43939

Расчет подстанции ОАО Квадра

Дипломная

Энергетика

Объем электрической энергии мощности произведенный на территории области в 2010 г. к каждой ПС подключаются потребители первой категории для обеспечения резервирования необходимо устанавливать по два трансформатора или автотрансформатора на ПС причем каждый из них рекомендуется загружать не более чем на 7075 от номинальной мощности. Расчет производиться по формулам: где коэффициент мощности нагрузки Для ПС1. Выбор автотрансформатора по заданной трансформаторной мощности ПС.

Русский

2013-11-10

1.53 MB

39 чел.

Формат

Зона

Позиция

Обозначение

Наименование

Количество

Примечание

А3

ДП. 140206. 41-ЭС-07

Задание

1

А4

ДП. 140206. 41-ЭС-07. П3

Пояснительная записка

1

А1

ДП. 140206. 41-ЭС-07. ЭЗ1

Главная схема

1

А1

ДП. 140206. 41-ЭС-07. ЭЗ2

Конструктивный чертёж РУ

1

А1

ДП. 140206. 41-ЭС-07. ЭЗ3

Схема принципиальная РЗиА

1

А1

ДП. 140206. 41-ЭС-07. ЭЗ4

Чертёж по эксплуатации и ремонту элемента подстанции

1

А1

ДП. 140206. 41-ЭС-07. ЭЗ5

Плакат экономической части

1

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ

ЗАПИСКА


Содержание.

Введение. Энергетика Липецкой области.  5

Раздел 1. Расчет нагрузок ПС в максимальном режиме и выбор автотрансформаторов.  8

Раздел 2. Электрический расчет сети при максимальной нагрузке. Выбор проводов ВЛ.  12

Раздел 3. Электрический расчет сети в минимальном режиме. . 15

Раздел 4. Определение расчетных нагрузок ПС в минимальном режиме.  17

Раздел 5. Определение напряжения на шинах ПС во всех режимах.  18

Раздел 6. Выбор регулировок напряжения трансформаторов.  20

Раздел 7. Выбор главной схемы ПС, схемы собственных нужд.  24

Раздел 8. Расчет токов КЗ.  30

Раздел 9. Выбор оборудования 220кВ. (по заданию) Расчет собственных нужд ПС.  40

Раздел 10. Расчет релейной защиты цепи 220кВ. (по заданию) 44

Раздел 11. Системы автоматизации ПС.(Индивидуальное задание) 48

Раздел 12. Расчет среднегодовых технико-экономических показателей ПС.  58

Раздел 13. Техника безопасности при работе на кабелях и вблизи них.  74

Раздел 14. Список используемой литературы.  87

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика Липецкой области.

  1.  На территории Липецкой области производство электрической энергии осуществляется на 10-и ТЭЦ, общей установленной мощностью 973,5 МВт. Основным производителем электроэнергии является филиал ОАО "Квадра" - "Восточная региональная генерация". Объем электрической энергии (мощности), произведенный на территории области в 2010 г., составил 4347 млн. кВт•ч или 41,8% от общего объема электропотребления области, остальной объем приобретен на оптовом рынке со станций иных областей.

  1.  Транспортировка электрической энергии осуществляется через сети ОАО "ФСК ЕЭС", затем через распределительные сети филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго", сети ОАО "Липецкая городская энергетическая компания" и сети иных предприятий. Общая протяженность линий электропередач напряжением 0,4-110 кВ составляет 32,3 тыс. км., 29,9 тыс. км из которых обслуживает филиал ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго". Суммарная мощность трансформаторов - 30415 МВА.

В 2010 г. электросетевыми компаниями проводилась работа по улучшению надежности электроснабжения существующих потребителей и технологическому присоединению новых потребителей. Филиалом ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" и ОАО "Липецкая городская энергетическая компания" в 2010 г. на инвестиции было направлено 2,472 млрд.руб.

Кроме того, средства, предусмотренные в тарифной выручке на 2010 г. на проведение ремонтов электросетевого комплекса, освоены в полном объеме. Количество аварийных отключений за 2010 г. уменьшилось в электрических сетях филиала ОАО "МРСК Центра" - "Липецкэнерго" на 7,46%, в сетях ОАО "Липецкая городская энергетическая компания" - на 8,09%. 

  1.  Поставку электрической энергии конечным потребителям осуществляют два гарантирующих поставщика: ОАО "Липецкая энергосбытовая компания" (на территории области), ООО "Городская энергетическая компания" (на территории г. Липецка) и независимые энергосбытовые компании. Кроме того, ОАО "НЛМК" является самостоятельным покупателем электрической энергии на оптовом рынке.

                                                            Раздел 1.

Расчет нагрузок подстанций в максимальном режиме и выбор силовых  трансформаторов и автотрансформаторов

  1.  Расчет нагрузок подстанций в максимальном режиме

Для каждой подстанции (ПС) рассчитываются полная нагрузка на стороне низкого (НН), среднего (СН) и высокого (ВН) напряжения,

Расчетная мощность трансформатора и автотрансформатора определяется по формуле:

где - полная нагрузка ПС на стороне ВН, МВ∙А

0,7 – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора или автотрансформатора (Т.к. к каждой ПС подключаются потребители первой категории, для обеспечения резервирования необходимо устанавливать по два трансформатора или автотрансформатора на ПС, причем каждый из них рекомендуется загружать не более, чем на 70-75% от номинальной мощности.)

Расчет производиться по формулам:

где  - коэффициент мощности нагрузки

Для ПС1.

Выбор автотрансформатора по заданной трансформаторной мощности ПС.

Таблица 1. Расчетная нагрузка автотрансформаторов.

№ПС

Марка трансформатора

1

240

87.9

179.77

186.62

250

АТДЦТН-250000/220/110

2.Выбор силовых автотрансформаторов.

Таблица 2. Характеристики автотрансформаторов.

Паспортные данные АТДЦТН-250000/220/110

В

С

Н

В-С

В-Н

С-Н

В

С

Н

В

С

Н

230

121

11

11

33.4

20.8

520

145

0,5

0.2

0.2

0.2

25.5

0

45.1

1250

АТДЦТН-250000/220/110 – автотрансформатор трехфазный с системой охлаждения ДЦ, трехобмоточный, с РПН, номинальной мощностью 250000кВ·А, напряжением ВН 220кВ и СН 110кВ.

Расчет потерь мощности в автотрансформаторах.

Расчёт потерь производим для 2 автотрансформаторов на ПС, т.к. характеристики представлены для 2 одинаковых автотрансформаторов.

Формулы для расчёта потерь мощности в стали:

Формулы для расчёта потерь мощности в сопротивлениях обмоток:

       Где: - нагрузка одного АТ на соответствующей стороне, МВ·А;

       - номинальное напряжение сети, кВ;

       -активные сопротивления АТ из таблицы 2;

        -реактивные сопротивления АТ из таблицы 2.

Для каждого АТ с ПС1.

Определение приведенных и реактивных мощностей ПС.

Определение реактивных нагрузок па ПС:

На ПС 1:

Мвар

Мвар

Определение приведённых нагрузок на ПС:

Для ПС1.

Для ПС1

Результаты сводятся в таблицу 3.

Таблица 3. Приведенные нагрузки ПС в максимальном режиме

№ПС

1

ВН

240.07+j121.98

СН

160+j81.96

НН

80+j36.42

240.5+j143.2

Раздел 2

Электрический расчёт сети при максимальной нагрузке.

Выбор проводов для воздушных линий сети.

При радиальном варианте сети каждая ПС соединяется с источником питания (ИП) двухцепной воздушной линией. При этом каждая из двух линий должна выдерживать полную нагрузку ПС для обеспечения стопроцентного резервирования.

Выбор проводов производится в следующем порядке:

1) Рассчитывается рабочий ток

где - приведенная нагрузка ПС, МВ·А

- номинальное напряжение сети, кВ

2) Рассчитывается экономически выгодное сечение

где - рабочий ток, А

- экономическая плотность тока, А/мм

Для неизолированных сталеалюминевых проводов, находящихся вне помещения и несущих нагрузку в течение 5100 ч. в год,

3) Выбранный провод проверяется по нагреву

где - длительно допустимый ток, А

Для участка ИП-ПС1.

По условиям короны выбираем провод марки АС 400/51.

Технические характеристики линии.

ИП-ПС1.

Таблица 4. Технические параметры проводов воздушной линии

Участок

Марка провода

l, км

r0, Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

x, Ом

b0, См/км

Qb, Мвар

ИП-ПС1

АС 400/51

34.5

0,0.073

2.65

0,42

14.49

2,7

4.5

Расчёт потерь мощности в сети.

Определяются расчётные мощности для каждой ПС по формулам:

 

ИП-ПС1

 

Определение мощности источника питания(ИП):

                                                       

                                                           

Раздел 3.

Расчёт сети в минимальном режиме

Расчет нагрузок ПС в минимальном режиме

для радиальной схемы.

 Для ПС1.

Расчет потерь мощности в АТ.

 ПС1.

    

Расчет приведенных нагрузок ПС.

Определение реактивных нагрузок па ПС:

На ПС 1:

Мвар

Мвар

ПС1.

Результаты сводятся в таблицу 7.

Таблица 7. Приведенные нагрузки ПС в минимальном режиме

№ПС

1

ВН

200.5+j115.87

СН

130+j77.13

НН

70+j35.86

200.44+j132.29

Раздел 4

Определение расчетных нагрузок ПС

в минимальном режиме.

 ИП-ПС1.

Определение расчетных нагрузок ПС в послеаварийном режиме.

ИП-ПС1.

 

Раздел 5

Определение напряжения на шинах ПС во всех режимах.

Расчет напряжения на шинах ПС в максимальном режиме.

Для ПС1.

Расчет напряжения на шинах ПС в минимальном режиме.

Для ПС1.

Расчет напряжения на шинах ПС в послеаварийном режиме.

Для ПС1.

Раздел 6.

Выбор регулировок напряжения трансформаторов

Для ПС1.

На АТДЦТН-250000/220/110 в линии СН установлено устройство РПН с пределами регулирования   либо

Шаг регулирования СН

при использовании РПН первого типа


   

при использовании РПН второго типа

В максимальном режиме

где-номинальные напряжения сети, кВ

Выбираем ответвление в линии СН для достижения желаемого напряжения на шинах СН. Напряжение при нужном ответвлении

где- желаемое СН, кВ

- номинальное ВН АТ, кВ

- напряжение СН, приведенное к высокому, кВ

Выбираем число ступеней регулирования

при использовании РПН первого типа

при использовании РПН второго типа

где-напряжение СН при нужном ответвлении, кВ;

- номинальное ВН АТ, кВ;

- шаг регулирования на СН, кВ

Коэффициент трансформации ВН-НН

где,- номинальное напряжения ВН и НН АТ

 Напряжение на шинах НН

где- напряжение НН, приведенное к высокому, кВ;

- коэффициент трансформации ВН-НН

Для увеличения НН последовательно с обмоткой НН  подключают ЛР типа ЛТМН-16 с пределами регулирования (данные по лист.1).

Шаг регулирования на НН

Необходимо надбавка напряжения ЛР.

где- желаемое напряжение на шинах НН, кВ;

- напряжение на шинах НН без регулировки, кВ

Выбираем необходимое количество ответвлений на ЛР

После перехода на это ответвление действительное напряжение на шинах НН

Что близко к желаемому 10кВ

В минимальном режиме

Желаемое напряжение на шинах СН и НН принимаются равными номинальным напряжениям сети.

где,- номинальное напряжение сети, кВ

Выбираем ответвление в линии СН для достижения желаемого напряжения на шинах СН.

Выбираем  число ступеней регулирования:

при использовании РПН первого типа

при использовании РПН второго типа

         

Необходима надбавка напряжения на ЛР

Выбираем необходимое количество ответвлений на ЛР

После перехода на это ответвление действительное напряжение на шинах НН

Что близко к желаемому 10  кВ

   Раздел 7

Выбор главной схемы подстанции. Схемы собственных нужд. Тип мощности ТСН

11.1 На основании исходных данных и выполнения расчётов составляется структурная схема (рис 11.1).

Рисунок 11.1.

11.2 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения ( ВН = 220 кВ )

Для РУ -220 кВ проектируемой подстанции, имеющего шесть присоединений ( четыре линии , два автотрансформатора), руководствуясь рекомендациями, принимается схема «две рабочие и обходная система шин» , рисунок 11.2.

Рисунок 11.2.

В нормальном режиме работы обе системы шин находятся под напряжением, а обходная система шин КВE отключена. Для повышения надежности схемы предусматривается фиксированное распределение присоединений:

на К1E включены АТ1, линии W1E, W3E,

на К2E включены АТ2, линии W2E, W4E.

Включены выключатели всех присоединений и шиносоединительный выключатель QКE, а обходной выключатель QBE отключен. Отключены также разъединители всех присоединений QSE к обходной системе шин.

Обходная система шин охватывает все присоединения и необходима для вывода в ремонт выключателя любого присоединения (AT, W) без отключения этого присоединения. На время ремонта основного выключателя его заменяет обходной выключатель QBE.

11.3  Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне среднего напряжения ( СН = 110 кВ )

Для РУ среднего напряжения 110 кВ, имеющего шесть присоединений ( два автотрансформатора и четыре воздушных линий ), принимается типовая схема «Две рабочие и обходная система шин»

Описание схемы аналогично описанию схемы (220 кВ).

11.4  Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне низкого напряжения ( НН = 10 кВ )

Для распределительного устройства ( РУ ) 10 кВ имеющего два присоединения ( два автотрансформатора) принимается типовая схема, работающая по схеме «Одна секционированная выключателем система  шин» рисунок 11.3.

Рисунок 11.3.

В нормальном режиме выключатели трансформатора, секционный выключатель QK и линий включены.

              На 1 секцию подключено один АТ, и на вторую секцию один АТ.

Схема имеет достаточно высокую надёжность, поскольку для потребителей 1 и 2 категории предусмотрено резервирование по сети.

При коротких замыканиях ( КЗ ) на секции щин отключаются все присоединения этой секции на время ремонтных работ, потребители 3 категории обесточиваются, а потребители 1 и 2 категорий получают резервное питание с шин другой ПС.

При повреждении АТ1 отключается вводный выключатель Q1H , но потребители, подключённые к К1H продолжат питаться от трансформатора Т2 через секционный выключатель QK.

При выводе в ремонт выключателя присоединение отключается на всё время проведения ремонтных работ.  

Схема недорогая, удобная и простая в обслуживании.

Упрощенная принципиальная схема ПС 220/110/10.

Рисунок 11.4.

Рисунок 12.1.Схема питания СН подстанции:

Раздел 8.

Расчёт токов К.З.

Рисунок 13.1.Расчётная схема

Рисунок 13.2.Схема замещения

3.3Расчёт сопротивлений.

3.3.1 Сопротивление системы.

 

3.3.2 Сопротивление линий.

, где

– индивидуальное сопротивление линии, Ом/км.

– длина линий, км.

– среднее напряжение в точке КЗ.

– базовое напряжение, кВ.

3.3.3Сопротивление обмоток трансформатора (Т1, Т2).

, где  

 

 

 

3.4 Расчёт КЗ в точке К-1.

3.4.1 Упрощение схемы замещения для точки К-1.

Сопротивления   не учитывать так как они не обтекаются током.

Рисунок 13.3. Расчётная схема

3.4.2 Рассчитываем параллельное соединение сопротивлений .

Рисунок 13.4. Схема замещения                                        

3.4.3 Рассчитываем последовательное соединение сопротивлений .

Рисунок 13.5. Схема замещения

3.4.4 Расчёт начального значения периодической составляющей тока КЗ в точке  К-1.

, где

– результирующая ЭДС источника, о.е.

– среднее напряжение в точке К-1, кВ.

Из таблицы 3,8 Л1.

 

 

3.4.5 Расчёт ударного тока КЗ в точке К-1.

где

– ударный коэффициент, о.е.

3.5 Расчёт КЗ в точке К-2.

3.5.1Упрощение схемы замещения для точки К-2.

Сопротивления   не учитывать, так как они не обтекаются током.

Рисунок 13.6. Расчётная схема

3.5.2 Складываем параллельно сопротивления  .

Рисунок 13.7. Схема замещения

3.5.3Складываем сопротивления  .

 

Рисунок 13.8. Схема замещения

3.5.5Расчёт номинального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-2.

 

где

– результирующая ЭДС источника, о.е.

– среднее напряжение в точке К-2, кВ.

Из таблицы 3,8 Л1.

 

3.5.6Расчёт ударного тока КЗ в точке К-2

– ударный коэффициент, о.е.

3.6 Расчёт КЗ в точке К-3.

3.6.1Упрощение схемы замещения для точки К-3.

Сопротивления   не учитывать, так как они не обтекаются током. В расчете тока КЗ в точке К-3 не участвует ветвь второго трансформатора, т.к. секционный выключатель при нормальной работу разомкнут, и ток КЗ течет только в той секции в которой произошло КЗ.

Рисунок 13.9. Расчётная схема

3.6.2 Складываем параллельно сопротивления.

Рисунок 13.10. Схема замещения

3.6.3Приведение сопротивления к напряжению в точке К-3. 

3.5.5Расчёт номинального значения периодической составляющей тока КЗ в точке К-3.

, где

– результирующая ЭДС источника, о.е.

– среднее напряжение в точке К-3, кВ.

Из таблицы 3,8 Л1.

 

3.5.6Расчёт ударного тока КЗ в точке К-3.

– ударный коэффициент, о.е.

Таблица 13.1. Характеристики к.з

Точка КЗ

Напряжение, кВ

К – 1

230

1,717

19.19

0,02

К – 2

121

1,26

1,717

3.05

0,02

К – 3

11

0.34

1,717

0.82

0,02

Раздел 9.

Выбор оборудования 220 кВ.

Определение максимального тока на стороне 220кВ.

,

где

– коэффициент аварийной допустимой перегрузки.

– номинальная мощность, МВТ.

– номинальное напряжение, кВ.

Определение номинального тока на стороне 220кВ.

Из справочника выбираем выключатель 3AP1FG-245

Разъединитель РДЗ-220-3150

Трансформатор тока марки ТФЗМ-220-У1.

Трансформатор напряжения марки НКФ-220-58

Шины медные

Выбор КРУЭ 220 кВ

Определение максимального тока на стороне 220кВ.

Определение номинального тока на стороне 110кВ.

Устанавливаем КРУЭ 8DN8 HIS фирмы Siemens 

Условия

выбора

Расчётные

данные

КРУЭ

8DN8 HIS

Расчёт собственных нужд подстанции 220/110/10 кВ.

Собственные нужды подстанции – это совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ним электрической части, обеспечивающая работу подстанции (по ГОСТ 24291-90).

Выбираем из справочника трансформатор ТМС –1000/10

Таблица

Тип

Номинальное напряжение кВ

Потери, кВт

ВН

НН

ХХ

КЗ

8

1,4

ТМС-1000/10

10,5

0,4

2,2

12,2

 

Рассчитываем номинальную мощность потребителей собственных нужд.

Установленная мощность системы охлаждения силовых трансформаторов.

Потребители собственных нужд подстанции.

Подогрев выключателей – 6,6кВт

Подогрев шкафов КРУН и КРУ-10кВ – 3 кВт.

Подогрев приводов разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, шкафов, зажимов – 1,8кВт.

Подогрев релейного шкафа – 1 кВт.

Отопление, освещение, вентиляция ОПУ –110кВт

Отопление здания разъездного персонала – 5,5 кВт.

Освещение ОРУ 220кВ n ≤3 – 2 кВт.

Освещение ОРУ 110кВ n ≤3 – 2 кВт.

Маслоочистительная установка  – 28 кВт

Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП – 46кВт.

Насосы пожаротушения – 200 кВт

Отопление насосной – 20 кВт

Расчёт суммарной активной мощности собственных нужд.

Расчёт полной мощности собственных нужд.

Расчёт реактивной мощности собственных нужд.

Проверка трансформатора собственных нужд по мощности потребителей собственных нужд.

– коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора.

– мощность   трансформатора собственных нужд.

Схема питания собственных нужд ПС.

Раздел 10

Расчет релейной защиты для заданной цепи КЛ 220кВ

Согласно ПУЭ на тупиковых линиях BW-220 кВ устанавливаются следующие виды релейной защиты:

Комплекты от междуфазных коротких замыканий, состаяющие из:

- Токовой отсечки без выдержки времени.

- Максимальной токовой защиты с выдержкой времени.

       Комплект от коротких замыканий на землю в который входит:

- Мгновенная токовая отсечка нулевой последовательности.

- Токовая защита нулевой последовательности с выдержкой времени.

Рассчитываются токи к.з, протекающие через  проектируемые защиты при коротком замыкании в начале и в конце защищаемой линии электропередач.

Расчёт токов короткого замыкания для выбора уставок и проверки чувствительности защит BW-220кВ.

Согласно  пояснительной записке имеем схему замещения на сборных шинах 220 кВ подстанции.

15.1 Выбор токовой отсечки.

Рисунок 15.1.

Расчёт ведётся с использованием схемы замещения сети:

Рисунок 15.2. Схема замещения

Ток к.з в точке к1:

Ток к.з в точке к2:

Ток к.з в точке к3:

Выбираю уставку отсечки:

Где: Котс-коэфицент отстройки равный 1.3.

Iк.з min-минимальный ток к.з в конце защищаемой линии 6.33кА.

Кн-коэфицент надёжности, учитывающий погрешность в расчёте тока к.з Iк max и погрешность в токе срабатывания реле.

Сила тока срабатывания реле тока:

При параллельном соединении обмоток реле:

Берем реле РТ-40/30

Проверяем чувствительность реле:

Удовлетворительно.

15.2 Выбор максимальной токовой защиты.

Выбирается по условию:

Где: Iс.з-ток срабатывания защиты,

Iн.макс-ток нагрузки максимальный,

Котс-коэфицент отстройки реле равный 1,2,

Кз-кофицент самозапуска двигателей равный 1.5,

Квоз-коэфицент учитывает погрешность

в величине тока возврата реле равный 0,8.

Ток срабатывания реле равен:

Берем реле РТ-40/10.

Т.к обмотки реле соединены параллельно, то ток срабатывания реле будет в два раза меньше, поэтому выставляем уставку 3.99 А.  

Соответственно следующие за ней защиты будут иметь ступень времени  на 0,5сек меньше.

                                                    Раздел  11.

                                   Системы автоматизации ПС.

Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУТП) — комплекс программных и технических средств, предназначенный для автоматизации управления технологическим оборудованием на предприятиях. Может иметь связь с более глобальной Автоматизированной системой управления предприятием (АСУП).

Под АСУТП обычно понимается комплексное решение, обеспечивающее автоматизацию основных технологических операций технологического процесса на производстве, в целом или каком-то его участке, выпускающем относительно завершенный продукт.
Термин «автоматизированный» в отличие от термина «автоматический» подчеркивает возможность участия человека в отдельных операциях, как в целях сохранения человеческого
 контроля над процессом, так и в связи со сложностью или нецелесообразностью автоматизации отдельных операций.

Составными частями АСУТП могут быть отдельные системы автоматического управления (САУ) и автоматизированные устройства, связанные в единый комплекс. Как правило АСУТП имеет единую систему операторского управления технологическим процессом в виде одного или нескольких пультов управления. средства обработки и архивирования информации о ходе процесса, типовые элементы автоматики: датчики, контроллеры, исполнительные устройства. Для информационной связи всех подсистем используются промышленные сети.

Релейная защита — комплекс автоматических устройств, предназначенных для быстрого (при повреждениях) выявления и отделения от электроэнергетической системы повреждённых элементов этой электроэнергетической системы в аварийных ситуациях с целью обеспечения нормальной работы ее исправной части. Действия средств релейной защиты организованы по принципу непрерывной оценки технического состояния отдельных контролируемых элементов электроэнергетических систем. Релейная защита (РЗ) осуществляет непрерывный контроль состояния всех элементов электроэнергетической системы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений РЗ должна выявить повреждённый участок и отключить его от ЭЭС, воздействуя на специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов повреждения.

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная работа энергосистем.

Требования  к РЗА.

 

Быстродействие

БЫСТРОДЕЙСТВИЕ — это свойство релейной защиты, характеризующее скорость выявления и отделения от электроэнергетической системы повреждённых элементов. Показателем быстродействия является время срабатывания защиты — это интервал времени от момента возникновения повреждения до момента отделения от сети повреждённого элемента.

Селективность (избирательность)

Селективность — свойство релейной защиты, характеризующее способность выявлять поврежденный элемент электроэнергетической системы и отключать этот элемент только ближайшими к нему выключателями. Это позволяет локализовать повреждённый участок и не прерывать нормальную работу других участков сети.

Чувствительность

ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ — это свойство, характеризующее способность релейной защиты выявлять повреждения в конце установленной для неё зоны действия в минимальном режиме работы энергосистемы. Другими словами, — это способность чувствовать те виды повреждений и ненормальных режимов, на которые она рассчитана, в любых состояниях работы защищаемой электрической системы. Показателем чувствительности выступает коэффициент чувствительности, который для максимальных защит (реагирующих на возрастание контролируемой величины) определяется как отношение минимально возможного значения сигнала, соответствующего отслеживаемому повреждению, к установленному на защите параметру срабатывания (уставке).

Надёжность

НАДЁЖНОСТЬ — это свойство, характеризующее способность релейной защиты действовать правильно и безотказно во всех режимах контролируемого объекта при всех видах повреждений и ненормальных режимов для действия при которых данная защита предназначена, и не действовать в нормальных условиях, а также при таких повреждениях и нарушениях нормального режима, при которых действие данной защиты не предусмотрено. Иными словами, надежность — это свойство релейной защиты, характеризующее ее способность выполнять свои функции в условиях эксплуатации, ремонта, хранения и транспортировки. Основные показатели надёжности — время безотказной работы и интенсивность отказов (количество отказов за единицу времени).

Пример логической части РЗ.

Противоаварийная автоматика — комплекс автоматических устройств, предназначенных для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме.

Назначение ПА и основные требования к ней

В отдельных энергосистемах и ОЭС могут возникать следующие нарушения нормального режима работы:

  •  опасные перегрузки линии электропередачи и межсистемных связей из-за непредвиденных изменений балансов мощности генераторов и нагрузки в одной или нескольких связанных между собой ОЭС или отдельных энергосистемах;
  •  опасные набросы мощности на электропередачи и межсистемные связи при внезапных отключениях генераторов или нагрузки в смежных частях ОЭС или в соседних ОЭС;
  •  внезапные отключения одной из межсистемных связей, в том числе наиболее мощной, отключения отдельных участков двухцепных или кольцевых электропередач, угрожающие нарушения динамической устойчивости;
  •  разрывы мощных электропередач, вызывающие набросы мощности на слабые шунтирующие сети более низких напряжений и опасное повышение частоты в энергосистемах;
  •  затяжные КЗ, отключаемые действием резервных защит или устройств резервирования отказа выключателей (УРОВ);
  •  кратковременные неполнофазные режимы в цикле однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) или при отказах отдельных фаз выключателей;
  •  односторонние отключения протяженных участков электропередач 330–75- кВ, вызывающие повышение напряжения, опасное для оборудования;
  •  асинхронный режим.

Быстрое протекание аварийных процессов при нарушениях нормальных режимов исключает возможность их ликвидации и тем более предотвращения действиями оперативного персонала даже при наличии хороших средство телеконтроля и телеуправления. Поэтому предотвращение, локализация и ликвидация нарушений нормального режима целиком возлагается на специальные автоматические устройства, получившие общее наименование устройства противоаварийной автоматики (ПА).

Назначение ПА заключается в следующем:

  •  предотвращение нарушения статической устойчивости линий электропередачи межсистемных связей в нормальных и послеаварийных режимах;
  •  предотвращение нарушения динамической устойчивости в цикле работы ОАПВ или БАПВ (быстродействующего автоматического повторного включения), а также в режимах максимальной нагрузки при расчетных видах КЗ, отключаемых как основными быстродействующими защитами, так и резервными защитами или действиями УРОВ;
  •  предотвращение асинхронного режима путем опережающего деления энергосистем при приближении к пределу устойчивости и невозможности ее сохранения средствами автоматического регулирования или других видов ПА;
  •  ликвидация асинхронного режима в случаях нарушения устойчивости путем ресинхронизации или селективного деления энергосистем (ОЭС) в заранее предусмотренных сечениях;
  •  предотвращение опасного для паровых турбин и механизмов потребителей повышения частоты в отлившихся частях ОЭС, связанных с мощными ГЭС;
  •  предотвращение опасного повышения напряжения при односторонних отключения протяженных линий электропередачи.

Устройства и комплексы устройств ПА должны удовлетворять следующим основным техническим требованиям:

  •  быстродействие. Требование является главным для устройств ПА, предназначенных для предотвращения нарушения динамической устойчивости;
  •  селективность. Требование в отношении устройств ПА означает способность устройства выбирать объекты, виды и минимально необходимый объем воздействий, обеспечивающие наиболее эффективную локализацию нарушений нормального режима работы. Если на возникшее нарушение нормального режима реагируют несколько устройств ПА, то их суммарное воздействие также должно удовлетворять требованию наиболее эффективной локализации нарушения при минимально необходимом объеме воздействий;
  •  чувствительность. Требование относится к функциональным органам ПА и полностью соответствует аналогичным требованиям к устройствам релейной защиты. Это способность реагировать на такие отклонения и нарушения нормально режима, на действие при которых они рассчитаны;
  •  надежность. Требование состоит в том, что устройства ПА, так же как и устройства релейной защиты, должны безотказно действовать при нарушениях нормального режима и не действовать излишне и ложно в условиях, когда их действие не предусмотрено.

Структура ПА и ее основные элементы

Находящиеся в эксплуатации и проектируемые устройства ПА выполняются для действия по постоянной программе, которая закладывается в схему, а настройка осуществляется на основании предварительны расчетов нормальных и аварийных режимов.

Состояние энергосистемы характеризуется рядом таких факторов и параметров, как электрическая схема, состав оборудования, перетоки мощности по электропередачам и межсистемным связям , значения токов, уровни напряжения, частота и т.п. Устройства ПА непрерывно контролируют эти параметры, выявляют и фиксируют моменты опасного отклонения или внезапного нарушения нормального режима, определяют их тяжесть и вырабатывают соответствующие воздействия на объекты управления. При этом, чем больше факторов и параметров контролирует ПА, тем ближе к оптимальным будут ее воздействия.

В каждом конкретном случае структура устройства или комплекса устройств ПА определяется его назначением и условиями работы. В общем случае устройство ПА состоит из трех частей: выявительной (ВЧ), логической (ЛЧ) и исполнительной (ИЧ). Выявительная часть включает в себя пусковые органы (ПО), органы контроля электрического режима (КЭР) и органы автоматической дозировки воздействий (АДВ). Сигналы, вырабатываемые в выявительной части, поступают в логическую часть, включающую в себя логические элементы, которые, сопоставляя последовательность, продолжительность и интенсивность сигналов, поступающих от ВЧ, выбирают виды воздействий и подготавливают соответствующие цепи. Наконец, исполнительная часть включает в себя органы или аппараты управления, с помощью которых производятся воздействия ОГ, РТ, ДС, ОН и др.

Автоматизированная Система Коммерческого Учёта Электроэнергии — АСКУЭ (в соответствие новому стандарту ОАО «АТС» — автоматизированная информационно-измерительная система — АИИС) обеспечивает коммерческий учёт электроэнергии(мощности).

Дополнение к определению "АИИС КУЭ". У ОАО АТС нет стандартов, у ОАО АТС есть наборы регламентов (которые постоянно меняются). Термин АИИС КУЭ входит в набор "новой" терминологии, которую они пытались ввести. "Новая терминология" (ИИК, ИВКЭ, и т.п., АИИС) оказалась крайне неудачной - в ней перемешаны понятия из разных областей - энергетики, коммерческих расчетов, информационных технологий.

Дополнение к определению "АСКУЭ". Расшифровка Аббревиатуры АСКУЭ, как "Автоматизированная измерительная система контроля и учёта энергоресурсов", не совсем верно. Дело в том, что так аббревиатура расшифровывается некоторыми фирмами-производителями АПК АИИС, в случае, отсутствия необходимого функционала и сертификации АИИС для КОММЕРЧЕСКОГО учёта электроэнергии и добавлении в АИИС функций сбора данных с измерительных устройств учёта различных энергоресурсов. Т.е. имеет место подмена понятия и "вольная" трактовка сокращения "АСКУЭ". Для коммерческого учёта иных ресурсов используются другие АИИС, например: АСКУГ(газ), АСКУТ(тепло) и т.д. Возможны также и интегрированные системы учёта, совмещающие учёт различных ресурсов, общепринятого обозначения для которых пока не существует. АСКУЭ(АИИС КУЭ) применяемые на территории РФ, как правило, должны иметь действующий сертификат утверждения типа средств измерения, т.е. являться измерительным устройством как с технической, так и с юридической точек зрения.

Автоматизированные системы коммерческого учета энергии и мощности (АСКУЭ) позволяют:

Предприятиям энергетики:

  •  автоматизировать обмен данными с субъектами ФОРЭМ (в том числе, и с оператором ФОРЭМ)
  •  автоматизировать расчеты с потребителями и субъектами ФОРЭМ
  •  добиться повышения достоверности и оперативности учета электрической энергии
  •  обеспечить автоматизированный контроль технического состояния электроэнергетических систем
  •  реализовать различные схемы управления распределением энергии и мощности между потребителями
  •  повысить эффективность работы предприятия

Крупным потребителям:

  •  добиться повышения достоверности и оперативности учета электрической энергии
  •  реализовать различные схемы управления распределением энергии и мощности на предприятии с целью уменьшения затрат
  •  снизить (часто в несколько раз) оплату за потребляемую энергию и мощность
  •  автоматизировать расчеты с поставщиком энергии и мощности (энергокомпанией)

Конечным потребителям:

  •  добиться повышения достоверности и оперативности учета электрической энергии
  •  снизить (часто - существенно) оплату за потребляемую энергию и мощность за счет повышения точности измерений и расчетов
  •  автоматизировать расчеты с поставщиком энергии и мощности (энергокомпанией)

Из чего состоит АСКУЭ

АСКУЭ — это комплекс контрольно-измерительной аппаратуры, коммуникаций связи (сетей передачи данных), ЭВМ и программного обеспечения (ПО).

Так как АСКУЭ имеет, по меньшей мере, 3 варианта реализации, о которых говорилось выше, то и состав технических и программных средств может быть весьма разнообразным.

По своей сути задача состоит в точном измерении количества потребленной или переданной энергии и мощности (возможно, с учетом суточных, зонных или других тарифов), обеспечении возможности хранения этих измерений (например, в течении месяца, года и т.д.) и доступа к этим данным для произведения расчетов с поставщиком/потребителем. Кроме того, важной составляющей является возможность анализа потребления (передачи) энергии и мощности. Иногда анализ режимов потребления за месяц-два позволяет обнаружить существенные просчеты в организации работы предприятия с точки зрения потребеления электроэнергии.

                                                           Раздел  12.

Расчет среднегодовых технико-экономических показателей ПС.

  1.1 Установленная мощность всех трансформаторов и автотрансформаторов рассчитывается по формуле:

,

    где STi – мощность автотрансформатора, установленного на подстанции,(МВА).

  1.2  Объём подстанций и ЛЭП  в условных единицах:

Расчет объёма ЛЭП в условных единицах ведётся в

таблице 11.1.

Расчёт объёма оборудования подстанции ведётся в таблице 11.2.

    Таблица 11.1

Наименование               ЛЭП

Уровень напряжения,  кВ

Материал   опор

Длина линии,  км

Норматив на100 км, у.е

Количество цепей

Объём линий

У.е

 1-2

   220

ж/б

  44

   180

        2

Итого:

     

Таблица 11.2

Наименование оборудования подстанции

Уровень напряжения,(кВ)

Количество единиц оборудования

Норматив

(у.е.)

Объём в (у.е.)

Подстанция

220

1

210

210

Силовой трансформатор

220/110/10

3

14

42

Элегазовый выключатель

220

4

      43

172

 Элегазовый выключатель

110

9

26

234

Вакуумный выключатель

10

12

3,1

37,2

Трансформатор собственных нужд

10

2

2,1

4,2

Итого по всей ПС

699,4

          

1.3 Расчёт объёма сети:

                

                

2.Энергетические показатели подстанции

2.1Суммарный максимум активной нагрузки потребителей рассчитывается по формуле:

                                           

                                            МВт

                                            МВт

где Рmax.i – максимальная активная нагрузка с шин: 110, 10, МВт

(по заданию).

      2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии:

                                          ; МВт/ч

                                          , МВт/ч

где Тmax,i = годовое число часов использования максимума активной нагрузки потребителей, питающихся с шин ПСi, ч(по заданию).

                2.3 Потери мощности в автотрансформаторах подстанции:

 МВт×ч  МВт×ч

где Т – продолжительность работы одного трансформатора = 8760ч;

     τi – годовое время максимальных потерь в i-м трансформаторе, которое находится в зависимости от числа часов использования максимальной активной нагрузки и коэффициента мощности заданной нагрузки cos φi.

Величину  определяется по формуле:

ч;

ч.

2.4 Среднегодовые потери мощности в воздушных линиях

       электропередачи:

МВт×ч

МВт

МВт

МВт

2.5 Среднегодовые потери активной мощности:

МВт

2.6 Максимальная активная мощность, потребляемая сетью:

МВт

2.7 Потери энергии в линиях электропередач:

МВт×ч

                 2.8 Среднегодовое потребление электрической энергии сетью:

МВт×ч

2.9 Среднегодовые потери потери электрической энергии в

    электрической сети:

                  МВт×ч

                  2.10 Среднее значение коэффицента мощности по сети в режиме

                   максимальной нагрузки:

 

2.11 Коэффициент полезного действия сети в режиме

      максимальной нагрузки:

2.12 Коэффициент полезного действия сети средневзвешенный

       за год:

                

3. Экономические показатели подстанции.

К экономическим показателям подстанции относятся:

- капитальные вложения в подстанцию;

- численность персонала, обслуживающего подстанцию;

                   - себестоимость трансформации и распределения электроэнергии

             3.1 Капитальные вложения в подстанцию.

    Расчёт капиталовложений в подстанцию, комплектуемые из элементов, выпускаемых разными заводами изготовителями, рекомендуется вести в форме таблицы  1.2.

      

     Таблица 1.2. Расчёт капиталовложений в подстанцию.   

Наименование и

тип элементов

Единицы

измерения

Количество ед.

измерения

Стоимость, тыс. руб

Единицы

Всего

АТДЦТН-

250000/220/110/10

шт

2

367

734

РУ-ВН-220 кВ

ячейки

3

85

255

РУ-СН-110 кВ

ячейки

5

42

210

РУ-НН-10кВ

ячейки

5

20

100

Постоянная

часть затрат

750

Итого на ПС

1949

С коэффициентом

переоценки Кп=100,3

195484.7

                    

 

3.2 Капитальные вложения в воздушные линии:

                 

                 3.3 Удельные капиталовложения в ВЛ.

                 

                

 

                  3.4 Удельные капитальные вложения в

                        подстанцию:

                 тыс.руб/МВ·А

           где: -суммарная установленная мощность трансформаторов

           подстанции  МВ·А

          3.5 Численность рабочих, осуществляющих оперативное и

               техническое обслуживание подстанций напряжением 35кВ и

               выше:

               чел.

.

 

3.6 Численность ремонтного персонала:

         чел.

3.7  Суммарная численность всех рабочих на подстанции сети:

        чел.

          3.8 Ремонт и эксплуатация линий электропередачи:

        чел.

       

3.9 Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств РЗиА и проведение электроизмерений:

Для =6 суммарное количество устройств РЗАИ до 600ед.

  

     .

          3.10 Суммарная численность всех рабочих подстанции:

                       чел.

          3.11 Численность руководителей, специалистов и служащих

                     подстанции (РСС):

                      чел.

3.12 Численность промышленно-производственного персонала

        (ППП) подстанции:

       

      чел.

        4  Расчёт себестоимости передачи и распределения

                           электрической   энергии:

Себестоимость – полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда.

Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их содержанием по следующим элементам:

- материальные затраты;

- затраты на оплату труда;

- единый социальный налог;

-амортизация основных фондов;

- прочие затраты.

       4.1 Среднемесячная заработная плата одного работника:

                          

где:  – месячная тарифная ставка рабочего первого разряда электростанции, равная 3-м минимальным оплатам труда, руб/мес;

– средний тарифный коэффициент по ППП энергосистемы, принимается 1,4;

– средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда и другие компенсационные выплаты, принимается 1,25;

- средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат, принимается 1,5;

– районный коэффициент = 1,15.

      4.2 Годовой фонд оплаты труда на одного человека:

             ,

      4.3 Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости передачи

              и распределения электрической энергии:

.

     4.4  Показатели, характеризующие уровень производительности труда

             в энергетике:

             Важными экономическими показателями работы электрической сети являете

              коэффициент обслуживания:

                          

- удельная численность ППП:

                           

     4.5 Отчисления на страховые взносы:

                         ,

- затраты на оплату труда, тыс. руб./год.

 4.6 Отчисления на травматизм:

    ,

      где - норматив отчисления на травматизм, равный 8%.

   

      4.7 Амортизация основных фондов:

            ,

где: - средняя норма амортизации на реновацию силового

оборудования ПС, принимается 4,4%.

- средняя норма амортизации на реновацию силового

оборудования ПС, принимается 2,3%.

 стоимость основных фондов подстанций, тыс. руб. Составляет  90%

капитальных вложений в подстанцию, т. е.

        

                  .

 

                        5. Прочие затраты

5.1 Отчисления в ремонтный фонд:

где  - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предприятию, %. Принимается = 8,7%;

- стоимость основных производственных фондов электрической сети

                                          

  5.2 Обязательное страхование имущества:

,

где  - норматив обязательного страхования имущества, = 0,15%.

          5.3 Плата за землю:

                                      

где - коэффициент переоценки базовой ставки земельного налога.

- средняя ставка земельного налога, руб./га.

=0,58 - площадь постоянного отвода земли для типовых опор воздушных линий

      

 5.4 Другие отчисления:

                                

где:  - норматив для других отчислений, =0,6%.

                                

    5.5 Прочие затраты (всего):

       Расчеты выполняются по формуле:

                 

5.6 Материальные затраты:

              

где  - затраты на оплату труда ППП;

     - страховые взносы;

     - стоимость амортизации основных фондов;

     - прочие затраты;

   

                 

       5.7 Годовые издержки производства электроэнергии:

     5.8 Структура годовых затрат (себестоимости):

Структура затрат (себестоимости) отражает удельный вес каждого элемента

в общих издержках электросетевого предприятия:

                      ,

5.8.1 Составляющая материальных затрат по отпуску электроэнергии:

               .

4.8.2 Составляющая отчислений на оплату труда по отпуску электроэнергии:

              .

4.8.3 Составляющая отчислений на страховые взносы:

            .

4.8.4 Составляющая отчислений на ароматизацию:

           .

4.8.5 Составляющая отчислений на прочие затраты:

          .

4.8.6 Составляющая отчислений на травматизм:

         .

 4.8.7  Проверка:

            .            

      4.9  Проектная себестоимость передачи  и распределения единицы

            электрической энергии:

           

          

           

   5.9.1 Составляющая по материальным затратам:

    .

   5.9.2 Составляющая отчислений по оплате труда:

     .

   5.9.3 Составляющая отчислений по страховым взносам:

     .

   5.9.4 Составляющая отчислений по ароматизации:

     .

5.9.5 Составляющая отчислений по прочим затратам:

     .

4.9.6 Составляющая отчислений по травматизму:

     .

4.9.7 Сумма всех себестоимостей по отпуску электроэнергии:

    

                                                  

                                                 

СРЕДНЕГОДОВЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
           ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПОДСТАНЦИИ

Наименование показателей

Обозна-чение

Единица измерения

Величина

1.Установленная мощность трансформаторных подстанций

МВ.А

500

2.Объем подстанции

у.е.

295.1

3.Суммарный максимум активной нагрузки

МВт

    260

4.Годовой полезный отпуск электроэнергии

тыс.МВт.ч

1200

5.Сумарные среднегодовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции

тыс.МВт.ч

  650.8

6. Среднегодовые потери электроэнергии на подстанции

тыс.МВт.ч

9.58

7.Капитальные вложения в подстанцию

тыс.руб.

86889.89

8.Нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПС

чел.

2.81

9.Нормативная численность рабочих по обслуживанию и ремонту устройств РЗАИ

чел.

6,36

10.Нормативная численность РСС подстанции

чел.

2.57

11.Численность ППП подстанции

чел.

14

12.Среднемесячная заработная плата одного работника

руб./мес.

38970

13.Коэффициент обслуживания

у.е./чел

21.07

14.Удельная численность ППП

чел./у.е.

0.047

15.Годовые издержки по передаче и распределению электроэнергии

тыс.руб./год

36221.59

16.Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

коп./кВт.ч

3.018

                                                    Раздел  13.

Техника безопасности при работе на кабельных линиях в подземных сооружениях и вблизи кабелей.

Работу в подземных кабельных сооружениях (смотровых устройствах, ка-бельных колодцах), а также осмотр со спуском в них должна выполнять бригада в составе не менее трех работников, из которых двое страхующие. Между работника-ми, выполняющими работу, и страхующими должна быть установлена связь. Произ-водитель работ должен иметь группу IV по электробезопасности.
При работе в подземных смотровых устройствах должен выдаваться наряд-допуск.
По обе стороны колодцев, в которых производится работа, должны быть ус-тановлены ограждения-барьеры. Если колодец находится на проезжей части дороги, ограждения устанавливают навстречу движению транспорта на расстоянии не менее 2 м от люка колодца. Кроме того, на расстоянии 10-15 м от ограждения навстречу движению транспорта должны быть установлены предупредительные знаки. При плохой видимости дополнительно должны быть установлены световые сигналы.
До начала работы в подземных сооружениях воздух в них должен быть про-верен на присутствие опасных газов (метан, углекислый газ). Наличие газа необхо-димо проверять в колодце, где будет производиться работа, и в близлежащих смеж-ных колодцах.
В подземных сооружениях исследование воздуха на присутствие в нем ме-тана и углекислого газа необходимо производить независимо оттого, имеется в на-селенном пункте подземная газовая сеть или нет.
Для проверки загазованности смотровых устройств крышки кабельных ко-лодцев, находящихся на расстоянии до 15 м от газопровода, должны иметь отвер-стия диаметром до 20 мм.
При открывании люка колодца необходимо применять инструмент, не даю-щий искрообразования, а также избегать ударов крышки о горловину люка.
В зимнее время, если требуется снять примерзшую крышку люка, допускает-ся применение кипятка, горячего песка.
У открытого люка колодца должен быть установлен предупреждающий знак
или сделано ограждение.
Убедившись с помощью газоанализатора (газосигнализатора) в отсутствии взрывоопасных газов, необходимо проверить в колодце наличие углекислого газа, а также содержание в воздухе кислорода, которого должно быть не менее 20%.
Если при открытии колодца опасный газ в нем не был обнаружен, то даль-нейшая проверка на присутствие опасного газа должна производиться газоанализа-тором (газоиндикатором, газосигнализатором) через каждый час.
Газоанализаторы (газоиндикаторы) необходимо проверять один раз в 6 ме-сяцев, если другие сроки не установлены заводом-изготовителем, в специализиро-ванных лабораториях. Проверка исправности газоанализатора (газоиндикатора) должна фиксироваться в специальном журнале.
Если анализ показал присутствие опасного газа, то работа в подземных со-оружениях должна быть прекращена до тех пор, пока не будет устранена причина поступления опасного газа. О наличии взрывоопасного газа в подземном сооруже-нии старший по бригаде должен немедленно поставить в известность руководителя организации и аварийную службу газового хозяйства.
Смотровые устройства, в которых периодически обнаруживаются метан и углекислый газ, должны быть взяты на учет.
Все работы по ликвидации загазованности смотровых устройств взрыво-опасными газами должны вести только работники службы газового хозяйства.
До тех пор, пока не будет установлено, что в колодцах нет взрывоопасных газов, запрещается приближаться к люку с открытым огнем (с зажженной паяльной лампой, горящей спичкой, папиросой и т.п.).
До начала работ в колодце, где должна проводиться работа, а также смеж-ные с ним колодцы должны быть обеспечены естественной или принудительной вентиляцией.
На время вентилирования в колодце, в котором предстоит вести работы, должны быть временно открыты не менее чем по одному каналу с каждой стороны. В смежных колодцах должны быть открыты те же каналы, но только в направлении колодца, в котором предстоит вести работы. Каналы желательно открывать свобод-ные, и по возможности верхние.
С окончанием вентилирования каналы в колодце, в котором предстоит вести работы, должны быть снова закрыты пробками. В смежных колодцах эти каналы мо-гут оставаться открытыми в течение всего времени производства работ.
Каналы необходимо вскрывать со всеми мерами предосторожности, так как в них может скопиться газ. При вскрытии каналов запрещается пользоваться откры-тым огнем.
Люки смежных колодцев должны быть открыты на все время производства работ. На них устанавливаются специальные решетчатые крышки. Открытые колод-цы должны быть ограждены, и за ними должно быть установлено наблюдение.
Продолжительность естественной вентиляции перед началом работ должна составлять не менее 20 минут.
Принудительная вентиляция обеспечивается вентилятором или компрессо-ром в течение 10-15 минут для полного обмена воздуха в подземном сооружении посредством рукава, опускаемого вниз и не достигающего дна на 0,25 м.
Не разрешается применять для вентиляции баллоны со сжатыми газами.
Колодец должен обязательно вентилироваться во время прошпарки и пайки кабелей.
Для освещения подземных смотровых устройств должны применяться пере-носные электрические светильники напряжением не выше 12 В или ручные электри-ческие (аккумуляторные) фонари. Светильники должны быть во взрывобезопасном исполнении.
Электрические переносные светильники должны подключаться через пони-жающие трансформаторы или непосредственно к щитку питания кабельной машины.
Понижающий трансформатор может подключаться к электросети или к пе-редвижной электростанции.
Переносные электрические светильники и понижающие трансформаторы должны соответствовать требованиям, изложенным в главе 7.2.
Понижающий трансформатор или аккумулятор (в том случае, если питание переносного электрического светильника осуществляется от аккумулятора) должен находиться на поверхности земли на расстоянии не менее 1 м от края колодца.
В кабельном колодце допускается находиться и работать одному работнику, имеющему группу III, с применением предохранительного пояса со страховочным канатом и с применением каски. Предохранительный пояс должен иметь наплечные ремни, пересекающиеся со стороны спины, с кольцом на пересечении для крепле-ния каната. Другой конец каната должен держать один из страхующих работников.
Работник, находящийся в колодце, должен иметь газосигнализатор, рабо-тающий в автоматическом режиме.
Спускаться в колодец можно только по надежно установленной и испытан-ной лестнице. При использовании металлических лестниц лестницы должны быть изготовлены из цветного металла.
Проверка и испытание лестниц должны проводиться в соответствии с требо-ваниями правил безопасности при работе с инструментом и приспособлениями и действующим стандартом.
При первых признаках плохого самочувствия спустившегося в колодец ра-ботника страхующие должны немедленно помочь ему выбраться из колодца или из-влечь его из колодца с помощью спасательного пояса и веревки и оказать ему пер-вую помощь. Работу следует прекратить до устранения причин нарушения условий безопасного выполнения работ.
Периодические проверки воздуха в колодце на присутствие опасных газов и вентилирование колодцев, в которых ведутся работы, являются обязанностями страхующих: воздух должен проверяться не реже одного раза в час.
Если при аварии необходимо спуститься в колодец, в который непрерывно поступает газ, то необходимо пользоваться шланговым противогазом. Конец шланга следует держать в стороне от люка (не ближе 2 м) на высоте 1 м от уровня земли и повернуть его против ветра так, чтобы выходящий из колодца газ не мог попасть в отверстие шланга.
В этом случае в течение всего времени нахождения в нем работника должны дежурить не менее трех человек, в том числе лицо, ответственное за безопасное производство работ.
В колодце, куда поступает газ, пользоваться открытым огнем запрещается. Если необходимо искусственное освещение, то оно должно осуществляться от сильного источника света сверху через люк или от переносного светильника напря-жением 12 В во взрывобезопасном исполнении.
В колодцах кабельной канализации кабели с дистанционным питанием и ка-бели проводного вещания должны быть промаркированы полосами красного цвета шириной в 20-25 см по всей окружности кабеля при входе в колодец, в середине и при выходе из колодца, а также у каждой кабельной муфты на расстоянии 15-20 см от нее. Непосредственно у кабельных муфт на кабелях, по которым передается дис-танционное питание, должны быть установлены знаки, предупреждающие об опас-ности поражения электрическим током. В проходных колодцах, где нет кабельных муфт, знаки должны устанавливаться на кабелях в средней части колодца.
Все работники телефонной сети, обслуживающие канализационные соору-жения, должны быть оповещены под расписку о наличии в канализационных соору-жениях на их участке кабелей с дистанционным питанием.
Для проведения работ в канализационных сооружениях, где имеются кабе-ли, по которым передается дистанционное питание, должно назначаться лицо, от-ветственное за безопасное проведение работ, имеющее группу по электробезопас-ности не ниже IV.
Если, спустившись в колодец, работник не обнаружит на кабеле, по которому передается дистанционное питание, отличительных знаков (будет отсутствовать ок-раска или знаки), то он должен сообщить об этом лицу, ответственному за безопас-ное производство работ.
При работах в колодцах разжигать в них паяльные лампы, устанавливать баллоны с пропан-бутаном, разогревать составы для заливки муфт и припой не раз-решается. Опускать в колодец расплавленный припой и разогретые составы для за-ливки муфт следует в специальном закрытом сосуде, подвешенном с помощью ка-рабина к металлическому тросику.
При работе с паяльной лампой (газовой горелкой) расположенные вблизи кабели, по которым передается дистанционное питание, должны ограждаться щит-ками из огнеупорного материала.
В кабельной канализации допускается прокладывать кабели проводного ве-щания с напряжением не выше 240 В. При этом прокладка кабелей должна осущест-вляться в отдельном свободном канале, по возможности, в крайнем нижнем. Кабель проводного вещания должен быть экранированным, с экраном, заземленным с двух сторон при сопротивлении заземления не более 10 Ом.
Работы на кабелях проводного вещания напряжением 120-240 В должны вестись после получения разрешения.
Работа в коллекторе должна производиться по наряду-допуску.
Приступать к работе в коллекторе разрешается только при наличии пись-менного заключения ответственного лица об отсутствии в коллекторе взрывоопас-ных газов.
Лица, занятые на работах в коллекторе, должны иметь при себе газоанали-затор для проведения анализа воздуха на загазованность во время работы (смены).
Исследование воздуха на загазованность следует производить через каж-дый час работы в коллекторе.
Пользоваться паяльными лампами разрешается только после того, как с по-мощью газоанализатора будет установлено, что взрывоопасные газы в коллекторе отсутствуют.
Разжигать паяльную лампу следует вне коллектора, в месте, указанном де-журным персоналом коллектора. Паяльная лампа должна вноситься в коллектор в паяльном ведре.
Запрещается переносить по коллектору зажженную паяльную лампу без па-яльного ведра.
Все свободные кабельные каналы для ввода кабелей в коллектор, а также каналы, где проложены кабели, должны быть герметично закрыты.
Проложенные в коллекторах кабели связи, по которым передается дистан-ционное питание, а также фидерные кабели проводного вещания напряжением 120 В и более должны окрашиваться красной краской по всей окружности шириной по 20-25 см через каждые 100-150 м и у каждой муфты - в 15-20 см от последней. У ка-бельных муфт должны быть установлены знаки, предупреждающие об опасности поражения электрическим током.
При параллельной прокладке кабельных линий передачи и электрических кабелей в коллекторах кабельные линии передачи прокладывают на 15 см ниже электрических кабелей.
В коллекторах на пересечении с электрокабелями на расстоянии менее 15 см кабельные линии передачи олжны быть заключены в трубы из изолирующего ма-териала.
При прокладке в коллекторах кабельных линий передачи над теплопрово-дом, водопроводом и другими трубопроводами (кроме газопровода) расстояние от трубопровода до верха консоли должно быть не менее 10 см.

Правила безопасности работы на кабелях.

К работам по монтажу и ремонту кабельных линий могут быть допущены электромонтажники, прошедшие: 
медицинский осмотр при поступлении на работу;
 
периодический медицинский осмотр в соответствии с приказом Министерства здравоохранения;
 
вводный инструктаж по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности;
 
инструктаж по технике безопасности на рабочем месте, который проводится при каждом изменении условий и характера работы.

Внеплановый инструктаж проводят при: 
изменении правил по охране труда;
 
изменении технологического процесса, замене или моделировании оборудования, приспособлений и инструмента и других факторов, влияющих на безопасность труда;
 
нарушении работниками требований техники безопасности труда, которые могут привести или привели к травме, аварии или пожару;
 
перерывах более 30 календарных дней при выполнении работ, к которым предъявляются дополнительные требования по технике безопасности, а именно: пайка свинцовых оболочек, работа с использованием электрического или порохового инструмента, ремонт и обслуживание электроустановок, газосварочных работах, а при перерывах 60 дней — для остальных работ.

Текущий инструктаж проводят с электромонтажниками, выполняющими прокладку кабеля в колодцах, туннелях, коллекторах, а также работы с использованием электрического и порохового инструмента и на действующих кабельных линиях.

Ремонтные работы по восстановлению кабельной линии необходимо производить после снятия напряжения с кабеля и установки защитных заземлений с обеих концов кабельной линии. Так, в соответствии с ПТБ ремонтные работы на кабеле относятся к работам с частичным снятием напряжения независимо от наличия и числа проложенных рядом ремонтируемым кабелем других кабельных линий.

Правила безопасности работ при прокладке кабеля.

Погрузка и разгрузка барабанов с кабелем должны производиться с применением грузоподъемных машин. При перекатке барабанов с кабелем следует принять меры предосторожности против захвата одежды рабочих выступающими частями барабана. Барабан с кабелем необходимо перекатывать электромонтажникам только по горизонтальной поверхности. На пути катящегося барабана находиться электромонтажникам запрещается. Перекатывать кабели непосредственно у бровки траншей (не ближе 1 м) запрещается. Размотку кабеля необходимо выполнять только в брезентовых рукавицах. При переноске кабеля на плече следует кабель нести на плече, которое при перемещении кабеля обращено в сторону траншеи. При ручной прокладке кабеля число рабочих должно быть таким, чтобы на каждого приходился участок кабеля массой не более 35 кг, при этом все рабочие должны находиться по одну сторону кабеля.

На трассах, имеющих повороты, запрещается при прокладке стоять внутри углов поворота кабеля, а также поддерживать кабель на углах поворота или оттягивать его вручную. Для этой цели в местах поворота должны быть установлены угловые ролики.

При раскатке кабеля с передвигающегося транспортера, кабелеукладчика, со специально оборудованной автомашины или трубоукладчика принимать и укладывать кабель должны не менее 2 чел.

Протягивание кабелей через проемы в стенах допускается при условии нахождения рабочих по обе стороны стены. При протаскивании кабелей через отверстия, междуэтажные перекрытия и трубы необходимо принимать меры предосторожности от попадания рук работающих в проемы или трубы.

Подъем, крепление и рихтовка кабеля, вес 1 м которого более 1 кг, с приставных лестниц и лестниц-стремянок запрещаются.

При протягивании кабеля с помощью лебедок через трубные блоки с промежуточными кабельными колодцами должна быть обеспечена четкая подача команд для рабочих, находящихся в колодцах или камерах, по телефону, радио или через связных рабочих,

Перекладывать кабели и переносить муфты следует после отключения кабельной линии и ее заземления.

Перекладывание кабелей, находящихся под напряжением, допускается в случае необходимости, но только при выполнении следующих условий: 
перекладываемый кабель должен иметь температуру не ниже 10 град.
 
муфты на перекладываемом участке должны быть жестко укреплены досками, которые также жестко скреплены металлическими хомутами;
 
при работе должны быть применены диэлектрические перчатки, поверх которых для защиты от механических повреждений должны быть надеты брезентовые рукавицы;
 
работы должны выполнять электромонтажники, имеющие опыт прокладки кабелей, под надзором руководителя работ, имеющего V группу.

Открытые муфты должны укрепляться на доске, подвешенной с помощью проволоки или троса к перекинутым через траншею брусьям, и закрываться коробами. Одна стенка короба должна быть съемной и закрепляться без применения гвоздей.

На короба, закрывающие откопанные кабели, необходимо вывешивать предупреждающие плакаты или знаки безопасности.

Запрещается использовать для подвешивания кабелей соседние кабели, трубопроводы и т. п. Подвешивать кабели следует, не допуская их смещения.

Правила безопасности при вскрытии муфт и разрезании кабеля

Перед вскрытием муфт или разрезанием кабеля необходимо убедиться в том, что работа будет производиться на подлежащем ремонту кабеле, что этот кабель отключен и выполнены технические мероприятия, необходимые для допуска к работам на нем.

На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определять: 
при прокладке кабеля в туннеле, коллекторе, канале и других кабельных сооружениях или по стенам зданий — прослеживанием, сверкой раскладки с чертежами и схемами, проверкой по биркам;
 
при прокладке кабеля в земле — сверкой его расположения с чертежами прокладки. Для этой цели должна быть предварительно прорыта контрольная траншея (шурф) поперек пучка кабелей, позволяющая видеть все кабели.

Во всех случаях, когда отсутствует видимое повреждение кабеля, следует применять кабелеискательный аппарат с накладной рамкой.

Перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты необходимо проверить отсутствие напряжения с помощью специального приспособления. В туннелях, коллекторах, колодцах и других кабельных сооружениях приспособление допускается применять при наличии дистанционного управления им. Приспособление должно обеспечивать прокол или разрезание брони и оболочки кабеля до жил с замыканием их между собой и заземлением. 
Для заземления прокалывающего приспособления могут быть использованы заземлитель, погруженный в почву па глубину не менее 0,5 м, или броня кабеля. Присоединять заземляющий проводник к броне следует посредством хомутов; броня под хомутом должна быть зачищена.

В тех случаях, когда броня подверглась коррозии, допускается присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке кабеля.

Если в результате повреждений кабеля открыты все токоведущие жилы, отсутствие напряжения можно проверять непосредственно указателем напряжения без прокола кабеля. 
При использовании изолирующей шланги с иглой и режущим наконечником необходимо применять специальный защитный экран.

При проколе кабеля следует надевать диэлектрические перчатки и защитные очки, при этом стоять нужно на изолирующем основании сверху траншеи как можно дальше от прокалываемого кабеля.

Прокол кабеля должны выполнять два работника — допускающий и производитель работ; один из них непосредственно прокалывает кабель, а второй наблюдает.

Вскрывать соединительные муфты и разрезать кабель в тех случаях, когда предварительный прокол не делается, следует заземленным инструментом, надев диэлектрические перчатки и защитные очки и стоя на изолирующем основании. 
После предварительного прокола те же операции на кабеле можно выполнить без перечисленных дополнительных мер безопасности.

                                                          Раздел 14.

                                     Список используемой литературы.

1. Неклепаева Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования»; Учеб. Пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

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

3. Методические указания по электрической части электростанций

4. Электромеханический справочник: В Зт. Т.З. книга 1, М.: Энергоатомиздат, 1989.

5. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. «Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем»; Учебное пособие. – М.: Издательство МЭИ, 2000.

6. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. «Релейная защита энергетических систем»; Учебное пособие для техникумов. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

7. Вяткин Н.А., Самсонов В.С. «Экономика предприятий энергетического комплекса» - М.: Высшая школа, 2002.

8.  Экономика и управление в энергетике под редакцией Н.Н.Кожевниковой. - М.: АСАДЕМА, 2003.

9. Методические указания для курсового и дипломного проектирования по предмету «Экономика и планирование энергетического производства»

«Расчет среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети» для студентов специальностей:

1001 «Электрооборудование электрических станций и сетей»;

1001-01 «Организация учёта и реализации электрической энергии»;

2102 «Автоматическое управление электроэнергетическими системами»;  Иваново –2001.

                                                       


2

SU3max =266.66 МВ·А 4ВЛ

4 KW

~С1

L=34.5км

AТ1

АТДЦТН-250000/220/110/10

SU2max =179.77 МВ·А

4ВЛ

РУ – 10 кВ

РУ – 110 кВ

Y

РУ – 220 кВ


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

76113. Проектирование и расчет показателей работоспособности и надежности ЛВС 31.77 MB
  В процессе выполнения работы студент решает следующие задачи: выбор типа одноранговая или с выделенным сервером и топологии ЛВС для организации; выбор устройств физического и канального уровня в соответствии с моделью OSI и физическая структуризация сети...
76116. ТЕХНОЛОГІЯ ВИРОБНИЦТВА ГЛЮКОРНУ 1.1 MB
  Актуальність теми. У сучасних умовах забруднення навколишнього середовища недоброякісного виробництва продуктів харчування та високого рівня урбанізації вживання людиною додаткових нутрієнтів із підвищеним рівнем ферментів вітамінів мікро та макроелементів стає все більш необхідним.
76117. НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА РУССКУЮ РЕВОЛЮЦИЮ 52.5 KB
  И цель предлагаемой статьи рассмотреть влияние которое недавние политические и интеллектуальные изменения оказывают на изучение революции. В течение семи десятилетий дискуссии о русской революции 1917 г.
76118. Петровские реформы 48.5 KB
  Такова притягательная сила личности Петра Великого первого Российского императора великого реформатора. История России до Петра Великого и после него знала немало реформ. Реформы проводились в течение всего правления Петра I.
76120. Принципы организации и виды финансовой политики предприятия 29.79 KB
  В данной работе рассматривается финансовая палитика предприятия стратегические направления которые определяют долгосрочную и среднесрочную перспективу использования финансов и предусматривают решение главных задач вытекающих из...
76121. Мистецтво усного публічного мовлення. Мистецтво переконувати 104.5 KB
  Переконливе пристрасне слово дійовий засіб організації стосунків між людьми в діловій сфері могутній чинник виховання. Живе слово особистий приклад величезна сила. Поведінка оратора його мова жести вигляд усе це взірець для слухачів.