Электрооборудование подстанции 110/35/6кв для электроснабжения нефтяного месторождения

Ток срабатывания третьей и четвертой ступеней выбирается из условия отстройки от вторых и третьих ступеней смежных линий, а также из условия отстройки от токов небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при трехфазном КЗ за трансформатором смежной подстанции. Линия W1G Ic.з.1 =1,29,5=11,4 кАЛиния W2GIc.з.1 =1,23,7=4,44 кА8.

1.4 Токовая отсечка

Ток срабатывания отсечки выбирается по условию отстройки от максимального тока IКЗ (3) при КЗ на шинах противоположной подстанции.Ic.з. = КзIКЗ (3),(8.11)где Кз = 1,2 — коэффициент запаса. Линия W1G Ic.з. =1,214,8=17,76 кАЛиния W2GIc.з. =1,27,1=8,52 кА8.2 Защитытрансформатора 110/35/10 кВ 1 Т (2Т)Исходные данные:

тип трансформатора: ТДТН-40 000/110/35/6 У1, Yн/Yн/Д-0−11;номинальное напряжение 115,0/38,5/6,6кВ;диапазон регулирования напряжения по стороне ВН Uрег: ± 9×1,78 = ± 16%;диапазон регулирования напряжения по стороне СН Uрег: ± 2×2,5 = ±5%;коэффициент трансформации трансформаторов тока на стороне 110 кВ трансформатора: KI 110 = 600/5 = 120;коэффициент трансформации трансформаторов тока на стороне 35 кВ трансформатора: KI 35 = 600/5 = 120;коэффициент трансформации трансформаторов тока на стороне 10 кВ трансформатора: KI 10 = 1500/5 = 300. Первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

где Sном — номинальная мощность трансформатора, кВА;Uном, ср- среднее номинальное напряжение обмоток трансформатора, кВ. Для стороны 110 кВДля стороны 35 кВДля стороны 6 кВ8.

2.1 Дифференциальная защита

Расчет уставок проводится в относительных единицах, за базисный ток принят номинальный ток стороны ВН защищаемого трансформатора. Минимальный ток срабатывания ДЗТ (чувствительного органа),(8.12)где Kотс = 1,1 — коэффициент отстройки;Iторм* = 1,25 — тормозной ток при внешнем КЗ; = 1,0 — коэффициент, учитывающий переходный процесс;ε = 0,1 — относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме;ΔUрег* = 0,16 + 0,05 = 0,21 — относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения силового трансформатора;Δfвыр* = 0,02 — относительная погрешность выравнивания плеч. Коэффициент торможения на первом наклонном участке (8.13)где Iбрасч* = 2,0 — относительное расчетное значение тормозного тока;Iнб.расч- расчетный ток небаланса (8.14)K'пер = 1,0 — коэффициент, учитывающий увеличение погрешности в переходном режиме;

На третьем (наклонном) участке тормозной характеристики принимаем S3= 0,65.Уставка блокировки по второй гармонике принимается равной 14%.Уставка блокировки по пятой гармонике принимается равной 40%.Ток срабатывания дифференциальной отсечки определяется:

по условию отстройки от броска тока намагничивания Iдо* ≥ 5,0;по условию отстройки от режима максимального тока внешнего КЗ (сквозного тока) Iдо* = Kотс∙Kнб (1)∙Iскв макс*,(8.15)где Kотс = 1,1 — коэффициент отстройки;Kнб (1) = 0,7 — отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей сквозного тока;Iскв макс*- максимальное значение тока внешнего КЗ, приведенное к базисному току соответствующей стороны. При КЗ на стороне 35 кВ: Iскв макс*= 5,1;Iдо* = 1,1∙0,7∙5,1 = 6,57.При КЗ на стороне 6 кВIскв макс*= 18,6;Iдо* = 1,1∙0,7∙18,6 = 14,32.

8.2. 2 Максимальная токовая защита

Ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению отстраивается от номинального тока трансформатора, на стороне установки защиты (8.15)где КЗ — коэффициент запаса по избирательности, принимается равным 1,2;Кв — коэффициент возврата защиты, принимается равным 0,95;Iном — номинальный ток трансформатора. При установке защиты на стороне, где предусмотрено регулирование, учитывается возможность увеличения номинального тока (в соответствии с ГОСТ 11 667–75 допускается увеличение номинального тока для среднего ответвления не более чем на 5%).Вторичное значение тока срабатывания защиты:(8.16)где Ксх — коэффициент схемы. Уставка по времени срабатывания МТЗ стороны 110 кВ трансформатора выбирается на ступень селективности выше уставки по времени предыдущей защиты и уточняется при эксплуатации. Комбинированный пуск МТЗ трансформатора 110 кВ со стороны 10 кВ выполнен в терминале SPAC 810-Н, устанавливаемом в ячейке трансформатора напряжения КРУ 10 кВУставка реле максимального напряжения обратной последовательности:(8.16)где В — номинальное вторичное напряжение ТН. Уставка реле минимального напряжения, включенного на междуфазное напряжение, выбирается из условий:

обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:;(8.17)отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей,(8.18)где В — междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ; В — междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки после включения их по АПВ или АВР; - коэффициент отстройки; - коэффициент возврата реле. Расчетное значение уставки реле минимального напряжения: В;Уставка реле минимального напряжения принимается В. 8.

2.3 Защита от перегрузки

Ток срабатывания защиты от перегрузки, действующей на сигнал, и пуска автоматики охлаждения трансформатора определяется по формуле расчета тока срабатывания МТЗ трансформатора с учетом того, что коэффициент запаса Кз = 1,05.Уставка по времени срабатывания защиты от перегрузки выбирается равной 9 с.

9. Заземление и молниезащита9.

1 Расчет заземляющего устройства

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства (12), назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений. Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения, так или иначе соединенных с землей, например, стальных каркасов зданий, арматуры железобетонных оснований, труб любого назначения и т. п. К основному заземлителю в общем случае присоединяют:

вспомогательные заземлители;

нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;

разрядники и молниеотводы;

металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т. п.;вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов. Согласно (13) расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке:

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление заземляющего устройства Rз. Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное принимается наименьшее из допустимых. Определяют необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, из выраженияRи = ,(9.1)где Rз — допустимое сопротивление заземляющего устройства принятое по п.1;Rи — сопротивление искусственного заземлителя;Rе — сопротивление естественного заземлителя. 3. Определяют расчетное удельное сопротивление грунта р для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающего коэффициента Кп, учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формулам:

р.г = уд

Кп.г,(9.2)р.в = уд

Кп.в,(9.3)где уд — удельное сопротивление грунта;

Кп.г и Кп. в — повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов соответственно. Определяют сопротивление растеканию одного вертикального электрода по выражению: Rв. о = ,(9.4)где l — длина стержня, м;d — диаметр стержня, м;t — глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, м;Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования Ки. в :N = ,(9.5)где Rо.в.э — сопротивление растеканию одного вертикального электрода, определенное в п.4;Rи — сопротивление искусственного заземлителя, найденное в п.

2.Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов. Определяют расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов Rр.г.э по формулеRр.г.э= ,(9.6)где Rг. э — сопротивление растеканию горизонтальных электродов, определяемое по выражению: Rг, э = ,(9.7)где l — длина электрода;b — ширина полосы;t — глубина заложения электрода. Уточняют необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродовRв. э = (9.8)Определяют число вертикальных электродов с учетом уточненного сопротивления вертикального заземлителя: N = (9.9)Принимают окончательное число вертикальных электродов, намечают расположение заземлителей. Рассмотрим расчет заземляющего устройства для данной подстанции.

1. Заземляющее устройство и грозозащита подстанции должны быть выполнены в соответствии с ПУЭ. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом в любое время года. Удельное сопротивление =100 Ом*м.При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности. Тогда Rн= 0,5 ОмОпределим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимая:

Кп.г.=4,5 и Кп.в.=1,5р.г = 100*4,5=450 Омр. в = 100*1,5=150 ОмНаходим сопротивление стеканию тока одного вертикального электрода. В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 12 мм, длиной 5 м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 0,8 м от поверхности земли. Таким образом

Н=0,8 мt=H+l/2=0,8+10/2=5,8 м. L=10 мd=14*10−3 м.Rов.э = ОмОпределим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования Ки.в.=0,3.N = Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя

Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40×4 мм2, прокладываемый на глубине 0,8 м от поверхности земли. Н=0,8 мt=0,802 м. L=1755 мb=0,04 м. Rг, э = ОмУточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов: Rв. э = ОмОпределяем окончательное число вертикальных электродов: N = Таким образом, заземляющее устройство подстанции ПСЗападная состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 0,8 — 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 4 м. Защитное заземление подстанции удовлетворяет требованиям рабочих заземлений и заземлений средств грозозащиты. Однако, при присоединении средств грозозащиты к защитным заземлениям подстанции необходимо учитывать их особенности. Защитные и рабочие заземлители отводят в землю ток промышленной частоты и их сопротивление является стационарным, тогда как через средства грозозащиты проходит ток молнии, который имеет импульсную форму. При стекании с заземлителей больших токов молнии в землю вблизи поверхности электродов создаются очень высокие напряженности электрического поля, под воздействием которых пробивается слой земли, прилегающий к поверхности электрода. Вокруг электрода образуется проводящая зона искрения, которая как бы увеличивает поперечные размеры электрода и тем самым снижает его сопротивление. Однако, наибольший эффект снижения сопротивления за счет искрения имеет место только в том случае, когда электроды имеют небольшие размеры и их индуктивное сопротивление практически не влияет на процесс отвода тока в землю. Такие заземлители называются сосредоточенными. Следовательно, на подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения) — по одному стержню. К заземляющим устройствам ОРУ присоединены заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции. Вокруг заземляющего устройства, вынесенного за территорию подстанции, для выравнивания потенциала укладывается один выравнивающий проводник на расстоянии 1 м в направлении от его границ на глубине 1 м. Эти неучтенные заземлители уменьшают общее сопротивление заземления, проводимость их идет в запас надежности.

9.2 Расчет молниезашиты

Основной задачей системы молниезащиты является улавливание всех попадающих в здание молний. Работу этой системы можноразделить на три основных этапа:

улавливание молнии в месте попадания, токоодвод в грунт и заземление. При этом очень важноизбежать тепловых механических или электрических побочных эффектов, так как это может привести к повреждению конструкции защищаемого объекта и к возникновению опасного для людей контактного или шагового напряжения внутри здания. Требуемая степень защиты зданий, сооружений и открытых установок от воздействия атмосферного электричества зависит от взрывопожароопасности названных объектов и обеспечивается правильным выбором категории устройства молниезащиты и типа зоны защиты объекта от прямых ударов молнии (15).При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам. Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока. В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3−500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:

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

б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);в) здания маслохозяйства. ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы. Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями. Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции. Порядок расчета стержневых молниеотводов: hа ≥ Д/8· p, h=hа + hх — полная высота молниеотвода, гдеhа- активная высота молниеотвода;hх1=11,35 м, hх2=5,5 м — высота защищаемого объекта; р=1при h ≤ 30 м, Д=59 м — большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах. hа ≥ 59/8· 1 = 7,375 м.

Принимаю 8,5 м. h = 11,35 + 8,5 = 19,85 м. Принимаю 20 м. Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5% - зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии. Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотойh <� 150 м представляет собой конус с высотойhо= 0,85h;hо= 0,85· 20= 17 м;и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудованияrо= (1,1 — 0,002h)h;rх= (1,1 — 0,002h)(h- hх/0,85);rо= (1,1 — 0,002· 20)·20 = 21,2 м;rх1= (1,1 — 0,002· 20)·(20 — 11,35/0,85)= 7,04 м. rх2= (1,1 — 0,002· 20)·(20 — 5,5/0,85)= 14,3 м. Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянииh<3· 20=60) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; наинизшая точка этого гребня имеет высотуhс= hо — (0,17 + 3· 10 -4h)(L1 — h) rсх= rо (hс -hх)/hсrс= rоhс= 17- (0,17 + 3· 10 -4 · 20)(53 — 20) = 11,72 мrсх1 = 21,2 (11,72 — 11,35) / 11,72 = 0,67 мrсх2 = 21,2 (11,72 — 6) / 11,72 = 10,3 мrс= 21,2 мh<3· 20=60)hс= 17- (0,17 + 3· 10 -4 · 20)(26 — 20) = 15,9 мrсх1 = 21,2 (15,9 — 11,35) / 15,9 = 6 мrсх2 = 21,2 (15,9 — 6) / 15,9 = 13,2 мРисунок 9.1- Схема грозозащиты ОРУ-110кВ.Молниеотводы состоят из молниеприемника, несущей конструкции, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии.

Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной стали любого профиля сечением не менее 100 мм², при длине не более 2,5 м. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод, объединяет все элементы молниеотвода в единую, жесткую, механически прочную конструкцию. В энергетике получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными, железобетонными и металлическими опорами. Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия, связанные с прохождением по нему тока молнии.

Токоотводы у молниеотводов с деревянными опорами изготовляются различного профиля с сечением, рассчитанным для прохождения полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6 мм², угловую сталь сечением не менее 48 мм² и толщиной стенки 4 мм. Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из требований грозоупорности ЭУ, сопротивления заземлителей не должны превосходить 10−15 Ом. Соединение отдельных частей токоотвода между собой, с молниеприемником и с заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии токоотводы окрашиваются.

10.Безопасность проекта

Безопасность труда

На элементах электроустановки должны быть нанесены соответствующие маркировки и надписи. Персонал, обслуживающий электроустановки, должен проходить ежегодную проверку знаний по электробезопасности, а электроустановки — профилактические испытания, в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (11).Для безопасности обслуживания электроустановкой оперативно-ремонтным персоналом используются основные и дополнительные изолирующие электрозащитные средства. Основные защитные средства для электроустановок напряжение выше 1000 В: — изолирующие штанги всех видов;

— изолирующие клещи;

— указатели напряжения;

— плакаты безопасности («не включать», «не включать, работа на линии», «испытание, опасно для жизни», «работать здесь», «заземлено», «стой! напряжение»).Также необходимо предусмотреть дополнительные защитные средства для электроустановок свыше 1000 В: — диэлектрические перчатки и боты;

— диэлектрические ковры и изолирующие подставки;

— изолирующих колпаки и накладки;

— штанги для переноса и выравнивания потенциала;

— лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые. Все строительно-монтажные работы должны производиться специализированной организацией, имеющей лицензию на право выполнения работ в области энергетики в соответствии с технологическими картами. При производстве работ должно быть обеспечено выполнение требований, указанных в СНиП 12−03−99 «Безопасность труда в строительстве» .Электромонтажные работы производить в соответствии с требованиями ПУЭ, СНиП 3.

05.06−86 «Электрические устройства» .Требования охраны труда в части техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности обеспечиваются системой мер, предусмотренных действующими нормами технологического проектирования и следующими проектными решениями:

ограждением токоведущих частей, находящихся на доступной высоте;

— доступу к оборудованию при монтаже и эксплуатации;

— нанесением знаков опасности на лицевой стороне незаблокированных, но закрытых дверей, подлежащих оперативному обслуживанию и профилактике, закрывающих доступ к токоведущим частям оборудования, находящимся под напряжение;

— применением для проведения ремонтных и профилактических работ электроинструмента и ручных электрических машин с классом защиты от поражения электрическим током III;

— проведением персоналом оперативных переключений с обязательным использованием индивидуальных средств защиты.

11. Энергосбережение

Существует большое количество мероприятий по сбережению энергии, дающих быстрый эффект, реализация которых не требует больших усилий, значительных финансовых затрат и кардинального изменения законодательной базы. Экономия от их внедрения может быть незаметна в каждом конкретном случае, но в сумме они приносят огромный энергосберегающий эффект в масштабах страны. В России тематика энергосбережения стала очень популярной, и за последние годы рассматривалось множество механизмов и инструментов, и предлагались различные стимулы для данной области. Приняты соответствующие федеральные законы (такие как ФЗ 261), указы президента (о запрете использования ламп накаливания выше 100 Вт), поручения правительства, разработаны целевые показатели по снижению энергоемкости российской экономики и т. д. К сожалению, в большинстве случаев предлагаемые механизмы для их реализации требуют либо серьезных изменений в действующем законодательстве, либо выстраивания под конкретные механизмы целой системы властных, организационных и технических полномочий.

И соответственно это ведет к неочевидности результата и туманной перспективе его достижения. Если рассмотреть ситуацию: по всей стране полностью прекратили применение ламп накаливания и иных неэкономичных источников освещения и перешли на использование современных высокоэкономичных и энергоэффективных светильников. Сегодня по оценкам экспертов на цели освещения в России тратится не менее 15% от всей производимой электроэнергии, а на лампы накаливания приходится порядка трети всей потребляемой энергии на цели освещения. То есть замена ламп накаливания на энергоэффективные снижает потребление энергии в объеме 5% от всей производимой электроэнергии в стране. Когда говорят о замене ламп на экономичные светильники, считают эффективность исходя из расчета срока окупаемости на базе снижения платежей потребителей за потребленную энергию. Снижение выработки электроэнергии приводит к уменьшению некоторых издержек на технологических переделах, например, снижение количества энергии, затрачиваемой на освещение, вызывает и пропорциональное уменьшение потерь при передаче. Также как и понижение объема потребляемой электрической энергии на 5% в периоды пиковых нагрузок позволяет уменьшать объемы возможных ограничений в системе, что дает свой экономический эффект. Однако таким эффектам трудно дать количественную оценку, поэтому они не учитываются в дальнейшем, хотя их влияние в макроэкономическом плане существенно. На сегодняшний день плата за технологическое присоединение (для Москвы, например, средний уровень платы за техприсоединение составляет 67 тыс.

руб./к Вт, для ХМАО — порядка 40−45 тыс. руб), и снижение на 5% потребления энергии соответственно уменьшению 5% мощности системы, что позволит подключить на эту величину новых потребителей, т. е. экономятся огромные средства по инвестициям в новое строительство. Существует также экономический эффект от снижения вредных выбросов. И наконец, от уровня государственной экономии перейдем на уровень потребителя. Множеством расчетов подтверждалось (табл.

10.1), что окупаемость при замене ламп накаливания на светодиодные составляет 1−2 года. И если можно понять логику обывателя, которому надо вначале потратить деньги из собственного кармана, чтобы потом меньше платить, то логику бюджетной сферы понять сложнее. Фактически в пределах бюджетного периода ничего не меняется. Изначально заложены средства на оплату коммунальных счетов. Необходимо всего лишь в пределах утвержденного баланса сделать маленькое перераспределение, и в рамках годового бюджета баланс сойдется, а при трехлетнем бюджете такого перераспределения даже не будет заметно. На основании вышеизложенного получается, что достижение указанного состояния есть абсолютно понятный и предсказуемый путь, при этом экономически сбалансированный. То есть в целом вся система получает выгоду. Таблица 11.1 — Срок окупаемости перехода с ламп накаливания, на энергосберегающие светодиодные лампы, за счет экономии электроэнергии, в зависимости от количества часов эксплуатации в сутки (17)Время работы

Срок окупаемости

Срок окупаемости

Полный расчетный сроклампы в сутки, час.

для лампы 20 Втдля лампы 15 Втслужбы для 10 000 час.

12 года 7 месяцев3 года 5 масяцев27 лет 7 месяцев21 год 3 месяца1 год 8 месяцев13 лет 10 месяцев310 месяцев 13 дней1 год 1 месяц9 лет 3 месяца47 месяцев 24 дня10 месяцев 13 дней6 лет 11 месяцев56 месяцев 7 дней8 месяцев 10 дней5 лет 6 месяцев65 месяцев 6 дней6 месяцев 28 дней4 года 7 месяцев74 месяца 14 дней5 месяцев 29 дней3 года 11 месяцев83 месяца 27 дней5 месяцев 6 дней3 года 5 месяцев93 месяца 14 дней4 месяца 19 дней3 года 1 месяц103 месяца 3 дня4 месяца 5 дней2 года 9 месяцев201 месяц 16 дней2 месяца 2 дня1 год 4 месяца241 месяц 9 дней1 месяц 22 дня1 год 1 месяц

В связи с этим можно сделать вывод о том, что при проектировании освещения необходимо применения энергосберегающих светильников.

12. Технико экономическое обоснование необходимости применения дорогостоящих терминалов РЗАКаждый год объем потребляемой электроэнергии имощности растет. Особенно это касается бытовых потребителей, т.к. в каждом доме появилось много новыхэлектроприемников. Поэтому необходимо вводить новые мощности путем строительства новых ПС и реконструкцией старых. Экономическую эффективность от реконструкции подстанции возможно подсчитать в эффективной, безаварийной ее работе. При строительстве новой ПС были применены дорогостоящие терминалы РЗА. Они позволяют более точно определить место КЗ и отключить только поврежденный участок. Ранее, были применены электромеханические реле, которые зачастую могли действовать неселективно. Неселективное отключение всей секции 6 кВприводит к ущербу от недоотпуска электроэнергии. Можно приближенно оценить этот ущерб. Экономический ущерб от технологического нарушения в общем случае представляется в виде суммы составляющих: (11.1)Где У1 — безвозвратные потери средств производства;

У2 — затраты на ремонтно-восстановительные работы;

У3 — потери из-за снижения производственных мощностей (упущенная выгода) У4 — потери от ухудшения технологических параметров;

У5 — возмещение убытков потребителям;

У6 — возмещение экологического ущерба;

У7 — возмещение социального ущерба. Sвоз — возвратные суммы от сторонних виновных организаций. Рассчитаем потери на примере неселктивного отключения первой секции шин. Безвозвратных потерь оборудования, изделий и материалов не обнаружено. Затраты на ремонтно-восстановительные работы определяются:

У2 = Sрем + Sнал (11.2)Sрем — сметная стоимость ремонтных работ, Sнал — сметная стоимость наладочных работ. У2=10 000 руб. Потери из-за сниженияпроизводственных мощностей (упущенная выгода) Суммарный недоотпуск электроэнергии потребителям составил 3,5 МВА. У3=3,5*1000=35 000 руб. Потери от ухудшения технологических параметров

У4= (b2* Ц2 — b1* Ц1) * W2+Sпуск (3.3)b1 — удельный расход условного топлива на неотпущенныйк

В*ч на аварийно-выбывшем оборудовании;b2 — то же, на замещающем оборудовании;

Ц1 — цена топлива аварийно-выбывшего оборудования;

Ц2 — цена топлива замещающего оборудования;W 2 — электроэнергия отпущенная замещающим оборудованием;Sпуск — затраты на пуск резервного оборудования. У4 = (0,9 — 0,55)*3500+5000=6225 руб. Возмещение убытков потребителямSa — сумма платежа, подлежащая выплате потребителям

У5= 7000+22 000+14000 = 43 000 руб. Возмещение экологического ущерба

Экологический ущерб отсутствует. Возмещение социального ущерба

Социальный ущерб отсутствует, пострадавших нет. У=10 000+6225+43 000=59225 руб. Цифры приближенные, однако они показывают важность и необходимость применения более современного оборудования. Это также влияет на простоту обслуживания и уменьшение затрат на устранение последствий неправильной работы устаревшего оборудования и защит. Заключение

В данном проекты был рассмотрен вопрос проектирования новой ПС 110/35/6 кВЗападная для потребителей нефтедобычи. Была выбрана главная однолинейная схема для сторон 110, 35 и 6 кВ, выбрано силовое оборудование, в том числе и защита от перенапряжений. Затем был произведен расчет токов КЗ и на основании этих данных была выбрана релейная защита и произведен ее расчет. Релейная защита выполнена на базе терминалов АВВ. В разделе энергоэффективности наглядно показана окупаемость от использования энергосберегающих светильников. Были рассмотрены вопросы молниезащиты и заземления подстанции. Эффективность применения передовых технологий показана на примере расчета ущерба от перебоев электроэнергии. Материалы, накопленные в процессе работы над дипломной работой, могут быть использованы как исходные данные для других проектов и разработок.

Список литературы

Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распередительных сетей: Монография, Санкт-Петербург: ПЭИПК, 2003. — 4е изд., перераб. И доп. -

350с.Правила устройства электроустановок 7-е издание, дополненное.Г. К. Вишняков, Е. А. Гоберман, С. Л. Гольцман. Справочник по проектированию подстанций 35−500 кВ, М. — Энергоиздат, 1982 — 352с.И. А. Баумштейн, М. В. Хомяков. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения, М.

— Энергоиздат-1981г.-656с.Блок В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей ВУЗов, 2-е изд., перераб. и доп — М.: Высшая школа, 1990.-383 с. Фёдоров А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий.

Изд. 2-е, перераб. и доп. — М.: Энергия, 1972. — 416 с. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. -М: Энергоатомиздат, 1989

Электрооборудование станций и подстанций Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин 2-е издание — М.: Энергия, 1980 г. Сюсюкин А. И. Основы электроснабжения предприятий. В двух частях. Ч.

1.-Тюмень: Тюм

ГНГУ, 1998. — 204 с. Червяков Д. М. Релейная защита и автоматика электроустановок нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие. -Тюмень: Тюм

ГНГУ, 1998.-79 с. Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем: Учеб.

для вузов. — М.: Энергия, 1976. — 560 с. Вавин В. Н. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1977.

— 104с. Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ"Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Электроснабжение.

М.: Энергоатомиздат, под общ.

ред. А. А. Федорова, 1986. 568 с. Каталог компании OBOBetterman, Менден. — 2006, 47с. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты СН 305— 77Сайт об энергосбережении и энергоэффективности

http://energia.3dn.ruСправочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю. Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1990, — 576с. Копьев В. Н. Релейная защита основного электрооборудования электростанции и подстанций. Вопросы проектирования — Томск: ЭЛТИ ТПУ, 2005. — 107с. Техническое описание: Комплексное устройство защиты и автоматики присоединений 6−35 кВSPAC 810. ABB. — 28c. Техническое описание: Ограничители напряжения нелинейные 35 кВВВ/TEL.

Таврида электрик. — 10с. Кнорринг Г. М. Справочная книга для проектирования электрического освещения. Лен., 1989

Каталог 2010 г. Световые технологии

Электрическая часть электростанций и подстанций Б. Н. Неклепаев 2-е издание — М.: Энергоатомиздат, 1986 г. ПРИЛОЖЕНИЕ, А — Средние значения удельной повреждаемости

График 1 — для трансформаторов

График 2 — для ВЛПриложение Б — Общий вид выключателя ВВ/TEL 10−20/1000 У2Приложение В — разрез полюса выключателя

Приложение Г — светильник ArcticSMCПриложение

Д — пример расчета в программе DiaLuxПриложение Е — Светотехнический расчет наружного освещения