Условно АЧР делят на несколько категорий:

АЧР I - категория с одной уставкой по времени и различными уставками по частоте. Предназначена для предотвращения дальнейшего снижения частоты после аварии.

уставка по времени - 0,5 с.

уставка по частоте - 48,5ч46,5 Гц.

АЧР I разбивается на несколько очередей (около 20), которые отличаются друг от друга по частоте на величину Дf = 0,1 Гц. Мощность, подключаемая к АЧР I примерно равномерно распределяется между очередями. После того, как отработает некоторое количество очередей АЧР I, частота, как говорят, «зависает» в районе 47ч47,5 Гц.

АЧР II - категория с одной уставкой по частоте и различными уставками по времени. Предназначена для восстановления частоты до нормального значения если она длительно остается пониженной («зависает»).

уставка по частоте - 48,6 Гц.

уставка по времени -5ч60 с.

АЧР II разбивается на несколько очередей (так же около 20), которые отличаются друг от друга по времени на величину Дt = 3 c.

После работы АЧР II, частота должна установится на уровне, не ниже 49 Гц.

- Мощность нагрузки, подводимая к АЧР, должна быть достаточной для ликвидации возникшего дефицита;

- Устройство АЧР должно выполняться таким образом, чтобы избежать возникновения «лавины частоты»;

- Отключаемая нагрузка должна соответствовать величине возникшего дефицита;

- После действия АЧР частота должна восстановится до уровня, не ниже 49 Гц;

- Устройства АЧР не должны работать при кратковременном снижении частоты.

Кроме двух рассмотренных выше категорий АЧР (I и II) в эксплуатации применяется также так называемая дополнительная разгрузка. Дополнительная разгрузка предназначена для осуществления местной разгрузки при возникновении большого дефицита активной мощности, когда суммарной мощности АЧР I и АЧР II оказывается недостаточно для ликвидации возникшего дефицита.

АПВ после АЧР (ЧАПВ) - специальный вид автоматики, предназначенный для ускорения восстановления питания у потребителей после действия АЧР. Устройство ЧАПВ действует после восстановления частоты в энергосистеме и дает импульс на включение отключенных потребителей. Действие ЧАПВ должно осуществляться при частоте 49,5ч50 Гц. Начальная уставка по времени принимается равной 10ч20 с. Минимальный интервал между очередями ЧАПВ - 5 с. Очередность подключения потребителей к очередям ЧАПВ обратная, относительно АЧР, т.е. к последним очередям АЧР подключаются первые очереди ЧАПВ.

5.8 Учёт электрической энергии

Учёт электрической энергии производится для расчёта за потреблённую электрическую энергию с энергоснабжающей организацией, учёта расхода активной энергии на предприятии, в отдельных цехах, составления энергобаланса по предприятию в целом.

На предприятии для учёта электрической энергии применяется cчётчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140 классов точности 0,5; 1 по активной энергии и 1; 2 по реактивной энергии. Счётчики предназначены для учета активной, реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) при передаче измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии предназначенный для измерения электрических параметров в одно, трёх фазных сетях. Счётчик имеет современный удобный и безопасный корпус, позволяющий производить его установку практически в любой электротехнический шкаф, используя стандартное расположение монтажных отверстий.

Результаты измерений получаются путем обработки и вычисления входных сигналов тока и напряжения микропроцессорной схемой основной платы счётчика. Измеренные данные, параметры конфигурации, статусная и иная информация хранятся в энергонезависимой памяти и могут отображаться на жидкокристаллическом индикаторе (ЖКИ) счётчика. Счётчики позволяют вести многотарифный учёт активной и реактивной энергии в двух направлениях.

Счётчики Альфа А1140 имеют возможность измерения и отображения параметров электрической сети: фазных токов и напряжений, частоты сети, коэффициентов мощности трехфазной системы и пофазное, активной мощности трехфазной системы и пофазное, углов фаз тока и напряжения.

6. АСПЕКТЫ ЭКОНОМИКИ И МЕНЕДЖМЕНТА

6.1 Технико-экономическое сравнение по выбору трансформаторов на подстанции

Задачи оптимизации, рассматриваемые с точки зрения проектирования электрических сетей, являются задачами эффективности использования капиталовложения в объекты электросетей. В общем случае, экономическая эффективность вложений характеризуется системой показателей, среди которых: приведенный чистый доход, внутренний срок рентабельности, приведенные общие затраты, срок окупаемости, и т. п. В случае электросетей, к этим показателям добавляются другие, например - уровень надежности обеспечения потребителей электроэнергией, размер потерь мощности и энергии, качество поставляемой энергии.

6.2 Постановка вопроса

Необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов по выбору трансформаторов на подстанции «Конгаз». Рассматриваемые варианты:

вариант: 2 трансформатора ТМН-6300/110/10 с параметрами:

Рх = 6,5 кВт, Рк = 35 кВт, Uк = 10,5 %, Iо = 0,5 %, стоимость 65 тыс. $.

вариант: 2 трансформатора ТДН-10000/110/10 с параметрами:

Рх = 10 кВт, Рк = 58 кВт, Uк = 10,5 %, Iо = 0,4 %, стоимость 125 тыс. $.

6.3 Методика расчетов

Для оценки эффективности вариантов построения трансформаторной подстанции применим метод общих приведенных затрат. Учитывая то, что рост нагрузок за исследуемый период изменяется незначительно, в расчетах этот фактор не учитывается.

При сравнении вариантов приближенно можно принять, что затраты на эксплуатацию подстанции (амортизация, заработная плата и др.), не считая затрат на трансформаторы, одинаковы, независимо от мощности трансформаторов.

Это справедливо, если коммутационная аппаратура выбирается исходя из конечной мощности подстанции и нагрузки подстанции. Критерием оптимальности является требование минимума общих приведенных затрат (СТА min).

Расчеты производятся по формуле (CTA):

(6.1)

где Iaкт это приведенная величина инвестиции за срок жизни проекта;

Сaкт - приведенная величина годовых эксплуатационных издержек;

D aкт - приведенная величина ущерба от недоотпуска электроэнергии. Так как рассматриваемые варианты подстанции обеспечивают одинаковую надежность электроснабжения потребителей, величину ущерба от недоотпуска электроэнергии можно не учитывать,

-продолжительность нормативного периода функционирования, = 20 лет

Т- продолжительность расчетного периода функционирования, Т = 10 лет

Wакт - приведенная остаточная стоимость

; (6.2)

= ; (6.3)

где I это банковский процент на кредит, i= 10 %

- продолжительность актуализированного периода при = 10 % , = 6,14 лет

= .

Суммарная величина инвестиции определяется как:

(6.4)

где Iтр это стоимость трансформаторов, установленных на подстанции;

Iвыкл - стоимость ячеек с выключателями высшего напряжения.

Приведенная величина инвестиции:

Iaкт = (6.5)

Приведенная величина годовых эксплуатационных издержек:

(6.6)

где Ср.о это затраты на содержание и ремонт, рассчитанные по формуле:

(6.7)

где Т = 6,14 лет, рр.о = 3,3%.

Стоимость потерь мощности и энергии:

(6.8)

Где СPW это стоимость переменных потерь;

СPW - стоимость постоянных потерь.

Стоимость переменных потерь в трансформаторах:

(6.9)

где - удельная расчетная стоимость переменных потерь мощности и энергии;

Cp - стоимость1кВт установленной мощности на электростанции;

Cp = 1000 $/kW;

C W - стоимость 1 кВтч энергии, C W = 0,08 $/кВтч.

- переменные потери в трансформаторах, определяются по формуле:

для двух двухобмоточных трансформаторов, работающих параллельно.

Удельная расчетная стоимость постоянных потерь:

(6.10)

где - постоянные потери в трансформаторах: .

Стоимость постоянных потерь:

(6.11)

Где Тf - годовое число работы установки, ч.

6.4 Расчеты вариантов

I вариант

Определяем капитальные приведенные инвестиции:

(6.4)

Затраты на содержание и ремонт за расчетный период:

(6.5)

;

(6.6)

Удельная расчетная стоимость переменных потерь:

(6.7)

Стоимость переменных потерь в трансформаторах:

(6.8)

Удельная расчетная стоимость постоянных потерь:

(6.9)

Постоянные потери в трансформаторах:

(6.10)

Стоимость постоянных потерь в трансформаторах:

Стоимость полных потерь мощности:

.

Приведенная величина годовых эксплуатационных издержек:

.

Приведенная остаточная стоимость

. .

Общие приведенные затраты

= 130 +2805,66 - 143 = 2792,66 тыс $.

II вариант

Определяем капитальные приведенные инвестиции:

Затраты на содержание и ремонт за расчетный период:

.

Удельная расчетная стоимость переменных потерь:

Стоимость переменных потерь в трансформаторах:

Удельная расчетная стоимость постоянных потерь:

Постоянные потери в трансформаторах:

.

Стоимость постоянных потерь в трансформаторах:

.

Стоимость полных потерь мощности:

.

Приведенная величина годовых эксплуатационных издержек:

.

Приведенная остаточная стоимость:

.

Общие приведенные затраты :

= 250 +5340 - 275 = 5315 тыс $.

Таблица 6.1 -Технико - экономическое сравнение вариантов

Вариант	I вариант	II вариант
Трансформаторы ТMН-6300/110/10 ТДН-10000/110/10	2 -	- 2
Р'тр, кВт	28	46,4
Р''тр, кВт	13	20
CPW, тыс. $	171,6	274,6
Ccp, тыс. $	2634,06	5065,5
Iакт , тыс. $	130	250
C акт , тыс. $	2805,66	5340
W акт , тыс. $	143	275
CTA , тыс. $	2792,66	5315

Сравнивая полученные результаты, приходим к выводу, что более оптимальным, с точки зрения экономической целесообразности, является I вариант. Критерием оптимальности является требование минимума общих приведенных затрат СТА min, что справедливо именно для I варианта.

6.5 Цифровая подстанция - важный элемент интеллектуальной энергосистемы

В настоящее время в отрасли существует большое разнообразие точек зрения и подходов к тому, что понимать под термином «цифровая подстанция». Для успешного развития автоматизации процессов передачи, преобразования и распределения электроэнергии в масштабах ЕНЭС, сейчас разрабатывается общая концепция программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; производятся микропроцессорные контроллеры, оснащенные инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса ПС; принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами (IED) ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счетчики электроэнергии и т.д. Все это создает предпосылки для построения подстанции нового поколения - цифровой подстанции (ЦПС), в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга, анализа и управления осуществляется в цифровой форме.

Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе:

ь Существенно сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки, приблизив источники цифровых сигналов к первичному оборудованию;

ь Повысить электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования - микропроцессорных устройств и вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи;

ь Упростить и, в конечном итоге, удешевить конструкцию микропроцессорных интеллектуальных электронных устройств за счет исключения трактов ввода аналоговых сигналов;

ь Унифицировать интерфейсы устройств IED, существенно упростить взаимозаменяемость этих устройств (в том числе замену устройств одного производителя на устройства другого производителя) и др.

Цели создания:

· Уменьшение капитальных затрат:

- уменьшение затрат на кабельную продукцию и кабельные сооружения

- уменьшение стоимости терминалов (унификация аппаратной части, замена модулей ввода на цифровые интерфейсы)

- уменьшение площади земельных участков, необходимых для обустройства ПС (применение оптических цифровых ТТ и ТН, современного микропроцессорного вторичного оборудования даст возможность уменьшить);

- увеличение срока службы силового электрооборудования (расширенная диагностика);

- уменьшение затрат на проектирование, монтаж и пусконаладку (уменьшение кол-ва кабелей, уменьшение кол-ва оборудования, расширение возможностей по типизации проектных решений в части шкафного оборудования и цифровых связей)

· Уменьшение эксплуатационных затрат(на техобслуживание):

- упрощение эксплуатации и обслуживания (постоянная расширенная диагностика в режиме реального времени, в т.ч. - метрологических характеристик; сбор и отображение исчерпывающей информации о состоянии и функционировании ПС );

- увеличение точности измерений (особенно при токах менее 10-15%Iн) и увеличение благодаря этому точности учета электроэнергии и точности ОМП;

- сокращение возможности появления дефектов типа «земля в сети постоянного тока» (сокращение размерности СОПТ ввиду использования цифровых оптических связей);

- сокращение кол-ва внезапных отказов основного электрооборудования и связанных с ними штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса технических средств ЦПС);

· Уменьшение эксплуатационных затрат(на техобслуживание):

- уменьшение количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА (применение оптических кабелей вместо медных повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования - микропроцессорных устройств РЗ и автоматики);

- повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА (отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и усовершенствовать алгоритмы РЗА);

- уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения (в результате применения оптических ТТ и ТН)

Основные принципы создания

§ Переход на цифровые (в основном - оптические) технологии съема информации и передачи команд управления:

- возможность «замены на ходу» источника сигнала и тем самым - повышение надежности функционирования релейных защит;

- увеличение быстродействия (не требуется защита «от дребезга», уменьшение времени срабатывания исполнительной части - за счет оптических IGBT-модулей, уменьшения времени выявления аварийного режима*).

- улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ)

§ Увеличение интеллектуальной составляющей в оборудовании ЦПС:

- развитие средств и методов непрерывной диагностики (контроль деградации характеристик, контроль готовности к выполнению операций, контроль метрологических характеристик),

- расширение количества функций, реализуемых в каждом терминале;

- перенос части расчетно-диагностических задач в интерфейсные модули (Smart-IED).

§ Двухэтапность реализации ЦПС:

Этап №1:

- использование существующего основного оборудования, к которому добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как правило, размещаемый в помещении) на базе IEC 61850-8.1 и IEC 61850-9.2.

Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение опыта эксплуатации.

- разработка всей номенклатуры устройств РЗА, ПА, измерений с интерфейсами IEC 61850-8.1 и IEC 61850-9.2.

Этап №2:

- существенная модернизация основного электрооборудования с интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых датчиков, полевых контроллеров, твердотельных исполнительных модулей.

Расширение объема задач, выполняемых интерфейсным модулем. Доработка всех компонентов ЦПС с учетом опыта эксплуатации.

Компоненты цифровой подстанции

Цифровые измерительные трансформаторы:

§ Измерение гармонических составляющих

§ Расширенный динамический и частотный диапазон

§ Синхронность измерений

§ Снижение метрологических потерь

§ Устранено влияние электромагнитных эффектов (влияние помех остаточной намагниченности и т.д.)

§ Безопасность эксплуатации, простота обслуживания

§ Отсутствие феррорезонансных явлений

§ Повышение точности измерений (особенно при малых токах), повышение точности ОМП.

§ Самодиагностика

§ Упрощение монтажа (меньше вес)

§ Ниже стоимость (для класса напряжения 500-750 кВ)

Подстанционный координационный центр - ПКЦ

ПКЦ - программно-аппаратное ядро ЦПС, координирующее основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирующее процессы принятия и реализации решений по управлению оборудованием ПС.

С этой целью ПКЦ должен обеспечивать:

* ведение актуализируемой модели технологических процессов подстанции, как основы для построения алгоритмов контроля, анализа, достоверизации информации и управления функционированием ПС;

* работу подсистем анализа технологических ситуаций, в т.ч. поддержки процессов принятия решений по управлению в сложных / аварийных ситуациях на основе актуальной модели;

* организацию и ведение БД состояния оборудования ЦПС; отслеживание его предаварийных состояний и выдачу предупредительных или аварийных сигналов и сообщений;

* взаимодействие с центрами управления в качестве «представителя» ЦПС в высших уровнях иерархии управления в ЭЭС;

* телеуправление оборудованием ЦПС с обеспечением контроля его возможности, допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС), а также успешности выполнения команд управления.

Метрологическое обеспечение

Традиционная подстанция:

* Потери во вторичных цепях (для всех устройств разные);

* Многократные АЦ преобразования (в каждом устройстве);

* Не синхронность измерений;

* Большое влияние ЭМ эффектов;

* и т.д.

Цифровая подстанция:

* Отсутствие потерь при передаче информации;

* Неограниченное тиражирование информации;

* Единожды выполняемое АЦ преобразование (первичное измерение) и т.д.

Информационное обеспечение (инструментальные средства, ЕСКК)

Инструментальные программные средства:

- поддержка полного жизненного цикла ПАК ЦПС (при проектировании, пусконаладке, в процессе эксплуатации)

- поддержка единого информационного пространства (единая система классификации и кодирования, следование международным стандартам IEC при работе с данными)

- поддержка «самодокументирования» ПАК ЦПС (автоматизированное формирование документации в электронном виде, согласованные формы доступа к документам из ЦУС, МЭС, ПМЭС);

- поддержка конфигурирования и обслуживания Smart IED (технологическое ПО, актуальные конфигурационные файлы, эксплуатационная документация);

- постоянный контроль и диагностика сетей передачи данных.

Единая система классификации и кодирования:

-единая система обозначений для всех видов электросетевых объектов;

- единое обозначение объектов классификации и маркировки при проектировании, внедрении (сооружении), эксплуатации и модернизации (реконструкции) энергообъектов;

- децентрализация процесса идентификации оборудования;

- уникальность кода идентификации;

- устойчивость кода идентификации к области применения;

- однозначность и корректность выполнения запросов для получения различных данных и документов примашинной обработке (на этапе проектирования и в процессе эксплуатации);

- возможность гармонизации с другими системами классификации (в частности - CIM);

- обеспечение возможности сохранения действующих локальных обозначений оборудования.

Обеспечение надежности (диагностика и тестирование)

· Самодиагностика аппаратных средств:

- модули Smart IED основного электрооборудования

- микропроцессорные терминалы

- цифровые сети

· Внешняя автоматическая диагностика специализированными программно -техническими средствами:

- без вывода из работы (сравнение мгновенных значений токов от разных ЦТТ одного присоединения, сравнение напряжений электрически связанных ТН, контроль суммы токов/мощностей в узле).

- с кратковременным выводом из работы (эмуляция тестовых сигналов для терминалов и сравнение полученной реакции терминала с тестовой)

Информационная безопасность

Схема взаимодействия

Задачи системы ИБ:

Ш Обеспечение безопасности канала

Ш Гибкое управление правами пользователей

Ш Диагностика кибер-атак

Ш Защита от подмены сообщений

Ш Защита от атак на отказ в доступе (DoS)

В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61850, реализуются технологии управления Smart Grid, вводятся в эксплуатацию приложения автоматизированных систем технологического управления. Применение технологии «Цифровой подстанции» должно позволить в будущем существенно сократить расходы на проектирование, пуско-наладку, эксплуатацию и обслуживание энергетических объектов.

7. ОХРАНА ЗДОРОВЬЯ И БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА

Справедливо организованный человеческий труд имеет свои позитивные стороны в экономических аспектах для предприятия, а ошибки в организации труда могут иметь негативные последствия.

В процессе дипломного проектирования рассмотрены вопросы охраны здоровья и безопасности труда на проектируемой подстанции «Конгаз» 110/10 кВ. Для этого проведен анализ профессиональных рисков и разработаны меры по предотвращению несчастных случаев.Данный раздел посвящен оценке и анализу опасных и вредных факторов, воздействующих на персонал, обслуживающий подстанцию «Конгаз» 110/10 кВ, и предложению мероприятий по уменьшению и полному предотвращению влияния этих факторов. Целью данного раздела является обеспечение безопасности обслуживающего персонала при эксплуатации подстанции.

Для осуществления поставленных целей необходимо решить задачи:

? анализ опасных и вредных производственных факторов;

? разработка мероприятий по обеспечению безопасности персонала.

На человека в процессе его трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы.

7.1 Проведение идентификации и анализа опасных и вредных производственных факторов

В данной работе разработана модернизация проходной подстанции «Конгаз» 110/10 кВ, на которой установлены два силовых трансформатора ТМН-6300/110/10 с напряжениями: на высокой стороне ? 110 кВ; на низкой стороне ? 10 кВ. Для потребителей на стороне низкого напряжения от подстанции отходят 7 линий. На подстанции обслуживающий персонал, согласно ГОСТ 12.0.003-74, «Опасные и вредные производственные факторы» подвергается воздействию следующих опасных и вредных факторов:

? влияние электромагнитных излучений на организм человека;

? повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может пройти через тело человека;

? поражение электрическим током:

а) при прикосновении к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

б) при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящимся под напряжением;

в) при работе с неисправными инструментами и средствами индивидуальной защиты;

г) при проведении коммутационных операций;

? падение персонала с высоты;

? повышенный шум при эксплуатации силового трансформатора ТМН-6300/110/10, который обусловлен неплотным стягиванием пакетов стальных сердечников.

7.2 Мероприятия по организации электробезопасности на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ

Опасное и вредное воздействия на людей электрического тока, электрической дуги и электромагнитных полей проявляются в виде электротравм и профессиональных заболеваний.

Степень опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги и электромагнитных полей зависит от:

- рода и величины напряжения и тока;

- частоты электрического тока;

- пути тока через тело человека;

- продолжительности воздействия электрического тока или электромагнитного поля на организм человека;

- условий внешней среды.

Электробезопасность обеспечивается:

- конструкцией электроустановок;

- техническими способами и средствами защиты;

- организационными и техническими мероприятиями.

- электроустановки и их части должны быть выполнены таким образом, чтобы работающие не подвергались опасным и вредным воздействиям электрического тока и электромагнитных полей, и соответствовать требованиям электробезопасности.

Технические способы и средства защиты, обеспечивающие электробезопасность, должны устанавливаться с учетом:

- номинального напряжения, рода и частоты тока электроустановки;

- способа электроснабжения (от стационарной сети, от автономного источника питания электроэнергией);

- режима нейтрали (средней точки) источника питания электроэнергией (изолированная, заземленная нейтраль);

- вида исполнения (стационарные, передвижные, переносные);

- условий внешней среды:

- особо опасные помещения;

- помещения повышенной опасности;

- помещения без повышенной опасности;

- на открытом воздухе;

- возможности снятия напряжения с токоведущих частей, на которых или вблизи которых должна производиться работа.

- характера возможного прикосновения человека к элементам цепи тока:

-однофазное (однополюсное) прикосновение;

-двухфазное (двухполюсное) прикосновение;

-прикосновение к металлическим нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением;

-возможности приближения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, на расстояние меньше допустимого или попадания в зону растекания тока;

-видов работ: монтаж, наладка, испытание, эксплуатация электроустановок, осуществляемых в зоне расположения электроустановок, в том числе в зоне воздушных линий электропередачи.

Электробезопасность на проектируемой подстанции обеспечивается проведением следующих организационных и технических мероприятий, которые указаны ниже :

? При работе по наряду бригада на подстанции состоит не менее чем из двух человек -- производителя работ и члена бригады. Производитель работ отвечает за правильность подготовки рабочего места, выполнение необходимых для производства работ мер безопасности труда. Он же проводит обучение бригады об этих мерах, обеспечивает их выполнение ее членами, следит за исправностью инструмента, такелажа, ремонтной оснастки. Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, имеют группу по электробезопасности не ниже IV, в установках до 1000 В и для работ, выполняемых по распоряжению,-- не ниже III.

? Допуск к работе осуществляется допускающим -- ответственным лицом из оперативного персонала. Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ вместе с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. После этого допускающий проверяет соответствие состава бригады и квалификации включенных в нее лиц, прочитывает по наряду фамилии ответственного руководителя, производителя работ, членов бригады и содержание порученной работы; объясняет бригаде, откуда снято напряжение, где наложены заземления, какие части ремонтируемого и соседних присоединений остались под напряжением и какие особые условия производства работ должны соблюдаться; указывает бригаде границы рабочего места и убеждается, что все им сказанное понято бригадой. После разъяснений допускающий доказывает бригаде, что напряжение отсутствует, например, в установках выше 35 кВ с помощью наложения заземлений, а в установках 35 кВ и ниже, где заземления не видны с места работы,-- с помощью указателя напряжения и прикосновением рукой к токоведущим частям

? В электроустановках напряжением выше 1000 В на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ со всех сторон, откуда может быть подано напряжение на место работы, при отключении должен быть видимый разрыв, который осуществляется отключением разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки без автоматического включения их с помощью пружин, установленных на самих аппаратах. Видимый разрыв можно создать, сняв предохранители или отсоединив либо сняв шины и провода. Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы отключаются с обеих сторон, чтобы исключить обратную трансформацию. Во избежание ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов выполняют следующие мероприятия:

ручные приводы в отключенном положении и стационарные ограждения запирают на механический замок; у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, отключают силовые цепи и цепи оперативного тока; у грузовых и пружинных приводов включающий груз или пружины приводят в нерабочее положение.

? В электроустановках напряжением до 1000 В на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ в зависимости от конструкции запирают рукоятки или дверцы шкафа, укрывают кнопки, устанавливают между контактами изолирующие накладки, отсоединяют концы проводов от включающей катушки. Отключенное положение аппаратов с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения.

? На приводах ручного и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешивают запрещающие плакаты «Не включать. Работают люди», а на воздушных и кабельных линиях -- «Не включать. Работа на линии». В зависимости от местных условий и характера работы неотключенные токоведущие части, доступные для непреднамеренного прикосновения на время работы, ограждают щитами, экранами из изоляционных материалов, изолирующими накладками или устанавливают специальные передвижные ограждения.

? В ОРУ на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ рабочее место ограждают канатом с вывешенными на них плакатами «Стой. Напряжение», обращенными внутрь ограждаемого пространства. На конструкциях, по которым разрешено подниматься, вывешивают плакат «Работать здесь», на соседних -- «Не влезай. Убьет!». На всех подготовленных рабочих местах после наложения заземления и ограждения рабочего места вывешивают плакат «Работать здесь». Во время работы запрещается переставлять или убирать плакаты и установленные временные ограждения, а также проникать на территорию огражденных участков.

? Отсутствие напряжения проверяют между всеми фазами, каждой фазой и землей, каждой фазой и нулевым проводом. Для проверки отсутствия напряжения на электроустановках до 1000 В используют двухполюсные и однополюсные указатели напряжения. Не допускается применять контрольные лампы, так как при ошибочном включении на 380 В они могут взорваться и травмировать персонал электрической дугой и осколками стекла. Однополюсные указатели рекомендуется использовать при проверке схем вторичной коммутации, определении фазного провода и его подсоединении к электросчетчикам и т. д.

? Для проверки отсутствия напряжения в электроустановках выше 1000 В служит указатель напряжения , который состоит из рабочей и изолирующей частей, а также рукоятки. В рабочую часть входят контакт-наконечник, газоразрядная лампа и конденсаторы. Изолирующая часть представляет собой привинченные друг к другу изоляционные трубки. Перед использованием указатели напряжения предварительно проверяют на токоведущих частях, заведомо находящихся под напряжением. Для проверки указателей напряжения на 10 кВ применяют мегаомметр на 2500 В или подносят их к свечам работающего автомобильного двигателя либо к специальному карманному транзисторному прибору ППИ-4. Допускается предварительная проверка указателей в другой электроустановке, но применяют их, если они не подвергались толчкам или ударам.

? На воздушных линиях электропередачи подстанции «Конгаз» 110/10 кВ отсутствие напряжения рекомендуется проверять бесконтактным указателем напряжения УВНБ, действие которого основано на электростатической индукции. Указатель выдает прерывистый световой сигнал, частота которого увеличивается по мере приближения к находящимся под напряжением токоведущим частям. Он имеет встроенное устройство проверки его исправности, источник питания и зарядное устройство.

? Отсутствие напряжения в электроустановках 10 кВ и выше проверяют с помощью изолирующей штанги. Если при нескольких ее прикосновениях к токоведущим частям не наблюдается искрения и потрескивания, напряжение отсутствует. На ВЛ сначала проверяют обозначения на опорах, а затем отсутствие напряжения. Если провода на ВЛ подвешены на разных уровнях, проверяют отсутствие напряжения и сразу накладывают заземление снизу вверх, начиная с нижнего провода.

В РУ применяются различные устройства, сигнализирующие об отключенном состоянии аппаратов: блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры, стационарно подключенные индикаторы напряжения. Эти устройства являются вспомогательными средствами, на основании показаний или действия которых не допускается делать заключение об отсутствии напряжения. При сигнализации таких устройств о наличии напряжения не следует приближаться к данному электрооборудованию и надо немедленно сообщить оперативному персоналу или диспетчеру. Наложение заземлений выполняют для защиты работающих от поражения электрическим током в случае ошибочной подачи напряжения к месту работы. Для заземления служат специальные стационарные заземляющие ножи или переносные заземления. Переносные заземления сначала присоединяют к земле, а затем накладывают на токоведующие части; снимают их в обратном порядке. В электроустановках напряжением выше 1000 В переносные заземления накладывают с использованием изолирующих штанг. После выполнения всех указанных технических мероприятий вывешивают предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждают при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части.

Для обеспечения электробезопасности при эксплуатации силового трансформатора марки ТМН-6300/110/10 на подстанции «Конгаз» 110/10 он комплектуется следующими средствами защиты :

Таблица 7.1- Комплектация силового трансформатора средствами защиты

Наименование средства защиты	Напряжение электроустановки, кВ	Тип средства защиты	Количество
Изолирующая штанга	110	ШОУ-110 ШИО-35110	3 шт.
Указатель напряжения	110	УВН 90 УВНБ	3 шт.
Изолирующие клещи	110		3 шт.

7.3 Электробезопасность при монтаже оборудования на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ

Электробезопасность электроустановок обеспечивается конструкцией электроустановок, техническими способами и средствами защиты, организационными и техническими мероприятиями.

Все меры обеспечения электробезопасности сводятся к трем путям:

? недопущение прикосновения и приближения на опасное расстояние к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

? снижение напряжения прикосновения;

? уменьшение продолжительности воздействия электрического тока на пострадавшего.

При прямом прикосновении:

? применение надлежащей изоляции токоведущих частей;

? размещение вне зоне недосигаемости токоведущих частей от персонала(обеспечение недоступности к токоведущих частей);

? установка барьера;

? применение сверх низких напряжений;

? использование УЗО (с номинальным диффиринциальнным защитным током не более 30 mA.

При косвеном прикосновении:

? автоматическое отключение злектроустановок в аварийных режимах - защитное отключение;

? защитное заземление или зануление корпусов электрооборудования;

? выравнивание потенциалов;

? уравнивание потенциалов;

? двойная или усиленная изоляция токоведущих частей;

? защитное электрическое разделение сетей.

На проектируемой подстанции для того, чтобы предупредить возможность случайного проникновения и тем более прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением, используются защитные сетчатые и смешанные ограждения, а также система предупредительных плакатов. Решетчатые деревянные ширмы хорошо укрепленные или прочно установленные применяются в виде временных ограждений Применяются следующие предупредительные плакаты для электроустановок:

? предостерегающие, в том числе «Высокое напряжение-- опасно для жизни!», «Под напряжением. Опасно для жизни!», «Стой! Высокое напряжение», «Не влезай, убьет!», «Стой! Опасно для жизни»;

? запрещающие: «Не включать -- работают люди», «Не открывать -- работают люди», «Не включать -- работа на линии»;

? разрешающие: «Работать здесь», «Влезать здесь»;

? напоминающие: «Заземлено».

Каждый плакат имеет свою форму, соответствующее изображение. Их рисунки, размер и исполнение, место и условия применения определены соответствующими нормами.

7.4 Пожарная безопасность при эксплуатации на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ

Электрические системы и устройства представляют собой повышенную пожарную опасность. Поэтому порядок проектировки, монтажа и эксплуатации электрооборудования строго регламентирован нормативными документами по пожарной безопасности. Анализ противопожарного состояния промышленных предприятий, объектов сельского хозяйства, зданий общественного назначения и жилых домов показывает, что их безопасная эксплуатация во многом зависит от технического состояния электрооборудования, электроустановок и приборов.

Общая методика обеспечения пожарной безопасности в целом, следовательно, и электроустановок в отдельности сводится к исключению или ограничению вероятности возникновения источника зажигания, образования горючей среды, путей распространения пожара. Если рассматривать этот вопрос шире, то к этому списку следует добавить безопасную эвакуацию людей, материальных ценностей и обеспечение надлежащих условий для успешного тушения пожара.Рассмотрение вопроса пожарной безопасности электроустановок следует начать с общей классификации всех помещений и мест, где может находиться электрооборудование.

Фактически, рассматриваемые далее вопросы будут направлены на рассмотрение возможности образования горючей среды. Зная особенности окружающей среды помещениях различного рода, уже можно прогнозировать опасность тех или иных частей электрооборудования в отдельности, а также вероятность возникновения пожаров в целом.

Проектирование и монтаж электрооборудования следует производить с учетом конкретных условий его эксплуатации. Для обеспечения пожарной безопасности, а также длительной и безопасной работы электрооборудования одним из важнейших факторов является его конструктивное соответствие окружающей среде.

Для предупреждения пожаров от электротехнических причин необходимо исключить один из вышеперечисленных факторов. Достигнуть этого можно за счет:

- правильного выбора электрооборудования, т. е. его конструктивного соответствия характеру окружающей среды, технологии производства;

- правильного монтажа и эксплуатации;

- применения аппаратов защиты;

- проведения инженерных расчетов;

- соблюдения режимных мероприятий.

Среда в помещении характеризуется: составом, температурой, влажностью воздуха, а также характером технологических процессов, химико-физическими свойствами обращающихся в производстве веществ и материалов и классифицируется по ПУЭ (правила устройства электроустановок).

Классификация помещений (зон) по ПУЭ:

- сухие -- f < 60%, влажные -- 60% < f < 75%, сырые -- f > 75%, особо сырые -- f ~ 100% (f относительная влажность воздуха);

- жаркие -- помещения, в которых температура длительное время превышает +35 °С;

- пыльные (с токопроводящей и токонепроводящей пылью) -- помещения, в которых по условиям

производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов и т. д.;

- помещениям с химически активной средой -- помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости и образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части (пары кислот, щелочей, солей, агрессивные газы, органические вещества);

- пожароопасные и взрывоопасные помещения -- помещения в которых обращаются пожаро- и пожаро-взрывоопасные вещества и материалы.

В зависимости от классов зон по ПУЭ, в соответствии с действующими нормативными документами по пожарной безопасности, необходимо предусматривать электрооборудование с тем или иным классом защиты.Если окружающая среда в помещении содержит два или более указанных выше фактора, то при выборе электрооборудования следует учитывать каждый из них.Кроме соблюдения правил по выбору типа оборудования, следует обезопасить его от аварийных режимов работы, таких, как К.З., перегрузок в сети, появлению больших переходных сопротивлений.

Опасность коротких замыканий определяется возникновением больших по величине токов. Так, при однофазных К.З. токи могут достигать сотен ампер, при трехфазных в силовых сетях напряжением 380 В -- тысяч, а при более высоких напряжениях -- десятков тысяч ампер, как следствие:

- выделение в течение очень малых промежутков времени большого количества тепла, что приводит к воспламенению изоляции, расплавлению токоведущих жил, проплавлению брони кабелей, труб электрических проводок;

- резкие динамические удары за счет сил электромагнитного взаимодействия, что приводит к разбрызгиванию расплавленного металла на большие расстояния, механическому разрушению обмоток электрических машин, аппаратов и приборов.

Профилактику К.З. проводят в двух направлениях: не допустить К.З. и ограничить время действия опасных токов. Мерами предупреждения коротких замыканий являются: правильный выбор, монтаж и эксплуатация электроустановок,своевременное проведение планово-предупредительных осмотров и ремонтов,контроль сопротивления используются плавкие предохранители или автоматические воздушные выключатели. Для уменьшения колебаний напряжения в сети применяют автоматические регуляторы напряжения, а для ограничения токов -- индуктивные реакторы.

Электрической перегрузкой называется такой режим работы, когда по проводам и кабелям электрических сетей, обмоткам машин, аппаратов и приборов идет рабочий ток больше допустимого.

Величина рабочего тока зависит от мощности и вида включенных токоприемников,напряжения в сети и режима работы.

Длительно допустимым током называют ток, который длительное время может протекать по проводам, обмоткам машин и аппаратов, не вызывая их перегрева сверх допустимой температуры, определенной классом нагревостойкости изоляции.

Опасность перегрузок объясняется тепловым действием тока. При прохождении по проводникам тока большего, чем допустимый, происходит нагрев изоляции сверх допустимой температуры. Двукратные и более высокие перегрузки приводят к воспламенению горючей изоляции. При меньших перегрузках воспламенение изоляции, как правило, не наблюдается, но происходит термическое старение изоляции, что приводит к коротким замыканиям.

Основными причинами перегрузок являются:

- неправильный выбор электрооборудования по мощности,

- параллельное включение в сеть потребителей без увеличения сечения проводников

- попадание на проводники токов утечки, молнии

- повышение температуры окружающей среды

- механические перегрузки двигателей, работа на двух фазах.

Профилактика перегрузок:

- правильный расчет электрических сетей

- создание условий для охлаждения электрических машин, аппаратов и приборов

- своевременная чистка и смазка

- применение аппаратов защиты.

Переходным сопротивлением называется сопротивление, возникающее в местах перехода тока с одного проводника на другой. Переходные сопротивления образуются в местах соединения проводников между собой или в местах присоединения проводников к машинам, аппаратам, приборам. Большие переходные сопротивления возникают в местах плохих контактов за счет слабого сжатия, окисления контактных поверхностей, малой поверхности контакта.В местах возникновения больших переходных сопротивлений возникает локальный нагрев, что может приводить к воспламенению изоляции, сгораемых элементов конструкций и т. д. Опасность больших переходных сопротивлений усугубляется тем, что аппараты защиты не срабатывают, а места возникновения Б.П.С. контролировать весьма сложно.

Для предупреждения возникновения пожаров на подстанции «Конгаз» 110/10 кВ в обязательном порядке необходимо :

- правильно соединять проводники между собой

- на съемных контактах применять специальные наконечники

- при соединении на винтах и болтах предусматривать контрящие приспособления (особенно на оборудовании, подверженном вибрации)

- применять антикоррозийные покрытия

- применять трущиеся контакты

- регулярно проводить осмотры контактных соединений.

7.5 Пожарная безопасность при эксплуатации силовых трансформаторов ТМН- 6300/110/10 на подстанции «Конгаз» 110/10

Надежная эксплуатация трансформаторов и их пожарная безопасность обеспечиваются:

- Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы.

- Соблюдением температурных режимов.

- Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования.

На подстанции для обеспечения пожарной безопасности и надежной эксплуатации силовых трансформаторов ТМН-6300/110/10 проводят следующие мероприятия в обязательном порядке :

? Маслоприемное устройство под силовым трансформатором, маслоотвод содержится в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.

? В пределах бортовых ограждений маслоприемника бетонное покрытие содержится в чистом состоянии и не реже 1 раза в год промывается.

? Бортовые ограждения маслоприемного устройства выполняются по всему периметру без разрывов высотой не менее 150мм над землей.

? Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также разветвительные коробки на трансформаторах уплотнены водостойким несгораемым материалом.

? Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов проверяются не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара.

? При осмотре трансформатора обеспечивается возможность контроля целостности мембраны.

? При обнаружении свежих капель масла на маслоприемнике немедленно принимаются меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) при соблюдении мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.

? При возникновении пожара на трансформаторе он отключается от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал вызывает пожарную охрану и далее действует по карточкам пожаротушения.

? Запрещается при пожаре на трансформаторе сливать масло из корпуса, т.к. это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.

? В местах установки пожарной техники оборудованы и обозначены места заземления.

7.6 Расчёт защитного заземления

Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью 110 кВ выполняется с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.

Расчёт по допустимому сопротивлению производит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ. и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины R3.



Сложный заземлитель заменяется расчётной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.

В расчётах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h1 с удельным сопротивлением p1, нижний с удельным сопротивлением p2. Глубина заложения заземляющего устройства t=0,5-0,7м, длина вертикального заземлителя lв=3-5м, принимаем lв=5м: расстояние между горизонтальными заземлителями а=5м.

1=400 Омм -песок.

2=200 Омм

tотк=0,16 с

В соответствии с графической частью лист 4:

принимаем S=32·69,5=2224м2.

Толщина верхнего слоя грунта h1=2м.

Глубина заложения заземляющего устройства 0,5-0,7м, принимаю t=0,5м.

Длинна вертикального заземлителя 3-5м, принимаю lв=5м.

Расстояние между вертикальными заземлителями с полосами 4-6м, принимаю а=5м.

Длинна горизонтального заземлителя:

(7.1)

Коэффициент напряжения прикосновения:

(7.2)

где М это коэффициент зависящий от отношения удельного сопротивления грунтов М=0,62

- коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растеканию тока от ступней человека Rс.

В расчетах принимаю Rч=1000Ом; Rс=1,5;

(7.3)

Напряжение на заземлителе:

(7.4)

где Uпр.доп это допустимое напряжение прикосновения, Uпр.доп =400В при tотк=0,16с

Ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства, при трехфазном токе короткого замыкания:

(7.5)

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

(7.6)

Число вертикальных заземлителей:

(7.7)

Принимаем =40 шт.

Общая длина вертикальных заземлителей:

Lв= 5=405=20 м. (7.8)

Относительная глубина заложения заземляющего устройства:

(7.9)

Коэффициент А :

(7.10)

Относительная толщина верхнего слоя:

(7.11)

Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями:

(7.12)

Эквивалентное сопротивление грунта:

Ом*м. (7.13)

Общее сопротивление сложного заземлителя:

(7.14)

Напряжение прикосновения:

(7.15)

Uпр.< Uпр.доп.193,5 < 400 В.

7.7 Расчёт защиты подстанции от прямых ударов молнии

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.

Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока.

В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:

а) открытые распределительные устройства (ОРУ), в том числе шинные мосты и гибкие связи, в том числе шинные мосты и гибкие связи;

б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);

в) здания маслохозяйства.

ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.

Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями.

Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции.

...