Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетика, как отрасль промышленности страны, в результате различных видов деятельности общества получила ведущее место. Недаром уровень развития современной цивилизации определяется количеством потребляемой электрической энергии на душу населения. Так, с повышением научно-технического прогресса, электрическая энергия становится одним из основных и дешевых видов энергии.
В настоящее время наблюдается значительный рост механизации и автоматизации сельского хозяйства, значительное увеличение числа бытовых приборов, как следствие, значительный рост электрических нагрузок и потребления электроэнергии. Поэтому современная электроэнергетика должна базироваться на новой технической основе, что требует совершенствования организации и оперативного управления процессом производства и передачи электроэнергии. Вместе с тем необходимо повышать экономическую эффективность данной отрасли за счет улучшенного использования имеющегося оборудования и по возможности модернизации устаревшего. Необходимо постепенно выводить из эксплуатации изношенное и устаревшее оборудование с заменой его на современное. При строительстве новых энергообъектов необходимо применять последние достижения в области электроэнергетики. Также необходимо уделять больше внимания вопросам связанным с качеством электроэнергии и надежностью снабжения ею потребителей.
В дипломном проекте рассматривается реконструкция подстанции «Городская», связанная с увеличением мощности подстанции, проведен анализ режимов системы произведена замена трансформаторов на более мощные, замена устаревшего коммутационного оборудования на современное и надежное расчет релейной защиты трансформаторов, рассмотрены вопросы безопасности и экологичности.
1 Краткая характеристика Тывинской энергосистемы
1.1 Экономико-географическая характеристика республики Тыва
Республика Тыва расположена на юге Восточной Сибири, в географическом центре азиатского материка, территория республики равна 168,6 тыс. км2. На западе граничит с Республикой Алтай, на северо-западе и севере - с Красноярским краем и Республикой Хакасия, на северо-востоке – с Иркутской областью и Республикой Бурятия, на юге и востоке – с Монголией (рисунок 1.1). Население составляет 306 тыс. человек, столица − г. Кызыл, образован в 1914 году.
Рисунок 1.1 − Республика Тыва
Тыва − горная республика, с чередованием высоких хребтов и глубоких котловин. Горы занимают 82 % территории республики. Сельскохозяйственные угодья составляют 21,5 % территории, однако преобладающее место в лесах занимают насаждения, отличающиеся низкой производительностью.
Основные природно-климатические зоны: тундровые плоскогорья с вечной мерзлотой, таёжные массивы, соединяющиеся со степью и пустыней. В рельефе западной и центральной части республики выделяется Тывинская котловина, окруженная хребтами Западного Саяна, Шапшальским, Цаган-Шибэту, Танну-Ола и горами восточной Тывы. К юго-западу от хребта Цаган-Шибэту располагается наиболее высокий в Тыве горный массив Монгун-Тайга (3970 м). В пределах восточной, наиболее приподнятой части, находятся юго-западные склоны Восточного Саяна, Тоджинская котловина, Восточно-Тувинское нагорье с хребтом Академика Обручева и нагорье Сангилен. Для северо-востока и востока республики характерны таёжные леса, сухие степи в Тувинской и полупустынные ландшафты в Убсунурской котловинах, горные тундры в высокогорье. На территории республики протекают около восьми тысяч рек, среди которых наиболее крупными являются Енисей и Хемчик, имеются 11 солено-грязевых и более 8 пресных озер общей площадью более 300 км2.
Климат резко-континентальный, в летнее время температура воздуха может подняться до плюс 40 oС, зимой температура понижается до минус 50 С. Лето часто бывает засушливым, зима в основном малоснежная.
В недрах Республики Тыва сосредоточены значительные запасы руд, содержащих серебро, золото, висмут, медь, никель, кобальт. Имеются предпосылки для создания высокорентабельного горно-металлургического производства по глубокой переработке рудных концентратов месторождений редких видов металлических руд. Ресурсный потенциал республики по золоту оценивается в 500 т, из которых 200 т сосредоточено в россыпных месторождениях. К наиболее ценным видам сырья республики, имеющим большое значение как для Тувы, так и для страны в целом, следует отнести каменный уголь, руды железа, цветных, благородных и редких металлов, сырье для химической промышленности, строительные материалы. В настоящее время введены в хозяйственный оборот только ресурсы угля асбеста, используют нерудные материалы для нужд строительства.
Промышленность является одной из базовых отраслей экономики, которая в значительной мере влияет на тенденцию развития созданного валового регионального продукта республики. Ведущими отраслями промышленности республики являются: цветная металлургия (добыча кобальта и золота), электроэнергетика и пищевая промышленность.
Выпуском промышленной продукции занимаются около 300 предприятий и подсобных промышленных производств при непромышленных организациях.
Цветная металлургия. Значительное увеличение объёмов продукции в последние годы в целом по промышленности достигнуто за счёт роста производства на 33,3 % в цветной металлургии. Из цветных металлов в настоящее время добывается только золото. Основными предприятиями золотодобычи в республике являются старательные артели.
Электроэнергетика. Доля электроэнергетики в промышленном производстве составляет 28,6 %. Выработка электроэнергии осуществляется Кызылской ТЭЦ.
Пищевая промышленность. Доля отрасли в промышленном производстве составляет 21,3 %. В республике производятся хлебобулочные, кондитерские, макаронные, колбасные, ликёроводочные изделия, мясная продукция.
1.2 Электроснабжение Республики Тыва
Внешнее электроснабжение Тува осуществляется по двум ВЛ 220 кВ:
− «Шушенская опорная − Туран − Кызыл» от Красноярской энергосистемы общей протяженностью 307 км;
− «Абаза − Ак-Довурак» протяженностью 221 км от Хакасской энергосистемы.
Собственные источники генерирующей мощности − Кызылская ТЭЦ установленной мощностью 17 МВт.
Тувинская энергосистема связана с Западными электрическими сетями Монгольской народной республики по ВЛ 110 кВ «Чадан − Хандагайты − Улан-Гом».
2 Расчет и анализ электрических режимов 2.1 Описание программного комплекса REGIMРасчеты, установившихся режимов электроэнергетических систем и сетей (ЭЭС) составляют значительную часть общего объема исследований, выполняемых при решении задач эксплуатации, развития и проектирования ЭЭС. Анализируя результаты этих расчетов, можно получить ответы на следующие практически важные вопросы: осуществим ли данный режим, т. е, возможна ли передача по рассматриваемой электрической системе (сети) данных мощностей; не превышают ли токи и мощности в элементах ЭЭС допустимых (предельных) значений; не выходят ли напряжения в узловых точках за заданные пределы; каковы потери активной мощности в сети; как влияет отключение или включение новых элементов ЭЭС (генераторов, нагрузок, линий электропередачи и т. д.) на потокораспределение в расчетной схеме ЭЭС, уровни напряжений и потери.
Наряду с решением перечисленных вопросов расчеты установившихся электрических режимов необходимо проводить для проверки допустимости режима при оперативной оценке текущих состояний и оперативном (до суток) управлении или, при краткосрочном (неделя, сутки), долгосрочном (квартал, год) и перспективном (до 3−5 лет) планировании режимов, при разрешении заявок (нa ремонты основного оборудования ЭЭС и решении ряда других вопросов. Их особое место в общем комплексе режимных расчетов определяется тем обстоятельством, что они имеют не только указанное выше самостоятельное значение, но также являются исходными или основой для более сложных расчетов, выполняемых при оценке и планировании потерь электроэнергии, оптимизации режимов, анализе статической и динамической устойчивости, при определении токов коротких замыканий и ряда других задач. эксплуатации и проектирования ЭЭС.
В данной дипломной работе для расчета установившегося режима электроэнергетической системы используется программно-математический комплекс REGIM.
2.2 Расчет параметров схемы замещения линий электропередачРисунок 2 – Схема замещения линии электропередачи
Исходными данными являются
− номинальное напряжение линии, кВ;
− длина линии, км;
марка провода;
− удельное активное сопротивление провода, Ом/км;
− расстояние между соседними проводами, м.
Удельное индуктивное сопротивление провода определим по выражению [4],Ом/км
где − внутреннее индуктивное сопротивление провода (для цветных металлов =1),
Величина среднегеометрического расстояния между фазными проводами при горизонтальном расположении определим по выражению, м
Фактический радиус многопроволочных проводов определим по выражению, мм
где − сечение алюминиевой части провода, мм2; − сечение стальной части провода, мм2.
Полное сопротивление линии, Ом
Активной проводимостью пренебрежем, так как номинальное напряжение линии менее 220 кВ.
Реактивная проводимость линии, мкСм
Исходные параметры линий приведены в таблице 2.
Таблица 2 − Исходные параметры линий
Номера граничных узлов Номинальное напряжение, кВ Длина линии, км Марка провода Погонное сопротивление, Ом/км 1-2 220 221,0 АС 300/39 0,098+j0,429 2-3 70,3 14-15 220 73,9 АС 240/35 0,120+j0,405 14-16 143,0 6-7 110 87,0 АС 300/39 0,098+j0,429 7-8 26,5 8-9 108,8 АС 240/35 0,120+j0,405 9-10 4,87 10-11 5,9 17-18 17,8Расчетные параметры линий приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1− Расчетные параметры линий
Номера граничных узлов Полное эквивалентное сопротивление линии, Ом Реактивная проводимость, мкСм 1-2 21,66+j94,88 583,0 2-3 6,89+ j30,14 186,0 6-7 8,53+ j37,32 230,0 7-8 2,6+ j44,1 70,0 8-9 13,75+j44,1 303,9 9-10 0,306+ j1,03 28,7 14-15 17,16+ j57,92 401,8 14-16 8,87+ j29,93 207,7 17-18 2,14+j4,54 29,16 2.3 Параметры схемы замещения трансформаторовТак как на подстанции «Городская» 110/35/10 осуществляется реконструкция то в связи с увеличением нагрузки нужно заменить трансформаторы на более мощные. Полная мощность, предаваемая в режиме максимальных нагрузок, составляет 25,0 МВ·А
где – мощность трансформатора, МВ·А;
– коэффициент загрузки, равный 0,7.
Тогда мощность трансформатора составит, МВ·А
По справочным материалам выбираем 2 трансформатора ТРДН-25000/110.
Определим коэффициент загрузки, %
где – число трансформаторов.
Коэффициент загрузки не должен превышать величины 60–70 %; в рассмотренном случае это условие выполняется.
Определим коэффициент аварийной перегрузки, %
Коэффициент аварийной перегрузки не должен превышать величины 130–140 %; в рассмотренном случае это условие выполняется.
2.3.1 Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками ННВ таблице 2.6 приведены каталожные параметры трансформаторов [1].
Таблица 2.2 − Параметры трансформаторов
Название подстанции Типnт
Uвн /Uнн, кВ
pх, кВт
qх, квар
R, Ом X, Ом Городская ТРДН-25000/110 2 115/10,5 120 175 2,54 55,9 2.3.2 Параметры схемы замещения автотрансформаторовВ таблице 2.3 приведены каталожные параметры автотрансформаторов.
Таблица 2.3 – Параметры автотрансформаторов
Название подстанции Типnт
qх, квар
pх, кВт
R обмоток, Ом X обмоток, Ом В С Н В С Н Чадан АТДЦТН-32000/220/121/ 3 440 32 3,74 3,74 7,5 198 0 364 Кызыл АТДЦТН-63000/220/121 2 192 45 1,4 1,4 2,8 104 0 195.6 2.4 Параметры нагрузок и генерирующих узловПараметры нагрузок максимального режима представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 − Параметры нагрузок максимального режима
Название подстанции Номер узла нагрузки Мощность нагрузкиактивная, Pн, МВт
реактивная, Qн, Мвар
Ак-Довурак 2 16,1 8,6 Чадан (110кВ.) 5 3,4 1,0 Чадан (10 кВ.) 6 17,4 11,6 Арыг-Узю 7 2,7 1,1 Шагонар 8 6,3 2,4 Южная 10 12,6 7,27 Кызыл (110кВ.) 11 3,5 0,4 Кызыл (10кВ.) 13 19,4 4,5 Западная 17 30,0 14,5 Городская 18 23,4 6,7
Параметры нагрузок минимального режима представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 − Параметры нагрузок минимального режима
Название подстанции Номер узла нагрузки Мощность нагрузкиактивная, Pн, МВт
реактивная, Qн, Мвар
Ак-Довурак 2 6,2 18,5 Чадан (110кВ.) 5 1,3 0,6 Чадан (10 кВ.) 6 8,2 12,3 Арыг-Узю 7 1,0 0,4 Шагонар 8 2,3 1,0 Южная 10 7,8 4,4 Кызыл (110кВ.) 11 6,7 0,3 Кызыл (10кВ.) 13 5,7 3,0 Западная 17 20,0 8,72 Городская 18 8,6 6,1Параметры генерирующих узлов представлены в таблице 2.6
Таблица 2.6 − Параметры генерирующих узлов
Вид генерирующего узла Номер узла Номинальное напряжение, U, кВ ПС Шушенская (балансирующий узел) 15 235 ПС Абаза (опорный узел) 1 232 2.5 Анализ нормальных установившихся режимовИз результатов расчета нормального режима, представленных в приложении А, видно, что напряжения в узлах не соответствуют норме, что отображено в таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Значения напряжений в узлах в нормальном режиме В килловольтах
Название подстанции Напряжение в узлах в максимальном режиме, кВ Напряжение в узлах в минимальном режиме, кВ Чадан 107,6 122,0 Арыг-Узю 105,0 119,3 Шагонар 104,2 118,4 Городская 101,8 114,0 Южная 102,7 114,1 Западная 100,5 113,3Заниженные значения напряжения в узлах в максимальном режиме – это следствие того, что в данной системе имеет место дефицит реактивной мощности.
Для поддержания напряжения на ПС городская необходимо установить БСК мощностью 25 Мвар.
БСК можно установить на стороне как ВН так и НН, пересчитав режим с учетом батарей конденсаторов, полученные параметры режима сведем в таблицу 2.8.
Таблица 2.8 – Значения напряжений в узлах в и потерь мощности в системе в нормальном режиме с установкой БСК на ПС Городская в киловольтах
Название подстанции Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 10 кВ. Потери мощности в сети с БСК 10кВ, МВт Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 110 кВ. Потери мощности в сети с ВСК 110 кВ, МВт Чадан 121,2 6,9 121,3 6,06 Арыг-Узю 118,1 121,3 Шагонар 117,2 117,3 Городская 113,8 114,0 Южная 113,9 114,1 Западная 112,7 112,8 Анализируя таблицу 3.2 установка БСК 110 кВ позволяет получить лучшие напряжения по сравнению с установкой БСК 10 кВ, также снижаются потери мощности в сети на 12 %. 2.6 Анализ послеаварийных установившихся режимовПод послеаварийным режимом будем принимать два крайних случаях, когда отключаются работающие линии Шушенская – Туран (15-14) , и Абаза Ак-Довурак (1-2). В данной системе функционирует устройство автоматического ограничения снижения напряжения УАОСН, которое полностью отключает нагрузку при снижении напряжения ниже допустимого в максимальном режиме на подстанциях Городская и Кызыл, все расчеты сведем в таблицы.
Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110 кВ на подстанции Городская представлены в таблице 2.9
Таблица 2.9 – Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110кВ на подстанции Городскаяв киловольтах
Название подстанции Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2. Потеримощности в сети, МВт Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15. Потери мощности в сети МВт Чадан 103,6 10,51 113,9 11,2 Арыг-Узю 104,0 109,7 Шагонар 104,5 109,1 Городская 111,2 108,1 Южная 111,7 108,1 Западная 110,1 107,2Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме представлены в таблице 2.10
Таблица 2.10 – Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме в киловольтах
Название подстанции Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2. Потери мощностив сети , МВт Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15. Потери мощности в сети, МВт Чадан 114,1 2,6 117,9 9,68 Арыг-Узю 114,4 117,5 Шагонар 114,4 115,3 Городская 115,0 115,0 Южная 114,3 114,3 Западная 115,1 115,0Анализируя полученные результаты установка БСК привела к уменьшению потерь мощности, повышения ее качества и осуществимости режима.
3 Расчет токов коротких замыканий
3.1 Определение параметров схемы замещения
Для расчета на ЭВМ определяю активные и индуктивные сопротивления элементов в именованных единицах, приведенных к средне-номинальному напряжению защищаемого объекта.
3.1.1 Расчет схемы замещения прямой последовательностиСопротивления схемы замещения прямой последовательности вычисляют по формулам (см. раздел 2.1).
Сопротивление нагрузок, Ом
и − удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля, сечением 120 мм2 [2], Ом/км;
n – количество линий (цепей).
3.1.2 Расчет схемы замещения нулевой последовательностиДля энергетических систем
где – индуктивное нулевое сопротивление системы, о. е.
Сопротивление нулевой последовательности линий
В минимальном режиме системы произойдут следующие изменения
Рисунок 3 – Схема замещения с нанесенными параметрами
Исходные данные для расчетов токов КЗ в программе TKZ 3000 представлены в приложение Б.
Результаты расчетов токов коротких замыканий приведены в приложении В.
4 Выбор электрооборудования
4.1 Расчет токов в цепях трансформатора
Ток нормального режима на стороне высшего напряжения, А
.
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне высшего напряжения, А
.
Ток нормального режима на стороне низшего напряжения, А
.
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима на стороне низшего напряжения, А
.
4.2 Выбор выключателей
В общих сведениях о выключателях рассматриваются те параметры, которые характеризуют выключатели по ГОСТ 687-78Е. При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но, так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, например
; ,
допустимо производить выбор выключателей только по важнейшим параметрам [6]:
− по напряжению установки;
− по длительному току.
После выбора выключателя, его проверяют по ряду условий:
− на симметричный ток отключения;
− возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ;
− на электродинамическую стойкость;
− на термическую стойкость.
4.2.1 Выбор выключателей на стороне высшего напряжения
По условиям выбора подходят отечественные элегазовые выключатели типа ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1 [8]. Основными преимуществами выключателя являются: высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя; высокий коммутационный ресурс в 2−3 раза превосходящий коммутационный ресурс лучших зарубежных аналогов (в расчете на каждый полюс), в сочетании с высоким механическим ресурсом, повышенными сроками службы уплотнений и комплектующих обеспечивают при нормальных условиях эксплуатации не менее чем 25-летний срок службы выключателя до первого ремонта. Характеристики выключателей приведены в таблице 4.1
Таблица 4.1 – Характеристики выключателя ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1
Номинальное напряжение Номинальный длительный ток Номинальный ток отключения Собственное время отключения Ток электродинамической стойкости (амплитуда) Ток термической стойкости Время термической стойкости, кВ
, А
, кА
, с
, кА
, кА
, с
110 2500 20 0,030 102 40 3Условия выбора
– по напряжению установки, кВ
– по длительному току, А
Выбранный выключатель необходимо проверить по вышеперечисленным условиям, проверку будем вести по току трехфазного короткого замыкания.
Проверка по отключающей способности:
− на симметричный ток отключения, кА
.
Считаем, что подстанция связана с системой бесконечной мощности, тогда
,
;
− возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ, кА
,
где – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов [9, с. 82], кА
где = (0,02−0,03) – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ [5, с. 150], с;
Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов, с
где – минимальное действие релейной защиты, с;
– собственное время отключения выключателя, с.
Тогда, кА
,
;
.
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
,
;
.
Ударный ток короткого замыкания, кА
,
где − ударный коэффициент [6, c. 150];
тогда
,
.
Проверка на термическую стойкость, кА2·с
.
Тепловой импульс тока КЗ, кА2·с
реконструкция подстанция трансформатор энергосистема
,
где – время отключения КЗ [6, с. 211].
Тогда, кА
;
.
Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.
4.2.2 Выбор выключателей на стороне низшего напряжения
Так как токи длительного режима работы в цепях трансформатора на низшем напряжении могут достигать двух тысяч ампер, то, следовательно, необходим выключатель, способный длительно выдерживать такие нагрузки. Данным требованиям удовлетворяет выключатель типа ВВСТ-3АН (таблица 4.2).
Таблица 4.2 – Характеристики выключателя ВВСТ-3АН-1
Номинальное напряжение Номинальный длительный ток Номинальный ток отключения Собственное время отключения Ток электродинамической стойкости Ток термической стойкости Время термической стойкости, кВ
, А
, кА
, с
, кА
, кА
, с
10 2000 31,5 0,045 80 31,5 3Результаты расчета сведем в таблицы 4.3, 4.4.
Таблица 4.3 – Результаты расчета
, кА
, с
, кА
,кА
,кА2·с
,кА2·с
16,04 0,055 2,22 12,7 36,0 2977Таблица 4.4 – Условия выбора и проверки
Условие Результат 10=10 1650 < 2000 31,5 > 5,28 2,22 < 16,1 5,42 < 80,0 12,7 < 125 36,0 < 2977Данный выключатель удовлетворяет всем условиям.
4.3 Выбор разъединителей на стороне высшего напряжения
Выбор и проверку разъединителей осуществляется по следующим параметрам:
− по напряжению установки;
− по току;
− по электродинамической стойкости;
− по термической стойкости.
Выберем разъединитель типа РПД-2-110/1600-УХЛ1 (таблица 4.8) [12] с моторным приводом. Основными преимуществом данного разъединителя по сравнению с аналогами является максимальная заводская готовность: разъединитель поставляется в собранном и отрегулированном виде.
Таблица 4.8 – Характеристики разъединителя РПД-1-110/1600-УХЛ1
Номинальное напряжение, кВ Номинальный длительный ток, А Ток динамической стойкости, кА Ток термической стойкости, кА Время термической стойкости, с 110 1600 40 40,0 3Проверка разъединителя:
− по напряжению установки, кВ
,
;
– по длительному току, А
,
.
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
,
;
.
Ударный ток КЗ составляет 5,25 кА, тогда по условию выбора
Проверка на термическую стойкость, кА2·с
Тепловой импульс тока КЗ 1,14 кА2∙с, тогда по условию выбора
.
Разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки.
Выбор разъединителей на стороне низшего напряжения не проводим, так как предполагается использование существующих ячеек с разъединителями втычного типа.
4.4 Выбор измерительных трансформаторов
Для выбора измерительных трансформаторов необходимо определить количество измерительных приборов и их характеристики (таблица 4.9).
Таблица 4.9 – Виды измерительных приборов и места их установки
Цепь Место установки Перечень приборов Примечание Понизительного двухобмоточного трансформатора ВН − − НН Амперметр, ваттметр, счетчик активной и реактивной энергии Приборы устанавливаются в каждой цепи НН Сборные шины 10 кВ На каждой секции Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключателем для измерения трех фазных напряжений − Линии 110 кВ − Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор используемый для определения места КЗ, расчетные счетчики активной и реактивной энергии − Цепь Место установки Перечень приборов Примечание Трансформаторы собственных нужд ВН − − НН Амперметр, расчетный счетчик активной энергии −В настоящее время на подстанции для учета электроэнергии установлены старые счетчики типа СР4У-И673М, данные счетчики имеют класс точности 2,5. Но для коммерческого учета электроэнергии необходимо использовать приборы с классом точности 0,5. Следовательно, необходимо произвести замену счетчиков. Примем к установке современные счетчики электроэнергии фирмы ELESTER типа А1700. Данные счетчики одновременно способны вести учет как активной, так и реактивной электроэнергии.
4.4.1 Выбор трансформатора тока на высшем напряжении
Трансформаторы тока выбирают
− по напряжению установки;
− по току;
− по электродинамической стойкости;
− по термической стойкости;
− по вторичной нагрузке.
К установке на высшем напряжении можно принять элегазовый трансформатор тока типа ТРГ-110 (таблица 4.10) [13]. Применение в качестве главной изоляции элегаза делает трансформатор тока практически не повреждаемым в процессе эксплуатации. Данный трансформатор тока пожаро и взрывобезопасен, в нем отсутствует внутренняя твердая изоляция, что снижает уровень частичных разрядов до минимума и повышает его надежность. Необходимо выполнить проверку по перечисленным выше условиям.
Характеристики трансформатора тока ТРГ-110 (таблица 4.11).
Таблица 4.10 – Характеристики трансформатора тока ТРГ-110
Номинальное напряжение Номинальный первичный ток Номинальный вторичный ток Номинальный класс точности Односикундный ток термической стойкости Время термической стойкости Ток динамической стойкости (амплитуда), кА Номинальная вторичная нагрузка, Ом, кВ
, А
, А
, кА
, с
,кА
110 400 5 0,5 40 1 102 2,0Проверка трансформатора тока по напряжению установки, кВ
При выборе трансформатора тока желательно, что бы первичный номинальный ток был как можно ближе к току нагрузки, что способствует повышению качества измерений. Трансформатор тока может длительно выдерживать ток в 1,2 раза превышающий его номинальное значение. Проверка трансформатора тока по току нагрузки, А
Проверка на динамическую стойкость, кА
Ударный ток КЗ составляет 6,61 кА, тогда по условию проверки
Проверка на термическую стойкость, кА2∙с
Тепловой импульс тока КЗ составляет 1,14 кА2∙с; тогда по условию проверки
;
.
Проверка по вторичной нагрузке [6, с. 374]
,
,
где − сопротивление приборов, Ом;
− сопротивление проводов, Ом;
− сопротивление контактов, Ом.
Оценим сопротивление приборов подключенных к вторичной обмотке (таблица 4.11).
Таблица 4.11 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Прибор Тип Нагрузка фазы, В·А А В С Амперметр Э 351 − 0,5 − Ваттметр Д 365 0,5 − 0,5 Варметр Д 365 0,5 − 0,5 Счетчик активной энергии А 1700 0,2 − 0,2 Счетчик реактивной энергии 1,2 0,5 1,2Наиболее загруженными фазами являются фазы А и С.
Сопротивление приборов, Ом
где − мощность измерительных приборов подключенных к вторичной обмотке трансформатора тока, В·А;
− вторичный ток трансформатора тока, А.
Сопротивление контактов, Ом
Допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом
Сечение соединительных проводов, мм2
где − удельное сопротивление алюминия, Ом·мм2/м;
− расчетная длина соединительного кабеля [6, с. 375], м.
По условию прочности для алюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм2 [6, с. 375] .
Сопротивление соединительных проводов, Ом
Суммарное сопротивление, подключенное ко вторичной обмотке трансформатора тока, Ом
Тогда
.
Данный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.
Во вводах силового трансформатора на высшем напряжении имеются встроенные трансформаторы тока (таблица 4.12) [14, с. 320].
Таблица 4.12 – Параметры встроенных трансформаторов тока
Тип Номинальное напряжение, кВ Первичный ток (включая ответвления), А Номинальная вторичная нагрузка, Ом, при вторичном токе 1А (в числителе) и 5А (в знаменателе) − класс точности Параметры, определяющие термическую стойкость Количество трансформаторов тока на одном вводе Номинальная предельная кратность номинальный наибольший Кратность Время,с ТВТ110-І-200 110 200 200 20/0,8 − 3 25 3 2 204.4.2 Выбор трансформаторов тока на низшем напряжении
К установке на низшем напряжении можно принять трансформатор тока типа ТШЛ–10 (таблица 4.13) [15].
Таблица 4.13 – Характеристики трансформатора тока ТШЛ-10
Номинальное напряжение Номинальный первичный ток Номинальный вторичный ток Номинальный класс точности Ток термической стойкости Время термической стойкости Ток динамической стойкости (амплитуда), кА Номинальная вторичная нагрузка, Ом, кВ
, А
, А
, кА
, с
,кА
10 2000 5 0,5 35,0 3 40 0,8Условия выбора и проверки сведем в таблицу 4.14, за исключением условия проверки по вторичной нагрузке.
Таблица 4.14 – Условия выбора и проверки
Условие Результат 10 = 10 1650 < 2000 5,05 < 40 1,14 < 3675Оценим сопротивление приборов во вторичной обмотке. Также как и в пункте 4.4.1 предыдущем случае для учета электроэнергии устанавливаем счетчики фирмы ELESTER типа А1700. Результаты приведены в таблице 4.15.
Таблица 4.15 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Прибор Тип Нагрузка фазы, В·А А В С Амперметр Э 351 0,5 Ваттметр Д 365 0,5 0,5 Счетчик активной энергии А 1700 0,2 0,2 Счетчик реактивной энергии 0,7 0,5 0,7Наиболее загруженными фазами являются фазы А и С.
Сопротивление приборов, Ом
.
Сопротивление контактов, Ом
Допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом
Сечение соединительных проводов, мм2
По условию прочности для алюминиевых проводов сечение не должно быть менее 4 мм2.
Сопротивление соединительных проводов, Ом
Суммарное сопротивление, подключенное к вторичной обмотке, Ом
Тогда
Данный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора.
4.4.3 Выбор трансформатора напряжения на стороне высшего напряжения подстанции
Трансформаторы напряжения выбирают [6]:
− по напряжению установки;
− по классу точности;
− по вторичной нагрузке.
Можно принять емкостный трансформатор напряжения типа СРА-123 (таблица 4.16) [16]. В емкостных элементах используется компенсируемый диэлектрик, нечувствительный к температурным изменениям, при этом по качеству измерений данный трансформатор напряжения эквивалентен индуктивным трансформаторам напряжения. Данный трансформатор напряжения снабжен полимерными изоляторами.
Таблица 4.16 – Характеристики трансформатора напряжения СРА-123
Номинальное напряжение, кВ Вторичное напряжение (обмотка №1), В Вторичное напряжение (обмотка №2), В Вторичное напряжение (обмотка № 3), В Класс точности/вторичная нагрузка, В∙А (по первичной обмотке) 110100/
100100/
0,2/60
0,5/200
Проверка по напряжению, кВ
Проверка по вторичной нагрузке
Определение величины вторичной нагрузки представлено в таблице 4.17.
Таблица 4.17 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Прибор Тип Мощность одной обмотки, В·А Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Потребляемая мощность P, Вт Q, вар Ваттметр Д365 1,5 2 1,0 0,0 1 3,0 - Варметр Д365 1,5 2 1,0 0,0 1 3,0 - Счетчик активной энергии А1700 4,0 2 0,50 0,866 1 4,0 6,93 Счетчик реактивной энергии Вольтметр Э350 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Вольтметр для измерения фазных напряжений Э351 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Итого 16,0 6,93Суммарная вторичная, В·А
где − активная мощность измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, Вт;
− реактивная мощность измерительных приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, вар.
Тогда
,
17,4 < 200
Соединительные провода принимаем алюминиевыми сечением 2,5 мм2
Данный трансформатор удовлетворяет всем условиям выбора.
4.4.4 Выбор трансформатора напряжения на стороне низшего напряжения подстанции
Можно принять к установке трансформатор напряжения типа НАМИ-10 (таблица 4.18) [17]. Данный трансформатор напряжения является антирезонансным.
Таблица 4.18 – Характеристики трансформатора напряжения НАМИ-10
Номинальное напряжение, кВ Вторичное напряжение (обмотка №1), В Вторичное напряжение (обмотка №2), В Класс точности/вторичная нагрузка, В∙А (по первичной обмотке) 10,0 100 100 0,5/200Проверка по напряжению, кВ
Вторичная нагрузка рассчитана в таблице 5.19.
Таблица 4.19 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Прибор Тип Мощность одной обмотки, В·А Число обмоток cosφ sinφ Число приборов Потребляемая мощность P, Вт Q, вар Ваттметр на вводе 10кВ Д365 1,5 2 1,0 0,0 1 3,0 - Счетчик активной энергии (ввод 10 кВ) А1700 4,0 2 0,50 0,866 1 4,0 6,93 Счетчик реактивной энергии (ввод 10 кВ) Вольтметр Э350 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Вольтметр для измерения фазных напряжений Э351 3,0 1 1,0 0,0 1 3,0 - Итого 13,0 6,93Суммарная вторичная нагрузка, В·А
.
Тогда условие
13,9 < 200
В качестве соединительных проводов принимаем алюминиевые провода сечением 2,5 мм2.
Трансформатор НАМИ-10 удовлетворяет всем условиям выбора.
4.5 Выбор шин и ошиновок
4.5.1 Проверка шин на высшем напряжении
На ОРУ 110 кВ используются гибкие шины, выполненные проводами АС 120/19. Необходимо оценить возможность дальнейшего использования данных шин в связи с возросшими токовыми нагрузками.
Выполним проверку шин по нагреву, А
,
170 < 380.
При увеличении нагрузки в перспективе до 210 А данные шины также можно использовать.
Так как токи короткого замыкания на стороне высшего напряжения остались прежними, то нет необходимости выполнять проверку на электродинамическую стойкость.
4.5.2 Выбор шин на низшем напряжении
Так как в результате реконструкции увеличивается число секции на низшем напряжении и в перспективе токи могут достигать 2000 А, то следует выбрать шины коробчатого сечения [6, с. 218].
Выбираем сечение шин из условия наибольшего длительно допустимого тока, А. Шины изготовлены из алюминиевого сплава АД31Т1 (таблица 5.20) [14, с. 398].
Таблица 4.20 – Параметры шин
Размеры, ммПоперечное сечение одной шины, мм2
Моменты сопротивления, см3
Моменты инерции, см4
Допустимый длительный ток, АМПа
h b c r одной шиныдвух сращенных шин Wy0-y0
одной шиныдвух сращенных шин Jy0-y0
Wx-x
Wy-y
Jx-x
Jy-y
75 35 5,5 6 695 14,1 3,17 30,1 53,1 7,6 113 2670 90Необходимо проверить выбранные шины.
Проверка по длительно допустимому току, А
,
.
Проверка шин на термическую стойкость
,
где − минимальное сечение проводника, мм2.
Минимальное сечение проводника, мм2
,
где СT – функция, A∙c1/2/мм2 [6];
− тепловой импульс тока, кА2∙с.
Тогда условие, мм2
,
35,3 < 695.
Далее проводим механический расчет шин. Необходимым условием является
.
Расчетное напряжение в материале шин определяем по формуле, МПа
где − напряжение, возникающее в материале шин в результате взаимодействия швеллеров одной фазы, МПа;
− напряжение, возникающее в материале шин в результате взаимодействия фаз между собой, МПа.
Шины будут располагаться в вертикальной плоскости.
Тогда момент сопротивления двух шин, см3
.
Момент инерции двух шин, см4
.
При расчете шин коробчатого сечения можно не учитывать колебательный процесс, вследствие большого момента инерции.
Сила взаимодействия между швеллерами, составляющими шину коробчатого сечения, при протекании по ним ударного тока трехфазного короткого замыкания, Н/м
где − ударный ток трехфазного короткого замыкания при коротком замыкании на секции шин 6 кВ, А;
h – расстояние между внешними краями швеллеров, мм.
Напряжение в материале шин от действия силы , МПа
где − расстояние между опорными изоляторами, м;
− момент сопротивления, см3.
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз при протекании по ним ударного тока трехфазного короткого замыкания, МПа
где − расстояние между соседними фазами, м;
− момент сопротивления, см3.
Расчетное напряжение, МПа
.
Тогда
Данные шины удовлетворяют всем условиям проверки.
4.6 Выбор трансформаторов собственных нужд
Определим нагрузку собственных нужд подстанции (таблица 4.21).
Таблица 4.21 – Нагрузка собственных нужд подстанции
Вид потребителя Установленная мощность cosφ tgφ Нагрузка ед., кВт × n всего, кВт, кВт
, квар
Охлаждение ТРДН
-25000/110
2,5 × 2 5,0 0,85 0,62 4,25 3,1 Подогрев ВГТ-110 4,5 × 2 9,0 1,0 0,0 9,0 0,0 Подогрев приводов разъединителей 0,6 × 6 3,6 1,0 0,0 3,6 Отопление, вентиляция, освещение ЗРУ, совмещенного с ОПУ − 20,0 1,0 0,0 20,0 0,0 Освещение ОРУ 110 кВ − 20,0 1,0 0,0 20,0 0,0 Итого 56,85 3,10Расчетная нагрузка, кВ·А
где − коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки [6, с. 475].
Определим коэффициент аварийной перегрузки для действующих трансформаторов ,
Коэффициент аварийной перегрузки превышает 1,4, что не допустимо. Необходимо установить более мощные трансформаторы.
Расчетная мощность трансформатора, кВ·А
.
Принимаем к установке два трансформатора ТМ-40 (таблица 4.22).
Таблица 4.22 – Параметры трансформатора ТМ-40/6
,кВ∙А
,кВ
,кВ
,%
, кВт
, кВт
%
40 6,0 0,4 4,5 0,19 0,88 3,0Коэффициент загрузки в нормальном режиме
Коэффициент аварийной перегрузки
Коэффициент аварийной перегрузки не превышает 1,4.
Данные трансформаторы удовлетворяют всем условиям.
4.7 Выбор ограничителей перенапряжения нелинейных (ОПН)
При защите трансформатора от грозовых и коммутационных перенапряжений ОПН должен устанавливаться у защищаемого объекта до коммутационного аппарата. ОПН как и вентильные разрядники имеют определенную зону защиты зависящую от схемы распределительного устройства и параметров волн приходящих с линий [18, с. 19]. Поэтому ОПН установленные у выводов трансформаторов не защищают как правило удаленные объекты распределительного устройства, поэтому не обходимо дополнительно устанавливать дополнительно ОПН на каждой секции распределительного устройства.
4.7.1 Условия выбора ОПН
В РУ, к которым присоединены ВЛ, для защиты от волн приходящих с линий электропередачи, должны быть установлены ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН).
Для эффективного ограничения перенапряжений и надежной работы ограничителя решающие значение имеет правильный выбор его параметров с учетом его назначения, места установки и условий работы.
ОПН выбирают по следующим параметрам :
а) по наибольшему длительно допустимому напряжению
где – наибольшее рабочее напряжение сети, – наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение ограничителя (наибольшее действующее значение промышленной частоты, которое неограниченно долго может быть приложено к выводам ОПН).
При выборе ОПН для вновь проектируемого объекта принимается в соответствии ГОСТ 1516.3-96. Значение этих напряжений приведены в таблице 3.5
В сетях с изолированной нейтралью или нейтралью заземленной через дугогосящий реактор однофазное замыкание на землю (ОЗЗ) приводит к возрастанию напряжения на “здоровых” фазах в раз. Поэтому в этих сетях в качестве в таблице 4.7 указано линейное напряжение. Предполагая упрощено, что время действия ОЗЗ в сетях 6-35 кВ не ограничено, берется из таблицы, в противном случае выбор по производится по специальным кривым, которые дают заводы-изготовители;
Таблица 4.7 – Номинальные и наибольшие напряжения электроустановок и сетей высокого напряжения киловольтах
10,0 11,5 11,5 110,0 126,0 72,8 220,0 252,0 145,7- по номинальному разрядному току.
Производится в случае установки ОПН для защиты от грозовых перенапряжений. Номинальный разрядный ток – это максимальное значение грозового импульса тока 8/20 мкс (8 – длина фронта, 20 – длина волны до полуспада амплитуды), используемое для классификации ОПН. Номинальный разрядный ток должен быть не менее 5 кА, а в перечисленных ниже случаях 10 кА и более:
в районах с интенсивной грозовой деятельностью (более 50 грозовых часов в году); в схемах грозозащиты двигателей и генераторов, присоединенных к ВЛ; в районах с высокой степенью промышленных загрязнений (IV степень загрязнения атмосферы); в схемах грозозащиты, к которым предъявляются повышенные требования к надежности.
- по грозовым перенапряжениям.
В настоящее время испытательные напряжения, а значит и уровни изоляции электрооборудования, скоординированы с остающимся напряжением вентельных разрядников (РВ), а расстояние между РВ и защищаемым оборудованием регламентированы ПУЭ. Отсюда следует, что остающееся напряжение ограничителей () при грозовых перенапряжениях должно быть не выше остающегося напряжения РВ при тех же токах координации (5 или 10 кА):
Выполнение этого условия позволяет устанавливать ОПН вместо вентильных разрядников в тех же точках подключению к распредустройству. Значения остающегося напряжения вентельных разрядников при токах координации 5 кА для и 10 кА для преведены в таблице 4.7
Таблица 4.7 – Максимальные значения отстающих напряжений РВ при воздействии грозовых импульсов в киловольтах
Класс напряжения электрооборудования 10 110 220при токе координации
45 – – – 295 515Номинальный разрядный ток ОПН должен быть не менее тока координации вентильного разрядника, указанного в таблице 3.8.
– по длине пути утечки
Обычно выпускаемые ОПН имеют несколько модификаций для применения в различных зонах загрязнения. Упрощенно можно выбирать ограничитель по соответствию его модификации зоне загрязнения в планируемом месте установки ОПН. Если ОПН будет эксплуатироваться в условиях закрытого распредустройства, выбор по длине пути утечки не производится.
В соответствие с ПУЭ, степень загрязнения вблизи тепловых электрических станций относится к категории 2, поэтому на электрических станциях следует выбирать ОПН с категорией исполнения по длине пути утечки не менее II.
В сетях НН дополнительно требуется определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях и расчет его энергоемкости (способности ОПН рассеивать определенную энергию без потери своих качеств) при дуговых ОЗЗ.
Поэтому ограничители перенапряжений для цепей НН можно выбрать только ориентировочно.
Примем: ОПН-10/12-10(II) УХЛ2, ОПН-110/80-10 II УХЛ1.
4.8 Заземление подстанции
Требования к заземлению подстанции [19]:
− заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве;
− напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок;
− заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.
В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории подстанции, занятой оборудованием, проложены продольные и поперечные горизонтальные заземлители, объединенные между собой в заземляющую сетку.
Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,6 м от поверхности земли и на расстоянии примерно 0,8−1,0 м от фундаментов и оснований оборудования.
Поперечные заземлители проложены между оборудованием на глубине 0,6 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающие к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов, не превышают 2 × 2 м.
Горизонтальные заземлители проложены по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, что они в совокупности образуют замкнутый контур.
Оценим возможность дальнейшего использования заземления при новых условиях.
Площадь, занимаемая заземлением 48×40 метров. В рабочих местах выполнена гравийная подсыпка толщиной 0,2 метра. Фактическое сопротивление верхнего слоя грунта с учетом промерзания около 500 Ом·м, нижнего 50 Ом·м. Суммарная длина горизонтальных заземлителей около 1920 метров. Длина одного вертикального заземлителя около 4 метров. Среднее расстояние между вертикальными заземлителями около 2 метров.
Для определения допустимого напряжения прикосновения необходимо вычислить расчетную длительность воздействия
,
где – время действия релейной защиты;
– полное время отключение выключателя.
Тогда наибольшее допустимое напряжение прикосновения, В [6, с. 596]
Uп.доп = 425
Коэффициент напряжения прикосновения
где − коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока;
− длина вертикального заземлителя, м;
− длина горизонтальных заземлителей, м;
− расстояние между вертикальными заземлителями, м;
− площадь заземляющего устройства, м2.
− параметр, зависящий от удельных сопротивлений верхнего и нижнего слоев грунта [6, с. 598].
Коэффициент
где – сопротивление тела человека, Ом;
− удельное сопротивление верхнего слоя грунта с учетом подсыпки, Ом·м.
Тогда коэффициент прикосновения
Потенциал на заземлителе, В
Допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом
где − начальное значение наибольшего тока однофазного короткого замыкания, кА;
− суммарное сопротивление нулевой последовательности, Ом;
− сопротивление нулевой последовательности трансформатора, Ом.
Определим сопротивление сложного заземлителя. Действительный план заземляющего устройства при расчетах заменяют расчетной квадратной моделью.
Число ячеек по стороне квадрата
Суммарная длина полос в расчетной модели, м
Длина стороны ячейки, м
Число вертикальных заземлителей по периметру контура
Общая длина вертикальных заземлителей, м
Общее сопротивление сложного заземлителя определяем по формуле
где A – коэффициент, зависящий от параметров заземлителя;
− эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м.
Относительная глубина залегания
где t – расстояние от поверхности земли до заземлителя, м.
Тогда коэффициент
Для определения удельного эквивалентного сопротивления земли, необходимо определить относительную толщину слоя
Тогда удельное эквивалентное сопротивление земли, Ом·м
Тогда общее сопротивление сложного заземлителя, Ом
Напряжение прикосновения, В
Напряжение прикосновения не превышает предельно допустимого.
Вследствие того, что заземляющие проводники пролежали в земле много лет, то необходимо провести их комплексное обследование. Необходимо проверить коррозионное состояние заземления.
В общем случае заземляющие устройства энергообъектов подвергаются совместному воздействию грунтовой коррозии и токов короткого и двойного замыкания на землю. Воздействие больших токов ускоряет разрушение естественных и искусственных заземлителей. Как правило разрушаются:
− заземляющие проводники в местах входа в грунт, непосредственно под поверхностью грунта;
− сварные соединения в грунте;
− горизонтальные заземлители;
− нижние концы вертикальных электродов.
Разрушения бывают: локальные, местные, общие.
Локальные коррозионные повреждения заземляющих проводников можно выявить при осмотре (в основном со вскрытием грунта), а также при измерениях напряжения прикосновения и проверке металлосвязи.
Местная коррозия характеризуется появлением на поверхности проводника отдельных, иногда множественных, повреждений в форме язв или кратеров, глубина и поперечные размеры которых соизмеримы и колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких миллиметров.
Общая коррозия возникает в грунтах с большой коррозионной активностью.
Для сплошной поверхностной коррозии характерно равномерное по всей поверхности проводника проникновение в глубь металла с соответствующим уменьшением размеров поперечного сечения элемента. После механического удаления продуктов коррозии поверхность металла оказывается шероховатой, но без очевидных язв, точек коррозии или трещин. Количественная оценка степени коррозионного износа производится выборочно по участкам контролируемого элемента заземляющего устройства путем измерения характерных размеров, зависящих от вида коррозии. Эти размеры определяются после удаления с поверхности элемента продуктов коррозии. При сплошной поверхностной коррозии характерными размерами являются линейные размеры поперечного сечения проводника (диаметр, толщина, ширина), измеряемые штангенциркулем.
При местной язвенной коррозии измеряется глубина отдельных язв (например, с помощью штангенциркуля), а также площадь язв на контролируемом участке. Элемент заземляющего устройства должен быть заменен, если разрушено более 50 % его сечения.
Для выявления тенденции коррозии и прогнозирования срока службы заземлителей рекомендуется произвести измерения электрохимического окислительно-восстановительного потенциала, удельного сопротивления грунта и определить наличие блуждающих токов в земле [20].
4.9 Молниезащита подстанции
Защита подстанции от прямых ударов молнии выполняется с помощью стержневых молниеотводов установленных на порталах ОРУ. Расположение молниеотводов представлено на рисунке 5.2. В общем, на подстанции установлено 6 молниеотводов. Высота одного молниеотвода 19,5 метров. Необходимо обеспечить защиту на высоте 11,0 метров, высота подвески шин. Расстояния между молниеотводами, м
; .
Рисунок 5.2 – Зоны защиты молниеотводов
Длина диагонали, м
Условие защиты внутренней части зоны на высоте hх системы из четырех молниеотводов, м
,
,
,
где − активная высота молниеотвода, м;
− высота молниеотвода, м;
− высота, на которой необходимо обеспечить защиту, м;
p = 1 – коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода.
Радиус защиты одного молниеотвода на высоте hх, м
Оценим ширину зоны защиты. Считаем вероятность прорыва молнии 0,05, при данной вероятности в среднем объект будет поражаться не реже одного раза в 200 лет. Ширина зоны защиты зависит от соотношения, м.
,
;
;
Тогда ширина зоны, м
После реконструкции оборудование подстанции будет находиться в зоне между молниеотводами то, следовательно, защита оборудования от прямых ударов молнии обеспечена.
4.10 Система постоянного оперативного тока
В связи с заменой силовых трансформаторов, защита которых будет обеспечиваться устройствами релейной защиты на микропроцессорной базе, а также установкой на высшем напряжении подстанции выключателей повышаются требования к качеству их электроснабжения.
В качестве источника оперативного постоянного тока можно принять к установке шкаф «ExOn».
Шкаф состоит из четырех основных модулей, которые определяют качество и надежность его работы:
− зарядное устройство;
− аккумуляторная батарея;
− модуль распределения электроэнергии по потребителям;
− система управления.
Основными преимуществами данного шкафа оперативного тока являются:
− компактная конструкция, за счет применения зарядных устройств модульного типа;
− герметизированная, необслуживаемая аккумуляторная батарея.
Данные преимущества особенно актуальны в условиях данной подстанции.
5 Релейная защита трансформатора
5 1 Выбор типов трансформаторов тока, напряжения и их коэффициентов трансформации
Трансформаторы тока и напряжения были выбраны в разделе 3.
Коэффициент трансформации трансформатора напряжения равен отношению номинального первичного напряжения к вторичному
Номинальные первичные напряжения трансформатора напряжения стандартизированы в соответствии со шкалой номинальных линейных напряжений сети. Номинальные вторичные напряжения, В, установлены равными 100 и .
Коэффициент трансформации трансформатора тока равен отношению номинального первичного тока к вторичному
Определяем первичные токи для всех сторон трехобмоточного трансформатора, соответствующие его мощности, кА
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока
;
,
где , - первичные токи для всех сторон трансформатора, А.
Определяем вторичные номинальные токи, А
По значениям базисных токов производится выбор числа витков первичных обмоток входных ТТ терминала (грубое выравнивание) и точное (цифровое) выравнивание токов присоединений.
Выбор витков входных трансформаторов тока производится по таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор витков входных ТТ терминала БЭ2704V041
Базисный Фаза Зажимы Х1, Х2 терминалов БЭ2704V041 ток сторона ВН сторона СН сторона НН1 сторона НН2 0,251–1,000 А Х2:5–Х2:1 Х2:10–Х2:6 Х1:5–Х1:1 Х1:10–Х1:6 В Х2:15–Х2:11 Х2:20–Х2:16 Х1:15–Х1:11 Х1:20–Х1:16 С Х2:25–Х2:21 Х2:30–Х2:26 Х1:25–Х1:21 Х1:30–Х1:26 1,001–4,000 А Х2:5–Х2:2 Х2:10–Х2:7 Х1:5–Х1:2 Х1:10–Х1:7 В Х2:15–Х2:12 Х2:20–Х2:17 Х1:15–Х1:12 Х1:20–Х1:17 С Х2:25–Х2:22 Х2:30–Х2:27 Х1:25–Х1:22 Х1:30–Х1:27 4,001–16,000 А Х2:5–Х2:4 Х2:10–Х2:9 Х1:5–Х1:4 Х1:10–Х1:9 В Х2:15–Х2:14 Х2:20–Х2:19 Х1:15–Х1:14 Х1:20–Х1:19 С Х2:25–Х2:24 Х2:30–Х2:29 Х1:25–Х1:24 Х1:30–Х1:295.2 Дифференциальная защита трансформатора
Выбираются уставки:
– ток срабатывания дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ);
– ток начала торможения ДЗТ;
– ток торможения блокировки ДЗТ;
– коэффициент торможения ДЗТ;
– уровень блокировки по 2-й гармонике;
– ток срабатывания дифференциальной отсечки.
Характеристика срабатывания ДЗТ приведена на рисунке 6.2.
Рисунок 5.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ
Рассчитаем относительный начальный ток срабатывания ДЗТ (чувствительного органа) Iдо.расч при отсутствии торможения определяется с помощью выражения
где kотс. – коэффициент отстройки; Рекомендовано значение kотс = 1,5.
Значение Iнб.расч определяется с помощью выражения, А,
kпер – коэффициент, учитывающий переходный процесс (kпер = 2,0, если доля двигательной нагрузки менее 50%);
kодн – коэффициент однотипности высоковольтных трансформаторов тока: kодн = 1,0 – для трансформаторов тока с номинальным током 1 А,
kодн = 2,0 – для трансформаторов тока с номинальным током 5 А и при использовании вместе трансформаторов тока с номинальным током 1 и 5А;
e - относительное значение полной погрешности ТТ установившемся в режиме. В соответствии с [2] при 10% погрешности принимается равным 0,1, а при 5% погрешности – 0,05;
DUрпн – относительная погрешность, обусловленная наличием РПН, принимается равной половине действительного диапазона регулирования или ступени регулирования, если РПН не используется;
Dfвыр. – относительная погрешность выравнивания токов плеч. Данная погрешность определяется погрешностями входных ТТ и аналого-цифровыми преобразователями терминала. Может быть принята
Dfвыр = 0,02
Ток начала торможения ДЗТ
Iт.о = 0,6 – для пускорезервных трансформаторов и трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР;
Iт.о = 1,0 – во всех остальных случаях.
Ток торможения блокировки Iт.бл. ДЗТ определяется исходя из отстройки от максимально возможного сквозного тока нагрузки. Своего наибольшего значения сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий и может быть принят равным
Iсвк = (1,5 – 2,0)Iном = 1,75·126 = 202,5
Iт.бл. = Котс. Iсвк.= 1,1 · 202,5 = 222,75
где kотс. = 1,1 – коэффициент отстройки от внешнего КЗ.
С помощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечивается несрабатывание ДЗТ в диапазоне значений тормозного тока от Iт.0 до Iт.бл.
Тормозной ток ДЗТ формируется по следующему алгоритму:
,
если 90º < α < 270º,если -90º < α < 90º или = 0,
где I1 – наибольший из трех токов сторон ВН, НН ( 5039 А);
I2 = Iвн + Iнн1+ Iнн2 – I1 = 126+690+ 690 –5039 = -3533 А – сумма всех токов
за исключением I'1;
a - угол между векторами токов I1 и I2 , в проектных расчетах может быть принят 10–20 °;
Если по защищаемому трансформатору протекает ток IСВК, он может вызвать дифференциальный ток:
Iд = (kперkодн e + DUрпн + Dfвыр) Iсвк/I1TA = 0,48·202,5/200 = 0,49
При принятом способе формирования торможения тормозной ток равен
,
Тогда
Принимаем КТ = 0,7.
Уставка по уровню блокировки по второй гармонике устанавливаем 11%.
Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается исходя из двух условий:
– отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора
– отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.
Iотс. = 1,5 Iкз.отн. (kпер e + DUрпн + Dfвыр )/I1ТА = (1,5 · 0,48 )·482/200 = 1,7
где Iкз.отн. – максимальное значение тока внешнего металлического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ (I(3)K4).
5.3 Максимальная токовая защита с пуском по напряжению
В терминале предусмотрены МТЗ на сторонах ВН и НН трансформатора.
Для МТЗ ВН выбираются следующие уставки:
– ток срабатывания, А;
– время срабатывания, с;
– время срабатывания с ускорением, с;
– пуск по напряжению МТЗ ВН (предусмотрен или не предусмотрен);
– пуск по напряжению МТЗ ВН при выводе МТЗ НН1 (предусмотрен или не предусмотрен);
– пуск по напряжению МТЗ ВН при выводе МТЗ НН1 (предусмотрен или не предусмотрен);
– ускорение МТЗ ВН при отключении СВ1(2) НН (предусмотрено или не предусмотрено).
Первичный ток срабатывания МТЗ ВН с пуском минимального напряжения определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора
где kотс = 1,2 – коэффициент отстройки, kв = 0,9 – коэффициент возврата.
Необходимо проверить чувствительность защиты по току с помощью выражения
;
,
Значение коэффициента чувствительности kчI должно быть не менее 1,2.
Выдержка времени принимается равной МТЗ НН.
Для минимального реле междуфазного напряжения уставка выбирается исходя из:
– обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ по выражению
– отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки
где Uмин – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ (определяется расчетом); в ориентировочных расчетах может быть принято равным (0,85–0,9) Uном;
Uзап – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР (определяется расчетом); в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,7 Uном
Для максимального реле напряжения обратной последовательности рекомендуется уставка
Uс.з. = (0,5 – 0,7) Uном = 0,7·110 = 77
Чувствительность для минимального реле междуфазного напряжения определяется с помощью выражения
Чувствительность для максимального реле напряжения обратной последовательности определяется с помощью выражения
где UЗ.макс. – первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;
U2.З.мин – первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения.
Для МТЗ НН выбираются следующие уставки:
– ток срабатывания 1 ступени, А;
– ток срабатывания 2 ступени, А;
– напряжение срабатывания минимального реле междуфазного напряжения стороны НН1 (НН2), В;
– напряжение срабатывания максимального реле напряжения обратной последовательности стороны НН1 (НН2), В;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) 1 ступень, с;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) 2 ступень, с;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) на отключение трансформатора, с;
– время срабатывания МТЗ НН1 (МТЗ НН2) с ускорением, с;
– время задержки ввода ускорения МТЗ НН1 (МТЗ НН2), с;
Уставки по току срабатывания МТЗ НН1 выбираются аналогично МТЗ ВН.
Ток срабатывания защиты определяется из условия возврата при протекании через защиту номинального тока стороны НН1 трансформатора:
где Iном – номинальный ток стороны НН1 трансформатора,
kотс = 1,2 – коэффициент отстройки,
kв = 0,9 – коэффициент возврата.
Предусмотрено две ступени МТЗ НН1:
1-я ступень – при включенном положении секционного выключателя НН;
2-я ступень – при отключенном положении секционного выключателя НН.
Это позволяет согласовать ток срабатывания МТЗ НН1 с изменением нагрузки на стороне НН1.
Напряжение срабатывания минимального реле междуфазного напряжения определяется из условия:
– обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ по выражению
– отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР
где Uмин – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ (определяется расчетом), в ориентировочных расчетах может быть принято равным (0,85–0,9) Uном;
UЗАП – междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей при включении их от АПВ или АВР (определяется расчетом), в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,7 Uном;
kотс – коэффициент отстройки, может быть принят равным 1,2;
kв = 1,1 – коэффициент возврата.
Напряжение срабатывания реле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме
U2 с.з. = (0,5–0,7) Uном = 0,7 · 10,5 = 7,35кВ
где Uном – номинальное междуфазное напряжение.
Чувствительность для минимального реле междуфазного напряжения определяется с помощью выражения:
Чувствительность для максимального реле напряжения обратной последовательности определяется с помощью выражения
,
где kчU – коэффициент чувствительности для минимального реле междуфазного напряжения;
kчU2 – коэффициент чувствительности для максимального реле напряжения обратной последовательности;
Uз.макс – первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения;
U2з.мин – первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения.
Минимальные значения коэффициентов чувствительности защиты по току и напряжению должны быть около 1,5 при металлическом междуфазном КЗ на шинах НН.
Первая выдержка времени защиты принимается на ступень селективности (Dt = 0,5 c) больше максимальной выдержки времени защиты на секционном выключателе НН (действие на отключение выключателя НН).
Вторая выдержка времени защиты принимается на ступень селективности (Dt = 0,5 c) больше первой (действие на отключение трансформатора).
Время ввода ускорения должно превышать время срабатывания с ускорением на время запаса (Dt = 0,5 c).
Чувствительность для реле тока определяется с помощью выражений
;
,
5.4 Защита от однофазных коротких замыканий
Проверим, сможет ли МТЗ служить для защиты от однофазных КЗ.
Определим коэффициент чувствительности защиты к току однофазного КЗ
Защита проходит по чувствительности к току однофазного КЗ и установка других видов защит не требуется.
5.5 Защиты от перегрузки
Защита устанавливается на ВН и НН1.
На стороне ВН, Агде Kотс – коэффициент отстройки, может быть принят равным 1,05;
Kв = 0,9 – коэффициент возврата.
А
На стороне НН1А
Ток срабатывания
А
5.7 Газовая защита
Газовые реле предназначены для защиты трансформаторов, имеющих расширитель, от повреждений внутри бака, при которых происходит выделение газа, снижение уровня масла или возникновение ускоренного потока масла из бака трансформатора в расширитель.
При внутренних повреждениях в трансформаторе, даже самых незначительных, выделяются газообразные продукты разложения масла или органической изоляции, чем обеспечивается действие газовой защиты в самом начале возникновения постепенно развивающегося повреждения. В некоторых случаях опасных внутренних повреждений трансформаторов («пожар» стали, межвитковые замыкания и т. п.) действует только газовая защита, а электрические защиты трансформатора не работают из-за недостаточной чувствительности.
Газовая защита трансформатора реализована на базе реле типа РГТ80.
Реле состоит из корпуса и крышки из алюминиевого сплава, на которой смонтированы все внутренние элементы реле (реагирующий блок). Цифры в обозначении реле соответствуют диаметру проходного отверстия фланца корпуса реле.
Основными элементами конструкции рассматриваемого реле (рисунок 5.2) являются [21]:
а) контактный узел, состоящий из двух одинаковых пластмассовых монтажных колодок (на рисунке не видны), в средней и нижней частях которых установлены соответственно сигнальный и отключающий герконы, а в верхней — зажимы для подключения выводов герконов и внешних цепей реле. Верхняя часть колодок с зажимами находится в коробке зажимов 1, а средняя и нижняя с герконами — в цилиндрическом корпусе контактного узла 2; внутренняя полость коробки зажимов и корпуса контактного узла изолирована от заполняемого маслом объема корпуса реле;
б) верхний 3 и нижний 4 поплавки реле, реагирующие на уровень масла в корпусе реле; в верхней части каждого поплавка запрессованы магниты, управляющие верхним — сигнальным и нижним — отключающим герконами; поплавки реле свободно плавают в масле, используя в качестве направляющих цилиндр корпуса контактного узла и стержень 5 кнопки опробования 6 (нижний поплавок) и стержень 7 винта регулировки уставки напорной пластины (верхний поплавок);
в) напорная пластина 8, реагирующая на скорость потока масла, с установленным на ней магнитом 9, который при срабатывании напорной пластины действует на тот же геркон, что и нижний поплавок; напорная пластина удерживается в начальном положении силой притяжения магнита 9 к стержню 7; после прекращения потока масла напорная пластина газового реле автоматически возвращается в начальное положение;
г) кнопка опробования 6, предназначенная в газовых реле для проверки срабатывания герконов либо при нажатии на поплавки, либо при нажатии на хвостовик напорной пластины; для предотвращения случайного нажатия на
1 – коробка зажимов; 2 – цилиндрический корпус; 3 – верхний поплавок; 4 – нижний поплавок; 5 – стержень кнопки опробования; 6 – кнопка опробования; 7 – стержень винта регулировки уставки; 8 – напорная пластина; 9 – магнит напорной пластины; 10 – экран для отбора газа; 11 – вводной штуцер.
Рисунок 5.2 − Реагирующий блок газового реле РГТ80 кнопку опробования на верхнюю часть кнопки навинчен защитный колпачок
д) винт регулировки уставки срабатывания напорной пластины по скорости потока масла (на рисунке верхняя часть винта закрыта корпусом коробки зажимов) имеет шлиц под отвертку и фиксирующую его положение стопорную гайку.
6 Расчет стоимости реконструкции подстанции
Стоимость реконструкции ПС Городская включает в себя
Крек = Кнов. + Кдем – Квозв
где Кнов – капитальные вложения в новое оборудование (перечень оборудования и его стоимость приведены в таблице 6);
Квозв – возвратная стоимость демонтируемого оборудования;
Кдем – капитальные вложения в демонтаж оборудования подлежащего замене;
Для расчёта приведённых выше капитальных вложений воспользуемся укрупнёнными стоимостными показателями (УСП) приведёнными в [1]. Укрупненные стоимостные показатели распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые подстанции.
Расчеты ведутся по базовой стоимости. Базисные показатели стоимости ПС соответствуют нормальным условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения. За базисный уровень принят уровень цен, сложившихся на 01.01.1985 г. Определение стоимости реконструкции в текущем (прогнозном) уровне цен осуществляется с учетом индексов пересчёта равного 105 и территориального коэффициента равного 1,4. Постоянная часть затрат принимается после реконструкции при замене двух трансформаторов равной 20 % от полной суммы.
Приведём расчёт капитальных вложений в ПС 110/10 кВ, которые включают в себя: капитальные вложения в новое оборудование и постоянную часть затрат.
Примечание – Показатель стоимости ячейки трансформатора учитывает установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки, а также панели управления, защиты и автоматики, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы.
При осуществлении реконструкции и технического перевооружения возникает необходимость демонтажа оборудования подстанций и опор, проводов и грозозащитных тросов ВЛ.
Демонтаж оборудования ПС – разборка оборудования со снятием его с места установки и, в необходимых случаях, консервацией с целью перемещения на другое место, или замены новым оборудованием в период реконструкции, расширения, или технического перевооружения предприятий, зданий и сооружений. При этом, разборка оборудования со снятием или без снятия с места установки для выполнения ремонта, к демонтажу оборудования не относится.
Таблица 6 – Расчет новой стоимости ПС 110/10 кВ в тысячах рублей
Оборудование Стоимость единицы в ценах 2010 г. Количество единиц оборудования Общая стоимость в ценах 2010 г. Ячейка трансформатора ТРДН-25000/110/10 10700 2 21400ВВСТ-3АН-1
ВГТ-110 ІІ-20/2500- УХЛ 1
214,0
1765,5
4
5
856
8827,5
БСК 16075,7 1 16075,7 Всего по ПС 32759,2 Постоянная часть с учетом замены трансформаторов 2100,0Всего по ПС с учетом Кт
34859,2Затраты на демонтаж определяются в зависимости от характеристики оборудования, стоимости работ по его монтажу, а также от дальнейшего предназначения демонтируемого оборудования.
Стоимость демонтажа оборудования 10 % от стоимости оборудования.
Согласно указанному порядку, затраты на демонтаж оборудования определяются применением к стоимости монтажа оборудования (учитывается сумма затрат на оплату труда и эксплуатацию машин, стоимость материальных ресурсов не учитывается) усредненных коэффициентов. Стоимость монтажа оборудования принята так же в соответствии с [15].
Возвратная стоимость демонтируемого оборудования
где К0 – Первоначальная стоимость демонтируемого оборудования;
– норма амортизационных отчислений и на реновацию, %;
Т – продолжительность эксплуатации оборудования да его демонтажа;
Расчёт возвратной стоимости оборудования, и стоимости демонтажа представлены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Расчёт возвратной стоимости оборудования, и стоимости демонтажа в тысячах рублей
Оборудование Стоимость единицы в ценах 2010 г. Количество единиц оборудования Возвратная стоимость Оборудования в ценах 2010г. Стоимость демонтажа оборудования в ценах 2010 г ТДТН-10000/110/35/10 7980 4 6320,2 3192Выключатели
масляные:
10 кВ
35кВ
110кВ
37,28
343,4
945,0
3
5
5
55,92
858,5
2362,5
11,18
171,7
472,5
БСК 300,8 1 150 31,1 Всего по ПС 9691,2 3877,5Тогда, используя результаты расчётов таблиц 6 и 6.1, суммарная стоимость реконструкции ПС составляет
Крек =34859,2+3877,5-9691,2=29045,5 тыс. руб.
6.1 Расчёт основных технико-экономических показателей подстанции
Основными технико-экономическими показателями (ТЭП) подстанции являются: нагрузка, отпуск электроэнергии, потери, коэффициент полезного действия, капитальные вложения, эксплуатационные затраты, в том числе заработанная плата, амортизация.
Эксплуатационные расходы определяются как
Основная заработная плата
тыс. руб. /год
где З – средняя заработная плата руб/год∙чел.;
Ч – численность, определяется нормативно [3], чел.;
Ктер – территориальный коэффициент;
Ксев – северная надбавка (за стаж).
Дополнительная заработная плата
тыс. руб.
Расходы на оплату труда
тыс. руб./год
Отчисления на социальные нужды
0,26·0,26·1733,4 = 450,7 тыс. руб./год
Амортизационные отчисления
где На – норма амортизации для силового оборудования;
КОРУ – стоимость ОРУ-110 кВ,тыс. руб.;
КТР – стоимость трансформаторов, тыс. руб.
Материальные затраты
= 0,035 ·0,035·1733,4= 60,7 тыс. руб./год
Прочие расходы
тыс. руб./год
Суммарные эксплуатационные расходы
Отпущенная электроэнергия
МВт·ч
Время максимальных потерь
ч
Максимальные потери мощности
МВт
Коэффициент полезного действия по мощности
%
Потерянная электроэнергия
МВт·ч/год
Стоимость годовых потерь ЭЭ
ИWпот. = Wпот × b = 4894,8 × 0,75 = 3671,1 тыс. руб./МВ×ч,
где b – стоимость одного кВт×ч.
Годовой полезный отпуск ЭЭ потребителям
Wпол = Wотп – Wпот = 128700,0 –3671,1 = 1250028,9 МВт·ч
Коэффициент полезного действия по ЭЭ
%
Таблица 6.3 – Технико-экономические показатели ПС
Наименование показателя Ед. измерения Значение Максимальная нагрузка ПС МВт 23,4 Годовой отпуск ЭЭ МВт·ч 123805,2 Потери мощности в максимальном режиме МВт 1,23 КПД по мощности % 94,7 Годовые потери ЭЭ МВт·ч 4894,8 Годовой полезный отпуск ЭЭ потребителям МВт·ч 232217,56 КПД по ЭЭ % 97,1 Стоимость годовых потерь ЭЭ тыс. руб./год 3671,1 Наименование показателя Ед. измерения Значение Средний процент амортизации % 0,06 Суммарные амортизационные отчисления тыс. руб./год 1669,5 Суммарная численность персонала чел. 6 Расходы на оплату труда руб./чел. 1617,8 Суммарные эксплуатационные расходы тыс. руб./год 3971,5 Cстоимость реконструкции ПС тыс. руб. 29045,57 Безопасность и экологичность
Основные вопросы и области охраны труда на подстанции регламентируются: кодексом законов о труде РФ, правилами устройства электроустановок (ПУЭ), правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, требованиями безопасности при работе с инструментами и приспособлениями, правилами применения и испытания средств защиты используемых в электроустановках, системой государственных стандартов безопасности труда, а также инструкциями по технике безопасности.
Улучшение условий и охраны труда является важным направлением в работе трудовых коллективов по осуществлению трудовой политике на дистанции. Изложенные выше указания и задачи особенное значение имеют для электроэнергетических предприятий, так как эксплуатация электрической подстанции сопряжена с работой многообразного и сложного электрооборудования с высокими параметрами электрического тока и напряжения, и многими другими параметрами электрического тока и напряжения, и многими другими опасными для человека факторами. Работы в электроустановках относятся к категории работ повышенной опасности. Персонал обслуживающий электроустановки, особенно оперативный и ремонтный, в процессе осмотров, ремонта и монтажа электрооборудования подвергается опасности поражения током, различных химических веществ, неблагоприятных климатических условий и др.
При выполнении работ под напряжением, на большой высоте, а также при аварийных и оперативных переключениях, ликвидация аварий и пожаров в электроустановках обслуживающий персонал подвергается значительным физическим и нервно-психологическим перегрузкам. Важно правильно организовать управление охраны труда на подстанции, обеспечить квалифицированную подготовку оперативного и ремонтного персонала, в том числе и психологическую. Надо создать наиболее благоприятные условия для отдыха и психологической разгрузки персонала в процессе работы и после нее. Необходимо совершенствовать существующие и создавать новые, более безопасные и безвредные для людей и окружающей среды электроустановки, удовлетворяющие требования энергетики, эстетики, эргономии и психологии человека, обеспечить безопасность при монтаже, обслуживании и ремонтах электрооборудования, его планировки в помещениях и на территории подстанции.
К обслуживающему электроустановки персоналу предъявляются повышенные требования и в первую очередь к здоровью и квалификации.
7.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов, условий и причин их проявления в электроустановках
При реконструкции подстанции «Городская» имеют место опасные и вредные производственные факторы, подразделенные по природе действия на следующие группы:
физические;
психофизиологические.
Физические опасные и вредные производственные факторы следующие:
движущиеся машины и механизмы;
передвигающиеся изделия, заготовки, материалы;
разрушающиеся конструкции;
повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;
повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
повышенный уровень шума на рабочем месте;
повышенный уровень вибрации;
повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
повышенный уровень статического электричества;
повышенный уровень электромагнитных излучений;
повышенная напряженность электрического поля;
повышенная напряженность магнитного поля;
отсутствие или недостаток естественного света;
недостаточная освещенность рабочей зоны;
повышенная яркость света;
пониженная контрастность;
прямая и отраженная блесткость;
повышенная пульсация светового потока.
Психофизиологические опасные и вредные производственные факторы следующие:
а) физические перегрузки;
б) нервно-психические перегрузки.
Физические перегрузки подразделяются на:
статические;
динамические.
Нервно-психические перегрузки подразделяются на:
умственное перенапряжение;
перенапряжение анализаторов;
монотонность труда;
эмоциональные перегрузки.
7.2 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлических корпусах электрооборудования и шагового напряжения на подстанции
С целью предупреждения случайного появления напряжения на металлических токоведущих частях, корпусах, кожухах электрооборудования и шагового напряжения, а также для снижения степени поражения электротоком на подстанции применяется:
расчет токов коротких замыканий, с помощью которого был сделан правильный выбор оборудования. Ток трехфазного короткого замыкания на стороне НН 5,42 кА, на стороне ВН 2,25 кА расчет выполнен в разделе 4 .
изоляция токоведущих частей и ее периодический контроль, то есть измерения ее сопротивления при приеме электроустановки после монтажа, периодически в сроки, устанавливаемые правилами и нормами испытания изоляции;
релейная защита (дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий; максимальная токовая защита от сверхтоков при внешнем коротком замыкании, от перегрузок и от внешних однофазных коротких замыканий; газовая защита от повреждения внутри бака). Расчет релейной защиты выполнен в разделе 5;
защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие короткого замыкания на корупус удовлетворяют требованиям.
Расчет заземления выполнен в разделе 3
молниезащита – установка молниеотводов в виде металлических стержней, защищающих электрооборудование подстанции от ударов молнии. Количество молниеотводов – 6 высота каждого19,5м. Расчет молниезащиты выполнен в разделе 4.
При эксплуатации действующих электроустановок важную роль в обеспечении безопасности электротехнического персонала играют электротехнические средства защиты (электрозащитные средства) и предохранительные приспособления. Электрозащитными средствами называются переносимые и перевозимые изделия, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля.
Все электрозащитные средства делятся на следующие группы [27]:
а) штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для наложения заземления), клещи изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные, указатели напряжения, указатели напряжения для фазировки;
б) изолирующие средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками;
в) диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирующие накладки, изолирующие подставки;
г) индивидуальные экранирующие комплекты;
д) переносные заземления;
е) временные ограждения, предупредительные плакаты;
ж) защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные монтерские пояса и когти, страховочные канаты, защитные каски.
Изолирующие электрозащитные средства подразделяются на основные и дополнительные.
Основными называются такие изолирующие электрозащитные средства, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановки и которые позволяют прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Основные электрозащитные средства испытываются повышенным напряжением, значение которого зависит от рабочего напряжения электроустановки, в которой они применяются. К основным электрозащитным изолирующим средствам в электроустановках напряжением выше 1000 В относятся оперативные и измерительные штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения и изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ (изолирующие лестницы, площадки, тяги, непосредственно соприкасающиеся с проводом, щитовые габаритники, захваты для переноски гирлянд изоляторов, изолирующие штанги для укрепления зажимов и для установки габаритников).
Дополнительными называются такие изолирующие электрозащитные средства, которые являются лишь дополнительной мерой защиты к основным средствам, а также служащие для защиты от напряжения прикосновения и напряжения шага. Дополнительные защитные средства испытываются повышенным напряжением, не зависящим от рабочего напряжения электроустановки, в которой они должны применяться. К дополнительным электрозащитным средствам, применяемым в электроустановках напряжением выше 1000 В, относятся диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, диэлектрические резиновые коврики, изолирующие подставки на фарфоровых изоляторах, диэлектрические колпаки, переносные заземления, оградительные устройства.
7.3 Организационные и технические мероприятия по технике безопасности при выполнении ремонтных работ в электроустановках на подстанции
Целью мероприятия является:
обеспечить нормальный безаварийный режим работы электроустановок;
бесперебойность электроснабжения высококачественной электроэнергией электроприемников;
нормативная безопасность персонала в процессе монтажа, оперативного обслуживания, наладки, ремонта, испытания электрооборудования;
предупредить случайное появления напряжения на отключенных токоведущих частях и случайного приближение на опасные расстояния к токоведущим частям под напряжением.
Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются:
оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
допуск к работе;
надзор во время работы;
оформление перерыва в работе, перевод на друге место, окончания работы.
Работы на подстанции в отношении мер по технике безопасности подразделяются на работы, выполняемые:
со снятием напряжения;
без снятия напряжения, на токоведущих частях и внутри их;
без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением.
Ответственными за безопасность работ являются следующие лица:
выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации (мастер);
ответственный руководитель работ (начальник группы подстанции);
допускающий к работе из числа дежурного или оперативно-ремонтного персонала;
производитель работ;
наблюдающий;
член бригады.
Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных работников.
Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V – в электроустановках напряжением выше 1000 В. Ответственный руководитель работ отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности их достаточность, за принимаемые им дополнительные меры безопасности, за полноту и качества целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ [26].
Ответственный руководитель работ должен иметь группу по ТБ - V. Необходимость назначения ответственного руководителя работ определяет выдающий наряд.
Наряд выписывается в двух, а при передачи его по телефону, радио - в трех экземплярах.
В тех случаях, когда производитель работ назначается одновременно допускающим, наряд независимо от способа его передачи заполняется в двух экземплярах, один из которых остается у выдающего наряд.
Число нарядов, выдаваемых на одного ответственного руководителя работ, определяет выдающий наряд.
Допускающему и производителю работ (наблюдающему) может быть выдано сразу несколько нарядов и распоряжений для поочередного допуска и работы по ним.
Наряд выдается на срок не более 15 календарных дней со дня начала работы и может быть продлен один раз на срок не более 15 календарных дней со дня продления. При перерывах в работе наряд остается действительным.
Продлевать наряд может работник, выдавший наряд, или другой работник, имеющий право выдачи наряда на работы в электроустановке.
Учет работ по нарядам ведется в Журнале учета работ по нарядам и распоряжениям.
Подготовка рабочего места и допуск бригады к работе проводиться после получения разрешения от оперативного персонала или уполномоченного на это работника. Разрешение может быть передано выполняющему подготовку рабочего места и допуск бригады к работе персоналу лично, по телефону, радио, с нарочным или через оперативный персонал промежуточной подстанции. Не допускается выдача таких разрешений заранее. Допуск бригады разрешается только по одному наряду.
Допуск к работе по нарядам и распоряжениям проводиться непосредственно на рабочем месте, Допуск к работе проводится после проверки подготовки рабочего места. Началу работ по наряду или распоряжению предшествует целевой инструктаж, предусматривающий указания по безопасному выполнению конкретной работы.
После допуска надзор за соблюдением бригадой требований безопасности возлагается на производителя работ (наблюдающего), который так организует свою работу, чтобы вести контроль за всеми членами бригады, находясь по возможности на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа. Не допускается наблюдающему совмещать надзор с выполнением какой-либо работы.
Перевод бригады на другое рабочее место осуществляет допускающий, также могут выполнять ответственный руководитель или производитель работ. Перевод оформляется в наряде.
При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада удаляется с рабочего места, а двери РУ закрываются. После полного окончания работы производитель работ удаляет бригаду с рабочего места, снимает установленные бригадой временные ограждения, переносные плакаты безопасности, флажки и заземления, закрывает двери электроустановки на замок и оформляет в наряде полное окончание работ своей подписью.
Производитель работ, выполняемых по наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу IV, а выполняемых по распоряжению - III.
Наблюдающим может назначаться работник, имеющий группу III.
Каждый член бригады должен соблюдать правила ТБ и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда [226].
Технические мероприятия по обеспечению безопасности работ на подстанции включают:
отключение установки и принятие мер против подачи напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов. Это отключение выполняется, с видимым разрывом электрической цепи для чего помимо выключателя отключается еще и разъединители. Во избежание опасности обратной трансформации напряжения, силовые трансформаторы и трансформаторы напряжения, связанные с выделенным для работ участком электроустановки должны быть отключены и схемы их разобраны также со стороны других своих обмоток;
на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты «не включать – работают люди» и другие. Чтобы предотвратить случайное включения приводы аппаратов запирают механическими запорами;
проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
При эксплуатации действующих электроустановок важную роль в обеспечение безопасности электротехнического персонала играют электротехнические средства защиты:
изолирующие, которые делятся на основные и дополнительные. К основным изолирующим средствам относятся – изолирующие штанги (оперативные, измерительные, для наложения заземления), изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, а также средства для ремонтных работ под напряжением. Дополнительным изолирующим средствам защиты относятся – диэлектрические перчатки, боты и ковры, изолирующие подставки и накладки, изолирующие колпаки, штанги для переноса и выравнивания потенциала;
ограждающие, к которым относятся – щиты (ширмы), изолирующие накладки, временные переносные заземления и предупреждающие плакаты;
индивидуальные, к которым относятся защитные каски, очки, щитки; противогазы и респираторы; специальные рукавицы, изготовленные из трудновоспламеняемой ткани; предохранительные монтерские пояса; страховочные канаты; монтерские когти, а также индивидуальные экранирующие комплекты и переносные экранирующие устройства, защищающие персонал от воздействия электрического поля в электроустановках сверхвысокого напряжения промышленной частоты.
Порядок включения электрооборудования после ремонта представляет собой обратную последовательность действии отключению этого оборудования.
Технические мероприятия выполняет оперативно-ремонтный персонал по разрешению мастера, который выдает наряд на выполнение ремонтных работ в электроустановках.
7.4 Пожарная безопасность при устройстве и эксплуатации подстанции
В данном проекте в электроустановках используются пожароопасные вещества и материалы. Особо выделим среди них трансформаторное масло и изоляционные материалы .
Для обеспечения конструктивного соответствия электротехнических изделий ПУЭ выделяются пожароопасные зоны.
Пожароопасные зоны – пространства в помещении или вне его, в котором находятся горючие вещества, как при нормальном осуществлении технологического процесса, так и в результате его нарушения.
Проектируемая электроустановка относится к П-III – пожароопасная зона вне помещения, в которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61°С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3 [19].
Таблица 7.1 − Классификация пожара и рекомендуемые огнегасительные вещества
Класс пожара Характеристика горящ. среды, объекта Огнегасительные средства Е Электроустановки под напряжениемПорошки, двуокись азота, оксид азота, углекислый газ, составы бромэтил+СО2
Применяются следующие типы огнетушителей:
ОУ-5 (10 или 80) – огнетушитель углекислотный, вместимостью 5 (10 или 80 килограммов). Служит для тушения пожаров и загораний классов B, Е (только электроустановок, находящихся под напряжением до 1000 В). Преимуществом углекислотных огнетушителей является возможность тушения электроустановок под напряжением и производственных помещений с огнеопасными жидкостями без нанесения ущерба от огнетушащего вещества товарам и оборудованию. Огнетушащее вещество − двуокись углерода.
ОП-5 (10, 100)– огнетушитель порошковый, вместимостью 5 (10 или 100 литров) предназначен для тушения загораний тлеющих материалов, горючих жидкостей, газов и электроустановок, находящихся под напряжением не более 1000 В, на промышленных предприятиях, складах хранения горючих материалов, а также на транспортных средствах.
ОУБ-8 – огнетушитель этиловый, вместимостью 8 килограммов
ОХП – огнетушитель бромхладоновый
Ответственным за организацию пожарной безопасности является директор. В его обязанности входит:
создание комиссии под представительством главного инженера;
назначение ответственных по наиболее опасным отделам.
Ответственность за пожарную безопасность отдельных подразделений несут их руководители, которые обязаны:
обеспечить на подстанции соблюдение противопожарного режима;
следить за исправностью оборудования и немедленно принимать меры по устранению неполадок;
следить за уборкой рабочих мест по окончанию работы, отключением электроприборов и электросетей, кроме дежурного освещения и тех установок, которые по условиям производства должны действовать круглосуточно;
обеспечить постоянную готовность к действию имеющихся средств пожаротушения, связи и сигнализации.
В задачи комиссии по профилактике пожаров входят:
оценка пожарной опасности объекта, соответствия проекта пожарной безопасности;
снабжения подстанции автоматическими средствами пожаротушения;
разработка инструкций по пожарной безопасности, плана ликвидации аварий на подстанции, разработка оперативного плана;
создание добровольной пожарной дружины;
обучение рабочих пожарной безопасности.
7.5 Экологичность проекта
Вопросы охраны окружающей среды решают на основе системного подхода, рассматривая систему «Человек - производство - окружающая среда» как единую и неразрывную.
Так при строительстве подстанции существуют проблемы связанные со строительством и монтажом оборудования подстанции – это нарушение естественного ландшафта за счет застройки территории, производства земляных работ, строительства дорог, а также за счет сооружения линии электропередачи. При этом естественный почвенный слой губится, что ведет к непоправимым последствиям. Самым ценным слоем почвы является верхний слой-гумус. Его толщина составляет 15 – 20 см и при строительстве он разрушается. Искусственные насыпи песка и гравия при строительстве подстанции нарушают естественный минеральный и органический состав почв. Помимо этого в результате строительства подстанции и прокладки линий электропередачи происходит отчуждении земли из пользования сельскохозяйственных районов. Так как подстанция находится в сельскохозяйственном районе, то возможно загрязнение почвы трансформаторным маслом, отходами строительства и ведет к загрязнению атмосферы и биосферы. В последствии этого нарушается биологический баланс, изменяется физико-химический состав почвы, что приводит к непоправимым последствиям для окружающей среды. При повреждении трансформатора и растекании трансформаторного масла, масло из поврежденного трансформатора, которое может растечься тонкой пленкой по поверхности близ лежащих водоемов, препятствует доступу кислорода к воде. Это может привести к гибели рыб, водорослей и других организмов, живущих в воде. Увеличение уровня шума отпугивает животных с близ лежащих территорий. Это нарушает биосферы.
Мероприятия по охране окружающей среды регламентируются
ГОСТ 17.0.001-76(Основные положения), ГОСТ17.2.1.01-76 (Атмосфера) и ГОСТ 17.1.1.02-77(Гидросфера) и другими нормативными документами, которые предусматривают [24]:
ограничения поступлений в окружающую среду промышленных, транспортных, сельскохозяйственных и бытовых сточных вод и выбросов в атмосферу;
рациональное использование и охрана водоемов;
сохранение и рациональное использование земли;
охрану и рациональное использование биологических ресурсов;
обеспечение воспроизводства других животных, поддержание в благоприятном состоянии условий их обитания;
улучшение использования недр и др.
В 1992 году был принят закон об охране окружающей природной среды, который в комплексе с мерами организационного, правового, экономического и воспитательного воздействия призван создавать формирование и укрепление правопорядка и обеспечения экологической безопасности.
Так для строительства подстанции использовалась большая территория. Чтобы уменьшить занимаемую площадь, оборудование подстанции смонтировано на минимально допустимом, правилами устройства электроустановок, расстоянии друг от друга по условиям техники безопасности и условиям эксплуатации подстанции. Для уменьшения площади занимаемой воздушными линиями электропередачи две параллельно проложенные линии подвешиваются на двухцепных опорах.
Трансформаторное масло хранится в специальных емкостях, не допускающих его попадания в почву. Утечка масла из бака трансформатора предотвращается релейной защитой. В трансформаторах установлены показатели уровня масла. Его постоянно контролирует оперативный персонал подстанции. Ведется своевременная очистка масла в селикогелевых осушителях, для продолжения срока службы масла. Предусмотрены емкости для аварийного слива масла. Слитое масло используется для нужд смазки, а остальное отправляется на переработку. Территория подстанции ограждена забором, поэтому попадание животных на территорию подстанции исключено. Также на подстанции ведутся работы по охране окружающей среды.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии [Текст] : учеб. пособие / А. А. Герасименко, В. Т. Федин. − Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. − 720 с.
2 Крючков, И. П. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования [Текст] : учеб. пособие / И. П. Крючков, Б. Н. Неклепаев, В. А Старшинов. − М.: Академия, 2005. − 416 с.
3 Рожкова, Л. А. Электрооборудование станции и подстанции [Текст]: учеб. пособие Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – М. : Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
4 Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: учеб. пособие / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
5 Каталог на выключатели серии ВГТ-110 кВ [Электронный ресурс]. − Режим доступа: www.ielectro.ru. − Загл. с экрана.
6 Каталог на выключатели серии ВВСТ-3АН [Электронный ресурс]. − Режим доступа: www.yanviktor.ru. − Загл. с экрана.
7 Каталог на выключатели серии BB/TEL [Электронный ресурс]. − Режим доступа: www.tavrida.ru. − Загл. с экрана.
8 Каталог на разъединители серии РПД-110 кВ [Электронный ресурс]. − режим доступа: www.uezc.ru. − Загл. с экрана.
9 Инструкция по эксплуатации ТРГ-110 кВ
10 Каталог на трансформаторы тока ТЛШ-10 кВ [Электронный ресурс]. − режим доступа: www.zaovec.ru. − Загл. с экрана.
11 Каталог на трансформаторы напряжения СРА-123
12 Каталог на трансформаторы напряжения НАМИ-6 кВ [Электронный ресурс] − Режим доступа: www.ielectro.ru. -Загл. с экрана.
13 Тимофеев, С. А. Основы выбора нелинейных ограничителей перенапряжений [Текст]: метод. указания по курсовому и дипломному проектированию / С. А. Тимофеев. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. − 50 с.
14 Ершов, Ю. А. Релейная защита и автоматика электрических систем. Расчет релейной защиты объектов электроэнергетической системы [Текст]: учеб. пособие / Ю. А. Ершов, О.П. Халезина. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. − 126 с
15 Правила устройства электроустановок [Текст]. − СПб.: ДЕАН, 2008. − 1168 с.
16 РД 153-34.0-20.525-00. Методические указания по контролю состояния заземляющих устройств электроустановок; дата введ. 01.09.2000.
17 РД 153-34.0-35.518-2001. Инструкция по эксплуатации газовой защиты; дата введ. 09.01.2001.
18 Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей [Текст]: учеб. пособие для студентов вузов / В. М. Блок. – М.: Высш. школа, 1981. – 304 с.
19 Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян, И. М. Шапиро. − М.: НЦ ЭНАС, 2006. − 352 с.
20 Поликарпова, Т. И. Электрические системы [Текст]: метод. указ. по экономической части дипломных проектов / Т. И. Поликарпова. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 1994. 16 с.
21 Поликарпова, Т. И. Планирование себестоимости передачи электрической энергии [Текст]: метод. указ. к выполнению курсовой работы / Т . И. Поликарпова. − Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. − 39 с.
22 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок [Текст]. − М.: НЦ ЭНАС, 2003. − 192 с.
23 ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты; дата введ. 01.07.1980.
24 ГОСТ 17.0.001-76. Система стандартов в области охраны природы и улучшения использования природных ресурсов. Основные положения; дата введ. 01.01.1976.
25 СТО 4.2−07−2008. Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности. − Введ. впервые; дата введ. – 22.12.2008. − Красноярск. 2008. − 47 с.