По номинальному напряжению

110 кВ

110 кВ

РУ 10 кВ

Ограничитель напряжения ОПН - PT/TEL

По месту установки

У3

Внутренняя

По номинальному напряжению

10 кВ

10 кВ

Для защиты измерительных трансформаторов напряжения применены предохранители марки ПКН001-10 У3.

3.13 Выбор аккумуляторной батареи

Для более надёжного питания цепей постоянного тока тяговой подстанции Толмачёво в режиме подзаряда от зарядно-подзарядного агрегата необходима замена эксплуатируемой в настоящее время аккумуляторной батареи СК-6 на более компактную, экологически чистую батарею фирмы «ХОППЕК».

Она состоит из 34-х шестивольтовых блока типа 30PzS150. Ёмкость аккумуляторной батареи 150 Ач обеспечит работу привода выключателя … после заряда током 15А в течении 10 часов при отключении зарядно-подзарядного устройства, а также работу устройства ТМ в течении 4 - 5 часов.

3.14 Выбор сглаживающего устройства

Замена выпрямительного агрегата ПВЭ-3 на агрегат с двенадцатипульсовой схемой выпрямления позволит заменить существующий двухзвенный сглаживающий фильтр резонансно-апериодическое фильтрустройство. При этом индуктивность и емкость резонансной цепочки, настроенной на частоту 100 Гц, составят 31,7x10-3мГн и 80 мкФ соответственно, а емкость апериодичекого звена - 400 мкФ. В этом случае оптимальное значение индуктивности реактора в цепи отсасывающего фидера составит 5,0 мГн. Он идёт в комплекте блочно-модульного комплека 3.3 кВ производства НИИЭФА-Энерго

Конкретные типы основного электрооборудования подстанции Толмачёво в соответствии с электрической схемой, внесены в табл. 3.8.

Таблица 3.8

Спецификация нового оборудования тяговой подстанции Толмачёво

Обозначение	Наименование	Тип	Кол.	Прим.
Т 1 - 2	Главный понижающий трансформатор	ТДН-10000/10	2
Т 9 - 10	Преобразовательный трансформатор	ТРДП-12500/10ЖУ1	2
Т 3 - 6	Трансформатор собственных нужд	ТМ - 400	2
Т 5 - 8	Трансформатор отопления	ТМ - 250	2
Т 4 - 7	Трансформатор резерва	ТМ - 63	2
Т 12	Трансформатор СЦБ	ТМ - 63	1
UD 1 - 2	Выпрямительный агрегат	МТВ-В-6-3.15к-3.3кУ1	2
Q1 - 3	Выключатель секционный, выключатели вводов	ВГТ-110-40/2500УХЛ1	3
Q 4, 15, 8, 6,17	Вакуумный выключатель 10 кВ	BB/Tel-10/1000-20-у2	5
Q 5-14, 16,18-23	Вакуумный выключатель 10 кВ	BB/Tel-10/630-12,5-у2
QF 1 - 4	БВ фидеров 1 - 4	ВАБ-206-4000/30-Л-УХЛ4
TA 1 - TA 7	Трансформатор тока 110 кВ	ТФЗМ-110Б-0,5-600/5 У1
TA 8 - ТФ 22	Трансформатор тока 10 кВ	ТЛО-10-0,5-1000/5 У3
TV 1 - 2	Трансформатор напряжения 110 кв	НКФ - 110 У1
TV 3 - 4	Трансформатор напряжения 10 кв	ЗНОЛ - 10 У3
QS 1 - 10	Разъединитель трёхполюсный с заземлителями 110 кВ	РЛНД-1-110-630 У1
QS 12 - 17	Разъединитель РУ-3,3 кВ	РВР.1-10/4000 У3
FV 1 - 2	ОПН-110 кВ	ОПН -110 УХЛ1
FV 3 -16	ОПН - 10 кВ	ОПН - PT/Tel -10
FU 1 - 3	Предохранители 10 кВ	ПКН001 - 10 У3



4. ПЛАНИРОВОЧНЫЕ И КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ

4.1 Основные планировочные решения

Требования при сооружении распределительных устройств тяговых подстанций определены Правилами устройства электроустановок. РУ должны обеспечивать надёжность работы, безопасность их обслуживания, ограничение аварий в случае их возникновения, экономичность и возможность их расширения.

При разработке планировочных решений учтено существующее расположение оборудования. На тяговой подстанции Толмачёво распределительные устройства 110 кВ, 10 кВ и 3,3 кв выполняются наружной установки. Для предотвращения утечки масла в аварийных ситуациях предусмотрены маслоприёмники с гравийными ямами. Для доставки оборудования на подстанцию предусмотрены два железнодорожных пути.

Распределительное устройство 10 кВ будет размещено в двух блоках. Блок РУ - 10 кВ является конструктивно и функционально законченным устройством секции шин. Блоки состоят из ячеек серии «Омега» НИИЭФА-Энерго:

ячейка выключателя ввода №1;

ячейка выключателя ввода №2;

ячейка выключателя фидера завода железобетонных конструкций;

ячейка выключателя резерва;

ячейка выключателя выпрямительного агрегата№1;

ячейка выключателя выпрямительного агрегата №2;

ячейка выключателя фидера Лужского комбикормового завода №1;

ячейка выключателя фидера Лужского комбикормового завода №2;

ячейка ТН-10 секции шин №1;

ячейка ТН-10 секции шин №2;

ячейка секционного выключателя;

ячейка выключателя фидера «Жельци»;

ячейка выключателя фидера «Турбаза»;

ячейка выключателя ТСН-1;

ячейка выключателя ТСН-2;

ячейка выключателя ПЭ-1;

ячейка выключателя ПЭ-2;

ячейка выключателя ТО-1;

ячейка выключателя ТО-2;

ячейка ввода СЦБ;

ячейка выключателя СЦБ-1;

ячейка выключателя СЦБ-2;

ячейка ТН-10 СЦБ-1;

ячейка ТН-10 СЦБ-2;

Распределительное устройство 3,3 кВ размещено в устройствах блочно-модульного типа на открытой части подстанции. Силовые трансформаторы установлены на фундаментах, выступающих не менее 0,2 м над уровнем планировки земли. Разъединители, разрядники и трансформаторы тока установленные на конструкциях, имеющих высоту, при которой не требуется ограждение. В одноэтажном здании подстанции размещены бытовые помещения, кладовая, мастерская и щитовая.

4.2 Основные конструктивные решения

При реконструкции любой тяговой подстанции устанавливаемое оборудование должно обеспечить следующее:

короткий цикл изготовления в заводских условиях;

гарантированное качество и высокую надёжность;

проведение большей части испытаний в заводских условиях;

простоту установки и монтажа оборудования;

быстрый ввод подстанции в эксплуатацию по нормальной схеме;

сокращение сроков и объёмов строительно-монтажных работ;

ОРУ - 110 кВ состоит из железобетонных стоек и металлических регилей с траверсами для установки оборудования и анкеровки ошиновки. Ошиновка гибкая, выполненная сталеалюминевыми проводами марки АС-120. Всё коммутационное оборудование размещено на одном уровне.

Установка оборудования выполнена с учётом допустимых минимальных расстояний между токоведущими частями и заземлённым конструкциям, а также минимальных безопасных расстояний до частей, находящихся под напряжением.

Ячейки РУ - 10 кВ выполнены в полной заводской сборки. Это позволит выполнить электромонтажные работы в короткий срок с высоким качеством при небольшом количестве рабочей силы и невысокой стоимости монтажных работ. Ячейки имеют металлический сварной корпус с несколькими камерами, в которых размещается оборудование. На выкатных тележках устанавливаются выключатели или трансформаторы напряжения в зависимости от назначения ячейки.

Ячейки РУ 3,3 кВ также как и ячейки 10 кВ будут располагаться в модулях. Модули КРУ - 3,3 кВ также выполнены в полной заводской сборке. В качестве выкатных элементов здесь установлены быстродействующие выключатели постоянного тока.

4.3 Конструкция отдельных элементов

В качестве рассматриваемого элемента выбран современный двенадцати импульсный выпрямительный агрегат МТВ - В - 6 - 3.15к - 3.3кУ1, который поставляется совместно с ячейками серии «Омега», используемыми при реконструкции данной тяговой подстанции.

Выпрямители для системы тягового электроснабжения являются конструктивно и функционально законченными устройствами и предназначены для преобразования переменного тока в постоянный на тяговых подстанциях магистральных железных дорог и метрополитена.

Выпрямители соответствуют требованиям ТУ 3185-160-53304326-2008.

Рис.4.1. Расшифровка условного обозначения (наименования) выпрямителей.

Основные технические характеристики представлены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 Технические характеристики выпрямительного агрегата

Наименование параметра	Значение
Номинальное входное напряжение,Y/D, B	1305
Число фаз переменного тока	6
Номинальная частота питающей сети, Гц	50
Номинальное выпрямленное напряжение, В	3300
Номинальный выпрямленный ток, А	3150
Номинальное напряжение питания собственных нужд переменного тока, 50 Гц, В	220
Номинальное напряжение питания оперативных цепей постоянного тока, В	220 (110)
Мощность питания собственных нужд, Вт, не более	700
Суммарная мощность тепловых потерь, кВт, не более	16
Коэффициент полезного действия, %, не менее	99,6
Перегрузки по току: в течение 15 мин один раз в 2 ч, кА, не более	1,25-I ном
в течение 2 мин один раз в час,кА, не более	1,5-I ном
в течение 10 с один раз в 2 мин, кА, не более	2-I ном
Ток термической стойкости с полным временем отключения защитой не более 0,25 с, кА, не менее	25
Номинальный ток электродинамической стойкости силовых цепей, кА	40
Амплитуда возможных перенапряжений на шинах постоянного тока, кВ, не более	9
Вид охлаждения	Принудительное

* Среднеквадратическое значение тока за любые 30 мин (время усреднения) недолжно превышать номинального, в режиме 200 % от номинального значения - время усреднения 5 мин

Срок службы выпрямителей 25 лет (при условии замены комплектующей аппаратуры, срок службы которой менее 25 лет), далее по техническому состоянию.

Гарантийный срок эксплуатации 2 года со дня ввода в эксплуатацию, но не более 3 лет от даты отгрузки предприятием-изготовителем.

Подключения силовых цепей переменного тока для выпрямителей номинальным выходным током 1600 А выполняются в верхней части шкафа шинами сечением не менее 1000 мм2 для алюминиевых шин и не менее 800 мм2 для медных шин.

Подключения силовых цепей переменного тока для выпрямителей номинальным выходным током 3150 А, выполняются в верхней части шкафа шинами сечением не менее 2000 мм2 для алюминиевых шин и не менее 1600 мм2 для медных шин.

Подключения силовых цепей постоянного тока для выпрямителей с номинальным выходным напряжением 825 В (выпрямители для метрополитена)выполняются в нижней части шкафа при помощи кабелей. К каждой силовой шине постоянного тока может быть подключено не более 4 кабелей сечением 400?600 мм2.

Максимальное количество точек подключения для каждой шины постоянного тока16 штук.

Подключения силовых цепей постоянного тока выпрямителей с номинальным выходным напряжением 3,3 кВ выполняется в верхней части шкафа выпрямителя при помощи шин. Подключение к выпрямителям с номинальным выходным током 1600 А выполняется шинами сечением не менее 1200 мм2 для алюминиевых шин и не менее1000 мм2 для медных шин. Подключение к выпрямителям с номинальным выходным током 3150 А выполняется шинами суммарным сечением не менее 2400 мм2 для алюминиевых шин и не менее 2000 мм2 для медных шин.

Ввод внешних вторичных цепей осуществляется:

для выпрямителей В-МПЕ-Д-3,15к-3,3к УХЛ4 и В-МПП-Д-3,15к-3,3к УХЛ4 в релейный отсек А2;

для всех остальных выпрямителей в нижней части силового шкафа А1.

Сечение проводов цепей вторичной коммутации должно быть не более 2,5 мм2.

релейный трансформатор дистанция токоведущий



5. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для обеспечения нормальных условий работы электрических сетей и предупреждения развития повреждения необходимы быстрая реакция на изменения режима работы, незамедлительное отделение повредившегося оборудования от неповреждённого и при необходимости включение резервного источника питания потребителей.

Выполнение этих задач возложено на устройства релейной защиты и автоматики. Релейная защита в случае возникновения аварийного режима воздействует на отключение выключателей повреждённых участков сети или оборудования.

К релейной защите предъявляются следующие требования.

1. Автоматическое отключение оборудования электрических сетей в аварийных режимах должно быть избирательным (селективным). Это означает, что релейная защита должна отключать только повреждённое оборудование или участок сети. Неселективное действие релейной защиты приводит к развитию аварийной ситуации.

2. Автоматическое отключение оборудования при КЗ должно быть по возможности быстрым, чтобы уменьшить размеры повреждения и не нарушить режим работы электростанций и приёмников электрической энергии.

3. Для того чтобы релейная защита реагировала в аварийных режимах, она должна обладать определённой чувствительностью, т. е. должна приходить в действие при КЗ в любом месте защищаемой зоны и при минимально возможном токе КЗ.

4. Релейная защита должна быть надёжной, безотказно работать при КЗ в защищаемой зоне и только при тех режимах, при которых предусмотрена её работа.

Устройства релейной защиты отличаются друг от друга по принципу действия, схеме включения и другим признакам. Применение тех или иных защит определяется особенностями электрического оборудования, схемами его включения, рабочим напряжением и ответственностью потребителей.

Защита трансформаторов ЭЧЭ - 14 реализована с помощью устройств микропроцессорной защиты «Сириус-Т» производства ЗАО «Радиус Автоматика» (Россия). Устройство «Сириус-Т» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики.

Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Реализованные в устройстве алгоритмы функций защиты и автоматики, а также схемы подключения устройства разработаны по требованиям к отечественным системам РЗА в сотрудничестве с представителями энергосистем и проектных институтов, что обеспечивает совместимость с аппаратурой, выполненной на различной элементной базе, а также облегчает внедрение новой техники проектировщикам и эксплуатационному персоналу.

Устройство «Сириус-Т» обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных в ПУЭ;

- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации);

- ввод и хранение уставок защит и автоматики;

- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности;

- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных команд;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;

- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;

- высокая устойчивость к перенапряжениям во вторичных цепях.

Функции защиты, выполняемые устройством микропроцессорной защиты «Сириус-Т»:

- двухступенчатая дифференциальная токовая защита трансформатора (токовая отсечка и защита с торможением от сквозного тока и отстройкой от бросков тока намагничивания).

- двухступенчатая МТЗ высшей стороны трансформатора с возможностью комбинированного пуска по напряжению от стороны низшего напряжения (по дискретному входу). Действие на отдельное реле НН и на общие реле отключения с разными временами. Предусмотрен автоматический ввод ускорения при включении выключателя ВН;

- защита от перегрузки с действием на сигнализацию;

- контроль состояния трансформатора по ряду входных дискретных сигналов;

- управление схемой обдува трансформатора по двум критериям: ток нагрузки и сигналы от датчиков температуры;

- выдача сигнала блокировки РПН при повышении тока нагрузки выше допустимого;25

- возможность подключения внешних защит;

- формирование сигнала УРОВ (устройство резервирования отказов выключателя) при отказах своего выключателя;

- исполнение входного сигнала УРОВ при отказах нижестоящих выключателей;

- контроль небаланса в плечах дифференциальной защиты с действием на сигнализацию.

5.1.1 Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ)

Дифференциальная токовая защита является быстродействующей защитой абсолютной селективности и выполняет функцию основной токовой защиты трансформатора. Дифференциальная защита имеет две ступени: ДЗТ- 1 (быстродействующая дифференциальная токовая отсечка) и ДЗТ-2 (чувствительная дифференциальная токовая защита с торможением от сквозного тока и отстройкой от бросков тока намагничивания).

Производим расчет дифференциальной защиты устройства «Сириус-Т» для трансформатора Т1 (ТРДН-10000/10) ЭЧЭ - 14. При этом расчет для трансформатора Т2 будет аналогичным. Произведем расчет общих уставок устройства «Сириус-Т», для чего определяем первичные и вторичные токи на выводах высшего и низшего напряжения трансформатора Т1 и коэффициенты трансформации трансформаторов тока. Результаты расчетов записываем в табл. 5.1

Таблица 5.1 Расчет общих уставок устройства микропроцессорной защиты «Сириус-Т»

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для стороны
		110 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	nТА
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Принятые значения	Iном.ВН,А; Iном.НН,А	1,67	2,75
Размах РПН, %	Размах РПН	±91,78%=16%



В соответствии с [9] за реально возможный диапазон регулирования напряжения принимаем диапазон от 96,5 кВ до 126 кВ.

Исходя из этого, середина диапазона равна:

96,5 + (126?96,5) /2= 111,25 кВ.

Полученное значение принимаем за Uопт. Дальнейший расчет производим табличным способом при помощи табл. 5.2.

Таблица 5.2 Расчет общих уставок- устройства микропроцессорной защиты «Сириус-Т»

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для стороны
		110 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатор а, соответствующий его номинальной мощности, А
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	nТА
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Принятые значения	Iном.ВН,А; Iном.НН,А	1,67	2,75
Размах РПН%	Размах РПН	100•(126-96,5)/(2?111,25)=13

5.1.2 Дифференциальная токовая отсечка трансформатора

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для быстрого отключения повреждений, сопровождающихся большим дифференциальным током. Она работает без каких-либо блокировок и не имеет торможения.

Согласно [9], уставка дифференциальной отсечки трансформаторов должна выбираться из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

- отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.

При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 10.

Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники, равному 5?=7. Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна 2,5•Iдиф/Iном. Минимально возможная уставка по первой гармонике Iдиф/Iном в устройстве микропроцессорной защиты «Сириус-Т»равна 4, что соответствует 2,5•4 = 10 по отношению амплитуды к действующему значению или 10 /= 7 по отношению амплитуд.

Сравнение полученных значений свидетельствует об отстроенности отсечки по мгновенным значениям от возможных бросков тока намагничивания.

Расчеты показывают, что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 0,35 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока, то действующее значение первой гармоники равно 7?0,35=2,46. Следовательно, даже при минимальной уставке в 4•Iном отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

В [9] указано, что при небольших предельных кратностях отечественных трансформаторов тока амплитуда тока небаланса может достигать амплитуды максимального тока внешнего КЗ. В этих условиях необходимо выбирать уставку дифференциальной отсечки трансформатора Т1 по условию:



(5.1)

где Кнб(1) - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ. Согласно [9], если и на стороне ВН, и на стороне НН используются ТТ с вторичным номинальным током 5А, то принимаем значение Кнб(1) =0,7;

Котс - коэффициент отстройки. Для дифференциальной отсечки трансформа тора принимаем значение Котс=1,2;

I*кз.вн.max - отношение тока внешнего расчетного КЗ в точке К2 на шинах 10кВ приведённой к стороне 110кВ, к номинальному току трансформатора.

Определяем значение I*кз.вн.max по выражению

Подставляем значения Кнб(1), Котс, I*кз.вн.max в выражение:

Принимаем уставку дифференциальной отсечки трансформатора Т1 в устройстве микропроцессорной защиты «Сириус-Т» равной 9.

5.1.3 Дифференциальная защита трансформатора (с торможением)

Тормозная характеристика защиты приведена на рис. 6.

Она построена в относительных единицах, то есть токи приведены к номинальному току стороны ВН. Тормозной ток формируется как полу сумма модулей токов двух сторон защищаемого трансформатора.



Рис. 6. - Тормозная характеристика дифференциальной защиты

Расчету и выбору подлежат следующие параметры дифференциальной защиты:

IД1/Iном - базовая уставка ступени;

Кторм- коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

IТ2/Iном - вторая точка излома тормозной характеристики;

IДГ2/IДГ1 - уставка блокировки от второй гармоники.

Базовая уставка IД1 /Iном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [9], принимаем IД1/Iном =0,3.

Коэффициент торможения Кторм должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно 1,0?3,0•Iном.). Такие токи возможны при действии устройств АВР трансформаторов, АВР секционных выключателей, АПВ питающих линий 110кВ.

Согласно [9], при прохождении через защищаемый трансформатор сквозного тока возникает дифференциальный расчетный ток небаланса:



(5.3)

где Котс - коэффициент отстройки. Для дифференциальной защиты трансформатора принимаем значение Котс=1,2;

Кпер - коэффициент, учитывающий переходный режим. В соответствии с рекомендациями [9], принимаем Кпер=2,5;

Кодн - коэффициент однотипности трансформаторов тока. В соответствии с рекомендациями [9], принимаем Кодн =1,0;

? - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме. В соответствии с рекомендациями [9], принимаем ? =0,1.

?UРПН - слагаемое расчетного тока небаланса, обусловленное наличием РПН в трансформаторе. В соответствии с рекомендациями [9], принимаем значение ?UРПН равным определенному в таблице 5.2 дипломного проекта, то есть ?UРПН =0,13.

fдобав - слагаемое обусловлено неточностью задания номинальных токов сторон ВН и НН трансформатора (округлением при установке), а элементами устройства микропроцессорной защиты «Сириус-Т». По данным производителя устройства, принимаем расчетное значение fдобав =0,04.

Таким образом,

При принятом способе формирования дифференциального расчетного тока небаланса тормозной ток равен:

(5.4)

при допущении, что один ТА работает точно, второй имеет погрешность, равную Iдиф.

Определим коэффициент снижения тормозного тока Kсн.т в соответствии с рекомендациями [9], по выражению:

(5.5)

Определяем коэффициент торможения Кторм в процентах по выражению

(5.6)

Отсюда,

Вторая точка излома тормозной характеристики IТ2/Iном определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичных режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым к.з. необходимо, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (IТ/Iном=1,0), режим допустимых длительных перегрузок (IТ/Iном=1,5).

В соответствии с рекомендациями, изложенными в [9], принимаем уставку IТ2/Iном=2,0.

Первая точка излома тормозной характеристики IТ1/Iном вычисляется в устройстве микропроцессорной защиты «Сириус-Т» автоматически и равна:



(5.7)

Полученное значение соотношения IТ1/Iном проверяем по условию:

IТ2/Iном >IТ1/Iном , следовательно 2,00>0,43

Условие выполнено, следовательно, значения IТ2/Iном и IТ1/Iном приняты верно.

Уставку блокировки от второй гармоники IДГ2/IДГ1 принимаем на основании опыта фирм, использующих защиту «Сириус-Т», и в соответствии с рекомендациями, изложенными в [9], значение IДГ2/IДГ1=0,15.

Уставку по току сигнализации небаланса в плечах дифференциальной защиты принимаем меньше, чем минимальная уставка чувствительной ступени дифференциальной защиты IД1/Iном =0,3 а уставку по времени сигнализации небаланса в плечах дифференциальной защиты принимаем порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

В соответствии с рекомендациями [9], принимаем значение IД/Iном=0,10, tсиг.= 10с.

Для контроля перегрузки трансформаторов достаточно следить за токами в одной из обмоток трансформатора. Для удобства в процессе эксплуатации трансформаторов Т1 и Т2 вводим контроль токов как в обмотке стороны ВН трансформаторов, так и в обмотке стороны НН. Уставки в устройстве микропроцессорной защиты «Сириус-Т» задаем во вторичных значениях токов своей стороны напряжения, то есть приведение тока не используем.

В соответствии с рекомендациями, изложенными в [9], уставка сигнала перегрузки принимается равной:



(5.8)

где Котс - коэффициент отстройки. Для контроля перегрузки трансформатора. В соответствии с рекомендациями [9], принимаем значение Котс=1,05;

Кв -- коэффициент возврата. В соответствии с рекомендациями [9], принимаем значение Кв=0,95.

Iном -- номинальный ток трансформатора на стороне ВН и НН, определенн в табл.5.2 дипломного проекта. Принимаем значение 1,05•Iном с учетом возможности увеличения номинального тока на 5% при регулировании напряжения.

Для трансформатора мощностью Sт.ном = 10000кВ?А номинальные вторичные токи на среднем ответвлении на сторонах ВН и НН равны 1.67А и 2.75А соответственно. Расчетные значения уставки перегрузки защиты «Сириус-Т» равны:

IВН = 1,05•1,05?50,21?1,67 /0,95 = 97,3А;

IНН = 1,05•1,05?274,93?2,75/0,95 = 877,4А.

5.2 Максимальная токовая защита

Расчет уставок МТЗ трансформаторов Т1 и Т2 для устройства микропроцессорной защиты «Сириус-Т» производим по стандартной методике, изложенной в [9]. Определяем ток срабатывания Iс.з.Q МТЗ на выключателе Q1, расположенном в ОРУ-110кВ. Значение Iс.з.Q должно находиться в следующем диапазоне:

; (5.9)



Защита не должна срабатывать при протекании в трансформаторах максимального из возможных токов IТ.max (при отключении одного из трансформаторов 110/10кВ), но при этом должна отключить защищаемый участок при протекании в нём минимального из возможных токов при КЗ как в основной зоне действия МТЗ на Q1 в ОРУ-10кВ, так и в зоне резервирования -распределительные сети 10кВ.

Величина загрузки оставшегося в работе трансформатора средней мощности (Sт.ном<100 МВА) двухтрансфоматорных подстанций в часы максимума нагрузки, при отключении второго трансформатора 110/10кВ, не должна превышать значения ав.доп =1,5.

Отсюда,

(5.10)

Минимальный ток КЗ в точке К2 на секциях 10кВ, приведенный к стороне 110кВ, составляет

(5.11)

Где (5.12)

К110 -- перерасчетный коэффициент со ступени напряжения 10,5 кВ на ступень напряжения 115кВ.

Следовательно:

77,8А <Iс.з.Q1< 506,6А.

Значение Iс.з.Q1 находим формуле

(5.13)

где kн - коэффициент надёжности, учитывающий погрешности устройства «Сириус-Т» и неточности в определении Iс.з.Q1. Для МТЗ принимаем kн=1,2

kв--коэффициент возврата устройства микропроцессорной защиты «Сириус-Т». Для микропроцессорного устройства защиты принимаем kв=0,96.

Полученное значение Iс.з.Q1 удовлетворяет требованиям неравенства.

Определяем чувствительность МТЗ, выражаемую коэффициентом чувствительности kЧ

(5.14)

значение kЧ для МТЗ, срабатывающей при КЗ в основной зоне действия защиты должно быть не менее kЧдоп1,5.

Определим коэффициент чувствительности kч МТЗ в основной зоне действия по выражению:

Где

Таким образом, МТЗ чувствительна в основной зоне действия.

Определяем ток срабатывания Ic.у.Q1 устройства «Сириус-Т» по формуле:

(5.15)

где kсх--коэффициент схемы, учитывающий схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТТ) и обмоток токовых реле.

МТЗ трансформатора выполнена по схеме полной звезды (трехфазная схема), поэтому kс.х.=1.

nТА--коэффициент трансформации ТТ, то есть отношение тока в первичной обмотке к току во вторичной обмотке:

; (5.16)

Согласно табл. 6.1 дипломного проекта nТА = 30.

Подставляем значения kсх и nТА в формулу:

Принимаем стандартную величину уставки срабатывания МТЗ устройства «Сириус-Т» равную Ic.у.Q1= 3,9А.

Схема подключения устройства «Сириус-Т» к трансформаторам тока приведена на листе 4 графической части дипломного проекта.

Для обеспечения селективности выдержку времени МТЗ на выключателях смежных участков выбираем по ступенчатому принципу.

Таким образом, принимаем следующее время срабатывания релейной защиты (МТЗ):

линейные выключатели ОРУ-10кВ -- tз(лин)=0,7с.;

секционные выключатели ОРУ-10кВ -- tз(секц)=1,0 с.;

вводные выключатели ОРУ-10кВ -- tз(ввод)=1,3 с.

Выдержку времени МТЗ на выключателях 110кВ заносим в память устройства микропроцессорной защиты.

5.3 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита трансформаторов основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора.

Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и, в зависимости от этого, действовать на сигнал или отключение. Газовая защита реагирует на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек РПН. Основным элементом защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. В качестве газового реле используем реле типа BF80/Q фирмы “АBB”. Оно имеет высокую чувствительность и реагирует практически на все виды повреждений внутри бака, сравнительно небольшое время срабатывания, простоту выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам.

Газовая защита действует на отключение выключателей 110кВ самоудержанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленного толчками потока масла при бурном газообразовании.



6. ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства не более 0,5 Ом на напряжении 110 кВ.

Сопротивление заземления железобетонного фундамента здания:

(6.1)

где = 150 Ом·м, удельное сопротивление грунта;

S - площадь ограниченная периметром здания, м2.

S = b·c = 36·36 = 1296 м2,

где b и c - соответственно ширина и длина здания.

Сопротивление естественного заземлителя Rе:

R е = R ф·R Т /( R ф+R Т) = 4,17·6 / (4,17+6) = 3,09 Ом,

где R т = 6 Ом, сопротивление заземленного троса линии 110 кВ.

Для обеспечения Rз=0,5 Ом, необходимо выполнить дополнительные искусственные заземлители.

Rи = Rе·Rз /( Rе-Rз) = 3,09·0,5 / (3,09 -0,5) = 0,6 Ом.

Расчетное сопротивление искусственного заземлителя из вертикальных электродов, соединенных горизонтальной соединительной полосой:

R и = R в·R г /(R в+R г).



Суммарное сопротивление всех вертикальных электродов

R в = R о.в /( n·в),

где n - число электродов;

в - коэффициент использования электродов, характеризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влияния соседних электродов.

Сопротивление одиночного вертикального заземлителя

,

где ? - удельное сопротивление грунта Ом·м;

L - длина заземлителя м;

d - диаметр заземлителя м;

t - заглубление ( расстояние от поверхности земли до середины заземлителя) м;

= 1,25 климатический коэффициент для вертикальных электродов.

Вертикальный заземлитель выполнен электродами из угловой стали 50·50·5 мм и длиной 2,5 м, на расстоянии 2,5 м друг от друга, a/l = 1. Контур выполнен из полос 40·4 мм, проложенных на глубине 0,7 м.

В этом случае общая длина горизонтальных полос, приблизительно равная периметру здания, составит:

Lг = 144 м.

Всего необходимо разместить:

n=Lг /а = 144/2,5 = 58 ( электродов).

R в = R о.в /( n·в) = 15,65/(58·0,35) = 0,77 Ом.

Сопротивление горизонтального заземлителя, уложенного на глубине 0,7 м с учетом экранирования:

где lг - длина заземлителя, м;

в - ширина полосового заземлителя, м;

t - глубина заложения, м;

Км - коэффициент сезонности;

hг - коэффициент использования горизонтальной полосы с учетом экранирующего влияния вертикальных электродов;

- удельное сопротивление грунта.

Сопротивление искусственного заземления:

Rи = Rв·R г /( Rв+Rг) = 0,77·15,5/(0.77+15,5) = 0,73 Ом.

Сопротивление заземления:

Rз =Rе ·R и /( Rе +Rи) = 3,09·0,73/(3,09+0,73) = 0,49 Ом.

Внутреннюю сеть заземления выполняют в виде магистрали заземления, проложенных во всех помещениях электроустановки. С заземлителями внутреннюю сеть соединяют в нескольких местах. Выполняют сеть заземления стальными полосами сечением не менее 24мм2 при толщине не менее 3мм. Все соединения заземляющих проводников между собой и с заземлителем выполняют сваркой.

Каждый заземляющий элемент установки присоединяют к заземлителю при помощи отдельного ответвления.

К кожухам электрооборудования заземляющие проводники присоединяют при помощи болтов или сварки.

Открыто проложенные заземляющие проводники окрашивают в фиолетовый цвет.

Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной 0,1-0,2 м.

Каждый заземляющий элемент установки присоединяют к заземлителю при помощи отдельного ответвления.

Результаты измерения растекания ЗУ ПС, представленные ООО «Эзоп» после проведения обследования имеющегося ЗУ показали, что сопротивление растеканию ЗУ ПС составляет 0,5 Ом, что удовлетворяет требованиям п. 1.7.90 ПУЭ-7.

По результатам осмотра степень коррозии элементов ситемы уравнивания потенциалов составляет не более 5% от первоначально поперечного сечения 160 мм2, таким образом сечение элементов уравнивания потенциалов удовлетворяет п.1.7.111 ПУЭ-7.

Замена заземляющего устройства не требуется.



7. МОЛНИЕЗАЩИТА ОБОРОДУВАНИЯ ЭЛЕКТРОПОДСТАНЦИИ

Согласно ПУЭ защита РУ и ПС от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами.

Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.п.).

Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотводы, расположенные над ошиновкой.

Расстояние в земле между точкой заземления молниеотвода и точкой заземления нейтрали трансформатора должно быть не менее 3 м.

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или не целесообразна по конструктивным соображением, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.

Расстояние между обособленными заземлителями молниеотвода и заземляющим устройством ОРУ (ПС) должно быть не менее 3 м.

Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстоянии не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора).

Заземлители молниеотводов , установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС.

Каждый молниеотвод образует вокруг себя строго определенное пространство, вероятность попадания в которое молнии практически равно 0. Это пространство называют зоной защиты молниеотвода.

Реконструируемая подстанция имеет шесть двойных молниеотводов, расположенных на железобетонных мачтах. Три молниеотвода на ОРУ-110 кВ; два на ОРУ-10 кВ; один - возле здания подстанции, что соответствует требованиям, предъявляемым к новому оборудованию. Поэтому, молниеотводы в замене не нуждаются.



8. УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Согласно ПУЭ расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанный, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета для нее.

Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, зданий и т.п.

Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета.

Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения потребление электроэнергии. Учет электроэнергии осуществляется с помощью измерительных комплексов. Совокупность измерительных комплексов представляет собой систему учета электроэнергии. В общем случае измерительных комплексов состоит из трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и счетчиков. Достоверным является такой счетчик электроэнергии, при котором величина электроэнергии, измеренная системой учета, отличается не более чем на величину допустимой погрешности системы учета, которая определяется параметрами измерительных комплексов.

Согласно «Техническим требованиям к автоматизированной системе учета и контроля электроэнергии в системе тягового электроснабжения электрифицированных железных дорог» система автоматизированного учета и контроля электроэнергии (АСКУЭ) должна обеспечивать решение следующих задач:

- сбор и формирование данных по расходу электроэнергии на тяговых подстанциях;

- передачу информации на уровень энергодиспетчера и проведение на ее основе коммерческих расчетов между субъектами ранка;

- определение потребляемой мощности и энергии в данные интервалы времени, по группам учета (энергосистемам);

- определение максимальных значений мощности в пиковые интервалы энергосистемы;

- формирование статической отчетности;

- хранение полученной информации и отображение ее по вызову на мониторе.

Учет электроэнергии должен обеспечивать определение:

- количества энергии, отпущенной на тягу поездов;

- количество энергии, потребленной на собственные нужды тяговой подстанции;

- количество энергии, отпущенным потребителям по линиям, отходящим от шин тяговой подстанции;

- количество энергии, переданной в другие энергосистемы или полученной от них.

Учет реактивной энергии должен обеспечивать определение количества реактивной энергии, полученной от энергоснабжающей организации.

Учет активной и реактивной энергии трехфазного тока следует осуществлять с помощью трехфазных счетчиков.

В АСКУЭ СЖД должны применятся счетчики электроэнергии, включенные в «Государственный реестр средств и измерения, разрешённых к применению на территории РФ». Предпочтительно использование счетчиков электроэнергии «Альфа», обеспечивающих (в одном корпусе)измерение активной и реактивной энергии в двух направлениях.

Также в состав комплекса технических средств автоматизации контроля и учета электроэнергии должны входить:

- устройства сбора и передачи данных (УСПД);

- каналы связи;

- центральное вычислительное устройства (ЦВУ).

Класс точности расчетных счетчиков рекомендуется 0,5. Классы точности трансформаторов тока и напряжения, используемых для присоединения счетчиков, должны быть не более 0,5.



9. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ РЕКОНСТРУКЦИИ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ ТОЛМАЧЁВО

9.1 Общие сведения

Обновляемость производства является объективным законом развития, отражающим диалектику расширенного воспроизводства и непрерывное техническое совершенствование материальных элементов производительных сил. Периодичность воспроизводства обусловлена физическим износом и моральным старением материально-вещественных элементов производства.

Расширенное воспроизводство средств труда определяется действием объективных экономических законов, находящихся во взаимосвязи и взаимозависимости. Эти законы обусловлены характером собственности на средства производства, содержанием производственных отношений и уровнем развития производственных сил.

При планово-централизованном управлении народным хозяйством расширенное воспроизводство и совершенствование орудий труда осуществляется в рамках исследований, проводимых в области научно-технического процесса за счет социально выделенных средств с помощью различных методов, которые не полной мере учитывали особенности инновационного процесса. В условиях рыночной экономики структура источников средств для осуществления расширенного воспроизводства и совершенствования техники изменилось, соответственно изменились и методы их экономической оценки.

9.2 Определение годовых эксплуатационных затрат

Стоимости силового оборудования, устанавливаемого на подстанции в плане её реконструкции, а также стоимость монтажа и наладки оборудования приведены в табл. 9.1.

Таблица 9.1 Стоимость силового оборудования

Наименование оборудования	Количество, шт	Цена за 1 шт., тыс руб.	Общая стоимость тыс. руб.
Вводной выключатели 110 кВ ВГТ-110II-40/2500У1	3	938	2814
Выключатели 10 кВ BB/Tel - 10/1000-20-У2	5	178	890
Выключатели 10 кВ BB/Tel - 10/630-12,5-У2	12	167	2004
Выключатели постоянного тока ВАБ-206-4000/30-Л-УХЛ4	5	270	1350
Разъединители 110 кВ РЛНД-2-110/630 У1	4	121	484
Разъединители 110 кВ РЛНД-1-110/630 У1	6	105	630
Разъединители 3,3кВ РВР.1-10/4000 У3	5	22	110
Трансформаторы понижающие ТДН-10000/10	2	9000	18000
Трансформаторы выпрямителей ТРДП-12500/10ЖУ1	2	6800	13600
Трансформаторы ТСН ТМ-400	2	263	526
Трансформаторы ТО ТМ-250	2	176	334
Трансформаторы ТРСН ТМ-63	2	150	300
Выпрямители МТВ-В-6-3.15к-3.3кУ1	2	5710	11420
Трансформаторы тока 110 кВ ТФЗМ-110Б-0,5-600/5 У1	6	152	912
Трансформаторы тока 10 кВ ТЛО-10-0,5-1000/5 У3	5	18	90
Трансформаторы напряжения 110 кВ НКФ - 110 У1	12	144	1728
Трансформаторы напряжения 10 кВ ЗНОЛ -10 У3	2	37	74
Ограничители перенапряжения 110 кВ ОПН - 110 УХЛ1	4	39	156
Ограничители перенапряжения 10 кВ ОПН - PT/TEL	8	8	64
Стоимость оборудования			55487

Капитальные вложения для рассматриваемой тяговой подстанции рассчитаны, тыс. р

К = Nпт • Цпт + Nтт • Цтт+ Nва • Цва+ Nр110 • Цр110+ Nр10 • Цр10+ Nр3,3 • Цр3,3+ Nв110 • Цв110+ Nв10 • Цв10 + Nв3,3 • Цв3,3+ Nтт110 • Цтт110+ Nтт10 • Цтт10+ Nтн110 • Цтн110+ Nтн10 • Цтн10+ Nопн110 • Цопн110+ Nопн10 • Цопн10; (9.1)

где N(пт,тт,ва,р110,р10,р3.3,тт110,тт10,тн110,тн10,опн110,опн10) - количество данного вида оборудования, шт.;

Ц(пт,тт,ва,р110,р10,р3.3,тт110,тт10,тн110,тн10,опн110,опн10) - количество данного вида оборудования, тыс.р.;

Кмн - затраты на монтажно-наладочные работы, тыс.р.

Kмн = Кст • 2%, (9.2)

где Кст - стоимость оборудования, тыс.р.

Kмн = 0,02 • 55487 =1109,74 (тыс.р.).

K = 55487 + 1109,74 = 56596,74 (тыс.р.).

Расчёт текущих затрат включает:

затраты на амортизацию, тыс.р.:

где K - капитальные вложения на реконструкцию, тыс.р.; q - норма амортизационных отчислений, 5,8%; СА - амортизационные затраты, тыс.р.;

фонд оплаты труда, тыс.р.:

Сфот = Ч•ЗПср•n,(9.4)

где ЗПср - средний месячный заработок рабочих, специалистов и руководителей, руб.; n - количество месяцев в году, n = 12;

Численность персонала:

Чп = Чд. рек. - ?Ч (9.5)

где Чд. рек - численность персонала до реконструкции; ?Ч - снижение контингента работников.

Расчёт планового контингента работников определяется по трудоёмкости работ и номинальному годовому фонду рабочего времени

где ?Ni - снижение годовой программы ремонтных работ i-ого вида устройств; ti-нормированная трудоёмкость ремонта или содержания i-ого вида устройств(нормы времени на текущие, капитальные ремонты и испытания); Fном - номинальный годовой фонд времени.

После реконструкции ремонтные работы снизятся на 80%.

?Ni = 60 • 0,2 =12.

По данным, взятым в ЭЧ-4 за 2012г. было выделено на материальные затраты на ЭЧЭ-14 Толмачёво сумма 2841,72 (тыс.р). материальные затраты, тыс.р.:

СМЗ=5%•K,(9.7)

?Смз=Смз(2012)-Смз(реконстр.) (9.8)

?Смз=2841,72 - 2829,837= 11,883 (тыс.р);

затраты на социальные отчисления, тыс.р.:

ССОЦ.ОТ. = 0,37 • СФОТ (9.9)

где ССОЦ.ОТ -отчисления на социальные нужды, ССОЦ.ОТ = 30,7 (%).

ССОЦ.ОТ = 0,37 • 993,600 = 367,632 (тыс.р.).

?ССОЦ.ОТ = 0,37 • 110,400 = 40,848 (тыс.р.).

затраты на обслуживание подстанции, тыс.р.:

С=СФОТ+ССОЦ.ОТ+СА+СМЗ (9.10)

С = 110,400 + 367,632 + 3282,61 + 2829,837 = 6590,029 (тыс.р.).

Эффект от реконструкции подстанции:

?СЭкЭф=?ССОЦ.ОТ + ?СМЗ +?СФОТ (9.11)

?СЭкЭф=40,848 + 11,883 +110,400 = 163,131 (тыс.р.).

Новое оборудование подстанции во время работы и эксплуатации в меньшей степени подвергается риску возникновения нештатных аварийных ситуаций, а также способно предотвратить ошибочные действия обслуживающего персонала работой блокировочных устройств и компьютерной самодиагностики. На основании произведённых расчётов эффект от реконструкции подстанции достигается за счёт сокращения ремонтных работ на 80%. Этот факт позволяет сократить частоту проведения планово-предупредительных и капитальных ремонтов, что в свою очередь позволяет снизить материальные затраты на обслуживание подстанции, сократить численность ремонтных бригад, фонд оплаты труда и расходы на социальные отчисления.

Реконструкция тяговой подстанции Толмачёво необходима в связи с увеличением потребления электрической энергии среди железнодорожных и районных потребителей. Также на сегодняшний день оборудование подстанции имеет критический износ. Оно сильно устарело физически, а также морально и не соответствует современным требованиям к устройствам электроснабжения.

Некоторое из эксплуатируемого оборудования представляют угрозу для безопасности обслуживающего персонала. Реконструкция тяговой подстанции Толмачёво необходима для бесперебойной работы энергосистемы, снижения потерь энергии и повышения безопасности обслуживающего персонала.



10. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

10.1 Вводная часть

Тема дипломного проекта предусматривает комплексную реконструкцию тяговой подстанции Толмачёво Санкт-Петербург Балтийской дистанции электроснабжения. Непосредственным обслуживанием подстанции занимаются работники дистанции электроснабжения ЭЧ-4. При проведении различных видов работ на этой тяговой подстанции обеспечение безопасности играет главную роль. Обслуживающий персонал должен уделять большое внимание охране труда и технике безопасности для обеспечения безопасного обслуживания электроустановок, при работе с которыми необходимо соблюдение правил технической эксплуатации электроустановок потребителей. Кроме того, как и все работники железнодорожного транспорта, персонал ЭЧ должен строго соблюдать технику безопасности, находясь на железнодорожных путях.

10.2 Анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов

Тяговая подстанция является объектом, который должен удовлетворять требованиям безопасности и экологии. При эксплуатации ТП на работников воздействуют опасные и вредные факторы. Вредным производственным фактором является фактор, воздействие которого на человека ведет к появлению и развитию заболеваний и снижению работоспособности. Опасными факторами являются такие, которые, воздействуя на человека, могут привести к тяжелым травмам или смертельному исходу. Опасные и вредные производственные факторы подразделяются на следующие группы:

- физические;

- химические;

- биологические;

- психофизиологические.

К вредным физическим факторам, действующим на работников ТП, относятся шум, электромагнитные поля, недостаточное и некачественное освещение, несоответствие нормам показателей микроклимата в помещении, вредные пары аккумуляторной батареи, трансформаторное масло и т.д.

К опасным факторам действующим на работников ТП, относятся действие на организм человека электрического тока, работа на высоте, работа вблизи электроподвижного состава, работа с грузоподъемными механизмами и аппаратами, приводы которых имеют мощные пружины.

Основным источником шума на ТП являются вентиляционные установки помещения, преобразовательных агрегатов и аккумуляторной батареи.

Химическое воздействие на организм человека оказывают вредные вещества, выделяющиеся при нагреве изоляционных и лакокрасочных материалов.

Содержание этих веществ в воздухе без превышения ПДК обуславливается работой электроустановок в нормальном режиме. В процессе эксплуатации аккумуляторной батареи в воздух рабочей зоны выделяются вредные вещества (водород, пары серной кислоты, прочие примеси). Водород выделяется как в чистом виде, гак и в виде ядовитых соединений. Его опасность заключается в снижении концентрации кислорода и воздухе.

К психологическим факторам относятся нервно-психические нагрузки, связанные с важностью принимаемых решений, факторы, связанные с неправильной организацией труда.

Биологические факторы представляют собой микроорганизмы (бактерии, вирусы, грибки), появляющиеся из-за нарушения правил личной гигиены, санитарного состояния помещения, неисправности сантехнических коммуникаций.

10.3 Технические требования к электроустановкам, обеспечивающие электробезопасность персонала

Согласно МОПТ распределительные устройства выше 1000 В соответствии с ГОСТ 12.2.003-01 должны быть оборудованы оперативными блокировками, исключающими ошибочные действия персонала при производстве переключений (блокировка от ошибочных переключений) и блокировками, препятствующими преднамеренному проникновению персонала к токоведущим частям, находящимся под напряжением.

Блокировки от ошибочных переключений должны исключать: отключение (включение)разъединителей при включённом выключателе; включение заземляющих ножей до отключения разъединителя; включение разъединителей при включённых заземляющих ножах.

Блокировки препятствующие ошибочному проникновению должны исключать открытие дверей ячеек, шкафов преобразователей, открытие лестниц для подъема на силовые трансформаторы (кроме лестниц для осмотра газового реле) до включения заземляющих ножей.

При неполном блокировании дверей ячеек (шкафов), при возможном открытии и проникновении к токоведущим частям, находящимся под напряжением, дверь ячейки должна быть заперта на замок.

Заземление токоведущих частей должно осуществляться в специально выделенных местах, очищенных от краски и отмеченных графически.

При производстве работ в распределительном устройстве РУ - 3.3 кВ места подключения переносных заземлений должны быть выбраны с таким расчётом, чтобы исключать шунтирование реле земляной защиты.

В распределительных устройствах места присоединения переносных заземлений должны быть очищены от краски, окаймлены чёрными полосами, а места подключения к магистрали заземления или заземлённой конструкции должны быть отмечены знаком «земля» и приспособлены для их закрепления. В ЗРУ такое место предусматривается снаружи каждой ячейки. Для подсоединения заземлений в «земле» в ОРУ и ЗРУ устанавливаются барашки, язычки, а для обеспечения удобства установки переносного заземления на шину или шлейф на них прикрепляют специальную скобу, на которую должно завешиваться заземление.

Корпуса масляных выключателей, находящихся во время работы под напряжением должны быть окрашены в сигнальный красный цвет или на них наносится сигнальная красная стрела или знак «Осторожно! Электрическое напряжение». Этот же знак наносят на конденсаторные банки установок емкостной компенсации. Заземляющие ножи окрашиваются в чёрный цвет, рукояти и тяги - в красный, рукояти других проводов - в цвета оборудования, а рукояти разъединителей схем плавки гололёда - в цвет «зебра». Магистраль заземления должна быть окрашена в чёрный цвет, либо в цвет стен с нанесением чёрных поперечных полос через 1 - 2 м и в местах ответвлений.