Содержание
Введение
1. Общие данные
1.1 Исходные данные
1.2 Организация эксплуатации
1.3 Существующее состояние ПС дорасширения
1.4 Главная схема электрическихсоединений
1.5 Расчетные климатические игеологические условия
2. Расчет мощности и выбор главныхпонижающих трансформаторов
2.1 Определениемаксимальных нагрузок
2.2 Определение расчетной мощностиподстанции
2.3 Собственные нужды подстанции
2.4 Построение годового графиканагрузок подстанции
2.5 Расчет средней нагрузки икоэффициента заполнения графика
2.6 Выбор силовых трансформаторов
2.7 Технико-экономический расчёттрансформаторов
3. Компоновка распределительногоустройства 110 кВ
3.1 Общие положения
3.2 Расчет геометрических параметровячейки и всего ОРУ-110 кВ
4. Выбор типа распределительногоустройства и изоляции по условиям загрязнения атмосферы
5. Расчет токов короткого замыкания
5.1 Составление расчетной схемызамещения
5.2 Определение параметров схемызамещения
5.3 Расчет токов короткого замыкания
6. Выбор коммутационной, защитнойаппаратуры и сборных шин
6.1 Выбор выключателей,разъединителей отделителей и короткозамыкателей
6.2 Выбор трансформаторов тока инапряжения
6.3 Выбор оборудования установленногов нейтрали трансформаторов
6.4 Выбор шин
7. Расчет устройств заземления имолниезащиты
8. Расчет релейной защиты и автоматики
8.1 Расчет защиты силовыхтрансформаторов
8.2 Расчет устройствавтоматики установленных на подстанции
9. Обоснование измерительной аппаратуры
10. Эффективность использования ОПН длязащиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений
10.1 Основные сведения
10.2. Конструкция и принцип действия
10.3 Основные термины и определения
10.4 Техническое обслуживаниеограничителей перенапряжения
11. Оценка инвестиционного проекта
11.1 Организация строительства второйочереди
11.2 Сметно-финансовый расчет
11.3 Перерасчет сметной стоимости (вценах 2001 года).
11.4 Определение капитальных затрат нареконструкцию подстанции
11.5 Расчет экономического эффекта отреконструкции подстанции
11.6 Расчет численности и составабригад электромонтажников
11.7 Определение продолжительности работпо реконструкции подстанции
11.8 Разработка ленточного графикавыполнения строительно-монтажных работ
12. Вопросы безопасности иэкологичности проекта
12.1. Введение
12.2 Проектирование рабочего местадиспетчера.
12.3 Расчет освещения
12.4 Анализ устойчивости объекта привозможны ЧС
Приложения
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в связи с переходом сельского хозяйства на промышленнуюоснову, строительством крупных животноводческих комплексов, ростомэлектропотребления на производстве и в быту единичные мощностиэлектропотребителей растут. Но структура организации сельскохозяйственногопроизводства, малая плотность населения сельских районов определяют малуюплотность электрических нагрузок и значительную протяженность электрическихсетей.
Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ,от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственныепотребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водногохозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового икультурного обслуживания сельского населения.
Воздушные линии (ВЛ) 35-110 кВ выполняются на железобетонных илидеревянных опорах. Применение деревянных опор рекомендуется для ВЛ в лесныхрайонах страны и в районах с повышенными гололедными и ветровыми нагрузками. НаВЛ-110 кВ применяют провода марки АС (сечением 70-240 мм2), на ВЛ-35кВ – марок АС, АНС (сечение 50-150 мм2 сечение проводов выбираетсяпо экономическим интервалам нагрузки.
Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для ЭСсельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВ А;110/10 кВ – 2500-10000 кВ А;110/35/10 кВ – 6300-80000 кВ А.Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок,автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (ПС) должна располагаться,как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; нанезаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зонинтенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием приразмещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.
Рациональное проектирование сетевыхПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построениеглавных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а такжеоптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.
В проектах должны быть максимально использованы типовые и повторноиспользуемые экономичные проекты, типовые конструкции высокой заводскойготовности из эффективных и высокопрочных материалов, укрупненные монтажныеэлементы.
1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ
1.1 Исходные данные
Рабочий проект расширенияподстанции 110/35/10 кВ разработан на основании задания на проектирование,выданного Котласскими электрическими сетями “Архэнерго”.
Расширение ПСпредусмотрено Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше сельскохозяйственногоназначения Архангельской области на 2000-2005 гг.
Подстанция предназначается для электроснабжения сельскохозяйственныхпотребителей, расположенных в зоне действия сетей 35 и 10 кВ, а такжеторфобрикетного завода по ВЛ-35 “Самино-1”.
Предполагаемый срок вводав эксплуатацию ПС 2001 год. За расчетный год принят 2005 г… В состав стройкивходит:
— установка второго трансформатора110/35/10 кВ, второй секции РУ 35 кВ и РУ 10 кВ.
— замена масляныхвыключателей 10 кВ на вакуумные серии ВВ/TEL.
- ОПУ тип IV.
1.2 Организацияэксплуатации
Существующая подстанция110/35/10 кВ “Ильинск” находится на балансе Котласских электрических сетей“Архэнерго”. Оперативное и ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПСсуществующее.
1.3 Существующее состояние подстанции дорасширения
Подстанция построена попроекту ЛО Сельэнергопроекта в обьеме первой очереди. Тип подстанции – КТПБ110/35/10 кВ Куйбышевского завода “Электрощит”. На подстанции установлен одинтрансформатор напряжением 110/35/10 кВ, мощностью 10000 кВА.
Схема ОРУ 110 кВ –(110-3).
РУ 10 кВ и 35 кВвыполнено односекционными.
Баланс мощности на шинах10-35 кВ приведен в таблице 1.1
Таблица 1.1 Балансмощности на шинах подстанции Наименование Расчетный уровень, МВА Шины 10 кВ 2.25
Шины 35 кВ
1.Сельское хозяйство
2.Леспромхоз
3.Торфобрикетный завод
5.21
2
4 Итого на 35 кВ 11.21 Итого по подстанции 13.76 /> /> />
1.4 Главнаясхема электрических соединений, конструктивная часть и другие вопросы
Данным проектомпредусматривается расширение с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ “Ильинск”.
Расширение среконструкцией ПС выполняется в связи с увеличением нагрузок существующихпотребителей, подключением новых и переводом ПС на постоянный оперативный ток.
Расширением подстанциипредусматривается выполнение:
- ОРУ 110 кВ посхеме (110-4) “Два блока с отделителями и автоматической перемычкой со сторонылинии”.
- ОРУ 35 кВ посхеме (35-9) “Одна рабочая секционированная выключателем система шин”.
- РУ 10 кВ по схеме(10-1) “Одна секционированная выключателем система шин”.
В существующих шкафах 10кВ типа К-37 демонтируются масляные выключатели марки ВМПП-10 и устанавливаютсявакуумные марки BB/TEL (в двух секциях).
На подстанцииустанавливается второй трансформатор мощностью 10000 кВА с регулированием напряженияпод нагрузкой.
Оборудование длярасширения ПС принято комплектным заводского изготовлени поставки Самарскогозавода “Электрощит”.
Существующийтрансформатор собственных нужд ТМ-63 демонтируется. На подстанцииустанавливаются два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10/0.4 кВ. Длякомпенсации емкостных токов на напряжении 35 кВ предусмотрена установкадугогасящей катушки типа РЗДСОМ-310/35У1.
На подстанции принимаетсяпостоянный оперативный ток. Для этого предусмотрена установка аккумуляторнойбатареи СК-5 на число элементов n=108шт. и два зарядно-подзарядных устройства.
Щит постоянного токакомплектуется тремя шкафами: шкаф ШСН-1201 ввода и секционной связи и двумяшкафами отходящих линий ШСН-1203.
Щит собственных нуждпеременного тока подстанции комплектуется пятью панелями типа ПСН: одна панельввода и секционной связи ПСН-1101-78 и четыре панели отходящих линийПСН-1114-78.
Аккумуляторная батарея ищиты собственных нужд устанавливаются в здании ОПУ.
Защита от грозовых икоммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН. Отпрямых ударов молнии существующими молниеотводами. Вновь устанавливаемоеоборудование присоединяется к существующему контуру заземления полосой 40х4
1.5 Расчетные климатические и геологические условия
Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условийпринят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), поветру 1-2 (расчетная скорость ветра 25 м/сек).
Расчетный скоростной напорветра на высоте до 15 м, даН/м2:
- максимальный 40;
- при гололеде 10.
Нормативная глубинапромерзания грунта по площадке ПС – 165 см.
Грунтовые воды поплощадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.
Район строительства попляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).
Температура воздуха, 0С:
- максимальная +37;
- минимальная –51;
- среднегодовая +1,2;
- средняя наиболеехолодной пятидневки –33.
Число грозовых часов вгоду -39.
2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
2.1 Определение максимальных нагрузок(для каждой ступени напряжения)
По заданным Sн и cos jн определяемактивную и реактивную мощность по формулам:
/>Pmax =Smaxcosjmax; (2.1)
Qmax =S2max –P2max; (2.2)
Для стороны СН:
/>/>/>Pсн=11.21×0.81=9.08 [МВт];
/>Qсн = 11.212 –9.082 =6.57 [МВАр];
Для стороны НН:
/>/>/>Рнн=2.55×0.82=2.09 [МВт];
/>Qнн = 2.552 –2.092 =1.46 [МВАр];
На стороне НН для компенсацииреактивной мощности ставим компенсирующие устройства- конденсаторные установки(КУ).
Мощность КУ:
Qку= P tgj- tgjк)a, (2.3)
где tgj – естественный коэффициент мощностидо компенсации:
tgj= tgjнн= 0.65,
tgjк – соответствующий коэффициентмощности после компенсации:
tgjк= tgjраб= 0.395,
a — коэффициент, учитывающий повышениекоэффициента мощности мерами, не требующими установки КУ: a=1.
Qку= 2.09×0.65- 0.395)×1=0.533 [МВАр];
Выбираем КУ: 1´УКЛ-10-450(П) УЗ,
тогда Qку= 1×0.45=0.45 [МВАр];
Тогда полная мощность сучетом компенсации:/> /> /> /> /> /> />
Sнн = P2нн+(Qнн-Qку)2 = 2.092+(1.46–0.45)2 =2.32 [МВА]; (2.4)
Таблица 2.1
Параметры конденсаторнойустановки Тип
Qном,
КВАр Габаритные размеры, мм
Масса,
кг длина ширина высота УКЛ-10-450 УЗ 450 3810 82 1600 1170
2.2Определение расчётной мощности подстанции
При определении расчётноймощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд,которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ. Принимая Pmax и Qmax за 100% типового графика строим график для каждой ступенимощности, значения которой находим из выражений [3, стр.8] по формулам :
pi ×Pmax gi ×Qmax
/>/>Pi= ; Qi = (2.5)
100 100
где pi, gi– ординаты типового графика [3,рис1.] для рассматриваемой ступени мощности в % .
Результаты расчёта сводимв таблицы 2.2-2.4
Таблица 2.2
Суточный график изменениянагрузки подстанции (сторона 110 кВ ) Мощность Интервал времени, час 0 – 4 4 – 8 8 – 14 14 – 21 21 – 24 P, МВт 9.26 10.56 9.26 11.87 9.26 Q, МВАр 5.42 6.19 5.42 6.95 5.42 S, МВА 10.73 12.24 10.73 13.76 10.73
Pрасч=10.2 [МВт]; Qрасч=6.0 [МВАр]; Sрасч=11.6 [МВА];
МВА, S
МВт, P
МВар Q
/>/>16
/>/>/>/>/>14
/>/>/>/>
/>/>/>/>/>/>/>/>12
/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/>/> S
/>10
/>/>/> P
/>8
/>
/>/>/>/>/>6
/>/>/> Q
/>4
/>2
t
/>
0 4 8 14 21 24 час
Рис.1
Таблица 2.3
Суточный график изменениянагрузки подстанции (сторона 35 кВ ) Мощность Интервал времени, час 0 – 4 4 – 8 8 – 14 14 – 21 21 – 24 P, МВт 7.08 8.08 7.08 9.08 7.08 Q, МВАр 5.12 5.84 5.12 6.57 5.12 S, МВА 8.73 9.97 8.73 11.21 8.73
Pрасч=7.8 [МВт]; Qрасч=5.12 [МВАр]; Sрасч=9.33 [МВА];
Таблица 2.4
Суточный график изменениянагрузки подстанции (сторона 10 кВ ) Мощность Интервал времени, час 0 – 4 4 – 8 8 – 14 14 – 21 21 – 24 P, МВт 1.63 1.86 1.63 2.09 1.63 Q, МВАр 0.79 0.9 0.79 1.01 0.79 S, МВА 1.80 2.1 1.8 2.32 1.8
Pрасч=1.8 [МВт]; Qрасч=0.89 [МВАр]; Sрасч=2.0 [МВА];
При определении расчётноймощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН),которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициентперспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К10=1.25).Расчетная мощностьподстанции определим по формуле:
Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)×К10, (2.6)
2.3 Собственные нужды подстанции
Приемникисобственных нужд подразделяются на три категории:
а)основные, постоянно включенные в сеть;
б)приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от температурыокружающего воздуха);
в)ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий иремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу2.5.
Таблица2.5
Данныепо нагрузкам собственных нуждНаименование нагрузки Установленная мощность, кВт h Cosj Tgj Расчетная нагрузка на трансформатор /> Летом Зимой /> Коэффициент спроса P Q Коэффициент спроса P
Q /> Мощность единицы 5 кол-во Общая мощность /> КВт квар кВт квар /> КРУН отопление, вентиляция - 11 1 1 1 11 - 1 11 - /> Наружное освещение ПС 0,358 2.4 1 1 0,7 0,84 - 0,7 0,84 - /> КРУН освещение - 1 1 1 1 1 - 1 1 - /> Аппаратура связи - 1,2 1 1 1 1,2 - 1 1,2 - /> Обогрев шкафов КРУН 1514 14 1 1 - - - 1 14 - /> Обогрев выключателей 553 15 1 1 - - - 1 15 - /> Обогрев пружины заводки выключателей 110 кВ 1,153 3,3 1 1 - - - 1 3,3 - /> Охлаждение трансформаторов Т1, Т2 252 4 1 1 1 4 - 1 1 - /> Отопление ОПУ - 33 1 1 - - - 1 33 - /> Освещение, вентиляция ОПУ - 4 1 1 1 4 - 1 4 - />
ИТОГО 22,04 84,34 />
Полная расчётная мощностьподстанции будет равна :
Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)×К10 =(11.6+0.084)×1.25= 13.89 [МВА].
Натрансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственныхнужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетомдопустимой перегрузки (kП=1,4) привыполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].
Придвух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:
1) один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН),а второй находится в автоматическом резерве;
2) оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН,присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения.На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).
Кустановке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.
НагрузкаСН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка наодин ТСН определяется по формуле:
/> (2.7)
где kодн – коэффициент одновременности, kодн=0,7.
/>.
ДляТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетомдопустимой перегрузки должна составить:
/> (2.8)
/>
Соответственновыбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.
Панелищитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.
Наличиена проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливаетприменение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотныеаккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.
Количествоэлементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяетсяпо формуле [6]:
/> (2.9)
где /> - число основных элементовв батарее;
/> - напряжение на шинах, />;
/> - напряжение на элементе врежиме подзаряда, />.
/>
Аккумуляторнаябатарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи вспециальном помещении ОПУ.
ТСН подключаем к сборнымшинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.
Таблица2.6 Техническиеданные ТСН
/>/> Sном, кВА
Uвн, кВ
Uнн, кВ
Pхх, кВт
Рк, кВт
Uк,%
Iхх,% 100 10 0.4 0.22 1.28 4.5 2.8
2.4Построение годового графика нагрузок подстанции
На рис.2 построен годовойграфик по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.
Таблица 2.7
Годовой график нагрузокпо продолжительности Мощность Интервал времени, час 0 – 2402 2402 – 4945 4945 – 8760 P, МВт 13.76 11.8 10.3 S, МВА 11.87 10.2 8.91
Годовойграфик нагрузок по продолжительности МВА, S
МВА, S
МВт, Р
/>/>16
/>/>/>/>14
/>/>/>/>/>/>/>12
/>/>/> S
/>/>/>/>10
/>/> P
/>8
/>6
/>4
/>2
t
/>
0 2402 4945 8760 час
Рис.2
2.5 Расчётсредней нагрузки и коэффициента заполнения графика
Среднюю нагрузкуопределим по данным годового графика:
Sср=Wгод/8760, (2.11)
где Wгод — полная потребляемая энергия за год;
Wгод=13.76×2402+11.8×(4945-2402)+10.3×(8760-4945)=102353.42 [МВА×ч];
Sср=102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];
Коэффициент заполненияграфика:
Кзп= Sср / Smax=11.684/13.76 = 0.85;
Время использованиямаксимальной активной нагрузки за год:
Tmax,a=Wa, год/Pmax; (2.12)
Wa, год=11.87×2402+10.2×(4945-2402)+8.9×(8760-4945)=88403.84 [МВА×ч];
Tmax,a=88403.84/11.87 = 7447.0 [ч];
Наибольшее время работы вгоду с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:
tнб=(0.124+ Tmax,a/10000)2×8760, (2.13)
tнб=(0.124+ 7447/10000)2×8760 = 6610.5 [ч];
2.6 Выборсиловых трансформаторов
Так как всвязи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новыхмощности одного трарсформатора недостаточно, поэтому необходимо установитьвторой трансформатор.
Для двухтрансформаторнойподстанции:
Sтр>(0.65-0.7)×Sр = 0.65×13.89= 9.02 [МВА];
По [13, табл. 3.8] длядвухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазныхтрёхобмоточных трансформаторов:
1) 2´ТДТН — 10000/110 ,
2) 2´ТДТН — 16000/110 .
Проверяем возможностьработы в аварийном режиме .
Коэффициент перегрузки ваварийном режиме:
К(1)п.ав=Sр/Sном(1)=13.89/10 = 1.389
К(2)п.ав=Sр/Sном(2)=13.89/16 = 0.868
Условия выполняются,значит работа в аварийном режиме возможна .
Таблица 2.8
Техническиеданные трансформаторов
/>/> Тип
тр-ра
Sн
мва
Uном, кВ
Pх
кВт
Pк
кВт
Uк, %
Iхх
% Цена т.р ВН СН НН В-С В-Н С-Н
ТДТН
-10000 10 110 35 11 17 76 10.5 17.5 6.5 1 51 ТДТН-16000 16 110 35 11 21 100 11 17.5 6.5 0.8 62
2.7Технико-экономический расчёт трансформаторов (по приведённым затратам)
З=Рн×Кт+И, (2.14)
где Рн –нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ,
Кт – стоимостьтрансформатора ,
И =Иа+ИА-ежегодные эксплуатационные издержки, (2.15)
Иа =D×n×Кт×аг – издержки наамортизацию, (аг =0.1), (2.16)
/> ИА= в×Агг – издержки из-запотерь электроэнергии, (2.17)
D – коэффициент приведения,учитывающий современные условия ,
в =0.65 [руб] –стоимость одного кВт×ч электроэнергии .
/>/>/>Агг= n× Px×8760+ 1/n× Pк×[0.6×(Sвн/Sн)2 +0.4×(Scн/Sн)2 +0.4×(Sнн/Sн)2]×tнб, (2.18)
где n – число трансформаторов,
tнб=6610.5 [ч] (см. п. 2.5) .
Проведём расчёты дляобоих вариантов:
/>1) Атг=2×17×8760+1/2×76[0.6(13.89/10)2+0.4(11.21/10)2+0.4(2.32/10)2]6610.5= =720301.1 [кВт×ч],
ИА=0.65 × 720301.1 =468195.7 [руб],
Иа =2×0.1×16.5×51=168.3 [тыс.руб], З1=0.15×51×2×16.5+468.19+168.3 = 888.85 [тыс.руб],
2)
/>Атг=2×21×8760+1/2×100(0.6(13.89/16)2+0.4(11.21/16)2+0.4(2.32/16)2]6610.5=585056.7 [кВт×ч],
ИА=0.65×585056.7=380286.855 [руб],
Иа =2×0.1×16.5×62 =204.6 [тыс.руб],
З2=0.15×62×2×16.5+380.3+204.6 = 891.8 [тыс.руб].
Так как затраты во второмварианте больше, чем затраты в первом варианте, то в этом случае, очевидно,выгоднее взять трансформаторы :
2´ТДТН-10000/110/35/10 .
3. КОМПАНОВКАРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО
УСТРОЙСТВА 110 кВ
3.1 Общиеположения
Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения,несущие конструкции и другие расстояния на ПС должны быть выбраны и установленытаким образом, чтобы:
1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки, нагрев,электрическая дуга не могли привести к повреждению оборудования и возникновениюКЗ или замыкания на землю, а также причинять вред обслуживающему персоналу;
2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки былаобеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;
3) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты,токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, заменеи ремонтам, без нарушения нормальной работы соседних цепей [4].
Во всех цепях распределительного устройства (РУ) должна бытьпредусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом,обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей,отделителей, трансформаторов тока и напряжения и тому подобное) каждой цепи отсборных шин, а также от других источников напряжения.
Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый инадежноработающий указатель положения (“включено”, “отключено”).
В открытом РУ (ОРУ), комплектном распределительном устройстве наружнойустановки (КРУН) должен быть предусмотрен нагрев масла масляных выключателей.
ОРУ ПС должно быть оборудовано стационарными заземляющими ножами, обеспечивающимив соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки безприменения переносных заземлений. Заземляющие ножи должны быть окрашены вчерный цвет. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут бытьприменены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовленыконтактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.
Сетчатое ограждение ОРУ должно иметь высоту над уровнем планировки 2 м;сетки должны иметь отверстия размером не менее 10510 мм и не более 25525 мм, а такжеприспособление для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений должнарасполагаться на высоте 0,1-0,2 м.
Компоновка и конструктивное выполнение РУ должны предусматриватьвозможность применения механизмов, в том числе специальных, для производствамонтажных и ремонтных работ.
3.2Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ 110 кВ
К основным факторам, определяющим конструкцию ОРУ относятся:
1) схемаэлектрических соединений;
2) уровеньноминального напряжения;
3) тип и габаритыэлектрооборудования;
4) число и порядокподключения присоединения;
5) компоновка ОРУ иего элементов.
При разработке компоновки ОРУ должны соблюдаться минимальные расстоянияот токоведущих частей до элементов ОРУ.
ОРУ выполняется по схемес одной секционированной системой шин. Рядом с трансформаторами размещенаавтодорога для проезда ремонтных механизмов. Габарит проезда должен быть неменее 4000 мм по ширине и высоте [4].
Минимальное расстояние отоснования фарфора аппарата до земли 2500 мм [4].
ОРУ 110 кВвыполнено с учетом наименьших расстояний от токоведущих частей до различныхэлементов ОРУ в свету, в соответствии с данными таблицы 9.4 [ 2 ].
Наименьшее расстояние отнеогражденных токоведущих частей до земли при наибольшем провисании проводовдолжно быть 3600 мм [4].
Основные размеры ОРУ 110кВ:
- расстояние отконтакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки,присоединенной ко второму контакту 1100 мм, принимаем 1500 мм;
- расстояние междупроводниками разных фаз 1000 мм, принимаем 1500 мм;
- расстояние междуосями элементов ячеек (трансформаторов, выключателей) 9000 мм, с тем, чтобыобеспечить расстояние 2900 мм между неогражденными частями различных цепей;
Длина ячейки ОРУ 110 кВсоставит 57 м, ширина 39 м. Получаем размеры 57539 м.
4. ВЫБОР ТИПА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА И ИЗОЛЯЦИИПОУСЛОВИЯМ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ
Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми. Также каки закрытые распределительные устройства (ЗРУ), ОРУ должны обеспечить надежностьработы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах насооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узловзаводского изготовления.
Изоляция электроустановок может загрязняться промышленными выбросами ватмосферу, в том числе зимой из дымовых труб электростанций, а в близи морейпроисходит загрязнение изоляции солями.
Различают шесть степеней загрязненности атмосферы:
1 степень – лес, тундра, лесотундра, поля, луга;
2 степень – сельскохозяйственные угодья, где применяются химическиеудобрения, промышленного района;
3-6 степени загрязнения – промышленные зоны в зависимости от видазагрязнения и расстояния от него до ПС.
По материалам метеостанций район города Виледь, где располагаетсяпроектируемая ПС, будет располагаться в условиях 2 степени загрязненияатмосферы. По воздействию на стальные и металлические конструкции степеньагрессивности атмосферы слабая, территория относится к зоне нормальнойвлажности.
В главе 3 перечислены факторы, определяющие конструкцию и выбор РУ.
Окончательно выбираю ОРУ 110 кВ исходя из степени загрязнения атмосферы(2) и количества присоединений (14), по схеме 2 блока с отделителями иавтоматической перемычкой со стороны линии.
ОРУ-35 кВ-одна секционированная выключателем система шин.
Для напряжения 10 кВ выбираю КРУН 10 кВ со шкафами серии К-37.
5. Расчёт токов короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называют всякое не предусмотренное нормальнымиусловиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное иличерез пренебрежимо малое сопротивление). Причинами КЗ являются механическиеповреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывов,набросов и схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персоналаи тому подобное.
Вследствие КЗ в цепяхвозникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя.Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети,электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.
Основная цель расчетасостоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелогорежима работы сети.
При трехфазном КЗ всефазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называютсимметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допускаяпри этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе [6].
Расчёт проводится для ожидаемогоуровня нагрузок в расчетный период.
Расчёт проводится длявыбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметровоборудования .
Введём ряд допущений,упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:
1. Линейность всехэлементов схемы ;
2. Приближенный учётнагрузок ;
3. Симметричность всехэлементов за исключением мест короткого замыкания;
4. Пренебрежениеактивными сопротивлениями, если X/R>3;
5. Токи намагничиваниятрансформаторов не учитываются;
Погрешность расчётов приданных допущениях не превышает 2-5% .
5.1Составление расчётной схемы замещения
Расчёт токов короткогозамыкания проводим в относительных единицах. Принимаем нормальный режим работыподстанции. Расчёт проводим для двух режимов: максимального и минимального .
Расчётные точки короткогозамыкания:
К1- на шинах ВН ,
К2- на шинах СН ,
К3- на шинах НН ,
К4- на конце воздушнойлинии, подключенной к шинам СН ( L=25.5км),
К5- на конце воздушнойлинии, подключенной к шинам СН ( L=15.0км),
К6- на конце воздушнойлинии, подключенной к шинам НН (L=19.5 км),
К7- на конце воздушнойлинии, подключенной к шинам НН (L=5.7 км),
К8- на шинах собственныхнужд.
/>/>
/>Рис.3 Схема замещения
5.2 Определение параметров схемы замещения
За базисную мощность прирасчёте в относительных единицах принимаем мощность системы :
Sб=Sкс=700 [МВА].
Определим базисные напряженияи токи ступеней напряжения:
/>/>/>/>/>/>ВН: Uб, вн=115 [кВ] ;
Iб, вн= Sб / 3 × Uб, вн = 700/( 3×115) = 3.5 [кА], (5.1)
/>/>/>СН: Uб,cн= Uб, вн×К т, вн-сн=115×38.5/115 =38.5 [кВ];
Iб,cн=700/( 3×38.5) =10[кА],
/> />/>НН: Uб, нн= Uб, вн×К т, вн-нн=115×11/115=11 [кВ];
Iб, нн= 700/( 3×11) = 37.7 [кА]
Параметры системы:
Z1=X1=U2н, ср×Sб/Sc×U2б, вн=1152×700/1152×700=1; (5.2)
E1=Eср /Uб, вн =115/115=1. (5.3)
Параметры воздушных линийВН:
Для двухцепной ВЛ-110“КЦБК-Ильинск” Lвн = 61.5 [км] :
X0=0.4 [Ом/км]; R0=0.249 [Ом/км] ;
X2= X3= X0×Lвн×Sб/U2б, вн=0.4×61.5×700/1152=1.3 ;
R2= R3= R0×Lвн×Sб/U2б, вн=0.249×61.5×700/1152=0.81 ;/> /> /> /> /> /> />
/>/> Z2=Z3 = X22+ R22 = 1.32+0.812=1.53 .
Параметры воздушных линийСН:
Для ВЛ-35 “Быково” Lсн = 20 [км] :
X0=0.432 [Ом/км]; R0=0.428 [Ом/км] ;
X10=X0×Lсн×Sб/U2б, сн =0.432×20×700/38.52=4.1 ;
R10=R0×Lcн×Sб/U2б,cн= 0.428×20×700/38.52=4.0 ;
/>/>Z10= Ö X102+R102 = Ö 4.12 + 4.02 = 5.76.
Для ВЛ-35 “Самино-I” Lсн = 25.5 [км] :
X11=X0×Lсн×Sб/U2б, сн=0.421×25.5×700/38.52=5.1 ;
R11=R0×Lcн×Sб/U2б,cн=0.306×25.5×700/38.52=3.7 ;
/>/> Z11= ÖX112+ R112 = Ö5.12+3.72 =6.3.
Для ВЛ-35 “Кошкино” L=15 [км].
X13=Х0×Lсн×Sб/U2б, сн=0.432×15×700/38.52=3.1;
R13=R0×Lcн×Sб/U2б,cн=0.306×15×700/38.52=3.05;
/>/>Z13= ÖX132+ R132 = Ö3.12+ 3.052 =4.35.
Параметры воздушных линийНН:
Для ВЛ-10 “Ильинск-I” Lнн = 5.7 [км] ;
ВЛ-10 “Ильинск-II” Lнн = 5.7 [км].
X0=0.44 [Ом/км]; R0=0.45 [Ом/км] ;
X16= X19=X0×Lнн×Sб/U2б, нн=0.44×5.7×700/112=1.18 ;
R16= R19=R0×Lнн×Sб/U2б, нн=0.45×5.7×700/112=1.21 ;
/>/>Z16= Z19= ÖX162+ R162 =Ö1.182+1.212=1.7 .
Для ВЛ-10 “Пузырёво” Lнн = 19.5 [км] :
ВЛ-10 “к/з Ленина” Lнн = 19.5 [км] :
X15 = X20 = X0×Lнн(в)×Sб/U2б, нн=0.44×19.5×700/112=4.05 ;
R15 = R30 =R0×Lнн(в)×Sб/U2б, нн=0.45×19.5×700/112=4.14 ;/> /> /> /> /> /> />
Z15=Z30= ÖX152+ R152 = Ö4.052+4.142 =5.8.
Для ВЛ-10 “к-з Заря” Lнн = 10 [км] :
ВЛ-10 “ Калинино” Lнн = 10 [км] :
X17 = X21 = X0×Lнн(в)×Sб/U2б, нн=0.44×10×700/112=2.07 ;
R17 = R21 =R0×Lнн(в)×Sб/U2б, нн=0.45×10×700/112=2.12 ;
/>/> Z17=Z21= ÖX172+ R172 = Ö2.072+2.122 =2.97.
Параметры силовыхтрансформаторов:
Xв=0.5/100(Uк, в-с+Uк, в-н-Uк, с-н)= 0.5/100(10.5+17.5-6.5)=0.11; (5.4)
Xс=0.5/100(Uк, в-с+Uк, с-н-Uк, в-н)= 0.5/100(10.5+6.5-17.5)= — 0.0025; (5.5)
Xн=0.5/100(Uк, в-н+Uк, с-н-Uк, в-с)= 0.5/100(17.5+6.5-10.5)=0.068; (5.6)
X4= X7= Xв×Sб×U2н, вн/Sн×U2б, вн =0.11×700×1152/10×1152=7.7 ;
Z4= Z7=X4 =7.7 ;
X5= X8= Xc×Sб×U2н,cн/Sн×U2б,cн = — 0.0025×700×38.52/10×38.52= — 0.175 ;
Z5= Z8=X5 = — 0.175 ;
X6= X9= Xн×Sб×U2н, нн/Sн×U2б, нн =0.068×700×112/10×112=4.76 ;
Z6= Z9=X6 =4.76 .
Параметры КУ:
Z19=X19=0.5×Sб×U2н, нн/Qку×U2б, нн =0.5×700×112/0.45×112=777; (5.7)
E2=E3»1.06 .
Параметры ТСН :
Z14= Z22= X14= X22;
X14= (Uк%/100)×Sб×U2н, нн/Sном, тр-ра×U2б, нн =(4.5/100)×700×112/0.1×112=500. (5.8)
Все сопротивления схемызамещения сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1
Значениясопротивлений схемы замещения
N0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 О.е. 1 1.53 1.53 7.7 — 0.175 4.76 7.7 -0.175 4.76 5.76 6.3
N0 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 О.е. 6.3 4.35 500 5.8 1.7 2.97 777 1.7 5.8 2.97 500
Таблица 5.2 Значения ЭДС
Е1 1.00
Е2 1.06
5.3 Расчёттоков КЗ
Расчёт проводится длядвух режимов: максимальный и минимальный
За минимальный режимпринимаем режим с нормально отключенными секционными выключателями.
За максимальный режимпринимаем режим со включенными секционными выключателями.
Точка К1
Максимальный режим (см.рис.4)
/>
Рис.4
Zэкв1=(Z2×Z3)/(Z2+Z3)=1.53×1.53/3.06=0.765 ,
Zэкв2= Zэкв1+ Z1=0.765+1=1.765,
Zэкв3= (Z4+ Z6)(Z7+Z9) / (Z4+ Z6+ Z7+Z9)= =(7.7+4.76) (7.7+4.76) / (7.7+7.7+4.76+4.76)=6.23,
Zэкв4= Z18+ Zэкв3 =777+6.23 =783.23 ,
Еå= (E1Zэкв4+E2Zэкв2)/(Zэкв4+Zэкв2)= (1×783.23 + 1.06×1.765)/(783.23+1.765)=1.00
Zå= (Zэкв4× Zэкв2)/(Zэкв4 + Zэкв2)=783.23×1.765/(783.23+1.765)=1.761 ,
Отсюда ток КЗ
I*(3)К1= Еå/ Zå=1.00/1.76=0.57, (5.9)
I(3)К1= I*(3)К1×Iб, вн= 0.57×3.5=1.99 [кА]. (5.10)
Ударный ток
/>
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К1=1.414×1.6×1.99=4.5 [кА], (5.11)
где Куд =1.6 дляТа=0.02 [с] ( справочная величина ) ;
Минимальный режим (см.рис.5)
Z2
/>
E1 Z1 Z4 Z6 Z19 E2
Z3
Рис.5
Zэкв1=Z4+Z6+Z18 = 7.7+4.76+777= 789.46 ,
Zэкв2= (Z2/2)+Z1 = (1.53/2)+1=1.765 ,
E2=1.06, E1=1,
Еå=(E1Zэкв1+E2Zэкв2)/(Zэкв1+Zэкв2)=(1×789.46+1.06×1.765)/(789.46+1.765)=1.00,
Zå= (Zэкв1× Zэкв2)/(Zэкв1 + Zэкв2 )= 789.46×1.765/(789.46+1.765)=1.761,
I*(3)К1= Еå/ Zå=1.00/1.761=0.57,
I(3)К1= I*(3)К1×Iб, вн= 0.57×3.5=1.99 [кА] ,
/>
iуд = 2 ×Куд×I(3)К1=1.414×1.6×1.99=4.5 [кА] .
Точка К2 :
Максимальный режим
Zэкв1= Zэкв1+( Z2×Z6)/(Z2+Z3)=1+0.765=1.765,
Zэкв2= Z18+(Z6×Z9)/(Z6+Z9)=777+ (4.76×4.76)/(4.76+4.76) = 779.38 ,
Z'экв3= (Zэкв3×Zэкв2)/(Zэкв3+Zэкв2) = (5.615×779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,
Еå=(Е1×Zэкв3+Е2×Zэкв1)/(Zэкв3+Zэкв1)=(1×5.615+1.06×1.765)/(5.615+1.765)=1.01 ,
Zå= (Zэкв5× Zэкв8)/(Zэкв5 + Zэкв8)= [-0.175×48.8(-0.175)]/(-0.175-0.175)=-0.087 ,
Zå=Zэкв4+Zэкв5=5.57-0.087=5.48 ,
I*(3)К2= Еå/ Zå=1.01/5.48=0.184,
I(3)К2= I*(3)К2×Iб, сн= 0.184×10.5=1.932 [кА],
/>
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К2=1.414×1.6×1.932=4.37 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1=1.765 (см.макс. режим в точке К2)
Zэкв3=Zэкв1+Z4=1.765+7.7=9.465,
Еå=(Е1×Zэкв2 + E2Zэкв1)/(Zэкв2 + Zэкв1) = (1.00×781.76 + 1.06×1.765)/(781.76 + 1.765)=1.0
Zå= Z5+ (Zэкв3× Zэкв2)/(Zэкв3+Zэкв2) = — 0.175 + (9.465×781.76)/(9.465+781.76) = 9.176
I*(3)К2= Еå/ Zå=1.00/9.176=0.11 ,
/>/>I(3)К2= I*(3)К2×Iб, сн= 0.11×10.5=1.14 [кА],
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К2=1.414×1.6×1.14=2.59 [кА] .
Точка К3:
Максимальный режим
Zэкв1= (Zэкв2× Zэкв3)/ (Zэкв2+ Zэкв3) + Z1=0.765+1=1.765,
Zэкв2=Zэкв1+( Zэкв4+ Zэкв6 )( Zэкв7+ Zэкв9)/( Zэкв4+ Zэкв6+ Zэкв7+ Zэкв9 ) =
=1.765+(7.7+4.76)(7.7+4.76)/(7.7+7.7+4.76+4.76)=8.0,
Еå= (E1Zэкв18+E2Zэкв2)/(Zэкв18+Zэкв2)= (1.00×777+1.06×6.18)/(777+6.18)= 1.00 ,
Zå= (Zэкв2 × Zэкв18)/(Zэкв2 + Zэкв18)=(8.0×777)/(8.0+777)=7.92 ,
I*(3)К3= Еå/ Zå=1.00/7.92=0.12 ,
I(3)К3= I*(3)К3×Iб, нн= 0.12×37.7=4.70 [кА],
/>
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К3=1.414×1.6×4.70=10.6 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1 = Zэкв1 + Zэкв4 + Zэкв6 + (Zэкв2× Zэкв3)/(Zэкв2+Zэкв3 )=1 + 7.7 + 4.76 + 0.76=14.23,
Еå=(E1× Z18+E2×Zэкв1)/( Z18+ Zэкв1)=(1.00×777+1.06×14.23)/(777+14.23)=1.00 Zå=(Zэкв1× Zэкв18)/(Zэкв1 + Zэкв18)= (14.23×777)/(14.23+777)=13.97 ,
I*(3)К3= Еå/ Zå=1.00/13.97= 0,07
I(3)К3= I*(3)К3×Iб, нн= 0.07×37.7=2.7 [кА];
/>
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К3=1.414×1.6×2.7 = 6.1 [кА] .
Точка К4:
Максимальный режим
Zэкв1 = Zэкв1+(Z2×Zэкв3)/(Zэкв2+Zэкв3) = 1+0.765=1.765,
Zэкв2 = (Z4×Z7)/(Z4+Z7) + Zэкв1=(7.7×7.7)/(7.7+7.7)+1.765=5.615 ,
Zэкв3 = Z18 + (Z6×Z9)/(Z6+Z9)=777+(4.76 × 4.76)/(4.76+4.76)=779.38 ,
Zэкв4 = (Z2 ×Z3)/( Z2+Z3)=(5.615×779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,
Еå= (E1Zэкв3 + E2Zэкв2)/ (Zэкв3 + Zэкв2)= (1.00×779.38 + 1.06×5.615)/(779.38 + 5.615)= 1.0
Zå= Zэкв5+ Zэкв4+ Z11=-0.087+5.57+6.3=11.78 ,
I*(3)К4= Еå/ Zå=1.0/11.78=0.085 ,
I(3)К4= I*(3)К4×Iб, сн= 0.085×10.5=0.89 [кА],
/>/>/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К4=1.414×1.6×0.89 = 2.0 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1= Z1+( Z2× Z3 )/( Z2+ Z3)+ Z4=1+0.765+7.7=9.47 ,
Zэкв2= Z18+ Z6 =777+4.76=781.76
Еå=(E2×Zэкв1 +E1Zэкв2 )/(Zэкв1+Zэкв2)=(1.06×9.47+1×781.76)/(9.47+781.76)=1.00
Zå=(Zэкв1×Zэкв2)/(Zэкв1+Zэкв2)+Z5+Z11=(9.47×781.76)/(947+781.76)+(-0.175)+6.3= =15.48 ,
I*(3)К4= Еå/ Zå=1.00/15.48=0.065 ,
/>/>I(3)К4= I*(3)К4×Iб, сн= 0.065×10.5=0.68 [кА],
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К4=1.414×1.6×0.68=1.53 [кА] .
Точка К5:
Максимальный режим
Zэкв1 = Z1+(Z2×Z3)/(Z2+ Z3)= 1+0.765=1.765 ,
Zэкв2= (Z4× Z7 )/( Z4 + Z7)+Zэкв1=(7.7×7.7)/(7.7+7.7)+1.765=5.615 ,
Zэкв3= Z18+(Z6×Z9)/( Z4+ Z4)=777+(4.76×4.76)/(4.76+4.76)=779.38 ,
Zэкв4= (Zэкв2× Zэкв3)/( Zэкв2+ Zэкв3)=(5.615×779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,
Zэкв5=( Z5× Z8)/( Z5+ Z8)=[(-0.175)×(-0.175)]/[(-0.175)+(-0.175)]=-0.087,
Еå= 1.00 (см.максим.режим К4)
Zå= Zэкв4+ Zэкв5+ Zэкв13=5.57+(-0.087)+4.35=9.83,
I*(3)К5= Еå/ Zå=1.00/9.83=0.102 ,
I(3)К5= I*(3)К5×Iб, сн= 0.102×10.5=1.07 [кА];
/>/>/>iуд= 2 ×Куд×I(3)К5=1.414×1.6×1.07=2.4 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1= Z1+(Z2 ×Z3)/( Z2+ Z3)=1.765 (см.максим.режим К5) ;
Zэкв2= Z4+ Z6+ Z18=7.7+4.76+777=789.46 ,
Zэкв3=( Zэкв1× Zэкв2)/( Zэкв1+ Zэкв2)=(1.765×789.46)/(1.765+789.46)=1.76, Еå=(E1Zэкв2+E2Zэкв1)/(Zэкв2+Zэкв1) = (1.0×789.46+1.06×1.765)/(789.46+1.765)=1.0 ,
Zå= Zэкв3+ Z7+Z8+Z13=1.76+7.7+(-0.175)+4.35=13.63 ,
I*(3)К5= Еå/ Zå=1.0/13.63=0.073 ,
/>/>I(3)К5= I*(3)К5×Iб, сн= 0.073×10.5=0.77 [кА],
/>iуд= 2 ×Куд×I(3)К5=1.414×1.6×0.77=1.74 [кА].
Точка К6:
Максимальный режим
Zэкв1=1.765 (см.максим.режим К5),
Zэкв2=[(Z4+Z6)×( Z7+Z9)]/( Z4+ Z6+ Z7+ Z9)+Zэкв1 = =[(7.7+4.76)×(7.7+4.76)]/(7.7+4.76+7.7+4.76)+1.765=8.0,
Еå= (E1Z18+E2Zэкв2)/( Z18+ Zэкв2)=(1.0×777+1.06×8.0)/(777+8.0)= 1.00 ,
Zå= Z15+(Zэкв2×Z18)/(Zэкв2+Z18)=5.8+7.92=13.72 ,
I*(3)К6= Еå/ Zå=1.00/13.72=0.073 ,
/> I(3)К6= I*(3)К6×Iб, нн= 0.073×37.7=2.75 [кА],
/>/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К6=1.414×1.6×2.75=6.2 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,
Zэкв2= Z4+ Z6+ Zэкв1= 7.7+4.76+1.765=14.23,
Еå=(E1×Z18+E2Zэкв2)/( Z18+ Zэкв2)=(1.00×777+1.06×14.23)/(777+14.23)=1.00,
Zå=Z16+(Zэкв2× Z18)/( Zэкв2+ Z19)=5.8+(14.23×777)/(14.23+777)=19.77 ,
I*(3)К6= Еå/ Zå= 1.00/19.77= 0.05 ,
I(3)К6= I*(3)К6×Iб, нн= 0.05×37.7=1.9 [кА],
/>iуд = Ö2 ×Куд×I(3)К6=1.414×1.6×1.9=4.3 [кА] .
Точка К7:
Максимальный режим
Zэкв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,
Zэкв2=8.0 (см.максим.режим К6) ,
Еå= 1.00 (см.максим.режим К6) ,
Zå= Z16+(Zэкв2× Z18)/( Zэкв2+ Z18 )=1.7+7.92=9.62 ,
I*(3)К7= Еå/ Zå= 1.00/9.62=0.1 ,
/>/>/>I(3)К7= I*(3)К7×Iб, нн= 0.1×37.7=3.92 [кА],
iуд = 2 ×Куд×I(3)К7=1.414×1.6×3.92=3.92 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1= 1.765 (см максим.режим К5) ,
Zэкв2=14.23 (см.миним.режим К6) ,
Еå= 1.00 (см.миним.режим К6) ,
Zå=Z16+(Zэкв2×Z18)/(Zэкв2+Z18)=1.7+(14.23×777)/(14.23+777)=15.67 ,
I*(3)К7= Еå/ Zå= 1.00/15.67=0.064 ,
I(3)К7= I*(3)К7×Iб, нн= 0.064×37.7=2.4 [кА],
/>/>/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К7=1.414×1.6×2.4=5.44 [кА] .
Точка К8:
Максимальный режим
Zэкв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,
Zэкв2= 8.0 (см.максим.режим К6) ,
Еå= 1.00 (см.максим.режим К6) ,
Zå= 7.92+500=507.92 (см.максим.режимК7) ,
I*(3)К8= Еå/ Zå=1.00/507.92=0.002 ,
/>/>I(3)К8= I*(3)К8×Iб, нн= 0.002×37.7=0.07 [кА],
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К8=1.414×1.6×0.07=0.158 [кА] .
Минимальный режим
Zэкв1=1.765 (см.миним.режим К6) ,
Zэкв2 =14.23 (см.миним режим К6) ,
Еå= 1.00 (см.миним.режим К6) ,
Zå=500+13.97=513.97 (см.миним.режимК6),
I*(3)К8= Еå/ Zå= 1.00/ 513.97=0.002
/>/>I(3)К8= I*(3)К8×Iб, нн= 0.002×37.7=0.07 [кА] ,
/>iуд = 2 ×Куд×I(3)К8=1.414×1.6×0.07=0.158 [кА] .
Таблица 5.1
Результаты расчета токовкороткого замыкания
N0 точки КЗ
I(3)к,max
кА
I(3)к,min
кА
iуд,max
кА
iуд,min
кА К1 1.99 1.99 4.5 4.5 К2 1.93 1.14 4.37 2.59 К3 4.7 2.7 10.6 6.1 К4 0.89 0.68 2.0 1.53 К5 1.07 0.77 2.42 1.74 К6 2.75 1.9 6.2 4.3 К7 3.92 2.4 8.86 5.44 К8 0.07 0.07 0.158 0.158
6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ, ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН
Электрическиеаппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации втрех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, котораядля некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткогозамыкания (КЗ).
Вдлительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройствобеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.
Врежиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрическихустановок обеспечивается ограничением значения и длительности повышениянапряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальнаяработа электрических установок за счет запаса мощности.
Врежиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройствобеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиямтермической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителейи выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающейспособности.
Впроекте предусмотрена установка вакуумных выключателей серии ВВ/TEL в КРУН-10.
Выключателивакуумные серии BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей сизолированной нетралью при нормальных и аварийных режимах рабрты в сетяхпеременного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением U=6-10кВ.
Вакуумныйвыключатель (ВВ) — это коммутационный аппарат нового поколения, в основепринципа действия которых лежит гашение возникающей при размыкании контактовэлектрической дуги в глубоком вакууме, а фиксация контактов вакуумныхдугогасительных камер(ВДК) в замкнутом положении осуществляется за счетостаточной индукции приводных электромагнитов(“магнитная защелка“).
Отличительнаяособенность конструкций ВВ/TEL по сравнению страдиционными коммутационными аппаратами в том, что соосность электромагнитногопривода и ВДК в каждом полюсе ВВ, которые механически соеденены между собойобщим валом.
Оригинальностьконструкции ВВ/TEL позволила достичь следующихпреймуществ по сравнению с другими коммутационными аппаратами:
- высокий механический и коммутационный ресурс;
- малые габариты и вес;
- небольшое потребление энергии по цепям управления;
- возможность управления по цепям постоянного, выпрямленного и переменногооперативного тока;
- простота встраивания в различные типы КРУ и КСО и удобство организациинеобходимых блокировок;
- отсутствие необходимости ремонта в течении всего срока службы;
- доступная цена.
Благодарясвоим преймуществам BB/TELшироко применяется во вновь разрабатываемых (КРУ, КСО, КРН), а также дляреконструкции ячеек КРУ, находящихся в эксплуатации и имеющих в своем составена момент реконструкции выключатели других конструкций, которые устарелиморально и физически.
Отделителизаводского изготовления на стороне 110 кВ, в перемычке переделываются дляработы “на включение”. Такая схема с автоматической перемычкой болеепредпочтительна, т.к. она обеспечивает надежное электроснабжение потребителейпри повреждениях на линиях, которые возникают гораздо чаще, чем повреждениетрансформаторов.
6.1 Выбор выключателей, разъединителей, отделителейи короткозамыкателей
Выключатели выбираются пономинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы,конструктивному исполнению и отключающим способностям
Выбор выключателейпроизводится:
1) по напряжению Uном ³Uсети, ном,
2) длительному току Iном ³Iраб,max,
3) по отключающейспособности.
Проверяется возможностьотключения периодической составляющей тока короткого замыкания
/>
/> tа,t£ tа, норм = 2×bнорм×Iоткл норм (6.1)
/>допускается выполнение условия
/>/> Ö2×(1+bнорм)Iоткл норм > tк,t=Ö 2 ×Iп,t+tа,t,(6.2)
где bнорм – нормативное процентное содержаниеапериодической составляющей в токе отключения;
t — наименьшее время от началакороткого замыкания до момента расхождения контактов:
t=tз, мин+tсоб, (6.3)
где tз, мин =0.01 – минимальное время действиязащиты ;
tсоб – собственное время отключения выключателя .
На электродинамическуюстойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткогозамыкания:
I(3)кз £ Iпр, скв; iпр, скв=iдин>iуд, (6.4)
где Iпр, скв – действительное значениепредельного сквозного тока короткого замыкания;
I(3)кз – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыканияв цепи выключателя.
На термическую стойкостьвыключатель проверяется по тепловому импульсу
I2терм, норм ×tтерм, норм ³ Bк, (6.5)
где I2терм, норм – предельный ток термическойстойкости;
tтерм, норм – нормативное время протеканияпредельного тока термической стойкости.
6.1.1Выбор аппаратуры на стороне ВН
Тепловой импульс токакороткого замыкания определяется по формуле:
Bк= (I(3)к,max)2×(tоткл+Та), (6.1.1)
где Та= 0.02 [c];
tоткл – справочная величина
tоткл= tр.з.осн+ tв.откл, (6.1.2)
где tр.з.осн – время действия основной релейнойзащиты;
tв.откл – полное время отключениявыключателя.
Iвнраб,max= Sр / Ö 3 ×Uвн(6.1.3)
Iвнраб,max= 11.6×103/1.732×110= 60.9 [A]
Выбор и обоснование разъединителей,отделителей и короткозамыкателей на стороне ВН приведены в таблице 6.1.
6.1.2Выбор аппаратуры на стороне С
/>
Iснраб,max= Sр / Ö3 ×Uсн= 9.3×103/1.732×35=154.0 [A]
Выбор и обоснованиеаппаратуры на стороне СН приведены в таблице 6.2
Выбор секционноговыключателя и разъединителей на стороне СН:
(секционный выключательмарки С-35М уже был установлен в плане строительства первой очереди):
/>
Iснраб,max= Sр/ Ö 3 ×2×Uсн= 77 [A] (6.1.4)
Выключатель иразъединители выберем те же (см.таблицу 6.2)
Выбор аппаратуры налиниях СН:
/>Iснраб,max= Sр/ Ö 3 ×4×Uсн= 9.3×103/4×1.732×35=38.5 [A].
Выключатели иразъединители возьмём такие же, что и в таблице 6.2.
6.1.3Выбор аппаратуры на стороне НН
/>/>на вводе Iннраб,max= Sр /Ö 3 ×Uнн= 2000/1.732×10=115.5 [A].
В вводной ячейкемонтируем вакуумный выключатель серии BB/TEL.
Выбор и обоснованиеприведены в таблице 6.3.
Выбор секционноговыключателя :
Iннраб,max= Sр / Ö3 ×2×Uнн= 2000/2×1.732×10=57.7 [A] .
Выключатель возьмём такойже, что и в таблице 6.3.
Таблица 6.1
Выбор аппаратуры на стороне ВН (110 кВ )
Условия
выбора
Численное
Значение РЗД-2-110/1000 УХЛ1 ОДЗ-1-110/1000 УХЛ1 КЗ-110УХЛ1
Uном ³Uсети
Uсети =110кВ
Uном=110кВ
Uном=110 кВ
Uном=110 кВ
Iном³Iраб,max
Iраб,max=60.9А
Iном=1000 А
Iном =1000А -
Iоткл ³ Iкз
Iкз=1.99 кА - - -
iпр.скв³iуд
iуд=4.5 кА
iпр.скв=80кА
iпр.скв=80кА
iпр.скв=51кА
I2×t ³Bк
Bк=11.9 кА2с
I2×t=2977кА2с
I2×t=2977кА2×с
I2×t=1200кА2с
Таблица 6.2
Выбор аппаратуры на стороне СН (35 кВ ) Условия выбора Численное значение РЗД-2-35/1000 УХЛ1 С-35М-630-10 У1
Uном ³Uсети
Uсети =35 кВ
Uном=35 кВ
Uном=35 кВ
Iном ³Iраб,max
Iраб,max=154 А
Iном =1000 А
Iном =630 А
Iоткл ³ Iкз
Iкз=1.93 кА -
Iоткл=10 кА
iпр.скв³iуд
iуд=4.37 кА
iпр.скв=63 кА
iпр.скв=26 кА
I2×t ³Bк
Bк=11.2 кА2с
I2×t=625 кА2с
I2×t=300 кА2с
Таблица 6.3
Выбор аппаратуры на стороне НН (10 кВ )
Условия
выбора
Численное
Значение BB/tel-10-12.5/630У3
Uном³Uсети
Uсети =10 кВ
Uном=10кВ
Iном³Iраб,max
Iраб,max=115.5А
Iном =630А
Iоткл ³ Iкз
Iкз=4.7 кА
Iоткл=12.5кА
iпр.скв³iуд
iуд=10.6 кА
Iпр.скв=12.5 кА
I2×t ³Bк
Bк=66.3кА2с -
6.2 Выбортрансформаторов тока и напряжения
6.2.1Выбор трансформаторов тока
На стороне 110 кВ длясилового трансформатора выбираем встроенные в трансформатор ТТ (см. таблицу6.3).
Количество ТТ на один ввод:2 штуки.
На стороне 35 кВ выбираемвстроенные в выключатель ТТ, выбор и обоснование которых приведены в таблице6.4. Количество ТТ на выключатель 12 штук.
На стороне 10 кВ выбор иобоснование ТТ представлен в таблице 6.5
Таблица 6.4
Выбор ТТ на стороне ВН (110 кВ )
Условия
выбора
Численное
Значение
ТВТ-110-I-150/5
(для силового тр-ра)
Uном ³Uсети
Uсети =110 кВ
Uном=110 кВ
Iном ³Iраб,max
Iраб,max=60.9А
Iном =150 А
iдин³iуд
iуд=4.5 кА
iдин=20 кА
I2×t ³Bк
Bк=11.9 кА2×с
I2×t=133 кА2×с
Таблица 6.5
Выбор ТТ на стороне СН (35 кВ )
Условия
Выбора
Численное
значение На вводе секционный на линии ТВ-35-III- 300/5 ТВ-35-III-300/5 ТФЗМ-35А-У1-150/5
Uном³Uсети
Uсети =35 кВ
Uном=35 кВ
Uном=35 кВ
Uном=35 кВ
Iном³Iраб,m
Iраб,max=154/ 77/38.5 А
Iном =200 А
Iном =100 А
Iном =75 А
iдин³iуд
iуд=4.37 кА
iдин=10 кА
iдин=10 кА
iдин=15 Ка
I2×t ³Bк
Bк=11.2кА2с
I2×t=400кА2с
I2×t=400кА2с
I2t=15.9кА2с
Таблица 6.6
Выбор ТТ на стороне НН (10 кВ)
Условия
выбора
Численное
значение на вводе ТЛМ-10- 2УЗ
Численное
Значение на линиях ТЛМ-10-2УЗ
Uном ³Uсети
Uсети =10 кВ
Uном=10 кВ
Uсети =10 кВ
Uном=10 кВ
Iном ³Iраб,max
Iраб,max=115 А
Iном =200 А8
Iраб,max= 20А
Iном =100 А
iдин³iуд
iуд= 10.6 кА
iдин=52 Ка
Iуд=2.4 кА
iдин=17.6 кА
I2×t ³Bк
Bк=66.3 кА2×с
I2×t=306кА2с
Bк=46.1кА2с
I2×t=119кА2с
Условия
выбора
Значение для секционного
ТТ ТЛМ-10-2УЗ
ТВТ-I-10-600/5
(встроенный в тр-р)
Uном ³Uсети
Uсети =10 кВ
Uном=10кВ
Uном=10 кВ
Iном ³Iраб,max
Iраб,max=57.7 А
Iном =100 А
Iном =600 А
iдин³iуд
iуд=10.6 кА
iдин=17.6Ка
iдин=85.5 кА
I2×t ³Bк
Bк=66.3 кА2×с
I2×t=119.1кА2×с
I2×t=2350 кА2×с /> /> /> /> /> /> /> />
6.2.3Выбор трансформаторов напряжения
Условие выбора ТН:
Uном ³Uсети (6.2.1).
В данномпроекте на место деионтируемых трансформаторов напряжения марки ЗНОМ-35 иНТМИ-10 устанавливаются НАМИ-35 и НАМИ-10.Этот тип трансформатора напряженияявляется масштабным измерительным преобразователем и предназначен для выработкисигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов ицепей учета, защиты и сигнализации в сетях 10-35 кВ с изолированной нейтралью.В отличие от НТМИ-НАМИ, благодаря антирезонансным свойствам имеет повышеннуюнадежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю.Дляобеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительныхмер со стороны потребителя.
ТНподключаются через предохранители- на 35 кВ-типа ПКТ-102-35-20-8У3:
Uном=35 кВ, Iном пр.=50 А, Iоткл.ном=2.5 кА; на 10кВ ПКТ-104-10-200-12.5У3: Uном=10кВ, Iном пр.=50 А, Iоткл.ном=2.5 кА.
Выбор ТН представлен втаблице 4.7
Таблица 6.7 Выбор ТН Тип ТН
Uном, кВ
Uном1, кВ
Uном2, В
Uном.доп, В
Sном, ВА (0.5)
Sпред, ВА НКФ-110-83У1 110 110/Ö3 100/Ö3 100 400 2000 НАМИ-35-УХЛ1 35 35/Ö3 100/Ö3 100/3 150 1200 НАМИ-10-УХЛ1 10 10 100 100/3 120 1000
Для РУНН-10 кВ выбираем камерывысоковольтных сборных РУ серии К-37, с одной системой шин, одностороннего обслуживанияна напряжение до 110 кВ и ток до 1000 А с вакуумным выключателем серии BB/TEL-10 и приводом к ним типа БУ/TEL-220-10. Т.к.привод взаимозаменяемый с существующимипружинномоторными и электромагнитными приводами (ПЭ-11, ПП-61, ППО-10 ит.п.), то адаптация цепей РзиА этих ячеек к работе с выключателями BB/TEL-не требуется.
Аппаратура первичной коммутацииразмещена в пределах камеры. Сборные шины вне камеры. Разъединители и выключателинагрузки со стационарными заземляющими ножами и блокировками.
6.3 Выбороборудования установленного в нейтрали трансформаторов
В нейтралитрансформатора, на стороне 35 кВ устанавливаются:
1. Ограничителиперенапряжения (ОПН);
2. Дугогасительнаякатушка;
3. Заземляющийразъединитель марки ЗОН-110 М-1-У1;
4. Трансформаторы токаТВТ-35-1-300/5.
4.3.1Выбор ограничителей перенапряжения
Ограничитель перенапряжения (ОПН)-это защитный аппарат,состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления, заключенного визоляционную покрышку.Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенныхваристоров. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности еговыбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не черезискровой промежуток.
Создание ограничителейперенапряжения позволило отказатся от дорогостоящих и ненадежных искровыхпромежутков, значительно (на 30-50%) снизить уровень ограничения коммутационныхперенапряжений, в 2-3 раза улучшить массово-габаритные показатели защитныхаппаратов.
Специалистямипредрприятия “Таврида Электрик” разработаны типовые “Рекомендации по выбору иприменению ограничителей перенапряжений”.По желанию потребителя выборнеобходимых ОПН может быть выполнен специалистами предприятия-изготовителя, чтои было сделано при выполнении проекта.
Условие выбораограничителей перенапряжения:
Uном =Uсети (6.3.1)
Параметры ОПНпредставлены в таблице 6.8
Таблица6.8
Параметры и техническиеданные ограничителей перенапряжения Тип ОПН
ОПН-У/TEL
110/70
ОПН-Т/TEL
35/40.5
ОПН-Т/TEL
10/10.5 Класс напряжения сети
Uном =110 кВ
Uном =35 кВ
Uном =10 кВ Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение
Uдлит.доп =70 кВ
Uдлит.доп =40.5 кВ
Uдлит.доп=10.5 кВ Номинальный разрядный ток, при импульсе 8/20мкс
Iном.разр=10 кА
Iном.разр=10 кА
Iном.разр=10 кА Максимальная амплитуда импульса тока 4/10мкс
Iампл =100 кА
Iампл =100 кА
Iампл =100 кВ
В нейтраль главногопонизительного трансформатора ставим разрядники ОПН-Т/TEL 35/38.5 и OПН-Т/TEL 10/10.5.
6.3.2Выбор дугогасительной катушки
Задача эксплуатациидугогасительной катушки (ДК) состоит в том, чтобы уменьшить ток замыкания наземлю и тем самым обеспечить быстрое погасание заземляющей дуги. При значениетока КЗ в изолированной нейтрали более 10 А повляется необходимость установкиДК.
Произведем расчет однофазноготока короткого замыкания на землю в сети 35 кВ.
В сетях с изолированнойнейтралью в точке замыкания фазы на землю проходит ток, равный геометрическойсумме емкостных токов неповрежденных фаз:
Ic=3×Uфjw×C , (6.4.1)
где Iс-ток замыкания на фазу, А;
С=С0×l-емкостьсети, Ф;
w=2p¦-угловаячастота, с-1.
С0=в0×10-6/2p¦, (6.4.2)
где в0-удельная проводимость сети, (в0=2.65см).
ДляВЛ-35 “Самино-1”, “Самино-2”:
С0=2.65×10-6/(2×3.14×50)=8.44×10-9 [Ф/км] ,
С=25.5×8.44×10-9=2.15×10-7 [Ф] ,
Ic=3×(35000/Ö3)×314×2.15×10-7=4.1 [А].
Аналогичнымспособом определим Icдля остальных ВЛ-35 кВ:
Для ВЛ-35 “Быково”: С0=8.44×10-9 Ф/км, С=1.5×10-7 Ф, Iс=2.86 А;
Для ВЛ-35 “Кошкино”: С0=8.44×10-9 Ф/км, С=1.16×10-7 Ф, Iс=2.2 А;
åIc=4.1+4.1+2.86+2.2=13.26А>10A.
Таким образом необходимаустановка дугогасительной катушки.
Параметры катушкиприведены в таблице 6.9
Таблица 6.9 Параметрыдугогасящей катушки Тип Типовая мощность, кВ×А Номинальное напряжение сети, кВ Номинальное напряжение реактора, кВ Предельный ток реактора, А
Трансформатор
тока Масса, кг Тип Масла Общая РЗДСОМ-310/35У1 310 35 38.5/Ö3 25 ТВ-35-III-200/5У2 880 2100
6.4 Выборшин
6.4.1Выбор шин на стороне 110 и 35 кВ
Так как расширяемаяподстанция блочного типа, то вся ошиновка оборудования выполняется изаллюминиевых труб, которые расчитывает и поставляет предприятие-изготовитель, всвязи с этим расчет ошиновки выполненных из аллюминевых труб в проекте невыполняется .
Согласно расчетампредприятия-изготовителя на стороне 110 кВ устанавливаем аллюминиевые трубынаружным диаметром 16 мм, при этом Iдоп=295А>61А;
На стороне 35 кВустанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 20 мм, при этом Iдоп=345А>154А.
6.4.2Выбор шин на стороне 10 кВ
Iннраб,max=115.5 [A],
/>/>gмин= Ö Вк /ct= Ö66.3×106 /90=90.47 [мм2].
Сборные шины выполнимжесткими алюминиевыми.Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольногосечения размером b´h=50´5 мм:
Iдоп=665 А> Iннраб,max=115.5 A,
условие по допустимомутоку выполняется.
Площадь поперечного сечения: S=2.49 cм2 ,
масса 1 м шины :0.672 кг (табл.7.2[2]).
Механическая система: двеполосы-изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц,чтобы не произошло резкого увеличения усилий в результате механическогорезонанса.Исходя из этого первое условие выбора пролёта:
/>
l £ 0.133×10-2 ×4 Ö E× Jn /mn, (6.4.3)
где Jn=b×h3/12 – момент инерции полосы;
mn= 2.152 кг/м;
E=7×1010 Па – модульупругости.
Второе условие выборатакое, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ не вызывалисоприкосновение полос:
/>/>l n £ 0.216×Öаn/ iуд× 4 Ö E× Jn /кср, (6.4.4)
где кср=0.47;
аn=2×0.8=1.6 см – расстояние между осями полос.
По первому условию
Jn=b×h3/12=5×0.53/12=0.34,
/>тогда l=0.133×10-24 Ö 7×1010×0.05/0.672 =0.36 [м].
По второму условию/> /> /> /> /> /> />
l n=0.216× Ö1.6/ 10.6×103 ×4Ö 7×1010×0.05/0.47 =0.78 [м]
Принимаем l n=0.36 м ,
тогда число прокладок впролете n=l / l n-1, где l=1.2 м
n=1.2/0.36 – 1=2.3 принимаем n=2
При двух прокладках впролете, расчетный пролет
l n=l /n+1=1.2/3=0.4 [м].
Определим силувзаимодействия между полюсами:
fn= (iуд2×кср/4×h) ×10-7, (6.4.8)
fn= ((10.6×103)2×0.47/4×0.005) ×10-7=264.05 [Н/м].
Напряжение в материалеполос:
fn × l n2
/> sn= (6.4.9)
12× Wn
где Wn= h2×b/6 – момент сопротивления однойполосы;
Wn= 0.52×5/6=0.21, тогда
sn =264.05×0.42/12×0.21=16.76 [МПа].
Напряжение в материалешин от взаимодействия фаз:
/>l2×iуд2
/>sф= Ö3 ×10-8 , (6.4.10)
а× Wср
где Wср = h2×b/3 – момент сопротивления;
Wср = 0.52.5/3=0.42,
а=0.8 – расстояние междуфазами.
sф=1.732×10-8×1.22×10.62×106/0.8×0.42=8.3 [МПа],
шины остаются механическипрочными, если
sрасч=sn+sф£sдоп; (6.4.11)
sдоп=75 [МПа],
sрасч=16.76+8.3=25.1
7. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ ЗАЗЕМЛЕНИЯИ МОЛНИЕЗАЩИТЫ
При расчёте молниезащиты используетсяметодика из [3]. Принимаем высоту молниеотвода h=50 м ,(см.рис.6)
Зона защиты одиночного стержневогомолниеотвода
/> О
/>
/>/> О’
K rx M/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
B B’ C A’ A
Рис.6
Длина отрезков: CA’=CB’=0.75×h=0.75×50=37.5 [м],
Расстояние: CO’=0.8×h=0.8×50=40 [м],
Длина отрезков: CA=CB=1.5×h=1.5×50=75 [м].
Защиты определяются по следующимвыражениям:
rx=1.5(h-1.25hx) при 0 £ hx£ 2/3h, (7.1)
rx=0.75(h-hx) приhx³ 2/3h. (7.2)
Оптимальная высота молниеотводаопределяется из предыдущих выражений по формулам:
hопт = (rx+1.9hx)/1.5при 0 £ hx £ 2/3h, (7.3)
hопт = (rx+0.75hx)/0.75при hx ³ 2/3h (7.4)
При hx=20 м
rx=1.5(50-1.25×20)=37.5 [м],
hопт = (37.5+1.9×20)/1.5=50.3 [м].
При hx=40 м
rx=0.75(50-40)=7.5 [м],
hопт = (7.5+0.75×40)/0.75=50 [м].
Устанавливаем на подстанции 4 молниеотвода(смотри план подстанции).
При расчёте устройства заземления дляэлектроустановок 110 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установкидолжно быть не более 0.5 Ом.
Принимаем сопротивление естественныхзаземлителей Rе=1.5 Ом. Расчётное удельное сопротивление грунта:
rрасч=rизм×Y, (7.5)
где Y=1.4 – климатический коэффициент для сухого твердого суглинка,
rизм =Rгр=215 [Ом×м],
тогда:
rрасч=215×1.4=301 [Ом×м].
Находим сопротивление исскуственногозаземлителя:
Rи= Rе×Rз/ Rе-Rз=1.5×0.5/1.5+0/5=0.75 [Ом]. (7.6)
В качестве вертикального стержняпринимаем стальную трубу длиной 3 м и d=0.05 м. При заглублении вертикального стержня ниже уровня земли на 0.7 м, т.е Н0=0.7 м
Rв= (rрасч / 2p×L)× [ln(2×L)/d+0.5ln(4H0+L)/(5H0+L)], (7.7)
Rв=(301/18.85)×(4.78+1.22)=95.81 [Ом],
На глубине Н=Н0+L/2=2.2 м
Rв= (rрасч / 2p×L)× [ln(2×L)/d+0.5ln (4H+L)/(5H+L)]
=(301/18.85)×(4.78+1.22)=79.55 [Ом].
Определим общее сопротивление сеткигоризонтальных проводников, выполненных из полосовой стали сечением 40´4 мм. Общая длина горизонтальныхзаземлителей равна 848 м. Число вертикальных стержней примем 100:
Rг= (rрасч / 2p×L)×ln(2×L2)/b×H=(301/18.85)×17.75=283.5 [Ом],
где b=40 мм – ширина полосы
Н=0.7 м .
Вертикальные стержни располагаемчерез 8.5 м, отсюда Rг с учётом коэффициента использования h=0.19 соединительной полосы:
Rг= 283.5/0.19=1492.1 [Ом].
Уточняем сопротивление искусственногозаземлителя
Rи’= Rи×Rг/ Rи+Rг=1.5×0.5/1.5+0/5=0.749 [Ом].
Окончательное число вертикальныхзаземлителей с учётом коэффициента использования hст=0.5:
n= Rв/hст×Rи’=79.55/0.749×0.5=213 штук.
8.РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется напостоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗАвсех элементов ПС за исключением ВЛ-10 кВ, секционного выключателя 10 кВ и ТСНразмещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена сиспользованием оборудования, поставляемого комплектно с камерами КРУН К-37, изкоторых комплектуется РУ 10 кВ.
В соответствии с [4] длясилового трансформатора 10 000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальнаятоковая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальнаятоковая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузкис действием на сигнал.
8.1 Расчет защиты силовыхтрансформаторов
8.1.1 Диффренциальная защитас торможением
Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением с применением релесерии ДЗТ-11 [8].
1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальнойзащиты. Сторона 10 кВ принимается за основную.
а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:
/>I1ном=Sном тр/Ö3×Uном, (8.1)
где Sном.тр – номинальная мощностьтрансформатора;
Uном – номинальное напряжение.
б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:
I2ном=I1ном×kсх /ki, (8.2)
где ki — коэффициент трансформации ТТ (сучетом возможных перегрузок ki=150/5 для стороны ВН, ki=200/5 для стороны СН и ki=600/5 для стороны НН );
/>kсх — коэффициент схемы, показывающий восколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединенияТТ в звезду kсх=1, для схем, соединенных втреугольник kсх=Ö3.
Расчет сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1
Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты
/>/>/>Наименование величины Численное значение для стороны 110 кВ 35 кВ 10 кВ Первичные номинальные токи трансформатора, А 10000/Ö3×110=52.5 10000/Ö3×35=165 10000/Ö3×10=577.4
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI 150/5 300/5 600/5 Схемы соединения трансформаторов тока D D Y Вторичные токи в плечах защиты, А 52.5×Ö3×5/150=3.03 165×Ö3×5/300=4.76 577.4×1×5/600=4.81
2) Тормозную обмотку релеДЗТ-11 включаем в плечо 10 кВ.
3) Определим первичныйток небаланса с учетом составляющей Iнб’’’ по формулам:
Iнб=Iнб’+Iнб’’+Iнб’’’, (8.3)
Iнб’=kапер×kоднצi×Iк.макс ; (8.3.1)
где Iк.макс — периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазномметаллическом КЗ (Iк.макс=4700А);
¦i — относительное значение токанамагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым 10%ныхкратностей принимается равным 0,1;
kодн — коэффициент однотипности,принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не болееодного выключателя;
kапер — коэффициент, учитывающийпереходный режим, для реле с НТТ принимаем равным 1.
/> , (8.3.2)
где /> , /> - периодическиесоставляющие токов (при t=0),проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулированиенапряжения;
/>, /> -относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонахзащищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного)диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне.
Iнб=1×1×0.1×4700+0.16×1990+0.05×1930=1154.9 [А],
4) Выбираем токсрабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания повыражению:
Iс.з.=kн×Iномтр=1.5×Iномтр (8.4)
где kн=1.5 для реле серии ДЗТ.
Iс.з.=1.5×10000/Ö3×10=866 А,
5) Определим число витковобмоток ДЗТ для основной и неосновных сторон:
Расчет будем производитьпо следующим формулам:
Iс.р.осн=Iс.з.осн. ×kсх осн(3)/ki, (8.5)
где Iс.з.осн. — ток срабатывания защиты, выбранный по условию (8.4)и приведенный к напряжению основной стороны;
ki — коэффициент трансформациитрансформатора тока на основной стороне;
kсх осн(3) — коэффициент схемы для ТТ наосновной стороне.
/> (8.6)
где /> - намагничивающая силасрабатывания реле, />
/> (8.7)
/> (8.8)
/> (8.9)
где /> и /> - расчетные числа витковуравнительных обмоток ДЗТ для неосновных сторон;
/> и /> -периодические составляющие токов КЗ (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, гдеиспользуются соответственно числа витков /> и/>.
Результаты расчета числаобмоток ДЗТ сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2
Определение чисел витков обмоток НТТ
Обозначение величины и расчетное
Выражение
/>/>/> Численное значение
/> по (8.5)
Iс.р.осн=866×1×5/600=7.22 А
/> по (8.6)
wосн.р.=100/7.22=13.85 вит
/> (ближайшее меньшее число) 13 вит
/> 100/13=7.7А
/>1 по (8.7)
wн.р.1=13×4.81/3.03=20.6 вит
/>2 по (8.7)
wн.р.2=13×4.81/4.76=13.1 вит
/>1 20 вит
/>2 13 вит
/> по (8.9)
Iнб’’’=(20.6-20)×1990/20.6+(13.1-13) × ×1930/13.1=72.7
6) Определим необходимоечисло витков тормозной обмотки по выражению:
/> (8.10)
где /> - тангенс угла наклона коси абсцисс касательной, поведенной из начала координат к характеристикесрабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая2 на рис. 2-16 [8]); для реле ДЗТ-11 принимается равным 0,87 [9].
wm1=1.5×306.9×33/1990×0.87=8.7 вит.
Принимается ближайшеебольшее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормознойобмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).
wm2=1.5×306.9×26/1930×0.87=7.13вит.
Принимается ближайшеебольшее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормознойобмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).
7) Определим коэффициентчувствительности защиты при КЗ в зоне действия, когда ток повреждения проходиттолько через ТТ сторон 110 кВ и 35 кВ и торможение отсутствует из выражения:
/> (8.11)
где /> - ток в первичной обмоткеНТТ реле ДЗТ при условии, что он проходит по ТТ только одной из сторон,определяется приведением минимального первичного тока КЗ к вторичной цепи этихТТ с учетом вида повреждения, схем соединения ТТ и обмоток защищаемоготрансформатора:
/> (8.12)
Iр.мин вн=(1.5×1990) ×5/150=99.5 А
Iр.мин.сн=(1.5×1140) ×5/300=28.5 А
Ток срабатывания реле ДЗТпри выбранном числе витков обмотки на стороне 110 кВ wнеосн1=20 :
Iс.р=100/20=5 А,
Ток срабатывания реле ДЗТпри выбранном числе витков обмотки на стороне 35 кВ wнеосн2=13 :
Iс.р.=110/13=7.7 А,
Коэффициентычувствительности Kч1=99.5/5=19.9>1,5, Кч2=28.5/7.7=3.7>1,5. Окончательно принятый токсрабатывания защиты приIс.р.осн=7.7 А (см. табл. 6.2) Iс.з.=866 А
8.1.2Максимальная токовая защита с пуском по напряжению
Максимальная токоваязащита (МТЗ) служит для защиты от токов внешних КЗ.
1) Выбор токасрабатывания максимальной защиты:
/> (8.13)
где kн – коэффициент надежности,обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле снеобходимым запасом, kн=1,2;
kсзп – коэффициент самозапуска двигателейнагрузки, kсзп=1, т.к. защита имеет пуск понапряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;
kв – коэффициент возврата реле, дляреле РТ-80 kв= 0,8.
1,4 – коэффициентдопустимой перегрузки;
Iт.ном – номинальный ток трансформатора насоответствующей стороне.
Iс.з.в=1.2×1×1.4×10000/0.8×Ö3×110=110.2 А
Iс.з.с=1.2×1×1.4×10000/0.8×Ö3×35=346.4 А
Iс.з.н=1.2×1×1.4×10000/0.8×Ö3×10=1212.43 А
Определим токсрабатывания реле по формуле (8.5):
Iс.р.в=110.2×Ö3×5/150=6.4 А,
Выберем уставку релеРТ-80/20 Iуст=10 А [10].
Iс.р.в=346.4×Ö3×5/300=9.9 А,
Выберем уставку релеРТ-80/20 Iуст=10 А [10].
Iс.р.в=1212.43×Ö3×5/600=17.5 А,
Выберем уставку релеРТ-80/40 Iуст=20 А [10].
Определим коэффициентычувствительности по (8.11):
Кч1=99.5/6.4=15.5>1,5; Кч2=28.5/9.9=2.8>1,5.
2) Выбор напряжениясрабатывания защиты:
/> (8.14)
где Uном – номинальное напряжение сети.
/>
/>
/>
Определим напряжениесрабатывания реле:
/> (8.15)
где kн – коэффициент трансформациитрансформатора напряжения, установленного на шинах 10 кВ, от которого питаютсяреле комбинированного пускового органа защиты.
/> /> />
Выбираем уставкуминимального реле напряжения РН-54/160 Iуст=56 В [10].
3) Напряжениесрабатывания фильтр-реле по выражению:
/> (8.16)
/>
/>
/>
По (8.15):
/>
/>
/>
Напряжение срабатыванияреле соответствует минимальной уставке реле типа РНФ-1 с пределами шкалы 6-12В, Uуст=6 В [10].
4) Выбор времени действиязащиты:
/> (8.17)
/>
8.1.3Газовая защита трансформаторов
Газовая защита реагируетна повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделениегаза или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака врасширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковыезамыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопроводаи др.).
Газовая защитапоставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B – реле с двумя элементами, F –с фланцем, 80 – внутренний диаметр фланца в мм, Q – фланец квадратной формы).
В зависимости от вида иразвития повреждения трансформатора возможна последовательная работасигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.
8.2 Расчет устройств автоматики установленных на ПС
Устройствами автоматики,установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных:
с повреждениями на шинах10 кВ;
с повреждениями силовыхтрансформаторов и трансформаторов с.н.;
с отключением посленеуспешного действия АПВ одной из питающих линий.
Аварии ликвидируютсядействием следующих автоматических устройств:
АПВ выключателей 10 кВтрансформаторов (АПВТ);
АВР секционноговыключателя 10 кВ;
АВР секционныхотделителей 110 кВ (АО);
АПВ на питающих линиях.
Структурная схема автоматикиподстанции представлена на листе.
8.2.1Устройство АВР секционного выключателя 10 кВ
При повреждениитрансформатора Т1 АПВ его выключателя 10 кВ действовать не будет. Оноблокируется при отсутсвии напряжения и включении короткозамыкателя.В этом случаепитание шин 1-й секции востанавливается включением от АВР секционноговыключателя СВ 10 кВ.Пуск АВР осуществляется вспомогательными контактамикороткозамыкателя в момент его включения.Цепь пуска проходит последовательночерез вспомогательные контакты короткозамыкателя КЗ1 и выключателя В1.Есливключится короткозамыкатель и отключится выключатель В1, то АВР секционноговыключателя будет работать с минимальной выдержкой времени t1=1.5с. АВР секционного выключателя должен находится вработе как при двух работающих трансформаторах, так и при одном. В последнемслучае АВР будет выполнять роль АПВ секционного выключателя 10 кВ.
8.2.2Устройство АПВ вводного выключателя 10 кВ
Устройсво АПВ выключателязапускается замыканием вспомоготельных контактов выключателя В1, отключившегосязащитой.
Действие АПВ будетуспешным, если повреждение самоустранится. Если же после АПВ выключатель В1опять отключится защитой, то схема АПВ выводится из действия. Устройство АПВподготавливается к новому циклу работы лишь после включения выключателя В1 вработу ключом управления или по каналу ТУ.
Работа АПВ блокируетсяпри повреждении трансформатора Т1, когда действием защит от внутреннихповреждений включается короткозамыкатель КЗ1. Вспомогательные контактывключившегося короткозамыкателя размыкают цепь АПВ.
Аналогично выполненасхема АПВ выключателя В2 10 кВ трансформатора Т2.
Устройство АПВвыключателей 10 кВ трансформаторов держат включенными при работе одного и двухтрансформаторов. Роль АПВ особенно заметна в обеспечении надежностиэлектроснабжения, когда в работе находится один трансформатор и одна линия.
8.2.3 Расчет устройства автоматическогоповторного включения линии 110 кВ с односторонним питанием
Время срабатывания однократногоавтоматического повторного включения (АПВ) определяется по следующим условиям:
/> (8.18)
где tг.п – время готовности привода, котороев зависимости от типа привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 [8], принимаемtг.п= 0,2 с.
/> (8.19)
где tг.в. – время готовности выключателя,которое в зависимости от типа выключателя [2], tг.в=2 с;
tв.в. – время включения выключателя [2], tв.в.=0,06 с.
/> (8.20)
где tд – время деонизации среды в месте КЗ, составляющее0,1-0,3 с [8], принимаем tд=0,3 с;
tзап=0,4-0,5 с [8], одинаково длявыражений (8.18)-(8.20).
По условию (8.18): />
По условию (8.19): />
По условию (8.20): />
Выбираем t1апв=3с.
Для обеспеченияоднократности действия АПВ выключателя, оборудованного пружинным или грузовымприводом, минимальное время натяжения пружин или подъема груза (время возвратаАПВ tв) должно быть отрегулировано большим максимальноговремени действия защиты после включения на устойчивое КЗ:
/> (8.21)
где tзап=2-3 с [8], принимаем tзап=3 с.
/>
Время срабатываниявторого цикла двукратного АПВ выбирается равным [8]:
/> (8.22)
Принимаем t2АПВ=15 с.
8.2.4Расчет параметров автоматического включения резерва
Автоматическое включениерезерва (АВР) устанавливаем на секционирующих выключателях 10 и 35 кВ.
1) Напряжениесрабатывания (замыкания размыкающих контактов) минимального реле напряженияпринимаем, согласно условия:
/> (8.23)
/> Выбираем уставку реле РН-53/200 Uуст=50 В [10].
2) Напряжение срабатываниямаксимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервномисточнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочегонапряжения и принимается равным для реле РН-50:
/> (8.24)
/>
Выбираем уставку релеРН-53/200 Uуст=70 В [10].
3) Определим времясрабатывания реле времени пускового органа напряжения.
Время срабатывания релепосле неуспешного действия АПВ первого цикла питающей линии 110 кВ:
/>
Время срабатывания релепосле неуспешного действия АПВ второго цикла питающей линии 110 кВ:
/>
Очевидно, что в целях ускорения действия АВР1 не следует считаться свозможностью успешного действия АПВ второго цикла, тем более, что вероятностьего не велика, а уменьшение времени срабатывания пускового органа АВР1 позволитвыбрать меньшую уставку по времени для пускового органа АВР2.
Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения прежде всегодолжно быть на ступень селективности /> большевыдержек тех защит, в зоне действия которых КЗ вызывают снижения напряженияниже напряжения срабатывания минимального реле напряжения или реле времени:
/> (8.25)
/> (8.26)
где t1 – наибольшая выдержка времени защиты присоединений,отходящих от шин высшего напряжения ПС;
t2 – то же для присоединений, отходящих от шин, гдеустановлен АВР;
/>t – ступень селективности, принимаемаяравной 0,5-0,6 с [8].
По условию (8.25): />
По условию (8.26): />
Принимаем времясрабатывания реле времени пускового органа АВР1 tс.р.=7,5 с. Выбираем реле типа ЭВ-132 с диапазоном уставок от 0,5до 9,0 с [10].
Выберем уставку релевремени пускового органа устройства АВР2 (на секционирующем выключателе 10 кВ).
Определим времясрабатывания реле после неуспешного действия АВР1:
/>
Принимаем времясрабатывания реле времени пускового органа АВР2 tс.р.=10 с. Выбираем реле типа ЭВ-142 с диапазоном уставок от 1 до20 с [10]./>
9.ОБОСНОВАНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЫ
Питаниецепей РЗА осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторнойбатареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением воздушных линийэлектропередачи, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях вздании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования,поставляемого комплектно со шкафами К-37, из которых комплектуется КРУН 10 кВна переменном (выпрямленном) оперативном токе.
Объемэлектроизмерительных приборов на ПС[6]:
Налиниях 110-220 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергиии один фиксирующий амперметр, так как длина ВЛ более 20 км.
Налиниях 35 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии,счетчик реактивной энергии.
Налиниях 10 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии.
Длялиний, принадлежащих потребителю, допускается установка счетчиков на приемномконце, у потребителя.
Насиловом трехобмоточном трансформаторе устанавливаются три амперметра водноименных фазах ВН, СН и НН, три ваттметра, один указатель положения РПН, трисчетчика активной энергии и три счетчика реактивной энергии.
Насекционный (шиносоединительный) выключатель устанавливается один амперметр.
НаТСН устанавливается один амперметр и один счетчик активной энергии.
Устанавливаемэти приборы в связи с необходимым их объемом на ПС.
10. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯЗАЩИТЫ ОТ АТМОСФЕРНЫХ И КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
10.1Основные сведения
Ограничителиперенапряжений серии TEL на оксидно-цинковыхнелинейных резисторах без искровых промежутков предназначены для защитыэлектрооборудования станций и сетей от коммутационных и атмосферныхперенапряжений и используются для внутренней и наружной установки в сетяхнизкого, среднего и высокого переменного напряжения промышленной частоты 48-62Гц.
По сравнению свентильными разрядниками ограничители серии TEL имеют следующие преймущества:
— глубокий уровеньограничения для всех видов волн перенапряжений;
-отсутствие сопровождающего токапосле затухания волны перенапряжения;
-простота конструкции и высокаянадежность в эксплуатации;
-стабильность характеристик иустойчивость к старению;
- способность к рассеиванию большихэнергий;
- непрерывное подключение к защищаемойсети;
- стойкость к атмосферным загрязнениям;
- малые габариты, вес и стоимость.
10.2Конструкция и принципдействия
Ограничители серии TELпредставляют собой разрядники безискровых промежутков, в которых активная часть состоит из металлооксидныхнелинейных резисторов, изготавливаемых из окиси цинка (ZnO) cмалыми добавками окислов других металлов.
Высоконелинейнаявольтамперная характеристика резисторов позволяет длительно находиться поддействием рабочего напряжения, обеспечивая при этом глубокий уровень защиты отперенапряжений.
Резисторы опрессовываютсяв оболочку из полимерных материалов, которая обеспечивает заданную механическуюпрочность и изоляционные характеристики. Полимерный корпус обеспечиваетнадежную защиту от всех внешних воздействий на протяжении всего срока службы.
Эта конструкция отличнозарекомендовала себя во всех условиях эксплуатации, включая районы с высокимуровнем атмосферных загрязнений.
В нормальном рабочем режиме ток через ограничитель носит емкостнойхарактер и составляет десятые доли миллиампера. При возникновении волнперенапряжений резисторы ограничителя переходят в проводящее состояние иограничивают дальнейшее нарастание напряжение на выводах. Когда перенапряжениеснижается, ограничитель возвращается в непроводящее состояние.
Ограничители серии TEL были испытаны в соответствии сразличными стандартами на взрывоопасность. При возникновении импульсов тока,значительно превышающих расчетный уровень, разрушение ограничителя происходитбез взрывного эффекта.
Все испытания показалиотсутствие разрушительных эффектов на окружающую среду, что являетсяпринципиальным отличием от ограничителей в фарфоровом или другом прочномкорпусе.
10.3 Основныетермины и определения
Длительнодопустимое рабочее напряжение Uнд:
- это наибольшее действующее значениенапряжения промышленной частоты, которое может быть приложено к выводамограничителя неограниченно долго (при нормированных условиях эксплуатации).
Пропускнаяспособность:
— это гарантированная способность ограничителя выдерживатьвоздействие прямоугольного импульса тока длительностью 2000 мкс без пробоев иперекрытий не менее 20 раз.
Номинальный разрядныйток:
- это амплитудное значение грозового импульса тока 8/20 мкс, используемоедля классификации ограничителя.
Остающееся напряжение:
- это максимальное значение напряжения на выводах ограничителя припротекании через него импульса тока заданной формы.
Разрядники без искровых промежутков не имеют напряжениепробоя и характкризуются остающимся напряжением. Как правило, нормируютсяимпульсы тока с длительностями 1/4мкс,8/20мкс, 40/90мкс.
Импульс тока с длительностью 1/4мкс представляет собой оченькрутые волны перенапряжения, а соответствующее остающееся напряжение можносравнить с напряжением срабатывания традиционных искровых разрядников на фронтеволны.
Остающееся напряжение на импульсе номинального разрядноготока 8/20мкс соответствует защитному уровню разрядника при грозовыхперенапряжениях.
Импульс тока с формой 40/90мкс вызывает остающее напряжение,типичное для разрядника при воздействии коммутационных перенапряжений с крутымфронтом. Уровень защиты ограничителя от коммутационного импульса представляетсобой максимальное остающееся напряжение при нормированных токахкоммутационного импульса.
Защитные характеристики ограничителя достаточно полноописываются этими тремя видами импульсов тока.
10.4 Техническое обслуживание ограничителейперенапряжения
Монтаж и эксплуатация ограничителей TEL должны проводится в соответствии с Паспртомпредприятия-изготовителя. Правильно выбранный и установленный ограничитель нетребует технического обслуживания в течение всего срока службы.
11. ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
11.1 Организация строительства
11.1.1Общая часть
Организация строительстваПС 110/35/10 кВ “Ильинск” Вилегодского района Архангельской области разработанав соответствии с СНИП 3.01.01-85 “Организация строительного производства” иИнструкцией по разработке проектов организации строительства(Электроэнергетика), ВСН 33-82, Минэнерго СССР.
Все строительно-монтажныеработы будут выполнятся трестом “Запсельэлектросетьстрой”.
Организация строительногопроизводства должна обеспечивать целенаправленность всех организационных,технических и технологических решений на достижение конечного результата-вводав действие обьекта с необходимым качеством и в установленные сроки.
11.1.2Характеристика обьекта строительства
Строительство ПС110/35/10 кВ “Ильинск” относится к категории несложных.
В состав стройки входят:
- подстанция типаКТПБ 110/35/10 кВ с трансформатором мощностью 10,0 МВ А (вторая очередь).Оборудование подстанции комплектуется Самарским заводом “Электрощит”;
- ОПУ тип IV.
Продолжительностьстроительства ПС 110/35/10 кВ – 3 мес.
11.1.3Календарный план строительства
Календарный план строительства составлен на основе общейорганизационно-технической схемы строительства, включая очередностьстроительства основных и вспомогательных зданий и сооружений, работыподготовительного периода, с распределением капитальных вложений и объемовстроительно-монтажных работ по периодам строительства.
Перечень выполняемыхработ, их последовательность и продолжительность приведены на листе таблица 1.
Комплектованиестроительно-монтажными кадрами предполагается за счет постоянных кадровыхрабочих строительно-монтажной организации (80-85%), а также за счет привлечениярабочих из местного населения (20-15%).
11.1.4 Источникиполучения основных грузов. Транспортная схема
Поставка конструкций из сборного железобетона осуществляется с заводовГлавэнергостройпрома Минэнерго.
Источники основныхгрузов:
— трансформаторсобсвенных нужд — Минский электротехннический
заводим.В.И. Козлова
— КТПБ — Самарский завод
— силовой трансформаторТДТН- — Средневолжское производствен-
-10000/110 ноеобъединение “Трансформа-
тор”г.Тольятти
Доставка основныхматериалов производится в соответствии с приведенной схемой:
-строительные конструкции,материалы и оборудование предусмотрено разгружать на железнодорожной станции“Виледь”, откуда к месту монтажа они будут доставляться автотранспортом подороге до приобьектног склада у ПС на расстоянии 41 км.
Доставка трансформаторапо 36.6 т осуществляется на трейлере грузоподъемностью 40 т. Погрузка иразгрузка трансформатора выполняется такелажным способом.
11.1.5Производство строительно-монтажных работ
Строительство ПС осуществляет трест“Запсельэлектросетьстрой”.
Все работы по расширениюподстанции должны производиться поэтапно:
IЭтап
Устанавливается временноеограждение вдоль существующего оборудования:
Выполняются следующиеработы:
1.Устанавливается второйтрансформатор Т-2 мощностью 10 МВ А, блок ЗОН 110 кВ, разъединитель 35 кв,дугогасительная катушка и четыре стойки с опорными изоляторами 35 кВ, 4 блокаопорных изоляторов 10 кВ.
2.Оборудуются линейная ивводная ячейка 110 кВ.
3.Монтируется ОПУ тип IV.
4.Устанавливаются 2трансформатора собственных нужд ТМ-100/10.
5.Монтаж II секции РУ-10 кВ.
6.В ОРУ-35 кВустанавливаются 5 блоков(в том числе СМВ-35 кВ) и подключение их ко II секции.
7.Выполняется ошиновкаустановленного оборудования, заземление.
8.Прокладываются силовыеи контрольные кабели.
9. ВЛ-35 “Быково” и“Самино II” заводятся во II секцию.
10. Пуско-наладочныеработы.
IIЭтап
I секция ОРУ-35 кВ обесточивается, обатрансформатора находятся под напряжением. I секция РУ-10 кВ подключена к Т-1, II секция ОРУ-35 кВ – к Т2, СМВ 35 кВ отключен. На этом этапевыполняются следующие работы:
1.Подключение СМВ 35 кВподключается к I секции ОРУ 35кВ.
2.Прокладка силовых иконтрольных кабелей ко IIсекции РУ-10 кВ.
3.Пуско-наладочные работына I секции ОРУ-35 кВ и II секции РУ-10 кВ.
IIIЭтап
Трансформатор Т-1отключен. Питание потребителей осуществляется от Т-2. На этом этапе выполняютсяследующие работы:
1.Перезаводка части ВЛ-10кВ с I секции РУ-10 кВ во II секцию.
2.Пуско-наладочныеработы.
После окончания всехперечисленных работ и подключение I секции РУ-10 кВ ко IIсекции подстанция вводится в эксплуатацию по нормальной схеме.
11.2Сметно-финансовый расчет
Смета составляется по специальным формам, где находят свое отражение затратына приобретение оборудования и материалов, их монтаж, демонтаж, транспорт ипрочие расходы.
Стоимость демонтируемого оборудования равняется половине первоначальной стоимостии учитывается со знаком минус при подсчете итоговых сумм сметной стоимости оборудования.
После заполнения таблицыподсчитываются итоговые суммы. На основную заработную плату (ЗП)электромонтажников начисляем накладные расходы в размере 75% от основной ЗП.
Затем находится сметная стоимостьмонтажа и накладных расходов и от этой суммы в размере 8% находим плановые накопления.
На стоимость оборудованияопределяются доплаты:
- на тару и упаковкув размере 2% ;
- на транспортные расходы5% ;
- на заготовительно-складскиерасходы 1.2 % ;
- наценка снаба 5.5% ;
Сметная стоимость определяется как сумма всех найденных величин .
Сметная стоимость монтажаоборудования приведена в таблице 11.1.1, сметная стоимость демонтажа в таблице11.1.2.
Таблица11.1.1 Сметная стоимость монтажа
Наименование прейскуранта
ценника и номер позиции Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных работ Единицы измерения Количество Сметная стоимость
Трудозатраты
чел / час Единицы Общая Оборудование Монтаж В том числе зарплата Оборудование Монтаж В том числе зарплата единицы общие основная по экспл. машин основная по экспл. машин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
15-05-01-063
8-68-1
п.10
8-67-1
п.140
8-68-1
8-1-12
ТДТН-63000/110
Слив масла
Ревизия тр-ра
Сушка масла
Сушка тр-ра
Заливка тр-ра
Монтаж
1шт
1т
1шт
1т
1шт
1т
1шт
1
22,35
1
22,35
1
22,35
1 63300
4,58
40,3
13,9
1360
4,58
865
1,51
21
7,08521
1,51
253
1,06
3,55
1,13
104
1,06
135 63300
4,58
40,3
13,9
1360
4,58
865
1,51
21
7,08521
1,51
253
1,06
3,55
1,13
104
1,06
135
3
31
12
733
3
442
67,05
31
268,2
733
67,05
422
15-05-01-014
8-68-1
п.4
8-67-1
п.132
8-68-1
8-1-8
ТМ-100/10
Слив масла
Ревизия тр-ра
Сушка масла
Сушка тр-ра
Заливка тр-ра
Монтаж
1шт
1т
1шт
1т
1шт
1т
1шт
2
0,53
2
0,53
2
0,53
2 1830
4,58
16,3
13,9
20,6
4,58
21,8
1,51
10,8
7,0810,2
1,51
12,9
1,06
0,02
1,13
0,14
1,06
3,04 3660
4,86
32,6
14,7
41,2
4,86
43,6
1,6
21,2
7,51
20,4
1,6
25,8
1,13
0,04
1,2
0,28
1,13
6,08
3
18
12
16
3
21
3,18
36
12,72
32
3,18
42
15-03-03-189
8-25-20
8-25-20
Монтаж блоков с обор. 110 кВ:
ЗОН-110
ОПН-110с КЗ
б
л
о
к
1
1
84
300
32,5
32,5
22,8
22,8
2,38
2,38
84
300
32,5
32,5
22,8
22,8
2,38
2,38
37
37
37
37
15-03
04-154
8-25-21
Монтаж
блока разъед.
РДЗ.2-110/1000
б
л
о
к 1 215 19,1 8,62 2,38 215 19,1 8,62 2,38 14 14
15-03-
06-029
8-25-18
Монтаж блока шинных апп.
НАМИ-35
б
л
о
к 1 185 27,7 9,31 4,83 185 27,7 9,31 4,83 17 17
15-03-01-087
8-25-19
Монтаж блока выкл.
С-35М
б
л
о
к 3 1900 34,7 19,3 3,16 5700 104 57,9 9,48 30 90
15-03-03-199
8-25-21 Монтаж блока отделителяОДЗ-1-110/1000
б
л
о
к 1 450 19,1 8,62 2,38 450 19,1 8,62 2,38 14 14
15-10-04-059
8-17-8
Монтаж блока опорных изоляторов
ИОС-35
б
л
о
к 1 27,9 8,13 2,82 0,81 27,9 8,13 2,82 0,81 6 6
продолжение табл.11.1.1.
Наименование прейскуранта
ценника и номер позиции Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных работ Единицы измерения Количество Сметная стоимость
Трудозатраты
чел / час Единицы Общая Оборудование Монтаж В том числе зарплата Оборудование Монтаж В том числе зарплата единицы общие основная по экспл. машин основная по экспл. машин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
15-03-03-101
8-11-2
Монтаж разъединит.
РДЗ-2-35/1000 1шт 9 90 32 14,5 1,73 810 288 131 15,57 24 48
15-03-03-160
8-4-2
Монтаж дуго-
гасящей катушки РЗДСОМ-310/35 1шт 1 200 59,3 31,5 6,34 200 59,3 31,5 6,34 51 51
15-10-04-059
8-17-8
Монтаж опорного изолятора
ИОС-35-500 1шт 4 9,3 2,71 0,94 0,27 37,2 10,84 3,76 1,08 2 8
15-03-01-017
8-27-1
8-27-3
Монтаж шкафов с
BB/TEL-10
Резервный с
BB/TEL-10
1шт
1шт
12
3 3700
29,9
15,9
20,7
8,82
2,53
2,02 27750
358,8
47,7
248
26,5
30,36
6,06
34
15
408
45
15-03-06-027
8-27-2
Монтаж шкафов с
НАМИ-10 1шт 2 125 21,7 13,5 2,36 250 43,4 27 4,72 23 46
15-03-02-048
8-61-1 Монтаж ПКТ-10 1шт 2 25 1,18 0,79 0,02 50 2,36 1,58 0,04 1 2
15-03-05-083
8-53-1
Монтаж
ТЛМ-10-2 1шт 12 67 1,52 1,13 0,02 804 18,24 13,6 0,24 2 24
15-03-05-137
8-60-1
Монтаж
ТФЗМ-35А 1шт 2 250 18,3 9,7 2,4 500 36,6 19,4 4,8 16 36
15-03
8-22-1
Ошиновка
ОРУ-110 кВ Пролет 1 - 108 26,4 12,9 - 108 26,4 12,9 43 43
15-03
8-22-1
Ошиновка
ОРУ-35 кВ Пролет 1 - 96,4 23,5 11,7 - 96,4 23,5 11,7 39 39
Итого
104656,6
3779,6
1363,9
378,9
2878,4
Таблица 11.1.2 Сметная стоимость демонтажа
Наименование прейскуранта
ценника и номер позиции Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных работ Единицы измерения Количество Сметная стоимость
Трудозатраты
чел / час Единицы Общая Оборудование Монтаж В том числе зарплата Оборудование Монтаж В том числе зарплата единицы общие основная по экспл. машин основная по экспл. машин 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15-05-01-014
Демонтаж
ТМ-63/10 1шт 1 850 21,8 12,9 3,04 850 21,8 12,9 3,04 21 21
15-03-04-048
8-15-2
Демонтаж
РВС-110 Компл.3ф 1 92,5 43,8 13,8 8,75 92,5 43,8 13,8 8,75 23 23
15-03-04-038
8-15-1
Демонтаж
РВС-35 Компл.3ф 2 27 19,2 5,73 3,4 54 19,2 5,73 3,4 10 20
15-03-04-028
8-69-1
Демонтаж
РВС-10 Компл.3ф 1 24 2,84 2,16 0,12 24 2,84 2,16 0,12 4 4
15-03
8-7-1
Демонтаж
ЗНОМ-35-65У1 1шт 1 87,5 20,5 8,71 3,52 87,5 20,5 8,71 3,52 14 14
15-03-01-007
8-59-1
Демонтаж
ВМПП-10 1шт 6 600 11,2 9,41 0,18 4200 78,4 65,87 1,26 14 98
15-03-06-027
8-54-2
Демонтаж
НТМИ-10 1шт 1 125 2,44 1,91 0,12 125 2,44 1,91 0,12 3 3
Итого
5433
188,98
111,1
20,21
183
Итого
общая
ст-ть
99223,6
3968,6
1475
399,11
3061,4
За итогом сметы учитываем:
-на основную заработнуюплату:
1475 × 0.75 = 1106,25 (руб.);
-плановое накопление:
(3968.6+1106.25) × 0,08 = 405.99 (руб.);
-на тару и упаковку:
99223.6 × 0,02 = 1984.47 (руб.);
-на транспортные расходы:
99223.6 × 0,05 = 4961.2 (руб.);
-назаготовительно-складские расходы:
99223.6 × 0,012 = 1190.7 (руб.);
-наценка снаба:
99223.6 × 0,055 = 5457.3 (руб.);
Сметная стоимость:
Sсс=105066.31+15105.91=120172.22 (руб.).
11.3Перерасчет сметной стоимости по СМР (в ценах 2000 года )
Определяем стоимостьматериальных ресурсов:
Смр = А = С0– Зпосн – Зпэксп, (11.2.1)
где С0–сметная стоимость монтажа;
Зпосн — основная заработная плата;
Зпэксп. –заработная плата по эксплуатации машин.
А=2094.5 (руб)- сметная стоимостьматериальных ресурсов;
Б=99223.6 (руб)- сметнаястоимость оборудования;
В=1874.11 (руб)-суммарная заработная плата.
Коэффициент повышения: Кпов=110×4(2001)/76(1984)=5.79;
Пересчет сметной стоимостисводим в таблицу 11.2.1.
Таблица11.2.1
Перерасчетсметной стоимостиСтатьи затрат Примечание Сметная стоимость руб. Дополнительные затраты Итого 1. Удорожание материальных ресурсов, приобретенных по свободным ценам (А+Б)×6 607908.6 2. Уточнение структуры накладных расходов 11% от (А+Б+В) 11351.1 3. Увеличение з/п рабочим занятых в строительном производстве
В×кпов×1,15 12478.76 4. Уточнение стоимости эксплуатации машин 13%отБ×6 77394.4 5. Уточнение тарифов на транспортные расходы 5%от(А+В)×6 30395.3 6. Уточнение структуры плановых накоплений 8% от п.14 87632.3 7. Посреднические услуги 20%от(А+Б)×6 121581.4 8. НИОКР 2% от п.3 249.5 9. Приобретение строй-материалов по договорной цене 9%от(А+Б)×6 54711.6 10. Дополнительные затраты на работу в зимнее время 4% от п.3 499.1 11. Дополнительные затраты на временные здания и сооружения 3% от Б×6 17860.2 12. Прочие затраты с учетом отчислений на социальные нужды 39% от п.3 4866.7 13. Затраты на развитие без индустрии 10% от п.3 486.67 14. Итого 1095403.9 15. Всего 1183036.2 16. НДС 236607.2 17. Общая сметная стоимость 1419643.4
Коэффициент удорожания:
Куд= 1419643.4/120172.22=11.8 .
11.4 Определение капитальных затрат на реконструкциюподстанции
Капитальные затраты на реконструкциюподстанции будут равны:
Креконстр.= [Кнов.обор+Кмонт.нов. обор.+Кдемонт.ст.обор. — Сдемонт.обор. ]×Куд., (11.3.1)
где Кнов.обор-капитальные затраты на покупку нового оборудования;
Кмонт. нов. обор-капитальные затраты на монтаж нового оборудования;
Кдемонт.ст.обор-капитальные затраты на демонтаж старого оборудования ;
Сдемонт.обор.-стоимость демонтируемого оборудования ;
Куд. — коэффициентудорожания (13,87 – реальный по электрооборудованию) .
Креконстр.= [104656 + 3779.6 +188.98 — 5433 ] × 11.8 = 1217660.6 (руб.);
11.5 Расчет экономического эффекта от реконструкции подстанции
Эффект от реконструкции подстанциирассчитываем по формуле:
Эг= Плiсн -Зу.е. — К реконстр. × Ен, (11.4.1)
где Плiсн – плата за электроэнергию по двухставочномутарифу для потребителей подключенных к сетям среднего напряжения;
К реконстр. –капитальные затраты на реконструкцию подстанции;
Ен –нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
Зу.е. — затраты на содержание оборудованияподстанции.
Плата за электроэнергию подвухставочному тарифу для потребителей подключенных к сетям среднего напряжениясчитается:
Плiсн = Тоэм × Рimax + Тэсн × Эi, (11.4.2)
где Тоэм– общая ставка платы за заявленную мощность;
Рimax — мощность заявленная i-м потребителем в часы максимума ;
Тэсн– ставка за потребленную электроэнергию из сети среднего напряжения;
Эi – количество потребленной электроэнергии.
Плiсн = 150.265 × 7.8 × 103 +0.2514 ×12312 = 1175162.24 (руб),
Зу.е.=З’у.е.× N, (11.4.3)
где З’у.е — затраты на содержание одной условной единицы оборудования;
N — количество ремонтных единиц .
Зу.е.=2100×186.4=391440 (руб),
Эг= 1175162.24 — 391440 — 1217660.6×0.12=637602.97 (руб.).
11.6 Расчет численности и состава бригад электромонтажников
/>, (11.5.1)
где Тр – трудоемкостьработ в чел. час.;
q – количество часов в рабочем дне;
кв –производительность труда;
ки –коэффициент использования рабочего времени.
Чсп=3061.4/174.6×3×1.1×0.9=5.9@6(чел)
Т.о. составляем однубригаду из 4 человек и одну из 2-х человек .
11.7 Определение продолжительности работпо реконструкции подстанции
Время работы определяетсяпо формуле:
/>; (11.6.1)
где ТР –общая трудоемкостьработ по реконструкции;
Ч – количество человек;
Кв (8×1.1×0.9) – производительность труда.
t= 3061.4/6 ×8×1.1×0.9 =64.5 (дня);
11.8Расчет ленточного графика выполнения электромонтажных работ
Ленточный график представляет собой указания о времени начала и окончаниятой или иной работы. По длительности лент и их последовательности можнопроследить занятость электромонтажных бригад.
При построении лент графика учитывается производительность и числорабочих в бригаде. Для производства работ бригада разбивается на звенья сучетом специализации.
Первая бригада численностью 4 человека, выполняет работы по монтажусилового трансформатора ТДТН-10000/110 и трансформаторов собственных нуждТМ-100/10. А после перевода питания на трансформатор Т-2 и отключения Т-1производит необходимый демонтаж оборудования.
Вторая бригада, состоящая из 2-х человек, выполняет работы по монтажукоммутационной аппаратуры, производит ошиновку распределительных устройств.Монтирует шкафы серии К-37 в КРУН-10 кВ.
Время на монтаж оборудования определяется по формуле:
T=Tр/Ч×8×1.1×0.9, (11.7.1)
где ТР–общая трудоемкость работ по реконструкции ;
Ч – количество человек.
Время на сушку, слив и залив масла определяется по формуле:
T=Тр/24 , (11.7.2)
ТР –общая трудоемкостьработ по реконструкции .
12. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИИ ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА
12.1Введение
В системах электроснабжения промышленных предприятий, городов и сельскогохозяйства важную роль играют электрические подстанции, на которых понижается напряжениеи распределяется электроэнергия.
Оборудование подстанций осуществляетсяв соответствии с ПУЭ, которые предусматривают соответствующие меры безопасностидля обслуживающего персонала.
Основными факторами, влияющимина безопасность оперативного и обслуживающего персонала подстанции, являются:
- опасность прямогопоражения электрическим током при обслуживании различного родаэлектрооборудования, установленного на данной подстанции;
- опасность пораженияэлектротоком от нетоковедущих частей электрооборудования находящихся под напряжениемвследствие повреждения изоляции, при прикосновении к корпусам электроустановок,находящихся под напряжением в случае неудовлетворительного состояниязаземления;
- пожароопасность электрооборудования,вызванная наличием в изоляции горючих материалов и веществ, изоляционных трансформаторныхмасел, компаундов и т.д.;
- опасность пораженияэлектрическим разрядом грозовых перенапряжений (молнией), проникновение (занос)электрических потенциалов в здания подстанции при грозах;
- выброс и растеканиепо территории подстанции трансформаторного масла при авариях и неисправностях втрансформаторе;
подстанции 110/35/10 кВ произведенас соблюдением норм, правил, инструкций и государственных стандартов.
Во избежание поражения электрическимтоком при повреждении изоляции все электрооборудование подстанции, как существующее,так и устанавливаемое вновь, присоединяется к существующему контуру заземления,который имеет сопротивление менее 0.5 Ома в любое время года.
Во всех цепях РУ 110, 35 кВпредусматривается установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающихвозможность отсоединения аппаратов каждой цепи от сборных шин и других источниковнапряжения. Обозначение фаз и ошиновки РУ выполнено в соответствии с ПУЭ. Такжедля ОРУ обеспечена установка сетчатых и смешанных ограждений токоведущих частейи открыто установленных трансформаторов, выполненная на высоте 2 м от защищаемыхаппаратов.
РУ подстанции, подъездныепути оборудованы электрическим освещением, для чего используются светильники с лампамитипа ДРЛ, с номинальной мощностью 400 кВт.
Комплектные РУ для наружнойустановки (КРУН) состоят из шкафов, в отдельных отсеках которых установлено электрооборудование.При выкатывании тележки с выключателем специальные шторки автоматически ограждаюттоковедущие части, находящиеся под напряжением и закрывают доступ к ним людей.
Силовые трансформаторы периодическиосматривают, обращая внимание на состояние кожухов, показания термометров уровеньмасла в расширителях, состояние изоляции вводов, предохранителей, заземления, атак же общее состояние помещений. При обнаружении сильного шума, потрескивания внутритрансформатора, ненормально высокой температуры масла, наличия выброса масла израсширителя или разрыва диафрагмы на выхлопной трубе, недопустимого снижения уровнямасла трансформатор немедленно выводится из работы, путем всестороннего отключенияпри помощи соответствующих выключателей и разъединителей.
Для предотвращения растеканиямасла по площадке подстанции при аварии в трансформаторах запроектирована закрытаясеть аварийных маслоотводов от маслоприемных устройств в общий маслосборник, предусматриваемыйдля вмещения полного объема масла, находящегося в трансформаторе.
На подстанции соблюдены всетребуемые по ПУЭ расстояния между расположением токоведущих частей и зданиями илисооружениями, расстояния между токоведущими частями разных цепей, а также противопожарныерасстояния и расстояния необходимые для обслуживания и замены оборудования.
На подстанции для тушенияпожара предусматривается водопровод с питанием от существующей внешней сети.
Фундаменты под силовые трансформаторыи некоторые маслонаполненные аппараты выполнены из несгораемых материалов.Обеспечен проезд автотранспорта по спроектированным автодорогам к порталам, зданиямщитов управления, КРУНам.
Регулярно проводятся мероприятияпо обучению персонала подстанции противопожарному минимуму, пожарный инструктажи противопожарные проверки оборудования подстанции.
ОРУ и вся территория подстанциизащищается от прямых попаданий молнии при помощи спроектированных стержневых молниеотводов.
Защита изоляции 110, 35 кВоборудования от волн атмосферных перенапряжений выполняется разрядниками. Для защитыизоляции 10 кВ используются разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов10 кВ.
Территория подстанции огражденавнешним забором высотой 2 м.
12.2Проектирование рабочего места диспетчера
Согласно ГОСТ 21034-75рабочее место человека-оператора (в нашем случае диспетчера)-это место всистеме человек-машина(СЧМ), оснащенное средствами отображения информации,органами управления и вспомогательным оборудованием, где осуществляется трудоваядеятельность человека; оно может быть индивидуальным и коллективным.
Рабочее место диспетчерарасполагается в комфортной среде, которая обеспечивает оптимальную динамикуработоспособности, хорошее самочувствие и сохраняет здоровье диспетчера.
ГОСТ 22269-76 “Рабочееместо оператора”, устанавливает общие эргономические требования к взаимномурасположению элементов рабочего места-пульта управления, средств отображенияинформации, органов управления, кресла вспомогательного оборудования, при этомучитывается рабочая поза дежурного диспетчера, пространство для его размещения,возможность обзора диспетчером элементов рабочего места и пространства за егопределами, а также возможность ведения записей, размещение документации иматериалов, используемых диспетчером.
Стенд, на которомнанесена оперативная схема подстанции, расположен в 4-х метрах от местадежурного диспетчера, что позволяет ему взглядом охватывать большую частьстенда. Разный класс напряжения обозначен разным цветом. Например, шиныОРУ-110кВ обозначены красным цветом, ОРУ-35кВ – зеленым. Различный цветспособствует быстрому ориентированию на схеме.
Взаимное расположениеэлементов рабочего места способствует оптимальному режиму труда и отдыха,снижению утомления, предупреждению появления ошибочных действий.
Взаимное расположениепульта управления, вращающегося кресла, органов управления и средствотображения информации соответствует антропометрическим данным диспетчера,психофизическим и биомеханическим характеристикам.
Руки дежурного в позе“сидя” совершают движения в пределах определенной максимальной зоны.Чтобы этидвижения были экономными, без лишнего напряжения рабочая зона составляет 300 ммв радиусе от груди дежурного. В этой зоне размещаются органы управленияталефоном, персонального компьютера или телевизора.
Т.к. дежурныйпереодически делает записи в различные ведомости и журналы, которые находятсяна столе, они расположены на нем с учетом частоты их употребления. Более частоупотребляемые размещаются в оптимальной рабочей зоне досигаемости рук безнаклонов туловища, редко употребляемые- в более отдаленной зоне.
В соответствие стребованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей(ПТЭЭП) на подстанции должна быть следующая оперативная документация:
а) оперативный журнал длязаписи в хронологическом порядке времени приема и сдачи смены, выполняемыхпереключений в электросети, распоряжений руководящего технического персонала одопуске к работе;
б) бланки нарядов напроизводство ремонтных и наладочных работ в электроустановках;
в) бланки переключений;
г) оперативные схемыэлектроустановок;
д) журнал дефектовоборудования;
е) ведомости показанийэлектроизмерительных приборов и электросчетчиков;
ж) Журнал проверкизнаний, а также списки лиц, имеющих право единоличного осмотраэлектроустановок.
Как уже отмечалось выше впомещениях, где установлено ответственное оборудование, подлежащие частымосмотрам дежурным, устанавливаются телекамеры. С пульта управления подстанциидежурный, включая поочередно объекты наблюдения, осуществляет осмотроборудования, не покидая пульт управления, с помощью телевизора.
Рабочее место диспетчеранаходится в светлом хорошо проветриваемом помещении.
Естественное освещениеположительно влияет не только на зрение, но также тонизирует организм человекав целом и оказывает благоприятное психологическое воздействие. В связи с этимпомещение выполнено с большими оконными проемами за спиной диспетчера.
Температура в помещениисоставляет 18-21С.
12.3Расчет освещения
Питание осветительной нагрузкиосуществляется от шин 0.4 кВ собственных нужд подстанции.
Для освещения помещений объединенногопульта управления (ОПУ) применяются лампы типа ЛБ (люминисцентная белого света),тип светильника ОДР. Последние выполняются с компенсацией реактивной мощности, поэтомуcos g=0.93, коэффициент пускорегулирующей аппаратурыкпра=1.3. Высота подвеса светильников 3¸4 метра.
Расчет производится методомудельных мощностей [12]. Установленная мощность для аварийного освещения принимаетсяне менее 5 % от установленной мощности основного освещения.
Для освещения территории подстанции(подъездные пути, ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ) применяются светильники с лампами типаДРЛ, 9 штук, Рном=300 Вт, cos g=0.5.
Приведем пример расчета осветительнойнагрузки для помещения аккумуляторной, нашей подстанции.
По известной площади помещенияSпом=48 м2 и руководствуясь разрядомзрительных работ средней точности IV находим значение освещенности Е для нашего помещения Е=200 лк [13, табл.56-20].
По таблице для коэффициентовотражения поверхностей стен rс, потолка rп и рабочей поверхности rр, для Е=200 лк, высоте подвеса h= 4 м, площади помещения 48 м2находим значение удельной мощности Руд=7.2 Вт/м2.
Найдем количество лампЛХБ, при Рл=40 Вт ,
n= Sпом×Руд/Рл=48×7.2/40=8.64»9 [штук]; (12.3.1)
Руст=Руд×Sпом=48×7.2=345.6 [Вт]; (12.3.2)
Расчетная мощность:
Ррасч=кс × кпра × Руст= 1×1.3×345.6=450 [Вт], (12.3.3)
где кс — для мелкихпроизводственных зданий = 1;
кпра-коэффициент учитывающий потери в пуско-регулирующей аппаратуре =1.3, для люминисцентныхламп с бесстартерными схемами включения.
Qрасч= Ррасч × tgg =216 [ВАр]; (12.3.4)
Все результаты расчета поостальным помещениям подстанции сводим в таблицу 12.3.1.
Таблица 12.3.1 Расчет осветительнойнагрузки
Наименование
Помещения
Площадь
помещения
Sп, м2
Удельная мощность Руд, Вт/м2
Руст,=РудSп
Вт
Рр,=Руст кс кпра ,
Вт
Qр=Рр tgg
Вар
Источник
света, тип, мощность Аккумуля-торная 48 7.2 345.6 450 216
ЛБХ, ОДР
9´40 Вт Диспетчерская 9.6 14.4 138.2 180 86.4
То же
3´65 Вт Комната отдыха 9.6 10.8 103.7 134.8 65
То же
3´65 Вт Помещение связи 14.4 7.2 103.7 134.8 65
То же
3´65 Вт Релейный зал 144 6.5 936 1217 584 12´80 Вт Коридор 15 6.3 94.5 123 59 3´40 Вт Санузел 3 6.3 18.9 24.6 11.8 1´40 Вт Освещение территории 1904 0.55 1047.2 1361.4 538.1
ДРЛ,
8´400 Вт ИТОГО: - - - 3625.6 1625.3 -
12.4 Анализустойчивости объекта при воздействии возможных ЧС
Под устойчивостью технической системы (объекта) понимается возможностьсохранения его работоспособности при чрезвычайных ситуациях (ЧС).
Важную роль приопределении возможных ЧС влияет географическое положение района где расположенаэлектрическая подстанция.
Расширяемая ПС находитсянедалеко от лесного массива, в связи с этим возникает вероятность лесногопожара (особенно в летние месяцы). На ПС предусмотрены меры по тушению пожара.Это наличие пенных огнетушителей, пожарных щитов, кранов, водоема. Вокруг ПСсделан ров, предотвращающий переброс огня на её территорию.
Наводнение району, где расположенаПС, не грозит. Подстанция находится на возвышенности. Никаких дополнительныхмер обеспечивающих работоспособность ПС при наводнении не предусмотрено.
Подземных толчков иземлетрясений в районе нет.
Для защиты от грозовых икоммутационных перенапряжений на подстанции установлены ограничителиперенапряжения. Они устойчивы к старению и атмосферным загрязнениям, что в своюочередь повышает надежность ПС.
Подстанция устойчива кураганам и сильным ветрам, т.к. вся ошиновка электрооборудования выполнена изаллюминиевых труб и жестких шин прямоугольного сечения.
Вблизи ПС нетпредприятий, которые при аварии могли бы создать чрезвычайные ситуации.
СПИСОКИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Электротехнический справочник: В 3т. Т.3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии /(Под ред.: И.Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1988. –880 с.: ил.
2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового идипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп.– М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.
3. Рогов Г.А. Методические указаниядля курсового проектирования. Электрическая часть станций и подстанций. –Вологда: ВоПИ, 1989. – 40 c.: ил.
4. Правила устройстваэлектроустановок / Минэнерго СССР. – 6-е изд. перераб. и доп. — М.:Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.
5. Гук Ю.Б., Кантан В.В., ПетроваС.С. Проектирование электрической части станций и подстанци: Учеб. пособие длявузов. — Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 312 с.: ил.
6. Рожкова Л.Д., Козулин Д.С.Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. — 3-е изд.,перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.
7. Пособие к курсовому и дипломномупроектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособиедля студентов электроэнергетических специальностей вузов, 2-е изд. перераб. идоп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.:Высш. шк., 1990. – 383 с.: ил.
8. Шабад М. А. Расчеты релейнойзащиты и автоматики распределительных сетей. — Л.: Энергия, 1972. – 176 с.: ил.
9. Дроздов А.Д., Платонов В.В. Реледифференциальных защит элементов энергосистем. — М.: Энергия, 1968. – 240 c.: ил.
10. Алексеев В.С., Варганов Г.П. Релезащиты. – М.: Энергия, 1976. – 464 с.: ил.
11. Техника безопасности вэлектроэнергетических установках. Справочное пособие / Под ред. П.А.Долина. — М.: Энергоатомиздат,1988. – 400 с.: ил.
12. Охрана труда в электроустановках:Учеб. для вузов / Под ред. Б.А. Князевского. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат, 1983. – 336 с.: ил.
13. Федоров А.А., Старкова Л.Е.Учебное пособие по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие длявузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.: ил.
14. Атаманюк В.Г., Ширшев Л.Г.,Акимов Н.И. Гражданская оборона: Учеб. для вузов / Под ред. Д.И. Михайлика. –2-е изд. – М.: Высш. шк., 1987. – 288 с.: ил.
15. ЕНиР. Единые нормы и расценки настроительные, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сб. 23.Электромонтажные работы. — М.: Стройиздат,1978. – 152 с.
16. Строительные нормы и правила.Приложение. Сборники расценок на монтаж оборудования. Сб. № 8.Электротехнические установки / Госстрой СССР. — М.: Стройиздат, 1985. – 191 с.
17. Прейскуранты оптовых цен. — М.:Стройиздат, 1982. – 185 с.