испытанию.

Трансформаторы напряжения 6-35 кВ с небольшим объемом масла нс имеют расширителей и маслоуказателей. Масло в них не доливают до крышки на 20-30 мм. И это пространство над поверхностью масла выполняет роль расширителя. Обнаружение следов вытекания масла из таких трансформаторов напряжения требует срочного вывода их из работы, проверки уровня масла и устранения течи.

При осмотрах проверяют состояние уплотнений дверей шкафов вторичных соединений и отсутствие щелей, через которые может проникнуть снег, пыль и влага; осматривают рубильники, предохранители и автоматические выключатели, а также ряды зажимов.

В эксплуатации необходимо следить за тем, чтобы плавкие вставки предохранителей были правильно выбраны. Надежность действия предохранителей обеспечивается в том случае, если номинальный ток плавкой вставки меньше в 3-4 раза тока КЗ в наиболее отдаленной от трансформатора напряжения точке вторичных цепей. Ток КЗ должен измеряться при включении трансформатора напряжения в работу или определяться расчетом. Набор предохранителей на соответствующие токи должен всегда храниться в шкафах вторичных соединений.

На щитах управления и релейных щитах необходимо систематически контролировать наличие напряжения от трансформатора напряжения по вольтметрам и сигнальным устройствам (табло, сигнальные лампы, звонок). В нормальном режиме работы реле защиты и автоматики должны получать питание от трансформатора напряжения той системы шин, на которую включена данная электрическая цепь. При оперативных переключениях необходимо соблюдать установленную последовательность операций не только с аппаратами высокого напряжения, но и с вторичными цепями напряжения, чтобы не лишить напряжения устройства защиты и автоматики.

В случае исчезновения вторичного напряжения вследствие перегорания предохранителей НН их следует заменить, а отключившиеся автоматические выключатели включить, причем первыми должны восстанавливаться цепи основной обмотки, а потом дополнительной. Если эти операции окажутся неуспешными, должны приниматься меры к быстрейшему восстановлению питания защит и автоматики от другого трансформатора напряжения согласно указаниям местной инструкции.

К замене перегоревших предохранителей ВН приступают после выполнения необходимых в этом случае операций с устройствами тех защит, которые могут сработать на отключение электрической цепи. Без выяснения и устранения причины перегорания предохранителей ВН установка новых предохранителей не рекомендуется.

Рис. 4.6 Контроль состояния изоляции в системах с малыми токами замыкания на землю

а - установка напряжением до 1000 в; б - схема контроля изоляции с пятистержневым трансформатором напряжения; в - схема включения одного комплекта вольтметров контроля изоляции на две секции рабочих шин и резервную систему шин; г - векторная диаграмма магнитных потоков в трансформаторе напряжения при замыкании фазы С на землю.

подстанция изоляция фидер трансформатор



4.2 Замыкание фазы на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов

В трехфазной электрической сети, работающей с изолированной нейтралью, о замыкании фазы на землю узнают по показаниям вольтметров контроля изоляции. Вольтметры подключаются к зажимам основной вторичной обмотки трехфазного трехобмоточного трансформатора напряжения серии НТМИ, каждая фаза которого имеет отдельный броневой магнитопровод, рассчитанный на длительное повышение индукции. При металлическом замыкании фазы на землю (рис.10.1а) обмотка трансформатора напряжения поврежденной фазы сети оказывается замкнутой накоротко, и показание её вольтметра снизится до нуля. Две другие фазы будут находиться под линейным напряжением. Индукция в магнитопроводах этих фаз возрастет в раз, и вольтметры покажут линейные напряжения. В точке замыкания фазы на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз.

I_с = - 3 U_ф j щ C, (3.1)

где I_с - ток замыкания на землю, А;

С - емкость сети, Ф;

щ = 2рf - угловая частота, е^-1.

Чем протяженнее сеть, тем больше её емкость и, следовательно, тем больше ток замыкания на землю. Замыкание фазы на землю не изменяет симметрии линейных напряжений и не нарушает электроснабжения потребителей. Однако опасность замыкания фазы на землю состоит в том, что в месте повреждения обычно возникает перемежающаяся заземляющая дуга, длительное горение которой при большом емкостном токе приводит к тепловому эффекту и значительной ионизации окружающего пространства, что создает благоприятные условия для возникновения междуфазных КЗ. Прерывистый характер горения заземляющей дуги приводит к опасным перенапряжениям (до 3,2 U_ф), распространяющимся по всей сети. Если при этом на отдельных участках сети изоляция окажется пониженной (например, вследствие загрязнения и увлажнения), то дуговые перенапряжения могут привести к междуфазным перекрытиям и аварийным отключениям оборудования. Но даже при отсутствии дуговых перенапряжений само по себе повышение до линейного напряжения двух фаз уже может привести к пробою дефектной изоляции.

4.2.1 Назначение дугогасящих реакторов

Задача эксплуатации состоит в том, чтобы уменьшить ток замыкания на землю, не превышая следующих значений:

Напряжение сети;

кВ…………………6 10 20 35

емкостный ток, А 30 20 15 10

Рис. 4.7 Замыкание фазы на землю в сети с изолированной нейтралью (а) и с компенсацией емкостных токов (б):



1 - трансформатор, питающий сеть;

2 - измерительный трансформатор напряжения;

3 - дугогасящий реактор;

KV - реле напряжения

Эти токи соответствуют требованиям ПТЭ. Однако опыт показывает, что для обеспечения надежного самопогашения дуги в сетях 6 и 10 кВ. емкостные токи целесообразно снизить до 20 и 15 А. соответственно. В случае превышения указанных значений токов в нейтраль обмотки трансформатора включается дугогасящий реактор (рис.10.1,б), уменьшающий (компенсирующий) емкостный ток через место повреждения до минимальных значений.

Индуктивный ток дугогасящего реактора I_р возникает в результате воздействия на него напряжения смещения нейтрали U₀ = -U_А, появляющегося на нейтрали при замыкании фазы на землю. Ток равен

I_р = i, (3.2)

где L_p и L_Т - индуктивности дугогасящего реактора и трансформатора соответственно, Г_н; U_ф - фазное напряжение.

С компенсацией емкостных токов воздушные и кабельные сети могут некоторое время работать с замыканием фазы на землю.

4.2.2 Выбор настройки дугогасящих реакторов

При I_р = I_с = 0 емкостная составляющая тока в месте замыкания на землю полностью компенсируется индуктивным током реактора - наступает резонанс токов. Дугогасящие реакторы, как правило, имеют резонансную настройку, что облегчает гашение дуги. Отклонение от резонансной настройки называют расстройкой компенсации. На практике допускается настройка с перекомпенсацией ( I_р > I_с ) если реактивная составляющая тока замыкания на землю не более 5 А, а степень расстройки не превышает 5 %.

Настройка с недокомпенсацией (I_р < I_с) может применяться в кабельных и воздушных сетях, если любые аварийно возникшие несимметрии емкостей фаз не приводят к появлению напряжения смещение нейтрали, превышающего 0,7 U_ф.

Ток замыкания на землю определяется расстройкой компенсации, активными утечками по изоляции и некомпенсируемыми токами высших гармоник. При резонансной настройке ток замыкания минимален, и, как показывает опыт, перенапряжения в сети не превышают 2,7 U_ф.

При эксплуатации воздушных сетей нередко отступают от резонансной настройки, чтобы устранить искажение фазных напряжений на шинах подстанций, ошибочно принимаемые персоналом за неполные замыкания на землю. Дело в том, что в любой воздушной сети 6 - 35 кВ всегда имеется несимметрия ёмкостей фаз относительно земли, зависящая от расположения проводов на опорах и распределения по фазам конденсаторов связи. Это вызывает появление на нейтрали некоторого напряжения несимметрии U_нс. Степень несимметрии U_о = U_нс/U_ф • 100 обычно не превышает 1,5 %. Для сетей 10 кВ она, например, составляет около 100 В и практически в нормальном режиме работы сети не сказывается на показаниях вольтметров измеряющих напряжение фаз [29].

Включение в нейтраль дугогасящего реактора существенно изменяет потенциалы нейтрали и проводов сети.

На нейтрали появляется напряжение смещения нейтрали Uо_, обусловленное наличием в сети несимметрии. Это напряжение будет приложено к выводам дугогасящего реактора. При резонансной настройке напряжение смещения нейтрали может достигнуть значений соизмеримых с фазным напряжением. Оно приведет к искажению фазных напряжений и даже появлению сигнала «земля в сети», хотя замыкание на землю в это время отсутствует. Расстройкой дугогасящего реактора удается отойти от точки резонанса (колебательный контур образуется индуктивностью реактора и суммарной ёмкостью фаз сети), снизить напряжение смещения нейтрали и выравнить показания вольтметров. При отсутствии замыкания на землю в сети смещение нейтрали допускается не более 0,15 U_ф. Однако с точки зрения гашения дуги оптимальной все же является резонансная настройка. Всякая расстройка компенсации ведет к увеличению тока, проходящего в месте повреждения в режиме работы сети с замыканием на землю, и поэтому не рекомендуется. При большом смещении нейтрали должны приниматься меры, направленные на снижение несимметрии ёмкостей в сети. В кабельных сетях применяется исключительно резонансная настройка, так как емкости фаз кабелей симметричны и напряжения несимметрии там практически отсутствуют.

Рис. 4.8 Схема подключения дугогасящих реакторов к питающим сеть трансформаторам (а) и к вспомогательным трансформаторам (б)

4.2.3 Обслуживание дугогасящих реакторов

Ток дугогасящих реакторов различных типов регулируется ручным переключением ответвлений с отключением реактора от сети, плавным изменением зазора в магнитной системе, производимым электродвигательным приводом без отключения реактора от сети, изменением индуктивности реактора подмагничиванием постоянным током без отключения реактора от сети.

В двух последних случаях настройка производится автоматами настройки компенсации (АНК), которые приводят в действие исполнительные элементы регулирования только в нормальном режиме работы, когда в сети отсутствует замыкание на землю.

Автоматизированная нормально компенсированная сеть должна иметь:

дугогасящие реакторы с ручным переключением ответвлений, предназначенные для компенсации емкостных токов главным образом в базисной части регулирования;

подстроечные дугогасящие реакторы с плавным изменением тока компенсации без отключения реактора от сети. Регулирование тока должно осуществляться диспетчером с помощью АНК и устройств телемеханики;

дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами (оптимизаторами) тока компенсации (система АНКЗ), вступающими в работу сразу же после возникновения замыкания на землю и приводящими сеть к режиму резонансной настройки, чтобы ликвидировать дугу в месте повреждения.

Перестройка дугогасящих реакторов персоналом подстанций производится по распоряжению диспетчера, выбирающего настройку в связи с предстоящим изменением конфигурации сети. При этом он руководствуется таблицей выбора настройки, составленной для конкретных участков сети на основании результатов измерений токов замыкания на землю, емкостных токов, токов компенсации и напряжений смещения нейтрали сети.

Если реактор перестраивается вручную, то персонал убеждается по сигнальным устройствам в отсутствии замыкания на землю в сети и отключает его разъединителем. После установки и фиксации заданного ответвления реактор подключается разъединителем к сети. Ручное переключение ответвлений без отключения реактора от сети не допускается по условию безопасности, так как в процессе перестройки не исключено возникновение замыкания на землю и появление на реакторе фазного напряжения.

Дугогасящие реакторы устанавливаются на питающих сеть подстанциях и подключаются к нейтралям трансформаторов через разъединители (рис. 4.8а). При соединении трансформатора по схеме звезда--треугольник реакторы подключают к нейтралям вспомогательных трансформаторов (рис. 4.8б), в качестве которых наиболее часто используются трансформаторы собственных нужд. Мощность трансформатора собственных нужд выбирается с учетом подключенной к нему нагрузки и индуктивного тока, дополнительно загружающего трансформатор в режиме замыкания сети на землю.

Для перевода реактора с одного трансформатора на другой его сначала отключают разъединителем от нейтрали одного трансформатора, а затем подключают разъединителем к нейтрали другого. Объединять нейтрали трансформаторов через нулевую шину не следует, поскольку при раздельной работе трансформаторов на не связанные между собой участки сети при замыкании на землю в одном из них напряжение на нейтрали U0 одинаково изменит фазные напряжения на шинах подстанции обоих участков, и установить участок, где произошло замыкание на землю, без отключения трансформатора от сети станет невозможным.

4.2.4 Сигнальные устройства и отыскание замыканий на землю

Выше было указано, что сети с компенсацией емкостных токов могут эксплуатироваться при наличии замыкания на землю. Но так как длительное повышение напряжения на двух фазах и прохождение небольших токов проводимости на землю увеличивают вероятность аварии, а в случае обрыва и падения провода на землю создается опасность для жизни людей и животных, то отыскание и устранение повреждения должны проводиться как можно быстрее. О происшедшем в сети замыкании на землю персонал узнает по работе сигнальных устройств, а фаза, получившая соединение с землей, устанавливается по показаниям вольтметров контроля изоляции.

В сигнальном устройстве реле контроля изоляции подключаются к выводам дополнительной вторичной обмотки трансформатора напряжения НТМИ, соединенной по схеме разомкнутого треугольника. При нарушении изоляции фазы на землю на зажимах этой обмотки появляется напряжение нулевой последовательности 3U0, реле КV срабатывает и подает сигнал (см.рис.3.7)

В сетях с компенсацией емкостных токов схемы сигнализации и контроля работы дугогасящих реакторов подключаются либо к трансформатору тока реактора, либо к его сигнальной обмотке.

К сигнальной обмотке реактора подключаются также лампы контроля отсутствия замыкания в сети, устанавливаемые непосредственно у привода разъединителя. Лампы включаются без предохранителей, и поэтому изоляция их цепей должна обладать достаточной надежностью. Схемы сигнализации, как правило, имеют цепи электромагнитной блокировки, запрещающей отключение разъединителей реактора при замыкании на землю.

По полученным сигналам на подстанциях нельзя сразу определить электрическую цепь, на которой произошло замыкание на землю, так как все отходящие линии имеют между собой электрическую связь на шинах. Для определения электрической цепи, имеющей замыкание на землю, пользуются избирательной сигнализацией поврежденных участков, основанной на использовании токов переходного процесса замыкания или токов высших гармоник, источником которых являются нелинейные цепи.

В настоящее время наибольшее распространение на подстанциях, питающих кабельную сеть, получили устройства с разделительным фильтром типов РФ и УСЗ (в стационарном исполнении - УЗС 2/2; в переносном, применяемом совместно с токоизмерительными клещами, - УЗС - 3). Указанные устройства реагируют на высшие гармоники, содержащиеся в токе 3l0. Их уровень пропорционален емкостному току сети и в поврежденной линии всегда значительно выше, чем в токах нулевой последовательности неповрежденных. Именно это и служит признаком повреждения на той или другой линии.

Устройство типа РФ работает в диапазоне частот 50 и 150 Гц. В компенсированных сетях, как правило, используется диапазон 150 Гц. Для контроля уровня высших гармоник на подстанциях для каждой линии составляют таблицы показаний прибора на частоте 150 Гц, снятые в нормальном нагрузочном режиме при отсутствии однофазного замыкания на землю. Эти показания должны систематически проверяться. С ними сравниваются показания прибора при отыскании поврежденного присоединения. В случае большой недокомпенсации или при отсутствии компенсации в сети прибор переключается на диапазон 50 Гц.

Стационарные устройства устанавливаются на щитах управления или в коридорах распределительных устройств и при помощи кнопок, переключателей или шаговых искателей при появлении в сети замыкания на землю поочередно подключаются персоналом к трансформаторам тока нулевой последовательности (ТТНП), установленным на каждой кабельной линии (рис. 4.9)

Поврежденным считается присоединение, на котором при измерении стрелка прибора отклонится на большее число делений, чем при измерениях на всех других присоединениях.

В Мосэнерго разработано и внедрено в эксплуатацию устройство типа КСЗТ-1 (модернизированный вариант КД3С) аит1) автоматического поиска кабельной линии с устойчивым замыканием фазы на землю. Оно аутем поочередного измерения на ТТИП определяет кабельную линию с поврежденной изоляцией по максимальному уровню в ней тока высших гармоник. Информации по каналу ТС в виде условного кода передается на диспетчерский пункт, где дешифратором преобразуется в число, составляющее наименование линии.

При отсутствии ТТНП на кабельных линиях для отыскания поврежденного присоединения пользуются токоизмерительными клещами в качестве измерительного трансформатора тока. При замерах устройство УСЗ устанавливается на клещи вместо токосъемного амперметра,

Если устройства избирательной сигнализации на подстанции отсутствуют или не дают желаемых результатов, отыскание поврежденного присоединения производится путем перевода отдельных присоединений с одной системы (секции) шин на другую, работающую без замыкания на землю или путем деления электрической сети в заранее предусмотренных местах.

Эти операции должны производиться таким образом, чтобы при делении сети отдельные ее части были полностью компенсированы. Для отыскания повреждения иногда пользуются поочередным кратковременным отключением линий с включением их в работу от АПВ или вручную.

Одновременно с отысканием места повреждения в сети должны производиться осмотры работающих реакторов и трансформаторов, к нейтралям которых они подключены.

Это вызвано тем, что продолжительность непрерывной работы реакторов под током нормируется заводами для отдельных ответвлений от 2 до 8 ч. Если отыскание замыкания на землю затягивается, персонал обязан вести тщательное наблюдение за температурой верхних слоев масла в баке реактора, записывая показания термометра через каждые 30 мин.

Максимальное повышение температуры верхних слоев масла при этом допускается до 100°С.

Если реакторы установлены на подстанциях, обслуживаемых оперативными выездными бригадами (ОВБ), то после отыскания и отключения повредившейся линии производится осмотр реакторов с записью показаний их термометров и возвращением в исходное положение всех указанных реле и сигнальных устройств.



Рис. 4.9 Схема сигнализации замыкания на землю с применением разделительного фильтра (РФ): 1-3 - отходящие кабельные линии



5. РАСЧЁТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ

5.1 Определение стоимости подстанции

Стоимость подстанции рассчитывается по укрупнённым показателям стоимости строительства [25]. Расчет стоимости подстанции представлен в таблице.

Таблица 5.1

Стоимость строительства подстанции

Наименование элементов	Стоимость, тыс. руб.
	Строительные работы	Монтажные работы	Оборудование	Прочие затраты	Общая стоимость
1	2	3	4	5	6
Верхнее строение подземного пути	322,4				322,4
Здание ОПУ (панельное)	30,75	6,5	14,25		51,5
ОРУ - 220 кВ	0,22	0,15	18299,3		18299,67
ЗРУ - 10 кВ	27,75	2,23	0,03		30
ОРУ - 35 кВ	1,34	0,26	0,75		2,35
Охранное освещение	0,195	0,36	0,003		0,56
Шкафы СН	0,21	0,05	1,79		2,05
Прожекторное освещение	1	0,42			1,42
Порталы шинных мостов и опор	8,39				8,39
Заземление	1,51	1,93			3,44
Молниеотводы	1,43				1,43
Шинные мосты и подвеска шин от трансформаторов до ОРУ-220 кВ		0,43	35,35		35,78
Кабельные каналы	1,7				1,7
Прокладка кабелей	7,2	596,3			603,45
Сетчатая ограда	3,4				3,4
Всего	407,5	608,63	18351,47		19367,54
С учётом районного коэффициента	611,25	912,95	27527,21		29051,31



Накладные расходы составляют 50% от стоимости строительно-монтажных работ С_ст-м, руб [25]

Р_накл = , (4.1)

где С_ст-м - стоимость строительно-монтажных работ, руб.

Плановые накопления составляют 8% от суммы всех затрат с учетом накладных расходов, руб.

Н_накл = , (4.2)

Р_накл = 762,1 тыс.руб.,

Н_накл = 182,9 руб.

Суммарная стоимость подстанции, руб.

С_т/пст = С_общ + Р_накл + Н_накл, (4.3)

где С_общ - общая стоимость подстанции, руб.

5.2 Определение штата работников подстанции

Контингент работников, обслуживающих подстанцию рассчитывается исходя из укрупненных норм затрат труда на производство осмотров и текущего ремонта за год.

Явочная численность работников, чел.



Ч_я = , (4.4)

где Н - укрупненная норма затрат труда в человеко-часах на производство осмотров и текущего ремонта, равная 9980 чел.час./год,

169,2 - среднемесячная норма рабочего времени, час.

Ч_я = = 5 чел.

Рассчитанный контингент работников включает электромехаников и электромонтеров. С учетом дежурства на дому принимаем

- мастер подстанции - 1 чел.;

- электромонтер 5 разряда - 2 чел.;

- электромонтер 4 разряда - 3 чел.;

- уборщик помещения - 1 чел.;

- итого - 7 чел.

5.3 Расчет фонда заработной платы, фонда оплаты труда и фонда социального страхования

Фонд заработной платы рассчитывается по формуле, руб.

ФЗП = Ч_я · С₃ ·12, (4.5)

где С₃ - среднемесячная заработная плата, руб.

Среднемесячная заработная плата складывается из месячной тарифной ставки премий, доплат и надбавок.



Таблица 5.2

Тарифные ставки работников подстанции

Должность	Разряд	Основная тарифная ставка, руб.	Тарифный коэффициент	Тарифная ставка, руб.
Мастер	10	1024	4,42	4526,08
Электромонтер 5 разряда	5	1024	2,06	2109,44
Электромонтер 4 разряда	4	1024	1,61	1648,64
Уборщица помещения	1	1024	1	1024

Среднемесячная заработная плата, руб.

ЗП = Т + Д_оп + Д _н.вр. + Д_пр. + П + Д_кл.ус. + Н_высл + Д_р.к., (4.6)

где Т - тарифная ставка, руб.

Д_оп - доплата за опасные условия работы, руб.;

Д_н.вр. - доплата за работу в ночное время, руб.;

Д_пр. - доплата за работу в праздничные дни, руб.;

П - премия для электромонтеров, руб.;

Д_кл.ус. - доплата за работу в сложных климатических условиях, руб.;

Д_рк. - доплата по районному коэффициенту, руб.

Д_оп = 0,04 Т, (4.7)

Д_н.вр. = 0,2 (Д_оп + Т), (4.8)

Д_пр. = 0,22(Д_оп + Т), (4.9)

П = 0,1(Д_оп + Д_н.вр.), (4.10)

Д_кл.усл. = 0,5(Д_оп +Т), (4.11)

Н_высл = 0,25(Т + Д_оп + Д_н.вр. + Д_пр. + П), (4.12)

Д_р.к. = 0,5(Т + Д_оп + Д_н.вр. + Д_пр. + П). (4.13)

Фонд оплаты труда используется из фонда заработной платы, то есть

ФОТ = ФЗП, (4.14)

Фонд социальных отчислений (ФСО) планируется в размере 37% от фонда оплаты труда, руб.

ФСО = 0,37 ФОТ, (4.15)

Расчет среднемесячной платы и фонд оплаты труда работников подстанции представлен в таблице.

ФЗП = ФОТ = 506260,56 руб.,

ФСО = 0,37·506260,56 = 187316,41 руб.

5.4 Расчет эксплуатационных расходов на содержание и обслуживание подстанции.

Расход на материалы, запасные части для текущего содержания и ремонта подстанции планируется по установленным нормам на определенный измеритель.

Количество электроэнергии, расходуемое подстанцией А, кВт.ч определяется

А = А + А, (4.16)

где А - количество электроэнергии, расходуемое на питание потребителей собственных нужд, кВт. ч;

А - расход электроэнергии, связанный с потерями электроэнергии, кВт. ч;

А = S_сн · 8760 · К₃ · cos Ј, кВт. ч, (4.17)



где S_сн - мощность собственных нужд подстанции, кВА;

К₃ - коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый равным 0,4

А = 400 · 8760 · 0,4 · 0,93 = 1303488 кВт. ч.

Стоимость электроэнергии на собственные нужды С_э.сн, руб, определяется

С_э.сн = Т_э · А, (4.18)

где Т_э - тариф электроэнергии, Т_э = 1,4 руб./кВт. ч

С_э.сн = 1,4 · 1303488 = 1824883,2 руб.

Полна мощность подстанции, кВт

Р_тп = S_нт · К₃ · cos Ј, (4.19)

где S_нт - мощность понижающего трансформатора,

К₃ - коэффициент загрузки трансформатора, К₃ = 0,67, принимаем из [2]

cos Ј - коэффициент мощности, 0,8;

Расход электроэнергии, связанный с потерями определяется по формуле

Р_тп = 40000 · 0,67 · 0,8 = 21440 кВт,

А = 8760 · 21440 · 0,015 = 2817216 кВт,

А = 1303488 + 2817216 = 4120704 кВт.



Стоимость электроэнергии, руб.

С = А · Т_э, (4.20)

С = 4120704 · 1,4 = 5768985,6 руб.

Расход на материалы и запасные части составляет 1 - 2% от стоимости оборудования подстанции. Прочие затраты принимаем равным 1 - 2% от фонда заработной платы.

Р_м..з/ч. = 0,02 · 27527,21 = 550,54 т.руб.,

З_пр = 0,02 · 506,26 = 10,13 т.руб.

Амортизационные отчисления определяются

А_о = С_о , руб., (4.21)

где С_о - стоимость оборудования подстанции,

а_м - норма амортизационных отчислений, равная 6,4 %

А_о = 27527,21 = 1761,74 т. руб.

Величина основных расходов, общая для всех отраслей хозяйства электрификации, принимается в размере 10 % от основных прямых затрат на содержание подстанции.



Таблица 5.3

Основные расходы

Наименование расходов	Основные прямые затраты на обслуживание	Основные общие и общехозяйственные расходы
ФОТ, т. руб.	506,26	50,63
ФСО, т. руб.	187,32	18,73
Затраты на материалы и запасные части, т. руб.	550,54	51,1
Расходы на электроэнергию, т. руб.	3481,99	348,2
Амортизационные отчисления, т. руб.	1761,74	176,17
Прочие затраты, т. руб.	10,13	1,013
Всего, т. руб.	6497,98	649,8

5.5 Определение себестоимости переработки электроэнергии и плановой себестоимости

Себестоимость переработки электроэнергии определяется делением годовых эксплуатационных расходов на объем электроэнергии, отпускаемой к районным потребителям.

Годовые эксплуатационные расходы С_э, руб. определяют по формуле

С_э = С_w + С_а + С_рем + С_зп, (4.22)

где С_w - стоимость потерь энергии и стоимость энергии на собственные нужды, руб.;

С_а - стоимость амортизационных отчислений, руб.;

С_рем - стоимость годового обслуживания подстанции, руб.;

С_зп - годовой фонд заработной платы, руб.

С_э = (7593,87 + 1761,74 + 550,54 + 506,26) = 10412,41 т. руб.

Годовой объем электроэнергии, отпускаемой к районным потребителям, кВтч

А_год = Р_тп • 8760 - А_э^тп, (4.23)

Стоимость переработки электроэнергии С_пер, руб. определяется

С_пер = , (4.24)

А_год = 21440 • 8760 - 4120704 = 183693696 кВтч.

Себестоимость 1 кВА установленной мощности, руб.

S = , (4.25)

где S_у - установленная мощность силовых трансформаторов подстанции, кВА.

S_у = 2 S_т + 2 S_сн, (4.26)

Необходимые величины для расчета S_у известны, следовательно

S_у = 2 • 40000 + 2 • 400 = 80800 кВА.

S = = 128,87 руб.,

S_пер = = 0,06 руб.

Установленная мощность силовых трансформаторов подстанции, кВА

S_у' = 2 S_т, (4.27)

Стоимость 1 кВА установленной мощности, определяется

S_у' = , (4.28)

S_у' = 2 • 40000 = 80000 кВА,

S_у = = 374,95 руб. за 1 кВА.

5.6 Основные технико-экономические показатели подстанции

Результаты расчета экономических показателей подстанции приведены в таблице.

Таблица 5.4

Основные технико-экономические показатели подстанции

Наименование показателя	Единица измерения	Расчетное значение
1. Общая стоимость подстанции а) строительные работы б) монтажные работы	руб.	29996310 611250 912950
2. Численность работников ТП	чел.	7
3. Фонд оплаты труда	руб.	506260,56
4. Фонд социальных отчислений	руб.	187316,41
5. Годовые эксплуатационные расходы	руб.	6300530
6. Амортизационные отчисления	руб.	1761740
7. Стоимость 1 кВА установленной мощности	руб.	128,87
8. Себестоимость переработки электроэнергии	руб.	0,06

Таблица 5.5

Расчет фонда заработной платы работников

Годовой фонд оплаты труда, руб.	101836,8	177700,32	183592,68	43130,76
Среднемесячная заработная плата, руб.	8486,4	14808,36	15299,39	3594,23
Доплата по районным коэфф. руб.	565,76	2522,901	2875,23	612,35
Доплата за выслугу лет ,руб.	1131,52	5045,81	5750,46	1224,7
Премия, руб.	-//-	658,15	606,7	159,74
Доплата за работу в праздничные дни, руб.	-//-	-//-	-//-	-//-
Доплата за ночное время, руб.	-//-	-//-	-//-	-//-
Доплата за климатические условия труда руб.	2263,04	2193,83	923,24	532,48
Доплата за опасные условия труда, руб.	-//-	168,76	197,84	40,96
Месячная тарифная ставка, руб.	4526,08	4218,9	4945,92	1024
Должность	Мастер подстанции	Электромонтер 5 разряда	Электромонтер 4 разряда	Уборщик помещения



6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 Организация работ командировочного персонала

К командированному персоналу относятся работники организаций, направляемые для выполнения работ в действующих, строящихся, технически перевооружаемых, реконструируемых электроустановках, не состоящий в штате организаций - заказчиков работ.

Получение разрешения на работы, выполняемые командированным персоналом, производятся в соответствии с [30].

Командируемые работники должны иметь удостоверения установленной формы о проверке знаний норм и правил работы в электроустановках с отметкой о группе, присвоенной комиссией командирующей организации.

Командирующая организация в сопроводительном письме должна указать цель командировки, а также работников, которым может быть предоставлено право выдачи нарядов, которые могут быть назначены ответственными руководителями, производителями работ, наблюдающими, членами бригады, и подтвердить группы этих работников.

Командированные работники по прибытии на место командировки должны пройти вводный и первичный инструктажи по электробезопасности, ознакомлены с электрической схемой и особенностями электроустановки, в которой им предстоит работать, а работники. которым предоставляется право выдачи наряда, исполнять обязанности руководителя работ и производителя работ, наблюдающего, должны пройти инструктаж и по схеме электроснабжения электроустановки.

Инструктажи должны быть оформлены записями в журналах инструктажа с подписями командированных работников и работников, проводивших инструктажи.

Предоставление командированным работникам права работы в действующих электроустановках в качестве выдающих наряд, ответственных руководителей и производителей работ, наблюдающих, и членов бригады может быть оформлено руководителем организации - заказчика резолюцией на письме командирующей организации или письменным указанием.

В электроустановках напряжением выше 1000в инструктаж командированных работников должен проводить работник, имеющий группу V, из числа административно - технического персонала или группу IV - из числа оперативного персонала, в электроустановках напряжением до 1000в - работник, имеющий группу IV.

Содержание инструктажа должно определяться инструктирующим работником в зависимости от характера и сложности работы, схемы и особенностей электроустановки и фиксироваться в журнале инструктажей.

Командирующая организация несёт ответственность за соответствие присвоенных командированным работникам групп и прав, предоставляемых им, а также за соблюдение правил в соответствии с [30].

Организация, в электроустановках которой ...