Модернизация подстанции "Джалиль"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Термины и определения

Воздушная линия электропередачи (ВЛ) устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам, несущим конструкциям, кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т. п.).

Энергосистема (ЭС) - это технический объект, включающий электростанции, приемники электрической энергии и электрические сети, которые соединены между собой и связаны общностью режима.

Подстанция (ПС) электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Трансформатор это статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанных обмоток на каком-либо магнитопроводе и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока без изменения частоты системы переменного тока.

Регулирование под нагрузкой (РПН) - устройство регулирования напряжения трансформатора, изменяет число витков обмотки трансформатора. Применяется для поддержания нормального уровня напряжения у потребителей электроэнергии.

АЭС - Альметьевские электрические сети.

СРЭС - Сармановские районные электрические сети.

ЦУС - центр управления сетями.

ДДС - дежурный диспетчер сетей.

ОВБ - оперативно-выездная бригада.

ОРУ - открытое распределительное устройство.

КРУ - комплексное распределительное устройство.

ОПУ - оперативный пункт управления.

ТМ - телемиханика.

ТУ - телеуправление.

ЦС - центральна сигнализация.

ЩУ - щит управления.

РЗА -релейная защита и автоматика.

ОБ - оперативная блокировка.

Т - трансформатор.

ОЗЗ - однофазное замыкание на землю.

КА - коммутационные аппараты

ЩСН - щит собственных нужд

АПВ - автоматическое повторное включение.

ИБП - источник бесперебойного питания.

АСДТУЭ - Автоматизированная система диспетчеризации технического учета электроэнергии.

Введение

Подстанция 35/6 кВ «Джалиль» расположена на крайнем юге Сармановского района, в 29 км к югу от села Сарманово, в 34 км к северо-востоку от города Альметьевск, в 240 км к юго-востоку от Казани.

Данная подстанция была построена еще в самом начале семидесятых годов прошлого века. Оборудование, которое было установлено на тот момент на данной подстанции с прошествием времени устарело и морально и физически.

В связи с этими факторами, а также в связи с повышением количества потребителей запитанных от подстанции «Джалиль» необходимо провести автоматизацию и модернизацию подстанции с частичной заменой основного силового и вторичного оборудования. При автоматизации и модернизации будем учитывать возможности установки дополнительного нового оборудования, которое поможет уменьшить количество отказов, и выходов подстанции из строя, а также появится возможность увеличить межремонтные интервалы, что в свою очередь позволит снизить затраты на эксплуатацию элементов подстанции, а высвобожденные на этом средства можно вкладывать в дальнейшую модернизацию подстанции.

Целью данного дипломного проекта является автоматизация и модернизация подстанции «Джалиль» с частичной заменой оборудования, а также внедрение в подстанции системы РЗА, которая позволит управлять подстанцией дистанционно с пульта диспетчера находящегося на смене, без вмешательства оперативного персонала.

1. Общая часть проекта

1.1 Краткая характеристика и назначение ПС 35/6 кВ № 12

Функционально данная подстанция является трансформаторной предназначенные для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов.

Данная подстанция №12 «Джалиль» 35кВ питается от двух воздушных линии 35 кВ Сулеево - Якшибай (ВЛ 35кВ 50-82) и Сулеево - ПС 99 (ВЛ 35кВ 50-99).

На ОРУ-35кВ установлено 3 высоковольтных масленых выключателя 35 кВ типа ВМ-35. Два линейных и один секционирующий и разъединители типа РЛНД1а-35. В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС, которые крепятся на фарфоровых изоляторах. Окончательно применен провод АС 95/15,9. На ОРУ - 35 кВ установлены разрядники типа РВС - 35 для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений, для защиты от прямых попаданий молний.

Основным электорооборудованием на ПС является два трансформатора мощностью 6,3 МВА.

В КРУ - 6 кВ установлены 10 высоковольтных масляных выключателя типа ВМГ-133. На каждую секцию 6кВ установлены ОПН-6 кВ для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений.

Основными потребителями являются «Джалиль ПТС» -филиал ОАО «Водоконал сервис» (3фидера воздушных линий 6 кВ) и Сармановские районные электрические сети (7 фидеров воздушных линий 6 кВ).

1.2 Определение категории надёжности электроснабжения

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории;

- электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров;

- электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей;

- электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников первой категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

1.3 Организация технического обслуживания и текущего ремонта электрооборудования на проектируемом объекте

Техническое обслуживание состоит из комплекса работ и мероприятий по поддержанию работоспособности и исправности линий электропередачи и подстанций. Ремонт состоит из комплекса работ и мероприятий по восстановлению исправности и работоспособности, восстановлению ресурса объектов электрической сети и их элементов.

Комплексы работ, направленные на обеспечение надежности электрических сетей, надежной их эксплуатации, проводятся с определенной периодичностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплексы работ включают:

- проведение технического обслуживания и планового ремонта, аварийно-восстановительного ремонта;

- накопление и изучение опыта эксплуатации;

- установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов, периодичности технического обслуживания, учитывающей конкретные условия эксплуатации;

- внедрение прогрессивных форм организации и управления техническим обслуживанием и ремонтом;

- внедрение передовых методов работ на электроустановках и оборудовании комплексной механизации, прогрессивной технологии;

- внедрение специализации ремонтных работ;

- контроль качества выполняемых работ по ремонту и качества отремонтированного оборудования;

- своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;

- анализ параметров и показателей технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

Поддержание в работоспособном состоянии, техническое обслуживание и ремонт электрических сетей возложено на структурные единицы: ОАО «Сетевая компания» Альметьевские электрические сети.

В соответствии с конструктивными особенностями, технологией и условиями производства работ, структурой управления электросетью рекомендуется следующая специализация персонала АЭС, осуществляющего техническое обслуживание и ремонт электрических сетей:

- техническое обслуживание и ремонт ВЛ 35кВ;

- ремонт подстанции №12 «Джалиль» напряжением 35/6 кВ;

- техническое и оперативное обслуживание подстанций;

- техническое и оперативное обслуживание линий электропередачи 6 (35) кВ и сетевых трансформаторных подстанций (ТП) 6-35/0,38 кВ;

- оперативное обслуживание объектов распределительных сетей;

- техническое обслуживание и ремонт кабельных линий;

- техническое обслуживание и ремонт средств релейной защиты и электроавтоматики;

- техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления;

- техническое обслуживание, ремонт, метрологический контроль и обеспечение поверки или калибровки средств измерений;

- испытание изоляции и защита от перенапряжений;

- техническое обслуживание и ремонт средств механизации и транспорта.

Управление техническим обслуживанием и ремонтом целесообразно осуществлять следующим образом.

Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений подстанций 35/6 кВ подчиняется: структуре управления - службе подстанций, при территориальной структуре управления - руководству Сармановское РЭС, а в техническом отношении - службе подстанций, при смешанной структуре управления - службе подстанций (по группе подстанций, находящейся в ведении службы подстанций) и руководству районов электросети (по группе подстанций, находящихся в ведении районов); Производственные подразделения по техническому обслуживанию средств релейной защиты и электроавтоматики входят в состав местной службы релейной защиты и автоматики (СРЗА), подчиненной главному инженеру АЭС. Взаимодействия СРЗА с другими службами РЗА всех уровней оперативно-диспетчерского управления определяются «Типовым положением о взаимоотношениях служб РЗА».

При реформировании ремонтных видов деятельности в части электрических сетей осуществляется функциональное выделение и обособление персонала, выполняющего преимущественно работы по капитальному и среднему ремонту, от технического обслуживания, организационно-финансовое обособление ремонтных подразделений АЭС, поэтапное создание или развитие действующих сервисных ремонтных организаций и внедрение конкурентных рыночных отношений в сфере ремонта электрических сетей.

Работы по техническому обслуживанию ВЛ и подстанций осуществляются в полном объеме, как правило, персоналом СРЭС.

Ремонт электрических сетей выполняется как собственным персоналом электросети - хозяйственным способом, так и подрядным способом.

Ремонт оборудования подстанции №12 «Джалиль» 35/6 кВ выполняется специализированными бригадами АРЭС, специализированными ремонтными или монтажно-наладочными организациями; ремонт транспортабельного оборудования или его узлов осуществляется агрегатным методом в специализированных мастерских.

Подрядным способом на основе конкурсных торгов рекомендуется выполнять следующие работы, на которые сформирован рынок предложений:

- ремонт зданий и сооружений;

- содержание территории;

- ремонт и содержание внутриплощадочных и подземных автомобильных и железных дорог и их сооружений;

- покраска опор и оборудования;

- ремонт и обслуживание систем канализации, водопровода, тепловых сетей, арт скважин, систем сброса трансформаторного масла;

- расчистка трасс и расширение просек воздушных линий электропередачи;

- проведение обследования объектов электрических сетей, отработавших установленный срок службы;

- ремонт КЛ;

- капитальный ремонт маслонаполненного оборудования, высоковольтных вводов;

- ремонт воздушных, элегазовых, вакуумных выключателей;

- ремонт аккумуляторных батарей и подзарядных устройств;

- ремонт компрессоров и пневмосистем;

- специальные работы, требующие применения специальных технологий (например, химрасчистка трасс ВЛ)или специальной техники, не входящей в номенклатуру комплектации АЭС машинами и спец механизмами.

Одной из прогрессивных форм организации работ на объектах электрических сетей является комплексное их выполнение, при котором работы группируются в комплексы по номенклатуре, периодичности и времени выполнения; работы производятся бригадами централизованного обслуживания, оснащенными специальными машинами, средствами механизации, инвентарем; персонал и средства механизации концентрируются на ремонтируемом объекте, что позволяет сократить длительность ремонтов и технического обслуживания, время отключения объекта, уменьшить непроизводительные переезды, более эффективно использовать трудовые и материальные ресурсы.

Выполнение работ по ремонту и техническому обслуживанию ВЛ, связанных с приближением к токоведущим частям, для обеспечения безопасности персонала производится с отключением и заземлением обслуживаемой ВЛ. Для сохранения или при ограничении возможности отключения ВЛ нормального режима работы сети при производстве ремонтов могут быть применены методы работ под напряжением.

В связи с рассредоточением объектов и различной периодичностью выполнения работ в ряде случаев целесообразно выполнение однотипных работ специализированными бригадами на одной или нескольких ВЛ (например, расчистка трассы, покраска опор, замена приставок и т.д.).

Выбор методов и объемов ремонта и технического обслуживания производит предприятие, осуществляющее эксплуатацию электрической сети (АЭС) на основе технико-экономического сравнения, с учетом располагаемых ресурсов и местных условий.

Периодичность, сроки работ по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей устанавливаются Правилами технической эксплуатации, нормативно-технической документацией, инструкциями изготовителей оборудования и решением главного инженера региональной сетевой компании АЭС, СРЭС в зависимости от технического состояния объекта, местных условий и опыта эксплуатации.

Организация и планирование ремонта объектов электрических сетей осуществляется на основе оценки их технического состояния, при этом контроль состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативно-технической документацией; объем и момент начала ремонта определяется техническим состоянием объектов электросетей.

Работы по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей производятся по типовым или местным инструкциям, технологическим картам, картам организации труда, проектам производства работ.

Типовые технологические карты и типовые карты организации содержат: состав бригады и квалификацию исполнителей, нормы времени, особые условия проведения работы, необходимые защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент, инвентарь, описание и последовательность операций, график выполнения работы.

В АЭС типовые карты организации труда и технологические карты при необходимости конкретизируются применительно к местным условиям, конструкциям объектов и их элементов, используемым техническим средствам; такие карты утверждает главный инженер АЭС.

Проект производства работ (ППР) определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения и порядок обеспечения ресурсами.

Организация и выполнение работ в электрических сетях производятся в соответствии с требованиями «Межотраслевых правил по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

Техническое обслуживание и ремонт производятся с применением, как правило, специальных машин, механизмов, такелажа, оснастки, приборов, приспособлений. Бригады, выполняющие работы на объектах электросетей, оснащаются средствами связи с диспетчерскими пунктами и ремонтно-производственными базами.

Организация технического обслуживания и ремонта линий электропередачи и подстанций осуществляется руководством АЭС.

Перспективные (пятилетние) графики ремонта объектов электрических сетей разрабатываются производственными службами и отделами АЭС и представляются в сетевую компанию, СРЭС за 15 месяцев (к 1 октября) до планируемого периода. Сетевая компания, АЭС рассматривает представленные перспективные графики и формирует сводный перспективный график ремонта электрических сетей, который согласуется с ОАО «ЦУС» или его филиалом, в срок до 1 февраля (за 11 месяцев) года, предшествующего планируемому период утверждение перспективного графика ремонта объектов электрических сетей производится главным инженером сетевой компании, АЭС в срок до1 марта (за 10месяцев) года, предшествующего планируемому периоду.

Перспективный (пятилетний) график ремонта может ежегодно корректироваться с учетом выявленного технического состояния объектов и изменения условий эксплуатации.

Годовые планы-графики ремонта объектов электрических сетей с укрупненными объемами ремонтных работ разрабатываются производственными службами и отделами АЭС и представляются в сетевую компанию, СРЭС до 1 мая, за 8месяцев до планируемого периода.

Сетевая компания, АЭС рассматривает представленные годовые планы-графики, формирует сводный годовой план-график и направляет на согласование в ОАО «ЦУС» или его филиал, в оперативном ведении которого находится оборудование, в срок до 15 июня года, предшествующего планируемому. Согласование годового плана-графика производится до 15 сентября.

Проведение конкурсных торгов и заключение договоров на выполнение ремонтов подрядными организациями завершается до 25 октября года, предшествующего планируемому.

Утверждение годового плана-графика производится сетевой компанией, АЭС в срок до 1 ноября.

Стоимость ремонтов определяется по сметам, составляемым на основе прейскурантов, сборников укрупненных единичных расценок, каталогов цен на работы по ремонту объектов электрических сетей. По работам, не включенным в указанные документы, сметы составляются на базе отраслевых или местных норм времени, калькуляции затрат или с использованием единых норм и расценок на строительные, монтажные и ремонтные работы.

В стоимость ремонта включаются средства на проведение необходимых проектных проработок, выполнение работ по определению объемов ремонта, в том числе измерений, испытаний, проверок технического состояния объекта, подлежащего ремонту.

Приемка объектов электрических сетей из капитального, среднего ремонта и модернизации производится комиссией, состав которой устанавливается главным инженером АЭС. В состав комиссии включаются лица, ответственные за эксплуатацию объектов, ответственные исполнители ремонта, представители производственных служб, руководители групп испытаний, лабораторий. В состав комиссии может быть включен представитель сетевой, управляющей компании, СРЭС.

Комиссии представляется документация, характеризующая состояние объектов до ремонта, объем и качество выполненных ремонтных работ, и качество отремонтированных объектов, в том числе:

- ведомости неисправностей и дефектов, подлежащих устранению при ремонте;

- ведомости работ, выполненных при ремонте;

- протоколы технических решений по выявленным, но не устраненным дефектам;

- протоколы испытаний, карты измерений, ведомости основных параметров технического состояния объекта (оборудования) до и после ремонта;

- перечень отраслевых предписаний, циркуляров, информационных

- сообщений заводов-изготовителей, требования которых выполнены в процессе ремонта, модернизации;

- сертификаты на использование в процессе ремонта материалы, запчасти;

- акты на скрытые ремонты;

- другие документы.

Комиссия по результатам анализа представленной документации, осмотра отремонтированного объекта, опробования оборудования, результатов месячной подконтрольной эксплуатации дает оценку отремонтированного объекта и качества ремонтных работ, составляет акт сдачи-приемки отремонтированного, модернизированного объекта электрических сетей по форме приложения 50, в котором приводится также гарантийный срок на отремонтированный объект - не менее 12 месяцев с момента включения объекта в сеть или окончании ремонта.

Оценка «отлично» устанавливается при выполнении всех основных и дополнительных требований, оценка «хорошо» - при выполнении всех основных и не менее 50% дополнительных требований, оценка «удовлетворительно» - при выполнении всех основных и частичном выполнении дополнительных требований, оценка «неудовлетворительно»-при невыполнении одного и более основных требований.

1.4 Автоматизация работы ПС 35/6 кВ № 12

Очевидно, что для этого класса объектов неприменима архитектура цифровой подстанции, разработанная для объектов сетей. Для массового применения на ПС 35 кВ №12 «Джалиль» необходимы простые и недорогие решения с оптимальным (а вовсе не максимальным) использованием новых технологий. Чтобы преодолеть консерватизм эксплуатации, необходимо предложить решение, которое сможет повысить надежность, улучшить эксплуатационные характеристики, снизить капитальные и операционные затраты, а также будет соответствовать всем требованиям надежной и бесперебойной передачи и распределения электрической энергией.

До оптимизации:

На двух трансформаторной подстанции №12 «Джалиль» 35/6 кВ не проводилась реконструкция ОРУ-35 кВ и КРУ-6 кВ.

Исходное проектное решение предусматривало установку ОПУ(Обще подстанционный пункт управления)

В ОПУ устанавливается:

шкафа резервной центральной сигнализации (ЦС);

двух шкафов (щитов) местного управления (ЩУ) с мнемосхемой (ключи, лампы и др.);

автономного шкафа оперативной блокировки (ОБ);

комплекса телемеханики (ТМ), состоящего из 5 шкафов.

Итого -- 9 шкафов в ОПУ! И это без учета автоматики РПН, ЩСН. Также было сравнительно большое для ПС 35 кВ количество контрольных кабелей между ОПУ и зданиями КРУ.

Функциональность систем управления -- минимальная: простейшая ТМ, отдельная ОБ, отсутствие интеграции вторичных подсистем в ТМ и АСТУ. Именно так и выполняются сегодня большинство проектов по строительству и реконструкции ПС 35/6 кВ.

Условия проекта потребовали существенного сокращения стоимости и габаритов оборудования вторичных систем. Состав устройств РЗА был принят в соответствии с проектом и действующими нормативными документами «Сетевой компанией». Что же касается обще подстанционных устройств и систем управления и сигнализации, то здесь понадобилась существенная оптимизация.

Оптимизация технических решений с использованием цифровых технологий

В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью остро стоит проблема селективного определения поврежденного фидера при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Исходное проектное решение предусматривало использование функции защиты от ОЗЗ, встроенной в устройства РЗА ячеек 6-10 кВ. Селективность данной функции ниже 50%, поэтому даже на новых и условно цифровых ПС поиск «земли», как правило, производится по месту в ручном режиме, что означает необходимость выезда ОВБ на объект и поочередное отключение отходящих фидеров.

Для повышения селективности ЗОЗЗ до 80-90% необходимо применение централизованных защит, работающих по принципу относительного замера и анализирующих токи нулевой последовательности (3Io) всех фидеров секции. Данный принцип реализован в терминале определения поврежденного фидера (ОПФ) «Бреслер-0107.081». Терминалы защиты и управления присоединений 6-10 кВ серии «Бреслер-0107.200» выполняют оцифровку токов 3Io своего присоединения и передают их в векторной форме по цифровой шине в центральный терминал ОПФ. Такая реализация ЗОЗЗ является ярким примером использования технологии цифровой подстанции для повышения селективности работы РЗА без ущерба для надежности.

Повышение надежности и безопасности местного и дистанционного управления коммутационными аппаратами

Также множество шкафов, обслуживающих цепи ТС, ТУ, ОБ коммутационных аппаратов (КА). Функции этих шкафов формально различны, но по смыслу тесно связаны, а подведенные к ним цепи на 80% дублируют друг друга.

И здесь хотелось бы поспорить с консерваторами, утверждающими, что автономная работа различных устройств и подсистем повышает надежность работы энергообъекта. Автономная работа шкафов ТМ, ОБ, ЩУ допускает одновременно:

местное управление КА силами ОВБ со щита управления;

телеуправление КА силами диспетчера ЦУС через комплекс ТМ;

«черный ящик» (шкаф ОБ), автоматически блокирующий некоторые недопустимые операции без уведомления об этом оперативного персонала ДДС.

Без применения дополнительных технических решений и организационных мероприятий данная концепция несет в себе существенные риски для безопасности персонала ОВБ при его нахождении на объекте.

Для решения названной проблемы в этом проекте мы применили многофункциональный цифровой шкаф управления и оперативной блокировки (ШУ) на базе контроллера присоединений «ИНБРЭС-КПГ», оснащенный экраном для отображения мнемосхем и ключом выбора места управления (местное/дистанционное). Таким образом, исключается возможность одновременного местного и дистанционного управления КА, запрещаются попытки подачи команд, не разрешенных логикой ОБ, а информация о состоянии блокировки каждого КА автоматически предоставляется персоналу ОВБ и ЦУС. Также персоналу ОВБ доступна функция аварийной деблокировки, защищенная отдельным паролем.

Цифровой шкаф управления служит основой для дальнейшего построения АСУ ТП. Установив шкаф, телемеханики с контроллерами и 4G-модемами и подключив к нему ШУ и цифровые измерительные приборы, мы получили ПТК ССПИ, обеспечивающий полную наблюдаемость объекта и возможность безопасного телеуправления.

Также была реализована интеграция

Отдельно отметим, что интеграция защиты от ОЗЗ в АСТУ исключает необходимость выезда на объект для обнаружения и отключения поврежденного присоединения. Это позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей и безопасность персонала, а также снизить повреждаемость основного электрооборудования.

На выходе мы получили:

комплекс РЗА с улучшенной селективностью и полной наблюдаемостью со стороны АСТУ;

повышение надежности и безопасности управления коммутационными аппаратами;

компактную АСУ ТП по цене простого комплекса телемеханики;

3 шкафа в ОПУ вместо 10;

сокращение затрат на кабельную продукцию и монтаж;

упрощение наладки и эксплуатации комплекса вторичных систем.

Мы считаем, что выбранное решение оптимально для массового применения на новых и реконструируемых ПС 35 кВ, а также в качестве ПТК объектового уровня для построения «умных» сетей.

1.5 Модернизация ПС 35\6 кВ

На первой и второй секции шин 35 кВ установлены вентильные разрядники РВС-35 кВ. Что является устаревшим по своему функционалу электрооборудованием перед нелинейными ограничителями перенапряжения ОПН.

Ограничитель перенапряжения нелинейный является одним из видов разрядника. Разрядником, в свою очередь, называется электрический аппарат, предназначенный для ограничения перенапряжений в электротехнических установках и электрических сетях. Первоначально разрядником называли устройство для защиты от перенапряжений, основанный на технологии искрового промежутка. Затем, с развитием технологий, для ограничения перенапряжений начали применять устройства на основе полупроводников и металл-оксидных варисторов, применительно к которым продолжают употреблять термин "разрядник".

Рисунок 1 - Условное обозначение ОПН

Разрядник состоит из двух электродов и дугогасительного устройства.

Электроды. Один из электродов крепится на защищаемой цепи, второй электрод заземляется. Пространство между электродами называется искровым промежутком. При определенном значении напряжения между двумя электродами искровой промежуток пробивается, снимая тем самым перенапряжение с защищаемого участка цепи. Одно из основных требований, предъявляемых к разряднику -- гарантированная электрическая прочность при промышленной частоте (разрядник не должен пробиваться в нормальном режиме работы сети).

После пробоя импульсом искровой промежуток достаточно ионизирован, чтобы пробиться фазным напряжением нормального режима, в связи с чем возникает короткое замыкание и, как следствие, срабатывание устройств релейная защита, защищающих данный участок. Задача дугогасительного устройства -- устранить это замыкание в наиболее короткие сроки до срабатывания устройств защиты.

В процессе эксплуатации изоляция оборудования электрических сетей подвергается воздействию рабочего напряжения, а также различных видов перенапряжений, таких как грозовые, коммутационные, квазистационарные. Основными аппаратами для защиты сетей от грозовых и коммутационных перенапряжений являются вентильные разрядники (РВ) и нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН). При построении или модернизации уже существующих схем защиты от перенапряжений с помощью ОПН и РВ необходимо решать две основные тесно связанные друг с другом задачи:

а) выбор числа, мест установки и характеристик аппаратов, которые обеспечат надежную защиту изоляции от грозовых и коммутационных перенапряжений;

б) обеспечение надежной работы самих аппаратов при квази-стационарных перенапряжениях, для ограничения которых они не предназначены.

Защитные свойства РВ и ОПН основаны на нелинейности вольтамперной характеристики их рабочих элементов, обеспечивающей заметное снижение сопротивления при повышенных напряжениях и возврат в исходное состояние после снижения напряжения до нормального рабочего. Низкая нелинейность вольтамперной характеристики рабочих элементов в разрядниках не позволяла обеспечить одновременно и достаточно глубокое ограничение перенапряжений и малый ток проводимости при воздействии рабочего напряжения, от воздействия которого удалось отстроиться за счет введения последовательно с нелинейным элементом искровых промежутков. Значительно большая нелинейность окисно-цинковых сопротивлений варисторов ограничителей перенапряжений ОПН позволила отказаться от использования в их конструкции искровых промежутков, то есть нелинейные элементы ОПН присоединены к сети в течение всего срока его службы.

Преимущества ОПН:

- простота конструкции и высокая надежность;

- по сравнению с разрядниками, более глубокое ограничение перенапряжения;

- стойкость к внешнему загрязнению изоляционного корпуса;

- способность ограничивать внутренние перенапряжения;

- большая взрывобезопасность у ограничителей перенапряжения с полимерным корпусом;

- меньшие габариты и масса, чем у разрядников;

- могут использоваться в сетях постоянного тока;

Конструкция ОПН:

Основным конструктивным элементом ОПН является нелинейный рабочий резистор, образованный одной или несколькими параллельно соединенными колонками (1) поставленных один на другой оксидно-цинковых варисторов. Для удобства размещения внутри изолирующего снаружи ребренного фарфорового корпуса (2) нелинейный разрядник разделен на блоки высотой 0,3 -- 1,0 м. По концам корпуса закреплены металлические фланцы (3) со смонтированными узлами герметизации и взрывобезопасности (4) и контактными пластинами (5). Фланцы также являются контактными выводами ограничителя, к которым изнутри присоединяется нелинейный рабочий резистор, а снаружи (к контактным пластинам) -- фазный провод и проводник системы заземления распредустройства. Аппараты на напряжение 110 кВ и более снабжаются экранной арматурой, обеспечивающей выравнивание распределения напряжения по высоте колонок варисторов, ограничение стримерной короны на элементах ограничителя и необходимую электрическую прочность его внешней изоляции. Экран обычно выполняется в виде одиночного или расщепленного тороида (6) с по крайней мере двумя экранодержателями (7).

При использовании фарфоровой покрышки в ОПН предусматривается сквозная демпфирующая полость (8), обеспечивающая передачу избыточного давления при аварийном дуговом перекрытии внутри корпуса на клапаны взрывобезопасности (4) и предохраняющая аппарат от взрывного разрушения. Все свободное пространство внутри покрышки, не занятое колонками ОЦВ, элементами их крепления к корпусу и фланцам и демпфирующей полостью, заполняется веществом 9, обладающим высокой теплопроводностью (например, чистым кварцевым песком) и служащим для отвода теплоты от варисторов на корпус ограничителя. После сборки внутренняя полость аппарата вакуумируется, а затем заполняется осушенным азотом, элегазом или каким-либо инертным газом при атмосферном давлении. Система герметизации предотвращает проникновение вовнутрь покрышки влаги и загрязнений, которые могли бы вызвать перекрытие ОПН по внутренней полости и выход его из строя.

Рис. 2. Конструктивные исполнения нелинейных ограничителей перенапряжений в фарфоровом (а) и полимерном (б) корпусах

Схемы присоединения ОПН к электрическим сетям.

Задача снижения уровня изоляции ЛЭП решается не только за счет улучшения защитных характеристик нелинейных ограничителей (совершенствования структуры материала и конструкции варисторов, форсировки их охлаждения в аппарате, заливки HP полимерными композициями и т.п.), но и оптимизацией схемы ОПН и формы его присоединения к сети. Описанные выше ограничители включены между фазным проводом и землей (рис. 3, а) и, таким образом, предназначены для ограничения перенапряжений, воздействующих на изоляцию электрооборудования относительно земли. Одной из важнейших задач, решение которой практически невозможно с помощью вентильных разрядников, является глубокое ограничение междуфазных перенапряжений. Применение нелинейных ограничителей в полимерных корпусах подвесного исполнения, рассчитанных на длительное воздействие линейного наибольшего рабочего напряжения линии и присоединенных между фазными проводами (рис. 3, б), естественным образом решает эту проблему.

Рис 3. Схемы нелинейных ограничителей перенапряжений и их присоединения к электрическим сетям

На одной типовой поддерживающей или натяжной опоре ВЛ без сколько-нибудь существенного изменения ее конструкции может быть размещено два трехфазных комплекта подвесных ОПН: ограничители фаза-земля подвешиваются параллельно гирляндам изоляторов или (при соответственном увеличении механической прочности на разрыв) вместо гирлянд и соединяются с фазными проводами и землей; ограничители междуфазных перенапряжений подвешиваются к гирляндам ниже фазных проводов и присоединяются между фазами. Также представляется перспективным установка подвесных ограничителей в РУ электрических станций и подстанций, позволяющая существенно сократить их площадь. Низкие механические характеристики электротехнического фарфора па разрыв не позволяют изготавливать подвесные ОПН в фарфоровых корпусах. Однако разработана и успешно применяется конструкция ОПН опорного исполнения, позволяющая одновременно ограничивать как перенапряжения относительно земли, так и междуфазные перенапряжения. Схема такого защитного аппарата, получившего наименование ОПНИ, приведена на рис. 3, в.

Нелинейный рабочий резистор каждой фазы ОПНИ разделен на две последовательно соединенные части (НР1 и НР2). Все фазы ограничителей соединены между собой искровыми промежутками, включенными звездой. Средняя точка звезды через емкость С соединена с землей. В нормальном эксплуатационном режиме фазное напряжение приложено к последовательно соединенным резисторам НР1 и НР2. При набегании на аппарат волн коммутационных перенапряжений, которые всегда несимметричны, пробиваются искровые промежутки ИП, резисторы НР2 всех фаз оказываются соединенными параллельно, а резисторы НР1 -- попарно последовательно между соответственными фазными проводниками. Таким образом, все нелинейные рабочие резисторы трех фаз ограничителей образуют четырехлучевую звезду. Очевидно, что такая схема объединенного защитного аппарата позволяет ограничивать как фазные, так и междуфазные перенапряжения, причем уровни остающихся напряжений могут регулироваться соответствующим подбором значений НР1 и НР2.

В настоящее время вентильные разрядники практически сняты с производства и в большинстве случаев отслужили свой нормативный срок службы. Построение схем защиты изоляции оборудования как новых, так и модернизируемых подстанций, от грозовых и коммутационных перенапряжений теперь оказывается возможным только с использованием ОПН.

В КРУ-6 кВ установлены масленые выключатели типа ВМГ-133 что которые уступают по своим техническим показателям вакуумным.

Почему вакуумный выключатель - это лучшее решение для распределительных сетей 6-10 кВ?

Развитие городской инфраструктуры, постройка новых мощных промышленных комплексов, уплотнительные застройки в центре городов ставят перед энергетиками непростые задачи по обеспечению электроэнергией потребителей без снижения качества и надежности электроснабжения

Помимо роста объёмов потребления и генерации электроэнергии не менее важно её распределение, за которое отвечают, как правило, тупиковые подстанции на классы напряжения 6, 10, 20 и 35кВ. Однако более половины таких подстанций находятся в эксплуатации не менее 30 лет. Оборудование данных подстанций сильно изношено, морально устарело и нуждается в замене.

Стоит отметить, что на каждой электрической подстанции основным элементом защиты цепей являются силовые выключатели. Исходя из этих факторов, а также статистических данных ФСК и МРСК можно сделать вывод о том, что в России ежегодно потребляется не менее 20000 силовых выключателей с классами напряжения 6 и 10кВ. Очевидно, что на столь массовый и ответственный элемент системы электроснабжения налагаются жёсткие требования, как со стороны потребителя, так и со стороны надзорных органов. Основными требованиями, предъявляемыми к силовым выключателям, можно выделить:

Соответствие техническим параметрам электросети (Наибольшее рабочее напряжение, отключающая способность, и т.п.)

Безопасность персонала при эксплуатации

Высокий уровень надёжности

Компактность

Минимальная необходимость в обслуживании

Энергоэффективность

Достичь всех этих качеств в одном аппарате - задача нетривиальная, и далее мы рассмотрим тот путь, который пришлось пройти выключателям для достижения современного уровня их технического развития.

Виды выключателей 6-10 кВ

Первыми выключателями, которые защищали отходящие линии 6-10 кВ в комплектных распределительных устройствах, были баковые многообъёмные масляные выключатели, такие как ВМБ-10. Данный выключатель представляет собой металлический бак, массой 170 кг, который вмещает в себя 50 килограммов трансформаторного масла. Трансформаторное масло выступает в качестве изолирующей контакты разных полюсов среды, также в ней происходит разрыв контактов и гашение электрической дуги. При таком способе гашения дуги масло разлагается, образуя газопаровую смесь, состоящую из 70% водорода и паров испаряющегося трансформаторного масла. Данная смесь охлаждает и расщепляет дугу, а также деионизирует место её возникновения, что способствует скорейшему восстановлению электрической прочности масла. Этот процесс протекает достаточно бурно, давление в газовом пузыре может достигать 12 атмосфер. Именно присутствие масла в конструкции данного типа выключателей и определило их основные недостатки. Таким аппаратам требуется постоянный контроль уровня масла, его доливка, замена после относительного небольшого количества отключений. Выделение водорода, вкупе с высоким давлением внутри выключателя делает данный способ дугогашения достаточно опасным, нередки случаи взрывов и пожаров при применении таких выключателей. Для исключения разлива масла в случае аварии также необходимо строительство маслоприёмников, способных вместить полный объём масла, находящегося в выключателе.

Очевидно, что данный конструктив выключателей был далёк от идеала и не удовлетворял большинству требований, названных ранее. Именно поэтому следующим этапом развития этого класса аппаратов стали маломасляные выключатели

Рис. 4. Масляный малообъемный выключатель (крупно: указатель уровня масла)

В маломасляных выключателях масло уже не несёт в себе изоляционные свойства, а лишь служит газогенерирующей средой. Это позволило снизить общую массу аппарата, и, что особенно важно, объём заливаемого трансформаторного масла. Так, например, выключатель ВМП-10 требует заливки лишь 5кг масла. Помимо этого значительно выросли номинальный ток и отключающая способность, с 1000А до 1500А и с 5,7кА до 20кА соответственно (относительно выключателя ВМБ-10). Обновлённый конструктив масляных выключателей также позволил отказаться от необходимости возведения маслоприёмников. Вместе с тем недостатки, характерные для маслонаполненных выключателей, всё же сохранялись. К тому же на базе масляных малообъемных выключателей было невозможно реализовать быстродействующее АПВ (автоматическое повторное включение). Кроме того, само масло представляло опасность для экологии, и поэтому нельзя было допустить утечку и попадание масла в грунтовые воды.

Трансформаторное масло, как дугогасящая среда, исчерпало себя, поэтому дальнейшее улучшение конструктива не несло в себе каких либо существенных плюсов для характеристик выключателя.

С развитием коммутационной электротехники, в сетях 6-10 кВ на смену масляным пришли вакуумные выключатели, которые в настоящее время заняли доминирующее положение в структуре распределительных сетей. Особенности конструкции вакуумных выключателей заключаются в использовании вакуумных камер сравнительно небольших размеров и применении глубокого вакуума (давление в камере составляет порядка 5x10-5 мм.рт.ст.) в качестве среды для гашения дуги, что позволило добиться следующих преимуществ по сравнению с выключателями предыдущих поколений:

высокая надежность

не требуют обслуживания

сниженные массогабаритные характеристики

широкий диапазон рабочих температур

отсутствие вредных выбросов

малая потребляемая мощность в цепях оперативного тока

возможность любого расположения в пространстве

Несмотря на высочайшие показатели электрической прочности вакуума, долгое время использование данной технологии было ограничено техническим развитием. Однако с момента первых промышленных образцов технические характеристики вакуумных выключателей заметно улучшились. В частности, можно отметить возросшие значения отключаемых токов короткого замыкания (до 50кА). Это стало возможным благодаря особенной геометрии контактов.

В конструкции вакуумных выключателей OptiMat V от КЭАЗ применены спиралевидные контакты. Такая форма контактов вакуумной камеры создаёт радиальное магнитное поле по всей области дуги, что вызывает её быстрое вращение по поверхности контактов и скорейшее затухание, а также минимизирует тепловую нагрузку, позволяет избегать локальных перегревов, выгорания металла контактов, что уменьшает их износ, а также исключает возможность повторного зажигания дуги после прохождения тока через ноль.

Такие разработки позволяют увеличивать общий коммутационный ресурс выключателя.

Рис. 5. Контактная система с радиальным магнитным полем вакуумных выключателей OptiMat V

Кроме того, сниженные весо-габаритные параметры вакуумных выключателей (особенно заметно по сравнению с распространенными в России масляными малообъемными выключателями), позволяют специалистам электросетевых компаний производить монтажные и ремонтные работы значительно проще. Сравните: масса вакуумного выключателя OptiMat V - 56 кг, масляного малообъемного серии ВК от 160 до 200 кг + 12 кг масла, а элегазового выключателя ВГП -- 120 кг (разница в массе составляет от 2 до 5 раз).

Также большое значение имеет широкий температурный диапазон. Ведь при эксплуатации в зимний период нужно учитывать дополнительные траты на подогрев масла в выключателях предыдущих поколений (масло густеет и препятствует скорейшему расхождению контактов). Здесь же стоит упомянуть и разные токи для катушек включения приводов: 3,9 А при 220 В у вакуумных выключателей OptiMat V и 100 А при 220 В у масляных малообъемных выключателей серии ВК.

Таким образом, вакуумные выключатели, на сегодняшний день, являются самыми современными, технологичными, надежными и экономичными коммутационными аппаратами в распределительных сетях напряжением 6-10 кВ.

2 Расчетно-техническая часть проект

2.1 Рaсчёт электрических нaгрузoк

Рaсчет электрических нaгрузoк выпoлняется с целью прaвильнoгo выбoрa сечений линий и рaспределительных устрoйств, кoммутaциoнных и зaщитных aппaрaтoв, числa и мoщнoсти трaнсфoрмaтoрoв нa рaзных урoвнях системы электрoснaбжения. В зaвисимoсти oт местa oпределения рaсчетных нaгрузoк и неoбхoдимoй тoчнoсти рaсчет выпoлняется: метoдoм упoрядoченных диaгрaмм пoкaзaтелей грaфикoв нaгрузoк (пo средней мoщнoсти и кoэффициенту мaксимумa); Oснoвнoй метoд рaсчетa электрических нaгрузoк. Пo нему oпределяются мaксимaльные (Рм, Qм, Sм) рaсчетные нaгрузки группы электрoприемникoв. Для этoгo в пределaх рaсчетнoгo узлa выделяют группу ЭП с переменным (группa A) и группу ЭП с прaктически пoстoянным грaфикoм нaгрузoк (группa Б). пo устaнoвленнoй мoщнoсти и кoэффициенту спрoсa; пo средней мoщнoсти и кoэффициенту фoрмы грaфикa нaгрузoк; В oснoве этoгo метoдa лежит рaвенствo рaсчетнoй и среднеквaдрaтичнoй нaгрузoк. Для групп приемникoв с пoвтoрнo-крaткoвременным режимoм рaбoты принятoе дoпущение спрaведливo вo всех случaях. Oнo приемлемo тaкже для групп приемникoв с длительным режимoм рaбoты, кoгдa числo приемникoв в группе дoстaтoчнo великo и oтсутствуют мoщные приемники, спoсoбные изменить рaвнoмерный группoвoй грaфик нaгрузoк.

2.1.1 Aнaлиз грaфикa нaгрузки пoдстaнции «Джалиль» 35/6 зa декaбрь 2020 гoдa

Электрическaя нaгрузкa oтдельных пoтребителей, a, следoвaтельнo, и суммaрнaя их нaгрузкa, oпределяющaя режим рaбoты электрoстaнций в энергoсистеме, непрерывнo меняется. Принятo oтрaжaть этoт фaкт грaфикoм нaгрузки, т. е. диaгрaммoй изменения мoщнoсти (тoкa) электрoустaнoвки вo времени.

Пo виду фиксируемoгo пaрaметрa рaзличaют грaфики aктивнoй Р, реaктивнoй Q, пoлнoй (кaжущейся) S мoщнoстей и тoкa I электрoустaнoвки. Кaк прaвилo, грaфики oтрaжaют изменение нaгрузки зa oпределенный периoд времени. Пo этoму признaку их пoдрaзделяют нa сутoчные (24 ч), сезoнные, гoдoвые и т. п. Пo месту изучения или элементу энергoсистемы, к кoтoрoму oни oтнoсятся, грaфики мoжнo рaзделить нa следующие группы:

грaфики нaгрузки пoтребителей, oпределяемые нa шинaх пoдстaнций;

сетевые грaфики нaгрузки - нa шинaх рaйoнных и узлoвых пoдстaнций;

грaфики нaгрузки энергoсистемы, хaрaктеризующие результирующую нaгрузку энергoсистемы;

грaфики нaгрузки электрoстaнций. Грaфики нaгрузки испoльзуют для aнaлизa рaбoты электрoустaнoвoк, для прoектирoвaния системы электрoснaбжения, для сoстaвления прoгнoзoв электрoпoтребления, плaнирoвaния ремoнтoв oбoрудoвaния, a тaкже в прoцессе эксплуaтaции для ведения нoрмaльнoгo режимa рaбoты.

Исхoдные дaнные: испoльзуем мaксимaльную, минимaльную и фaктическую мoщнoсти пoдстaнции приведены в тaбл.1.

Тaбл. 1. Исхoдные дaнные

Pmax, кВт	Pmin, кВт	Pфaкт, кВт	Рср, кВт
11800	6922	11800	9219

В тaбл. 2.2 приведены дaнные aктивнoй средней мoщнoсти пoдстaнции ПС «Джалиль»35/6 в кВт пo чaсaм зa 16 декaбря 2020 гoдa.

Тaблицa 2. Средняя aктивнaя мoщнoсть ПС «Джалиль» 35/6 зa 16.12. 2020 гoдa.

Чaсы (время мoскoвскoе)	P, кВт
00.00-01.00	7477
01.00-02.00	7185
02.00-03.00	6922
03.00-04.00	7083
04.00-05.00	7978
05.00-06.00	9431
06.00-07.00	11130
07.00-08.00	11700
08.00-09.00	11700
09.00-10.00	11470
10.00-11.00	11690
11.00-12.00	11740
12.00-13.00	11510
13.00-14.00	11750
14.00-15.00	11800
15.00-16.00	11170
16.00-17.00	10730
17.00-18.00	10360
18.00-19.00	10160
19.00-20.00	9740
20.00-21.00	9107
21.00-22.00	8533
22.00-23.00	7742
23.00-00.00	7816

Пo тaбл. 2. пoстрoен грaфик нaгрузки (предстaвлен нa рисунке 6).



Рис.6

2.2 Расчет освещения методом коэффициента использования светового потока

Расчёт освещения внутренних помещений включает в себя: краткую характеристику объекта освещения (размеры, условия окружающей среды), выбор источника света, выбор вида освещения, выбор нормы освещенности, выбор типа светильников, размещение светильников, количество светильников, количество рядов, количество ламп в светильнике.

Расчёт освещения производится методом коэффициента использования светового потока.

1 Определяем параметры помещения КРУ - 6 кВ:

А=8м; В=5м; Н=5м. (1)

2 Определим расчётную высоту:

; (2)

?0,1-1.4=3,5 м,

где h_c - высота свеса светильников, м;

h_p - высота рабочей поверхности, м.

3 Выбираем светильник с 4-мя LED - лампами, SD - 40.

4 Определяем индекс помещения:

; (3)

,

5 КПД помещения определяется в зависимости от коэффициента отражения с_пот=50%, с_ст=30%, с_пола=10%.

6 Определяем коэффициент использования светового потока:

з=0,29%.

7 Найдем световой поток для LED - лампы 12 Вт:

F_л=1200 Лм.

8 Находим расчётное количество светильников:

; (4)

шт,

...