Учебное пособие: Содержение

Введение

Развитие научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной энергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения, освещения, автоматизированных систем управления технологическими процессами, внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплективных преобразовательных устройств.

Энергетической программой предусматравается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства, совершенствования энергетического оборудования, сокращения всех видов энергетических потерь, повышения уровня использования вторичных энергетических ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов.

Все это ставит большие задачи перед работниками научно-иследовательских, проектных, монтажных и наладочных организаций, работаущих в электроэнергетике.

Содержение

Введение…………………………………………………………………………2

Содержание………………………………………………………………………3

Аннотация………………………………………………………………………..5

1. Характеристика проектируемой подстанции………………………………6

2. Построение графиков проектируемой подстанции………………………..7

2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН……………………...7

2.2. Построение суточных графиков нагрузок на НН………………….....10

2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН……………………..13

2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок…….16

3. Выбор числа м мощности силовых трансформаторов на подстанции…..19

4. Расчет токов короткогозамыкания…………………………………………22

4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры

схемы замещения……………………………………………………………22

4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания……………………...23

5. Выбор электрических аппартов……………………………………….……27

5.1. Выбор выключателей и разъединителей на ВН……………………….27

5.2. Выбор выключателей и разъединителей на СН……………………….29

6. Выбор токоведущих частей на подстации…………..……………………..31

6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220кВ…………………………………31

6.2. Выбор проводов ЛЭП-220кВ…………………………………………...32

6.3. Выбор проводов ЛЭП-35кВ…………………………………………….32

6.4. Выбор проводовна участке от ввода 35 кВ силового

трансформатора до ОРУ-35 кВ……………………………………………..33

6.5. Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ……………………………………….34

6.6. Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ 10кВ…………...34

6.7. Выбор ошиновки в пределахЗРУ…………………………………..…35

6.8. Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ………………………37

7. Выбор измерительных трансформатров…………………………………..40

7.1. Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН, НН………………40

7.2. Трансформаторы тока на сторону ВН, СН, НН………………………..42

8. Выбор трансформаторов собственных нужд……………………………...48

9. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции………….51

10. Выбор ячеек КРУ …………………………………………………………..52

11. Выбор ОПН………………………………………………………………….54

12. Релейная защита…………………………………………………………….55

12.1. Релейная защита силового трансформатора……………………55

12.2. Газовая защита…………………………………………………...61

13. Экономическая часть……………………………………………………...63

13.1. Сетевой график по сооружению подстанции………………….63

13.2. Расчет сметы годовых эксплуатационных

расходов на подстанции…………………………………………………..67

14. Охрана труда……………………………………………………………….74

14.1. Расчет заземлителя подстанции 220/35/10 кВ…………………74

14.2. Противопожарные мероприятия………………………………..79

15. Спецвопрос…………………………………………………………………81

16. Заключение…………………………………………………………………91

17. Список использованной литературы……………………………………..92

Аннотация

Дипломный проект представлен листами пояснительной записки и 6 листами графической части.

В проекте представлены: расчет продолжительности использования максимума нагрузки, выбор силовых трансформаторов, расчет токов трехфазного короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, выбор токоведущих частей на подстанции, спроектирована система измерений, выбор трансформаторов собственных нужд.

В экономической части представлен расчет сетевого графика по сооружению подстанции, расчет эксплуатационных затрат на подстанции.

В главе «Охрана труда» рассмотрены вопросы: расчет заземляющего устройства подстанции, противопожарные мероприятия.

В главе «Релейная защита» представлен расчет релейной защиты силового трансформатора.

В главе «Спец. Вопрос" рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий.

1. Характеристика проектируемой подстанции

Проектируемая транзитная подстанция питается от двух систем, присоединенных к РУ высшего напряжения двумя линиям ВЛ протяженностью 53 и 58 км, напряжением 220 кВ. Мощность короткого замыкания систем – 4500 МВА и 5700 МВА соответственно.

На среднем напряжении 35 кВ четыре потребителя, по 4,2 МВт каждый, линии, идущие к потребителям — воздушные. В режиме максимума активной нагрузки tgφ=0.31, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.1..

На низком напряжении 10 кВ шесть потребителей, по 1,6 МВт каждый, линии, идущие к потребителям – кабельные. В режиме максимальной нагрузки tgφ=0.32, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.2..



Рис.1.1. Суточный график нагрузок на 35 кВ в процентах.

Рис.1.2. Суточный график нагрузок на 10 кВ в процентах.

2. Построение графиков электрических нагрузок

2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН

По данным значениям активной мощности в процентах ( Рис.1.1.) рассчитываем величину активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах .

Активная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВт:

Pi =Pi% *PmaxCH / 100% , (2.1)

где Pi% — значение активной мощности в процентах на i-ом участке графика нагрузки,

РmaxСН =16,8 МВт, максимальное значение активной мощности потребителей на стороне 35 кВ.

Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар:

Qi =Pi *tgφ, (2.2)

где tgφ=0,31.

Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА:

Si =√Pi2 +Qi2, (2.3)

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.1..

Таблица 2.1.

Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 35 кВ.

t, ч

Зима

t, ч

Лето

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

0-6

8,06

2,58

8,47

0-6

5,24

1,68

5,50

6-7

13,44

4,31

14,11

6-7

8,74

2,80

9,17

7-8

13,78

4,41

14,47

7-8

8,95

2,87

9,40

8-9

15,12

4,84

15,88

8-9

9,83

3,15

10,32

9-10

16,80

5,38

17,64

9-10

10,92

3,50

11,47

10-11

14,78

4,74

15,52

10-11

9,61

3,08

10,09

11-13

13,44

4,31

14,11

11-13

8,74

2,80

9,17

13-14

14,78

4,74

15,52

13-14

9,61

3,08

10,09

14-16

16,80

5,38

17,64

14-16

10,92

3,50

11,47

16-17,5

14,78

4,74

15,52

16-17,5

9,61

3,08

10,09

17,5-19

12,10

3,87

12,70

17,5-19

7,86

2,52

8,26

19-22

12,77

4,09

13,41

19-22

8,30

2,66

8,71

22-24

11,76

3,77

12,35

22-24

7,64

2,45

8,03

По данным таблицы 2.1. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.1. и 2.2..



Рис. 2.1. Суточный график нагрузок на стороне 35 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период.

Рис.2.2. Суточные графики нагрузок на стороне 35 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период.

2.2 Построение суточных графиков нагрузок на НН

По данным значениям активной мощности в процентах ( Рис.1.2.) рассчитываем величину активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах .

Активная мощность, МВт:

Pi =Pi% *PmaxHH / 100% ,

где Pi% — значение активной мощности в процентах на i-ом участке графика нагрузки,

РmaxНН =9,6 МВт, максимальное значение активной мощности потребителей на стороне 10 кВ.

Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар:

Qi =Pi *tgφ

где tgφ=0,32.

Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА:

Si =√Pi2 +Qi2

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.2..

Таблица 2.2.

Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 10 кВ.

t, ч

Зима

t, ч

Лето

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

0-1

7,10

2,35

7,48

0-1

4,97

1,65

5,24

1-2

5,76

1,91

6,07

1-2

4,03

1,34

4,25

2-4

4,61

1,53

4,85

2-4

3,23

1,07

3,40

4-5

3,84

1,27

4,05

4-5

2,69

0,89

2,83

5-6

4,80

1,59

5,06

5-6

3,36

1,11

3,54

6-7

4,03

1,34

4,25

6-7

2,82

0,94

2,97

7-8

7,68

2,55

8,09

7-8

5,38

1,78

5,66

8-9

8,64

2,86

9,10

8-9

6,05

2,00

6,37

9-10

9,41

3,12

9,91

9-10

6,59

2,18

6,94

10-11

7,87

2,61

8,29

10-11

5,51

1,83

5,81

11-12

7,49

2,48

7,89

11-12

5,24

1,74

5,52

12-13

7,68

2,55

8,09

12-13

5,38

1,78

5,66

13-14

8,64

2,86

9,10

13-14

6,05

2,00

6,37

14-15

9,22

3,05

9,71

14-15

6,45

2,14

6,80

15-16

7,68

2,55

8,09

15-16

5,38

1,78

5,66

16-17

5,95

1,97

6,27

16-17

4,17

1,38

4,39

17-18

6,91

2,29

7,28

17-18

4,84

1,60

5,10

18-20

7,30

2,42

7,69

18-20

5,11

1,69

5,38

20-21

6,91

2,29

7,28

20-21

4,84

1,60

5,10

21-22

7,30

2,42

7,69

21-22

5,11

1,69

5,38

22-23

7,87

2,61

8,29

22-23

5,51

1,83

5,81

23-24

6,91

2,29

7,28

23-24

4,84

1,60

5,10

По данным таблицы 2.2. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.3. и 2.4..


Рис. 2.3. Суточный график нагрузок на стороне 10 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период.


Рис.2.4. Суточные графики нагрузок на стороне 10 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период.

2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН

Активная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВт:

Pi =Рi нн+Рi сн , (2.4)

где Pi нн и Рi сн значение активной мощности среднего и низкого напряжения на i-ом участке графика нагрузки, МВт;

Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар:

Qi =Qi нн+Qi сн , (2.5)

где Qi нн и Qi сн значение реактивной мощности среднего и низкого напряжения на i-ом участке графика нагрузки, Мвар;

Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА:

Si =√(Рi нн+Рi сн) 2 +(Qi нн+Qi сн )2 , (2.6)

Результаты расчетов заносим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3.

Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 220 кВ.

t, ч

Зима

t, ч

Лето

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

S, МВА

0-1

15,16

4,93

15,94

0-1

10,21

3,33

10,74

1-2

13,82

4,49

14,53

1-2

9,27

3,02

9,75

2-4

12,67

4,11

13,32

2-4

8,47

2,75

8,91

4-5

11,9

3,85

12,51

4-5

7,93

2,57

8,34

5-6

12,86

4,17

13,52

5-6

8,6

2,79

9,04

6-7

17,47

5,65

18,36

6-7

11,56

3,74

12,15

7-8

21,46

6,96

22,56

7-8

14,33

4,65

15,07

8-9

23,76

7,7

24,98

8-9

15,88

5,15

16,69

9-10

26,21

8,5

27,55

9-10

17,51

5,68

18,41

10-11

22,65

7,35

23,81

10-11

15,12

4,91

15,90

11-12

20,93

6,79

22,00

11-12

13,98

4,54

14,70

12-13

21,12

6,86

22,21

12-13

14,12

4,58

14,84

13-14

23,42

7,6

24,62

13-14

15,66

5,08

16,46

14-15

26,02

8,43

27,35

14-15

17,37

5,64

18,26

15-16

24,48

7,93

25,73

15-16

16,3

5,28

17,13

16-17

20,73

6,71

21,79

16-17

13,78

4,46

14,48

17-17,5

21,69

7,03

22,80

17-17,5

17,45

4,68

18,07

17,5-18

19,01

6,16

19,98

17,5-18

12,7

4,12

13,35

18-19

19,4

6,29

20,39

18-19

12,97

4,21

13,64

19-20

20,07

6,51

21,10

19-20

13,41

4,35

14,10

20-21

19,68

6,38

20,69

20-21

13,14

4,26

13,81

21-22

20,07

6,51

21,10

21-22

13,41

4,35

14,10

22-23

20,64

6,38

21,60

22-23

13,15

4,28

13,83

23-24

18,67

6,06

19,63

23-24

12,48

4,05

13,12

По данным таблицы 2.3. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.5. и 2.6..



Рис. 2.5. Суточный график нагрузок на стороне 220 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период.

Рис. 2.6. Суточный график нагрузок на стороне 220 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период.

2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок

График по продолжительности нагрузки строим следующим образом: для каждого сечения Рi суточного графика определяем время часов использования активной мощности в зимний и летний периоды.

Для зимнего периода

∆ t=ti *n з

Для летнего периода

∆ t=ti *n л

где ti — время i-той ступени в сутки;

nз — количество зимних суток nз =210;

nл — количество летних суток nл =155.

Результаты расчета заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4.

Годовой график по продолжительности нагрузок на ВН

Р,

МВт

26,21

26,02

24,48

23,76

23,42

22,65

21,69

21,46

21,12

20,93

20,73

20,64

∆t,

ч

210

210

210

210

105

210

210

210

210

210

210

210

Р,

МВт

20,07

20,07

19,68

19,4

19,01

18,67

17,51

17,47

17,45

17,37

16,3

15,88

∆t,

ч

210

105

210

210

210

210

77,5

210

155

155

155

155

Р,

МВт

15,66

15,16

15,12

14,33

14,12

13,98

13,82

13,78

13,41

13,41

13,15

13,14

∆t,

ч

155

210

155

155

155

155

210

155

155

155

155

77,5

Р,

МВт

12,97

12,86

12,7

12,67

12,48

11,9

11,56

10,21

9,27

8,6

8,47

7,93

∆t,

ч

310

210

155

210

155

210

155

310

155

155

155

155

По данным таблицы 2.4. определяем:

a) Годовое потребление мощности

W=∑(Рi*∆ti) (2.7)

W=26,21*210+26,02*210+24,48*210+23,76*210+23,42*105+

+22,65*210+21,69*210+21,46*210+21,12*210+20,93*210+20,73*210+

+20,64*210+ 2*20,07*210+19,68*210+19,4*210+19,01*210+18,67*210+

+17,51877,5+17,47*210+17,45*155+17,37*155+16,3*155+15,88*155+

+15,66*155+15,16*210+15,12*155+14,33*155+14,12*155+13,98*155+

+13,82*210+13,78*155+2*13,41*155+13,15*155+13,14*77,5+12,97*310+

+12,86*210+12,7*155+12,67*210+12,48*155+11,9*210+11,59*155+

+10,21*310+9,27*155+8,6*155+8,47*155+7,93*155=145703,33 МВт*ч

б) Суточное потребление электроэнергии

W сут= W/365 (2.8)

W сут =145703,33/365=399,19 МВт*ч

в) Среднее потребление активной мощности за сутки

Р ср = W сут /24 (2.9)

Р ср = 399,19/24=16,63 МВт

г) Годовое число часов использования максимума активной нагрузки

Tm =W/Рmax (2.10)

Tm =145703,33/26,21=5559,07 ч,

где Tm -время максимальных нагрузок; Рmax -максимальная нагрузка.

д) Время максимальных потерь, ч,

τ max = (0,124+Tmax/10000)2 *8760 (2.11)

τ max = (0,124+ 5559,07 /10000)2 *8760 =4049,521 ч.

е) Коэффициент заполнения графика

Кзп=Рср /Pmax (2,12)

Кзп= 16,63 /26,21=0,634.

3. Выбор трансформаторов

При выборе числа трансформаторов на подстан­ции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35 — 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной под­станции выбирают равной (0,65 — 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции: Smax = 27,55 МВА

Мощность одного трансформатора:

SНТ = (0,6-0,7)* Smax = (0,6-0,7)* 27,55= 16,53-19,285 МВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор:

2хТДТН – 25000/220

SНОМ = 25 МВА, UВН = 230 кВ, UСН = 38,5 кВ, UНН = 11 кВ,

uкВ-С = 15%, uкВ-Н = 20 %, uкС-Н = 6,5 %, Рк ВН-СН = 130 кВт,

Рх = 45 кВт.

После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.

Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансфор­матора, постоянной времени трансформатора t и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.

Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двух­ступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Пере­менную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А:

, (3.1)

где n — число ступеней многоступенчатого графика; ti — длительность i-й ступени графика, ч; Si — нагрузка i-й ступени графика, кВ×А.

Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухсту­пенчатый:

— определяем начальную нагрузку SЭ1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения:

S Э1 =√(15,942 *1+14,532 *1+13,322 *2+12,512 *1+13,522 *1+18,362 *1+

+22,562 *1+24,982 *1+23,812 *1+222 *1+22,212 *1+24,622 *1+21,792 *1+

+22,82 *0,5+19,982 *0,5+20,392 *1+21,12 *1+20,692 *1+21,12 *1+21,62 *1+

+19,632 *1) /21= 17,21 кВА,

S Э2 =√(27,552 *1+27,352 *1+25,732 *1) / 3 =26,89 кВА.

Коэффициент начальной нагрузки

К1 = S Э1 / S нт (3.2)

К1 =17,21 /25=0,69.

Предварительный коэффициент максимальной нагрузки


(3.3)

К I 2 =26,89 /25=1,0756

Коэффициент максимальной нагрузки


(3.4)

K2MAX =27,55/25=1,102

0,9* К2 MAX = 0,9* 1,102 = 0,99 ; К’2 = 1,0756 > 0,99 , принимаем

К2 = 1,0756 .

Определяем продолжительность перегрузки:


(3.5)

h=1,07562 *3/0,992 =3,54

Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:

К2ДОП = 1.39

К2ДОП ³ К2

1.39> 1,0756

Трансформатор ТДТН – 25000/220 выдержит аварийную перегрузку

(если один из трансформаторов выйдет из строя).

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры схемы замещения

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в отно­сительных единицах:

сопротивление первой системы

Х*с1 = ( U2 /S к1 )*( S б / U2 ) = (2202 /4500) *( 1000 / 2202 ) = 0,22 ,

сопротивление второй системы

Х*с2 = ( U2 /S к2 )*( S б / U2 ) = (2202 /5700) *( 1000 / 2202 ) = 0,17 ,

Sб =1000 МВ×А, принятое значение базисной мощности ;

Sк1 = 4500 МВ×А, мощность короткого замыкания первой системы;

Sк2 = 5700 МВ×А, мощность короткого замыкания второй системы;

сопротивление воздушной линии первой системы

Х*Л = Х0* l *( S б / U 2 ) = 0.4*53 *(1000/2202 ) = 0,438

сопротивление воздушной линии второй системы

Х*Л = Х0* l *( S б / U 2 ) = 0.4*58 *(1000/2202 ) = 0,48

где Х0 — сопротивление 1км линии, Ом/км;

1 — длина линии, км;

U — среднее напряже­ние ступени, где находится воздушная линия, кВ.

сопротивления трехобмоточного трансформатора

Х*В = 0,5*(ХВН-СН +ХВН-НН -ХСН-НН )*( S б / S НТ );

Х*С = 0,5*(ХВН-СН +ХСН-НН -ХВН-НН )*( S б / S НТ ); (4.1)

Х*Н = 0,5*(ХВН-НН +ХСН-НН — ХВН-СН )*( S б / S НТ ),

где ХВН-СН ,, ХВН-НН ,-ХСН-НН — соответственно сопротивления при к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора,

Х*В = 0,5*(0,15+0,2 -0,065)*(1000/25) = 5,7;

Х*С = 0,5*(0,15+0,065-0,2 )*(1000/25) » 0;

Х*Н = 0,5*(0,2 +0,065-0,15)*(1000/25) = 2,3.

На рис.4.1 все сопротивления обозначены порядковыми номе­рами, под чертой указана величина сопротивления.

Ес

ВН

К-1

Х*в

5,7

К-2

Х*с СН

Х*н 0

2,3

К-3

НН QB

Рис.4.1 Схема замещения подстанции

4.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Значение периодической составляющей равно, кА:

I П = , (4.2)

где Е*э — эквивалентная ЭДС источников питания, о.е.; Х*э — эквивалентное сопротивление схемы до точки к.з., о.е.;

базисное значение тока, кА

(4.3)

В дипломном проекте можно принять Е*э = 1, тогда

Начальное значение периодической составляющей находится по формуле:

I П = (4.5)

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле:

iy=√2*I п*Ку (4.6)

1) для точки К-1

Для расчета упрощается исходная схема замещения, представленная на рисунке 4.1.Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.2.


Рис. 4.2 Схема замещения для точки К-1

Базисный ток:

I б1 =1000 /(√3*220)=2,627 кА,

Суммарное сопротивление до точки К-1:

Х*Э1 = (Х*с1 + Х*Л1 )* (Х*с 2 + Х*Л 2 ) /( Х*с1 + Х*Л1 + Х*с 2 + Х*Л 2 ) =

=(0,22+0,438)*(0,17+0,48)/(0,22+0,438+0,17+0,48)=0,3277

По формуле (4.5) определим начальное значение периодической составляющей:

I п 1 =2,627/0,327=8,034 кА,

По формуле (4.6) определим ударный ток короткого замыкания:

iy=√2*8,034 *1,75=19,82 кА.

Где К- ударный коэффициент,

К=1,75 (табл.,3.8[1] стр.161)

2) для точки К-2

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.3.

Рис. 4.3 Схема замещения для точки К-2

Базисный ток:

I б2 =1000 /(√3*35)=16,5 кА

Суммарное сопротивление до точки К-2:

Х*Э2 = Х*Э1 + Х*В /2 = 0,327+ 5,7/2 = 3,177

По формуле (4.5) определим начальное значение периодической составляющей:

I П2 =16,5 /3,177=5,19 кА

По формуле (4.6) определим ударный ток короткого замыкания:

iy=√2*5,19 *1,608=11,73 кА.

Где К- ударный коэффициент,

К=1,608 (табл.,3.8[1] стр.161)

3) для точки К-3

Преобразованная схема замещения представлена на рисунке 4.4.

Рис. 4.4 Схема замещения для точки К-3

Базисный ток:

I б3 =1000 /(√3*10)=57,8 кА.

Суммарное сопротивление до точки К-3:

Х*Э3 = Х*Э2 + Х*Н /2 =3,177+ 2,3/2 = 4,327

По формуле (4.5) определим начальное значение периодической составляющей:

I П3 =57,8 /4,327=13,36 кА

По формуле (4.6) определим ударный ток короткого замыкания:

iy=√2*13,36 *1,9=35,79 кА.

Где К- ударный коэффициент,

К=1,9 (табл.,3.8[1] стр.161)

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Результаты расчетов тока трехфазного короткого замыкания

In1 ,

кА

iy1 ,

кА

In2 ,

кА

iy2 ,

кА

In3 ,

кА

iy3 ,

кА

8,034

19,82

5,19

11,73

13,36

35,79

5. Выбор электрических аппаратов

Условия выбора выключателей:

U уст £ U ном, I р.ф. £ I ном

In £ I н . д ., i у £ i скв

In £ I н . откл , ia t £ ia н

Вк £ I2 н . т . ·t н . т .

Условия выбора разъединителей:

U уст £ U ном , I форс £ I ном , i у £ i скв , Вк £ I 2 н.т. · t н.т.

5.1 Выбор выключателей и разъединителей на ВН

Выберем тип выключателя ЯЭ-220Л-11(21)У4 (табл.,5.2[2] с.242)

Номинальные параметры:

U ном =220 кВ; I ном = 1250 А; I н.д. = 40 кА; i скв = 125 кА;

I н.откл =50 кА; βн =36 %; I н.т. / t н.т =50кА/3с; t по = 0,065с; t с.в = 0,04с;

; (5.1)

=1,41*50*0,36=25,38 кА,

I 2 н.т. · t н.т = 502 *3=7500 кА2 *с

Расчетные параметры:

(5.2)

=1,41*8,034*е-0,05 /0,04 =2,53 кА ,

где t — время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с

t = t рз min + t с.в = 0,01 + 0,04 = 0,05;

Та = 0,04с – постоянная времени для ВЛ 220 кВ.

Тепловой импульс, кА2 ×с:

, (5.3)

=8,0342 *(0,255+0,04)=19,04

где tотк — время отключения к.з.

t отк = t рз max + t по = 0,2 + 0,065 = 0,265с.


=27,55 / (1,73*230)=70 А.

Таблица 5.1

Условия выбора и проверки выключателей

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

Uуст

220 = 220, кВ

Uном

Iр.ф.

70 < 1250, А

Iном

In

8,034< 40, кА

Iн.д

iу

19,82< 125, кА

iскв

In

8,034< 50, кА

Iн.откл

iat

2,53 < 25,38, кА

iaн

Вк

19,04 < 7500, кА2 ×с

I2н.т. ·tн.т

Выберем тип разъединителей РНДЗ – 1 — 220/1000 ХЛ1, РНДЗ – 2 — 220/1000 ХЛ1 (табл.,5.5[2] с.274)

Номинальные параметры:

U ном =220 кВ; I ном =1000 А; i скв = 100кА; I н.т. / t н.т =40кА/3с;

I 2 н.т. · t н.т = 402 *3=4800 кА2 × с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 5.2

Условия выбора и проверки разъединителей

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

Uуст

220 = 220, кВ

Uном

Iр.ф.

70 <1000, А

Iном

iу

19,82 < 100, кА

iскв

Вк

19,04 < 4800, кА2 ×с

I2н.т. ·tн.т

5.2 Выбор выключателей и разъединителей на C Н

Выберем тип выключателя ВВУ – 35А –40/2000У1 (табл.,5.2[2] с.238)

Номинальные параметры:

U ном =35 кВ; I ном = 2000 А; I н.д. = 40 кА; i скв = 102 кА;

I н.откл =40 кА; βн =30%; I н.т. / t н.т =40кА/3с; t по = 0,07с; t с.в = 0,06с;


;

=1,41*40*0,3=16,92 кА,

I 2 н.т. · t н.т = 402 *3=4800 кА2 *с

Расчетные параметры:

=1,41*5,19*е-0,06 /0,04 =1,63 кА,

где t — время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с

t = t рз min + t с.в = 0,01 + 0,05 = 0,06;

Та = 0,03с – постоянная времени для ВЛ 110 кВ.

Тепловой импульс, кА2 ×с:

,

=5,192 *(0,2+0,03)=6,19.

где tотк — время отключения к.з.

t отк = t рз max + t по = 0,2 + 0,055 = 0,255с.


=26,21 /(1,73*36,6)=0,414 кА.

Таблица 5.3

Условия выбора и проверки выключателей

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

Uуст

110 = 110, кВ

Uном

Iр.ф.

414 < 2000, А

Iном

In

5,19< 40, кА

Iн.д

iу

11,73< 102, кА

iскв

In

5,19< 40, кА

Iн.откл

iat

1,63 < 16,92, кА

iaн

Вк

5,19 < 4800, кА2 ×с

I2н.т. ·tн.т

Выберем тип разъединителей РНДЗ – 1 — 35/2000 У1, РНДЗ – 2 — 35/2000 У1

(табл.,5.5[2] с.270)

Номинальные параметры:

U ном =35 кВ; I ном =2000 А; i скв = 80кА; I н.т. / t н.т =31,5кА/1с;

I 2 н.т. · t н.т = 31,52 *1=992,5 кА2 × с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 5.4

Условия выбора и проверки разъединителей

Расчетные параметры

Условия выбора и проверки

Номинальные параметры

Uуст

35 = 35, кВ

Uном

Iр.ф.

414< 2000, А

Iном

iу

11,73 < 80, кА

iскв

Вк

5,19 < 992,25 кА2 ×с

I2н.т. ·tн.т

6. Выбор токоведущих частей на подстанции

6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220 кВ

Выбор сечения проводов:

Максимальный ток нормального режима

I норм = Smax вн / ( N т*√3* U ном.вн ) (6.1)

Где Smaxвн — максимальная мощность на стороне 220 кВ,

Nт- число силовых трансформаторов.

I норм = 27,55/ ( 2 *√3* 230 )=0,035 кА.

Экономическое сечение

q эк = I норм /j эк (6.2)

где jэк — экономическая плотность тока при Tmax =5559,07 ч, j эк =1,0 А / мм2

q эк = 35/1=35 мм2 . (табл.4-1[1] стр.230)

Выбираем провод типа АС-35/6,2 с допустимым током Iдоп =175 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверка сечения проводов по допустимому току:

Максимальный рабочий ток

I раб. max =2* I норм =2*35=70 А.

Так как I раб. max < I доп =175 А, то условие проверки по допустимому току для проводов типа АС-35/6,2 выполняется.

Проверка проводов на электродинамическую стойкость не производится, так как iу<50 кА.

Производим проверку по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность определяется по формуле

E0=30,3*m*(1+0,299/√r0) (6.3)

Где m- коэффициент, учитывающий шероховатость провода m=0,82;

где r0– радиус провода, см;

r = D ПР / 2=0,84/2 = 0,42 см,

DПР =0,84 см -диаметр провода,

E0=30,3*0,82*(1+0,299/√0,42)= 36,3 кВ/ см.

Напряженность вокруг провода определяется по формуле:

E=0,34*U/(r0*(lg(D ср /r0))) (6,4)

Где U- линейное напряжение, кВ;

где r0– радиус провода, см;

Dср – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,

D ср = 1,26* D =1,26*400 = 504,

D = 400 расстояние между проводами фаз

E=0,354*230/(0,42*(lg(504/0,42)))= 62,96 кВ/ см.

Провода не будут коронировать при условии:

1,07*Е≤0,9Е0

1,07* 62,96 ≤0,9*36,3

67,36 ≤32,68

Провод марки АС-35/6,2 по условию короны не проходит, поэтому принимаем провод марки АС-185/128 с допустимым током Iдоп =605 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверяем провод по условию короны:

E0=30,3*0,82*(1+0,299/√1,155)= 31,76 кВ/ см.

E=0,354*230/(1,155*(lg(504/1,155)))= 26,7 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е0

1,07*26,7 ≤0,9*31,76

28,57≤28,58

Провод марки АС-185/128 по условию короны проходит.

6.2 Выбор проводов ЛЭП-220 кВ

Линии электропередачи, приходящие от систем, выполняются проводами марки АС.

Выбор провода и проверка его по условию короны подробно представлены в пункте 6.1.

Следовательно, линии электропередачи выполняем проводом марки

АС-185/128

6.3 Выбор провод ЛЭП-35 кВ

Выбор сечения проводов линий:

qэк = Iн.р. /jэк =22,15 /1,0=22,15 мм2 .

Максимальный рабочий ток

Iн.р. =Smax.сн /п*(Uном*√3) (6.5)

Iн.р. =17,64/4*(115 *√3)=0,0225 кА.

, где п=4-число отходящих линий.

Принимаем провод марки АС-50/8 с допустимым током Iдоп =330 А. (табл.7,35[2] стр.248)

r = D ПР / 2=0,96/2 = 0,48 см,

DПР =0,96 см- диаметр провода.

Проверка по допустимому току

Imax. = Iн.р. *(4/(4-1))=30 A<I доп =210 А.

Данный провод проходит по перегрузочной способности.

Среднегеометрическое расстояние между фазами Dср=1,5 м.

E0=30,3*0,82*(1+0,299/√0,48)= 35,57 кВ/ см.

E=0,354*36,6/(0,48*(lg(504/0,48)))= 10,4 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е0

1,07*10,4 ≤0,9*35,57

11,13≤32,01

Провод марки АС-50/8 по условию короны подходит..

6.4 Выбор проводов на участке от ввода 35 кВ силового трансформатора до ОРУ-35 кВ

Данной участок так же выполняем проводом марки АС. Выбор сечения производим по экономической плотности тока.

qэк = Iраб.тр /(jэк *2)=88 /(1,0*2)=44 мм2 .

Максимальный рабочий ток трансформатора

Iраб.тр = Smax.сн /(Uном *√3)=17,64/(115*√3)=0,0886 кА.

Принимаем провод марки АС-50/8с допустимым током Iдоп =210 А, (табл.7,35[2] стр.248).

r = D ПР / 2=0,96/2 = 0,48 см,

DПР =0,96 см- диаметр провода.

Проверка по допустимому току

Imax =88 A<I доп =210 А.

Данный провод проходит по перегрузочной способности.

Среднегеометрическое расстояние между фазами Dср =1,5 м.

E0=30,3*0,82*(1+0,299/√0,48)= 35,57 кВ/ см.

E=0,354*36,6/(0,48*(lg(504/0,48)))= 10,4 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е0

1,07*10,4 ≤0,9*35,57

11,13≤32,01

Провод марки АС-50/8 по условию короны подходит.

6.5 Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ

Ошиновку в пределах ОРУ-35кВ выполняем проводом марки АС.

Шины выбираются по допустимому току.

Iраб.мах=88 А.

Принимаем провод марки АС 50/8, так как сечение проводов ошиновки ОРУ-35кВ не должно быть меньше сечений проводов отходящих присоединений (см.п.6.3).

6.6 Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ-10 кВ

Соединения ЗРУ-10 кВ с трансформаторами осуществляется гибким токопроводом. Сечение токопровода определяется по экономической плотности тока.

qэк =Iн.р. /jэк =272,5/1,0=272,5 мм2 .

Imaxнн =Smaxнн /(Uср.нн *√3)=9,91/(10,5*1,73)=0,545 кА,

Iнр = Imaxнн /2=545/2=272,5 A.

Принимаем к установке провод марки АС-240/32 с допустимым током

Iдоп =605 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверка шин на схлестывание не проводится, так как ток трех фазного к.з. Iп <20 кА.

Проверка на термическое действие тока к.з. производится по условию

qmin = √Вк /С≤ q (6.6)

где Вк- тепловой импульс, Вк=31,69 кА2 *с,

С=91 А*с1/2 /мм2 -значение функции при номинальном напряжении кабеля 10 кВ.

qmin =√31,69*103 /91=61,86 мм2 <q=600 мм2 .

Следовательно, провод АС-240/32 удовлетворяет требованиям термической стойкости.

6.7 Выбор ошиновки в пределах ЗРУ

Шины выбираем по допустимому току Iраб.мах =545 А.

Выбираем прямоугольные шины прямоугольного сечения (40х5)мм2, с допустимым током Iдоп=545 А в количестве одной полосы на фазу.(табл.,7.3[2] стр.395)

Проверка шин на термическую стойкость

qmin =√31,69*103 /91=61,86 мм2 <q=600 мм2 .

Шины термически стойкие.

Проверяем шины на механическую прочность:

Определяем пролет между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

200<(173,2/l)*√Y/q (6.7)

где l-пролет между изоляторами, см; Y- момент инерции, см; q- выбранное сечение, см2

Если шины расположены «на ребро», то момент инерции равен

Y=h*b3 /12 (6.8)

Где h-высота шины,h=4 см, b-толщина шины, b=0,5 см.

Y=4*0,53 /12=0,0417 см,

Сечение шины в сантиметрах q=4*0,5=2 см2 .

Отсюда l2 <173,2/200*( √ 0,0417/2)=0,125,=>l=0,354 м.

Если шины расположены «плашмя», то момент инерции равен

Y=h3 *b/12 (6.9)

Y=43 *0,5/12=2,67 см.

Отсюда l2 <173,2/200*( √ 2,67/2)=1,0 =>l=1 м.

Принимаем к установке вариант с расположением шин «плашмя», так же это дает существенную экономию изоляторов с пролетом между ними 1 м.

Определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з.

f=((√3*i2 у*l)/a)*10-7 (6.10)

где а – расстояние между фазами, м; а=0,3 м.

f=((√3*198202 *1)/0,3)*10-7 =226,5 Н/м.

Изгибающий момент определяется по формуле

M=f*l2 /10 (6.11)

M=226,5*12 /10=22,65

Напряжение в материале шин, возникающие при воздействии изгибающего момента

σрасч=M/W (6.12)

где W-момент сопротивления шины,

W=b*h2 /6 (6,13)

W=0,5*42 /6=1,33

σрасч=22,65/1,33=17,03 Мпа.

Шины механически прочны при условии σрасч< σдоп.

Так как σдоп=70 Мпа для алюминиевых шин, следовательно

17,03 Мпа<70 Мпа, а значит шины механически прочны.

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых определяется следующими условиями.

Номинальное напряжение

Uуст=Uном

Допустимая нагрузка

Fрасч<Fдоп (6.14)

Где Fрасч-расчетная сила, действующая на изолятор, кН

Fдоп=0,6*Fразр (6.15)

Где Fразр- разрушающая нагрузка на изгиб.

Fразр =((√3*i2 у*l)/a)*10-7 (6.16)

Где l-пролет между изоляторами, l=1 м (см. выше); а- расстояние между фазами, а= 0,3 м(см. выше)

Fразр =((√3*198202 *1)/0,3)*10-7 =226,5 Н

Принимаем изоляторы ИО-10-3,75У3 со следующими паспортными данными Uном=10 кВ, Uдоп.мах=12 кВ, Fразр=3,75 кН. . (табл.5.7[2] стр.282).

Низ=120 мм- высота изолятора.

Проверяем изоляторы по допустимой нагрузке

Fдоп =0,6*3750=2250 Н

Fрасч < Fдоп

226,5Н<2250Н

Изоляторы проверку по допустимой нагрузке проходят.

6.8 Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ

Сечение кабелей должно удовле­творять следующим требованиям: экономичность, стойкость к нагреву в форсированном режиме, термической стойкости при к.з.

Сечение кабелей рассчитывается по экономической плотности тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами при Тmax =5600,547 час jэк =2 А/мм2. (табл.4-1[1] стр.230)

, (6.17)

где I р.м. – ток расчетный максимальный, А

(6.18)

где n – число кабелей, проложенных в земле,

(6.19)

При проверке кабелей на длительно допустимый ток учитывают число рядом проложенных в земле кабелей

I р.ф. £ I ’дл.доп

I ’дл.доп = К N * I дл.доп ,

где КN – поправочный коэффициент на число работающих кабелей.

S рп =1,6 /cos17,7=1,68 кВА

I рм =1,68 /(√3*10)=97,1 A

q ст =97,1 /2=48,55 мм2

Выбираем стандартное сечение 3-х жильного кабеля алюминиевыми жилами. . (табл.7.10[2] стр.400)

q ст = 120 мм2

Для этого сечения длительно допустимый ток

I дл.доп. = 240 А

I р.ф = I р.м. ·2 = 97,1·2 = 194,2 А

К N = 0.8( n =2 К N = 0.9)

I’ дл . доп = К N *I дл . доп ,=260*0.8= 208

194,2 £ 208.

Проверяем кабель на термическую стойкость по (6.6) где Вк определяется по формуле (5.3) при tоткл=0,275 с, Та=0,09 с.

Вк= I п 23 *( tоткл+Та)=13,362 *(0,275+0,09)=65,14кА2 *с.

С=94 для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.. (табл.3-13[1] стр.201)

qmin = √ 65,14*106 / 94=85,8 мм2 (см. 6.6)

qmin =85,8 мм2 < q=120 мм2

Условие выполняется, кабель проходит по термической стойкости.

Результаты расчетов сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Сечения кабелей, отходящих от РП

№ РП

n

Р,

Мвт

Iрп,

А

Iрф,

А

qр ,

мм2

qст, мм2

Iдоп,

А

Iдоп',

А

1-6

1

1,6

97,1

194,2

48,55

120

260

208

7. Выбор измерительных трансформаторов

Перечень необходимых измерительных приборов на подстанции принимается по табл.4-9[1] стр.371.

7.1 Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН и НН

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности. Для того, чтобы трансформатор не вышел из заданного класса точности, необходимо соблюдение условия:

S å приб. < S ном , (7.1)

где S å приб. – нагрузка измерительных приборов трех фаз, В×А;

S ном – номинальная мощность TV, В×А.

В качестве соединительных проводов принимаем по условиям механической прочности медные провода сечением 1,5 мм2 .

Выбор TV на ВН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

— вольтметры Э – 335 и Н – 394

S å приб. = 2*2+2*10 = 24 В × А

Выберем трансформатор (табл.5-13.[2] стр.327)

НКФ – 220 – 58У1

S ном = 600 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Выбор TV на СН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

— ваттметр Д – 350;

— варметр Д – 350;

— счетчик активной энергии СА3 – И670, SWh = Р/ cos j = 1.5/0.8 =

= 1.875 В × А;

— счетчик реактивной энергии СР4–И676, SVarh =Р/ cos j =2* 3/0.8 = 3,75 В × А

— вольтметр Э – 365;

— вольтметрЭ–365 (с переключением для измерения трех фазных напряжений),

а также счетчики активной энергии на двух отходящих линиях

S å приб. = 2*2+2*2+4*1.875+2*3.75+2*2+2*2 = 31 В × А

Выберем трансформатор(табл.5-13.[2] стр.327)

ЗНОМ-35 – 65У1

S ном = 250 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Выбор TV на НН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

— два ваттметра Д – 350;

— два варметра Д – 335;

— два счетчиков активной энергии СА3 – И670;

— два счетчиков реактивной энергии СР4 – И676;

— вольтметр Э – 365;

— вольтметр Э–365 (с переключением для измерения трех фазных напряжений),

а также счетчики активной и реактивной энергии на кабельных линиях, подходящих к РП, т.е. количество счетчиков = количество РП *2=6*2=12.

S å приб. = 4*2+4*1,5+22*1.875+22*3.75+2*2+2*2 = 148,5 В × А

Выберем трансформатор(табл.5-13.[2] стр.327)

НТМИ –10 – 66 У3

S ном = 200 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Для этого трансформатора выберем предохранитель

ПКН 001 – 10 У3.

7.2 Трансформаторы тока на сторону ВН, СН и НН

Выбор трансформаторов тока производится по напряжению установки, рабочему току первичной цепи, нагрузке вторичной цепи при выбранном классе точности.

Выбор ТА по вторичной нагрузке выполняется по условию:


Z 2 £ Z 2Н

где Z 2 – расчетная нагрузка вторичной цепи, Ом;

Z 2Н – номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности, Ом.

Так как индуктивное сопротивление вторичной цепи невелико, можно принять, Z 2 » r 2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

Z 2 = r приб + r пров + r к

Сопротивление приборов:

r приб » S приб / I 2 2н , (7.2 )

где S приб – мощность, потребляемая приборами, В×А;

I 2н – вторичный номинальный ток приборов и трансформатора тока, А.

Переходное сопротивление контактов принимается

r к = 0,05 Ом – при количестве подключаемых прибор не более трех;

r к = 0,1 Ом – при количестве подключаемых прибор более трех.

Сопротивление соединительных проводов:

r пров = Z 2Н — r приб — r к . (7.3)

По рассчитанному сопротивлению r пров определяется сечение соединительных проводов:

(7.4)

где r — удельное сопротивление материала провода

r = 0,0283 Ом × мм2 /м – для алюминиевых проводов;

r = 0,0175 Ом × мм2 /м – для медных проводов;

l расч – расчетная длина проводов от ТА до приборов, м.

При установке ТА в двух фазах l расч = ;

при установке ТА в трех фазах l расч = ,

где l – расстояние от ТА до измерительных приборов.

По условиям механической прочности сечение соединительных алюминиевых проводов должно быть не менее 4 мм2, медных проводов – не менее 2,5 мм2 .

Выбор T А на ВН

U н = 220 кВ, I р.ф. = 70 А. Нагрузкой является амперметр

Э –335.

Выберем трансформатор(табл.5.9.[2] стр.294)

ТФЗМ 220Б – III У1

I н1 = 300 А> I р.ф = 70, I н2 = 5 А, Z 2Н = 1,2 Ом (класс точности 0,5).

По формуле (7.2) определим

r приб » S приб / I 2 2н = 0,5 / 52 = 0,02 Ом;

r к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r пров = 1,2 – 0,02 – 0,05 = 1,13 Ом.

Сопротивление соединительных медных проводов согласно (7.4)

q ст = 2,5 мм2.

Выберем трансформатор, встроенный в силовой трансформатор

(табл.5.11.[2] стр.316)

ТВТ 220 — I – 600 / 5

I н1 = 300 А, I н2 = 5 А.

Выбор T А на СН

U н = 35 кВ, I р.м. = 207,5 А, I р.ф. = 415 А.

Нагрузкой на ТА, расположенный до шин являются:

— амперметр Э –335 ;

— ваттметр Д – 350;

— варметр Д – 335;

— счетчик активной энергии СА3 – И670, SWh = Р/ cos j = 2,5/0.8 =

= 3.125 В × А

— счетчик реактивной энергии СР4 – И676, SVarh =Р/ cos j =2,5/0.8=3,125 В × А.

Выберем трансформатор

ТФЗМ 35Б-1

I н1 = 600 А > I р.ф. , I н2 = 5 А, Z 2Н =1,2 Ом (класс точности 0,5).

S приб =0,5+0,5+0,5+2*3,125 = 7,75 В×А.

По формуле (7.2) определим

r приб » S приб / I 2 2н = 7,75 / 52 = 0,31 Ом;

r к = 0,1 Ом

По формуле (7.3) определим

r пров = 1,2 – 0,31 – 0,1 = 0,79 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q ст = 4 мм2.

Выберем трансформатор, встроенный в силовой трансформатор

ТВТ 35 — I –600 / 5

I н1 = 300 А, I н2 = 5 А.

Нагрузкой на ТА, расположенный после шин являются:

— амперметр Э –335 ;

— счетчик активной энергии СА3 – И670, SWh = Р/ cos j = 2,5/0.8 = 3.125 В × А.

Выберем трансформатор

ТФЗМ 35Б-1

I н1 = 600 А > I р.ф. , I н2 = 5 А, Z 2Н =1,2 Ом (класс точности 0,5).

S приб =0,5+3,125 = 3,625 В×А.

По формуле (7.2) определим

r приб » S приб / I 2 2н = 3,625 / 52 = 0,145 Ом;

r к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r пров = 1,2 – 0,145 – 0,05 = 1,005 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q ст = 4 мм2.

Выбор T А на НН

U н = 10 кВ, I р.м. = 573 А

Нагрузкой на ТА, расположенный в цепи являются:

— амперметр Э –335 ;

— ваттметр Д – 350;

— варметр Д – 335;

— счетчик активной энергии СА3 – И670, SWh = Р/ cos j = 2,5/0.8 =

= 3.125 В × А

— счетчик реактивной энергии СР4 – И676, SVarh =Р/ cos j =2,5/0.8=3,125 В × А.

Выберем трансформатор

ТШЛК 10 – У3

I н1 = 3000 А> I р.Ф , I н2 = 5 А, Z 2Н = 0,8 Ом (класс точности 0,5).

S приб =0,5+0,5+0,5+2*3,125 = 7,75 В×А.

По формуле (7.2) определим

r приб » S приб / I 2 2н =7,75 / 52 = 0,31 Ом;

r к = 0,1 Ом

По формуле (7.3) определим

r пров = 0,8 – 0,31 – 0,1 = 0,39 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q ст = 4 мм2.

I р.м. = 286,5 А. Нагрузкой на ТА, расположенный на секции является амперметр Э–335.

Выберем трансформатор

ТШЛК 10 – У3

I н1 =3000 А> I р.Ф , I н2 = 5 А, Z 2Н = 0,8 Ом (класс точности 0,5).

S приб =0,5 В×А.

По формуле (7.2) определим

r приб » S приб / I 2 2н =0,5 / 52 = 0,02 Ом;

r к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r пров = 0,8 – 0,02 – 0,05 = 0,73 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q ст = 4 мм2.

Нагрузкой ТА на РП являются

— амперметр Э–335 ;

— счетчик активной энергии СА3 – И670, SWh = Р/ cos j = 2,5/0.8 =

= 3.125 В × А

— счетчик реактивной энергии СР4 – И676, SVarh =Р/ cos j =2,5/0.8=3,125 В × А.

Для РП 1-6 I р.ф. = 97А.

Выберем трансформатор

ТЛ 10 – II – У3

I н1 = 300 А> I р.ф , I н2 = 5 А, Z 2Н = 0,4 Ом (класс точности 0,5).

По формуле (7.2) определим

r приб » S приб / I 2 2н =6,75 / 52 = 0,27 Ом;

r к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r пров = 0,4 – 0,27 – 0,05 = 0,08 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

l расч = ,

q ст = 4 мм2.

8. Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузке собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности. Состав собственных нужд подстанции приведен в [1]. По этим данным определяем установленные мощности механизмов собственных нужд Руст , Q уст (при cos j = 0.85) и расчетную мощность, кВ×А:

, (8.1)

где Кс = 0,8 — коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформатора с.н.:

S н… т. ³ S расч / КП, (8.2)

где КП = 1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Защита трансформаторов с.н. с номинальной мощностью до 250 кВ×А

Включительно осуществляется плавкими предохранителями на высшем напряжении и автоматическими выключателями на низшем.

Таблица 11.1. Общие нагрузки собственных нужд подстанции

Наименования нагрузок

Установленная

мощность

cos φ

tg φ

Расчетная нагрузка трансформатора

Мощность

единицы

и кол-во

Общая

мощность Р

Рл

Qл

кВт

кВт

кВт

кВар

Общие нагрузки СН подстанции

Охлаждение

трансформаторов

3.5*2

7

0.8

0.75

7

5.25

Подогрев привода

разъединителя ВН

0.6*25

15

1

15

Подогрев привода

разъединителя СН

0.6*19

11,4

1

11,4

Подогрев привода

выключателей ВН

0.75*12

9

1

9

Подогрев привода

выключателей СН

0.75*6

4,5

1

4,5

Подогрев КРУ

1*21

21

1

21

Подзарядный выпря-

мительный агрегат

23*2

46

0.8

0.75

46

34.5

Маслохозяйство

75

75

0.8

0.75

75

56.25

Отопление, освещение, вентиляция ОРУ (220)

7

7

1

7

Отопление, освещение, вентиляция ОРУ (110)

7

7

1

7

Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ(10)

6

6

1

6

Отопление, освещение, вентиляция помещений

5.5

5.5

1

5.5

ИТОГО

214,4

96

По формуле (8.1) определим расчетную мощность трансформаторов с.н.:

Мощность трансформатора с.н.:

S н… т. =187,93 / 1,4 = 134,23 кВ × А.

Выберем трансформаторы с.н.:

ТСЗ – 160 / 10

U ВН = 10 кВ, U НН = 0,4 кВ.

Для защиты трансформаторов с.н. выберем предохранители. Выбор производится по U ном =10 кВ установки, I р.м и току короткого замыкания, I П3 = 13,36 кА.

Выберем предохранитель(табл.5.4.[2] стр.254)

ПКТ 102 – 3,6 –40 –40 Т3

Iном.пр. = 40 А >Iр.м, Iном.отк = 40 кА> IП3 .


9. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

Главная схема подстанции является основным элементом, определяющим все свойства, особенности, техническую и экономическую характеристику подстанции в целом.

При выборе электрической схемы подстанции должны учитываться:

— надежность электроснабжения потребителей в соответствии с их категориями;

— надежность работы оборудования подстанции;

— безопасность и удобство обслуживания;

— экономичность сооружения и эксплуатации;

— простота, наглядность и возможность дальнейшего расширения схемы.

Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого РУ, что влияет на режимные свойства подстанции и эксплуатационную надежность схемы.

Распределительное устройство состоит из подходящих и отходящих присоединений, подключенных к общим шинам. Главными элементами каждого присоединения являются выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы. Элементы РУ соединяются между собой по принятой схеме. При этом рекомендуется использовать типовые схемы РУ, рекомендуемые нормами технологического проектирования.

Для РУ 220кВ выберем две рабочие секционированные с обходной системой шин.

Для РУ 35 кВ – одна секционированная выключателем система шин.

Для РУ 10 кВ – одна секционированная выключателем система шин.

При проектировании РУ 10 кВ применяем комплектные ячейки.

10. Выбор ячеек КРУ

Комплектные электротехнические устройства выпускаются для распределительных устройств. КРУ – защищенные электротехнические устройства, предназначенные для приема и распределения электроэнергии и состоящие из шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами, поставляемые в собранном виде или полностью подготовленном к сборке виде.

Выберем КРУ внутренней установки. (табл.9.5.[2] стр.512)

Ячейки для секционных выключателей:

K -ХХ VII

U ном = 10 кВ, I н.сб.ш = 3200 А, I н.шк. = 3200 А,

тип выключателя ВМПЭ – 10 – 31,5/2000У3 со встроенным электромагнитным приводом

Остальные ячейки:

К – ХХ VI

U ном = 10 кВ, I н.сб.ш =3200 А, I н.шк. = 630 А, I н.откл =31,5 кА, I н.д. = 81 кА,

количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий 4(3х240),

тип выключателя ВВЭ – 10 – 31,5/630У3 со встроенным электромагнитным приводом

Проверка кабелей, отходящих от РП, на термическую стойкость

С =90; t ф = t РЗ + t ПО + Та = 0,25+0,055+0,01=0,315с,

I П = 13,36 кА

13,36 кА

,

т.е. кабель термически стойкий.


11. Выбор ОПН

В настоящее время для защиты оборудования подстанции от атмосферных и внутренних перенапряжений (при изменении параметров цепи (индуктивности)) используют нелинейные ограничители перенапряжений.

На высшем напряжении установим

ОПН – 220 / 146 – 10 ( II )

На среднем напряжении:

ОПН – 35/ 38 – 10 ( I )

На низшем напряжении:

ОПН – 10 / 5,5 – 7,2 — 10 ( I )

12. Релейная защита понижающего трансформатора

На трансформаторах должны быть предусмотрены следующие защиты:

1. защита от многофазных КЗ в обмотках и на выводах;

2. защита от однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3. защита от витковых замыканий в обмотках;

4. защита от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5. защита от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6. защита от понижений уровня масла;

7. защита от замыканий на землю в сетях 6-10кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованию безопасности.

12.1 Защита трансформатора от коротких многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

Так как исходная мощность больше 6,3МВА то считаем продольную дифференциальную защиту с реле типа РНТ-565. Расчет токовой отсечки не производим.

12.1.1 Определяем первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора.

(12.1)

I н(220) =25000 /( 1,73*220)=66,68 А,

I н(35) =25000 /( 1,73*35)=412,88 А,

I н(10) =25000 /( 1,73*10)=1445 А.

4.1.2 Коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора.

Для ВН:

КI =600/5=120

Для СН

КI =600/5=120

Для НН

=1

КI =3000/5=600

12.1.3 Расчет вторичных токов в плечах защиты:

Iн2(220) =√3*66,68/120=961 А,

Iн2(35) =√3*412,88/120=5950 А,

Iн2(10) =√3*66,68/600=2410 А.

(12.2)

12.1.4 Выбор основной стороны защищаемого трансформатора

За основную сторону принимаем сторону, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защит. В данном случае за основную сторону принимаем сторону 10кВ.

12.1.5 Расчет первичного тока срабатывания защиты.

Отстройка от расчетного тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ производится по выражению:

(12.3)

=2*978,4=1174,08


где представляет из суммы вида:

(12.4)

=516+464,4=978,4

где ─ составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока;

─ составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора

(12.6)

(12.5)

0,09*5160=464,4 А.

1*1*0,1*5160=516 А,

где — периодическая составляющая тока, проходящего через трансформатор при расчетном внешнем КЗ, приведенного к основной стороне;

=1 – коэффициент, учитывающий влияние на быстродействие защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением апериодических составляющих в токе КЗ;

— коэффициент однотипности ТА;

=0,1 – погрешность ТА;

— половина регулировочного диапазона устройства РПН в о.е.

12.1.6 Предварительная проверка чувствительности

(1,5*5190)/(√3*1174,08)=3,83>2


(12.7)

где — минимальное значение периодической составляющей тока КЗ рассматриваемого вида КЗ, приведенного к стороне основного питания;

— ток срабатывания защиты, приведенного к стороне основного питания;

— коэффициент схемы, определяемый видом повреждения (m), схемой соединения ТА на стороне основного питания и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора.

12 .1.7 Расчет тока срабатывания реле, приведенного к основной стороне:

(1174,08*√3)/120=16,93 А.

(12.8)

12.1.8. Расчет числа витков обмотки НТТ реле для основной стороны:

100/16,93=5,9

(12.9)

где — магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле РНТ-565, принимается равной 100А.

Принимается меньшее ближайшее число витков 5

12.1.9. Расчет числа витков обмоток неосновной стороны защищаемого трансформатора

5*5,95/0,961=30,957
Для ВН

(12.10)

где ─ токи в плечах дифзащиты для основной и неосновной сторон.

Принимается ближайшее целое число витков 30

5*5,95/2,41=12,34
Для НН

где ─ токи в плечах дифзащиты для основной и неосновной сторон.

Принимается ближайшее целое число витков 12

12.1.10. Определяем первичный уточненный ток небаланса с учетом составляющей

516+464,4+184+163,93=1326,33 А

(30,957-30)*5950/30,957=184 А
где — составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для неосновной стороны.

(12.11)

(12,34-12)*5950/12,34=163,93 А

12.1.11.Определяем ток срабатывания защиты по уточненному значению тока небаланса

1,2*1326,33=1591,596 А

12.1.12. Определяем коэффициент чувствительности защиты:

1,5*5190/(√3*1591,596)=2,83

12.1.13. Отстройка от броска намагничивающего тока:

где — номинальный ток, соответствующий номинальному напряжению среднего ответвления устройства РПН и номинальной мощности трансформатора;

— коэффициент отстройки от броска, намагничивающего тока.

12.2. Защита от токов, обусловленных короткими внешними замыканиями (МТЗ)

Ток срабатывания защиты

1,2*1,5*412,88/0,7=1061,7 А.

(12.12)

где ─ значение максимального рабочего тока в месте установки защиты;

─ коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска электродвигателей

Время срабатывания защиты

Коэффициент чувствительности для МТЗ

0,87*5160/1061,7=4,22

(12.13)

12.3. Защита от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

1,05*412,88/0,7=619,32 А.

где — номинальный ток обмотки трансформатора с учетом регулирования напряжения, на стороне, на которой установлена реле.

Защита от перегрузки устанавливается в одной фазе и действует на сигнал.

Защита силового трансформатора представлена на рисунке 12.1.

12.4. Газовая защита

Газовая защита масляного трансформатора реагирует на витковые замыкания, пробои изоляции на корпус и на понижения уровня масла, но не реагирующая на КЗ на выводах трансформатора.

Газовая защита осуществляется газовым реле типа ПГЗ-22. Повреждения внутри трансформатора, витковыми и междуфазными замыканиями, сопровождаются выделением газа и понижением уровня масла в трансформаторе. При всех видах повреждения газы, образовавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов, направляются через газовое реле, установленное на трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем, и вытисняют масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в газовом понижается, а прикрепленные к ним колбочки с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.

При бурном газообразовании, сопровождающемся течением струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с контактами. Последние, замыкаясь, действуют через промежуточные и указательные реле на отключение.

13. Экономическая часть

13.1 Построение и расчет сетевого графика по проектированию и сооружению подстанции

Сетевая модель — это графическое изображение комплекса взаимосвязанных работ. Работа — это отдельные процессы, выполнение которых связанно с затратами времени, труда и ресурсов. Событие- отмечает факт окончания одной или нескольких работ и возможность начала последующих. Событие может быть исходным, промежуточным и завершающим. Для построения сетевого графика составляется перечень работ.Перечень работ и их продолжительность приведены в таблице 13.1

Таблица 13.1

Исходные данные к расчету сетевого графика

Наименование работ

Индекс работы

Продолжительность работы в месяцах

Составление проектного задания

(0,1)

1,5

Выбор и согласования площадки

(1,2)

2,5

Проектирование подстанции, 1-й этап

(1,3)

2

Проектирование систем контроля и управления, 1-й этап

(1,11)

1

Оформление заказов и получение контрольно- измерительной аппаратуры и автоматики, 1-й этап

(1,12)

2

Оформление заказа на трансформаторы

(1,13)

1

Оформление заказа на высоковольтные выключатели

(1,14)

1

Проведение изыскательных работ

(2,3)

1,5

Проектирование подстанции, 2-й этап

(3,4)

3

Подготовка документов проекта на сооружение подстанции

(3,5)

1

Оформление заказа и получения материалов для строительства здания подстанции

(3,7)

1

Оформление заказа и получения материалов для строительства помещений высоковольтных выключателей

(3,8)

1

Оформление заказа на специальные материалы для сооружения подстанции

(4,9)

1

Согласование проекта сооружения подстанции

(5,6)

0,5

Утверждение проекта сооружения подстанции

(6,7)

3

Сооружение фундамента здания подстанции

(7,10)

1

Сооружение помещения высоковольтных выключателей

(8,15)

2

Получение строительных материалов

(9,10)

2

Строительство подстанции и начало монтажа оборудования

(10,15)

2,5

Проектирование систем контроля и управления,2- й этап

(11,15)

1

Оформление заказов и получение контрольно- измерительной аппаратуры и автоматики, 1-й этап

(12,15)

2

Получение трансформаторов

(13,15)

4

Получение высоковольтных выключателей

(14,15)

1,5

Установка контрольно- измерительной аппаратуры

(15,16)

2

Завершение монтажа оборудования подстанции

(16,17)

1,5

Приемка подстанции комиссией, проведение испытаний

(17,18)

0,5

После определения времени на каждую работу производится расчет сети.

Определяются параметры работ- сроки начала, окончания и резерва времени.

Ранний возможный срок начала работы:

t р.н.i-j =мах0-i (13.1)

Ранний возможный срок окончания работы:

t р.o.i-j = t р.н.i-j + ti-j (13.2)

Поздний возможный срок начала работы:

t п.н. i-j =Ткр мах18-i (13.3)

где Ткр -максимальное время от начального события до конечного, Ткр =18 мес.

Поздний возможный срок окончания работы:

t п.о. i-j = t п.н. i-j + ti-j (13.4)

Соотношение ранних и поздних характеристик работ определяет величину их резерва времени, отрезков времени, в пределах которых можно изменить сроки начала окончания всего комплекса работ. Те события которые не лежат на мах пути имеют резерв времени, а те которые лежат, должны выполнятся вовремя.

Полный резерв времени работы определяется по формуле:

R= t п.н. i-j — t р.н. i-j или R= t п.о. i-j — t р.о. i-j (13,5)

Результаты расчетов представлены в таблице 13.2.

По данным таблицы 13.2 строим сетевой график по сооружению подстанции, представленным на рисунке 13.1.

Таблица 13.2

Параметры работ для сетевого графика.

Код работы

ti-j ,

мес.

tр.н.i-j ,

мес.

tр.о.i-j ,

мес.

tп.н.i-j ,

мес.

tп.о.i-j ,

мес.

Ri-j ,

мес.

(0,1)

1,5

1,5

1,5

(1,2)

2,5

1,5

4

1,5

4

(1,3)

2

1,5

3,5

6,5

8,5

5

(1,11)

1

1,5

2,5

12

13

10,5

(1,12)

2

1,5

3,5

10

12

8,5

(1,13)

1

1,5

2,5

9

10

7,5

(1,14)

1

1,5

2,5

11,5

12,5

10

(2,3)

1,5

4

5,5

4

5,5

(3,4)

3

5,5

8,5

5,5

8,5

(3,5)

1

5,5

6,5

6

7

0,5

(3,7)

1

5,5

6,5

9,5

10,5

4

(3,8)

1

5,5

6,5

11

12

5,5

(4,9)

1

8,5

9,5

8,5

9,5

(5,6)

0,5

6,5

7

7

7,5

0,5

(6,7)

3

7

10

7,5

10,5

0,5

(7,10)

1

10

11

10,5

11,5

0,5

(8,15)

2

6,5

8,5

12

14

5,5

(9,10)

2

9,5

11,5

9,5

11,5

(10,15)

2,5

11,5

14

11,5

14

(11,15)

1

2,5

3,5

13

14

10,5

(12,15)

2

3,5

5,5

12

14

8,5

(13,15)

4

2,5

6,5

10

14

7,5

(14,15)

1,5

2,5

4

12,5

14

10

(15,16)

2

14

16

14

16

(16,17)

1,5

16

17,5

16

17,5

(17,18)

0,5

17,5

18

17,5

18

13.2 Расчет эксплутационных затрат по обслуживанию подстанции

Ремонт и эксплуатация оборудования подстанции должны отвечать правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей. В соответствии с этими правилами и правилами технической безопасности предусмотрены осмотры, техническое обслуживание, текущие и капитальные ремонты. Дежурный и ремонтный персонал по техническому обслуживанию силовых трансформаторов и аппаратуры распределительных устройств должны иметь квалификационную группу не ниже четвертой.

Баланс рабочего времени приведены в таблице 13.3.

Таблица 13.3

Баланс рабочего времени

№

Наименование статьи

Значение

Примечание

Дни

Часы

1

Календарный фонд рабочего времени

365

8760

2005 г.

2

Нерабочие дни всего

В том числе:

Праздничные

Выходные

114

9

105

2712

3

Номинальный фонд рабочего времени

251

2008

п.1-п.2

4

Неиспользуемое время

Всего

Основного и дополнительного отпуска

Отпуск учащихся

Невыходы по болезни

Невыходы в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей

Внутрисменные потери

44,315

32

1,255

7,55

1,255

1,255

0,5% п.3

3% п.3

0,5% п.3

0,5% п.3

5

Средняя продолжительность рабочего дня

1

8

6

Действительный фонд рабочего времени

206,685

1653,48

п.3-п.4

7

Коэффициент использования рабочего времени

0,823

п.6: п.3

Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала.

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности (ЕРС) по электрохозяйству подстанции, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства подстанции.

Эти расчеты сводим в таблицу 13.4.

Таблица 13.4

Сводная таблица по ремонту и трудоемкости оборудования.

U,

кВ

Наименование оборудования

Единица

измерения

Количество

ЕРС

На единицу

Суммарн. ЕРС

Количество ремонтов

Трудоемкость

Текущ.

Сред.

Текущ.

Сред.

Суммарн.

220

Силовой трансформатор

Выключатель

Разъединитель

Трансформатор напряжения

Трансформатор тока

ОПН

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

2

6

17

1

8

1

101,4

15,4

9,8

11,9

2

7

202,8

92,4

166,6

11,9

16

7

2

2

2

2

2

2

486,7

110,9

118,2

57,1

86,4

67,2

486,7

110,9

118,2

57,1

86,4

67,2

35

Выключатель

Разъединитель

Трансформатор напряжения

Трансформатор тока

ОПН

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

7

16

2

8

2

13,2

8,4

10,2

2

6

92,4

134,4

20,4

16

12

2

2

2

2

2

285,1

322,6

48,96

144

28,8

285,1

322,6

48,96

144

28,8

Выключатель

Ячейка СН

Трансформатор напряжения

Трансформатор тока

ОПН

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

Шт.

15

2

2

16

2

11

15

8,5

1

5

165

30

17

16

10

2

2

2

2

2

290,4

72

40,8

79,2

48

290,4

72

40,8

79,2

48

Заземляющий контур

П.М.

3108

1/100

31,08

ОПУ

Шт.

1

3

3

1,2

4,8

4,32

17,28

21,6

итого

1043,98

2290.68

2307,96

а) Количество эксплуатационного персонала, занятого обслуживанием электротехнического оборудования определяется из выражения:

RPM =∑ЕРС / К (13.5)

Где К- норма обслуживания в ЕРС на одного рабочего К=800.

∑ЕРС- суммарные единицы ремонтной сложности, согласно таблице 13.4.

RPM =1043,98 / 800=1,3≈1 человек.

Т.к. RPM<2, по условию ТБ необходимо увеличить RPM до 2.

б) Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

Rяв = RPM*n см (13.6)

Где nсм -число смен nсм =3;

Rяв = 2*3=6 человек.

в) Списочная численность эксплуатационного персонала :

Rсп =Rяв /Кн (13.7)

Где Кн-коэффициент использования рабочего времени, принимаем согласно таблице 13.3.

Rсп =6/0,0875≈7 человек.

г) Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:

R треб=трудоемкость /( Фд*Кв.н.) (13.8)

Где Фд- действительный фонд рабочего времени, принимаем согласно таблице 13.3.;

Кв.н.- коэффициент выполнения нормы, планируемой для данной категории рабочих на подстанции Кв.н.=1,1.

R треб=2307,96 /( 1757,6*1,1)=1,19≈2 человека.

13.2.1Расчет годового фонда заработной платы.

Рассчитывается основная и дополнительная заработная плата рабочих, занятым текущим ремонтом и обслуживанием электротехнического оборудования, а также заработная плата инженерно- технических работников.

Изп=Ио+Ид+Иитр (13.9)

Где Ио- основная заработная плата эксплуатационного персонала и ремонтного персонала;

Ид- дополнительная заработная плата эксплуатационного и ремонтного персонала;

Иитр- суммарная заработная плата инженерно- технических работников.

а) Основная заработная плата рабочих- эксплуатационников определяется по формуле:

Ио.з.п.э.= Фд*З iэ*R сп (13.10)

Где З i =20 руб./ч, тарифная ставка эксплуатационников;

Ио.з.п.э.= 1757,6* 20*7 =246,064 тыс.руб.

Ио.зп.р=∑Е*З iр*R треб (13.11)

Ио.з.п.р=2307,96*19*2=87,702 тыс.руб.

Где З i =19 руб./ч- тарифная ставка рабочих;

Ид=β*Ио (13.12)

Где β=0,5– коэффициент, учитывающий расходы предприятия на дополнительную заработную плату.

Идэ= Ио.зп.э=0,5 *246,064=123,032 тыс.руб.

Идр= Ио.зп.р=0,5 *87,702=43,851 тыс.руб.

Изп.=Изп.э = (Ио.з.п.э+Идэ)*1,3*1,3*1,1 (13.13)

Изпэ=(123,032 +246,064)*1,3*1,3*1,1=687,15 тыс.руб.

Изп.р= (43,851+87,702)*1,3*1,3*1,1=253,85 тыс.руб.

б) Годовой фонд заработной платы ИТР определяется по формуле:

Изп=12*Σ Ri * Qi*1,1*1,5*1,3*1,3 (13.14)

Где ΣRi-количество работников ИТР.

Qi-примерный должностной оклад (мастер-4900 руб.)

Изп=12*4900*1,5*1,1*1,3*1,3=163,964 тыс.руб.

в) Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству подстанции вычисляется:

Изп=687,15+253,85+163,964 =1104,964 тыс.руб.

г) Отчисления на социальные нужды определяются по установленным нормам по отношению к заработной плате:

Исн=Изп*асн (13.15)

Где асн — норма отчисления на социальные нужды, асн =26,2%.

Исн=1104,964*0,262=289,5 тыс.руб.

13.2 Амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам в процентах от стоимости основного оборудования.

Иа=ΣК i *Нрен. (13.16)

Где Нрен.- норма отчислений от капитальных вложений на полное восстановление (реновацию) Нрен.=3,5%;

ΣКi- капитальные затраты электротехнического оборудования.

Таблица 13.5

Расчет капитальных вложений подстанции.

№

Наименование

Стоимость

Тыс. руб.

Количество

Шт.

Суммарная стоимость, тыс. руб.

1

Силовой трансформатор

4813,2

2

9626,4

2

ОРУ-220 кВ

3444

6

20664

3

ОРУ-35 кВ

571,2

7

3998,4

4

ЗРУ-10 кВ:

ТСН

Ввод или отходящая линия

Секционный выключатель

Ячейка с ТН и разрядником

Итого

148,26

91,56

125,58

77,7

2

14

1

2

296,52

1281,84

125,58

155,4

36148,14

Примечание: расчетная стоимость включает стоимость трансформатора, ошиновки, гибких связей и имнопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты и заземления, силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей до пульта управления, релейной защиты, а так же стоимость строительных и монтажных работ в пределах установки.

Затраты в сооружении подстанции 35-1150 кВ определяются по укрепленным показателям стоимости РУ, силовых трансформаторов, линейных регулировочных трансформаторов, компенсирующих и токоограничивающих устройств.

Укрепленные показатели включают стоимость выключателей, отделителей, коротко замыкателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов, а так же связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

а) Амортизационные отчисления на реновацию :

Иа=0,035*36148,14=1265,18 тыс.руб.

Отчисления в ремонтный фонд.

б)Отчисления на капитальный ремонт рассчитывается в процентах от стоимости основного оборудования.

Ирем.=ΣК i *Нрем. (13.17)

Где Нрем.- нормы отчислений от капитальных вложений на капремонт, Нрем=2,9%;

Ирем=0,029*36148,14=1048,3 тыс.руб.

в)Стоимость материалов .

Величина затрат на материалы, расходуемые при текущем ремонте и обслуживании электротехнического оборудования, определяется в процентах к основной заработной плате по ремонту и обслуживанию оборудования:

Им=ам *Ио (13.18)

Где ам — доля затрат на материалы от основной заработной платы рабочих по ремонту и обслуживанию электротехнического оборудования, ам =0,6.

Им=0,6*( 246,064+87,702)=200,26 тыс.руб.

г)Прочие затраты.

Величина прочих затрат определяется:

Ипр.=апр *(Ио+Иа+Им) (13.19)

Где апр — доля затрат от суммарных затрат на основную заработную плату, амортизационные отчисления, отчисления на материалы апр =0,25.

Ипр.=0,25*(246,064+87,702+200,26+1265,18)=446,8 тыс.руб.

д) Суммарные затраты.

Результаты расчетов заносятся в таблицу 13.6.

Таблица 13.6

Результаты расчетов

№

Наименование

Иi,

Тыс.руб.

Доля затрат,%

Примечание

1

Общий годовой фонд заработной платы

1104,964

25,37

П.13.2.1, в)

2

Отчисления на социальные нужды

289,5

6,65

П.13.2.1, г)

3

Амортизационные отчисления

1265,18

29,05

П.13.2.2, а)

4

Отчисления в ремонтный фонд

1048,3

24,07

П.13.2.2, б)

5

Стоимость материалов

200,26

4,6

П.13.2.2, в)

6

Прочие затраты

446,8

10,26

П.13.2.2, г)

7

Итого

4355,004

100

14. Охрана труда

14.1 Расчет заземлителя подстанции 220 /35/10 кВ

Согласно ПУЭ п.17.51. (стр.73) заземляющее устройство защитного заземления подстанции 220 кВ с эффективно заземленной нейтралью в любое время года должно иметь сопротивление Rзу<0,5 Ом.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку.

В качестве искусственных заземлителей выбираем вертикальные электроды стержневого типа диаметром d=12 мм, верхнии концы которых соединяются между собой с помощью горизонтального электрода- стальной полосы сечением 4х40 мм2, уложенной в землю на глубину t=0,7 м.

Расчетное сопротивление верхнего слоя грунта определяется по формуле:

p1 =ψ*p в (14.1)

где pв — удельное электрическое сопротивление верхнего слоя грунта, Ом*м.

pв =100 Ом*м- для суглинки (табл.3-8 [3] стр.146)

ψ- коэффициент сезонности ψ=1,5 для III климатической зоны ( табл. 3-11 [3] стр.151)

Для верхнего слоя грунта толщиной h1 =1,8 м:

p 1 =100* 1,5=150 Ом*м.

Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта равно:

p 2 = p н =40 Ом*м, (14.2)

где pн — удельное электрическое сопротивление нижнего слоя грунта, Ом*м.

pн =40 Ом*м для глины ( табл.3-8 [3] стр. 146).

Сопротивление искусственного заземлителя определяется по формуле:

R и=( R е * Rз ) / R е- Rз, (14.3)

R и=( 1,5 * 0,5 ) / 1,5 - 0,5=0,75 Ом.

Составим предварительную схему заземлителя и нанесем ее на план подстанции площадью S=15300 м2 .

Принимаем контурный ( распределительный) тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых ( длиной lв=3 м) электродов. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя ( рис. 5-16,[3] стр.214).

По предварительной схеме, представленной на рисунке 14.1, определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов

Lг=2982 м.

n=44 шт.

Составляем расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S, м2. Длина одной стороны ее будет равна

√ S = √ 15300 =124 м.

Количество ячеек по одной стороне модели определяется по формуле:

m = L г / (2*√ S )-1 (14.4)

m = 2983/ (2*124)-1=11,02,

принимаем m=11.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов по формуле:

L г=2*( m+1) *√ S (14.5)

L г=2*( 11+1) *124 =2976 м.

Длина стороны ячейки в модели равна

b= √ S/m (14.6)

b= 124 /11=11,3 м.

Расстояние между вертикальными электродами определяется по формуле:

а=4*√ S/n (14.7)

а=4*124 /44=11,3 м.

Суммарная длина электродов равна :

Lв =n*lв (14.8)

Lв =44*3=132 м.

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов определяется по формуле:

t от =(lв +t)/ √ S (14.9)

t от =(3+0,7)/ 124=0,0298.

Относительная длина равна:

lот =(hl-t)/lв (14.10)

lот =(1,8 –0,7)/3=0,367.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта определяется по формуле:

p э =p2 *(p1 /p2 ) (14.11)

где К=0,43*( l от +0,272*ln(a*√2/lв ) (14.12)

при l<p1 /p2 <10 p1 /p2 =150/40=3,75 ;

К=0,43*( 0,367+0,272*ln(11,3*√2/3)=0,353;

p э =40*(150/40)=63,78≈64 Ом*м.

Расчетное сопротивление рассматриваемого искусственного заземлителя определяется по формуле:

R=A*(p э /√S)+(p э /L в + L в) (14.13)

Где А=0,444-0,84* t от . При <t от <0,1 (14.14)

А=0,444-0,84* 0,0298=0,419, значит

R=0,419*(64/124)+(64/297+132 )=0,237 Ом < 0,75 Ом.

Расчет заземлителя по допустимому напряжению прикосновения.

Коэффициент напряжения прикосновения, учитывающий форму потенциальной кривой, определяется по формуле:

α1 = M/(lв *Lг /a*√S) (14.15)

где М=0,7125 при p1 /p2 =3,75 (стр.208 [3]);

α1 = 0,7125/(3*2976/11,3*124)=0,31 < 1.

Коэффициент напряжения прикосновения, учитывающий падение напряжения в сопротивлении растеканию основания, на котором стоит человек, определяется по формуле:

α2 = 1/1+(1,5*p 1 /Rh) (14.16)

где Rh=1000 Ом- сопротвление тела человека ;

α2 = 1/1+(1,5*150/1000)=0,816.

Расчетный ток, стекающий с заземлителя при однофазном замыкании в пределах подстанции, определяется по формуле:

I з =Iпо *(l-xорез /xотр ) (14.17)

Где Iпо — ток однофазного к.з. в месте повреждения, А;

xорез — результирующие индуктивное сопротивление нулевой последовательности до места к.з., о.е.;

xотр- сопротивление нулевой последовательности трансформаторов рассматриваемой подстанции, о.е..

Iпо =(3*Ес °*I б ) / х1рез +х2рез +х0рез (14.18)

Где х1рез — результирующие сопротивление прямой последовательности;

х2рез — результирующие сопротивление обратной последовательности;

х0рез — результирующие сопротивление нулевой последовательности.

х1рез =хс +хл +х∑ =0,3277;

х2рез = х1рез =0,3277;

х0рез =хс+3*хл=(хс1 +3*хл1 )*(хс2 +3*хл2 ) / хс1 +3*хл1 +хс2 +3*хл2 =

=(0,22+3*0,438)*(0,17+3*0,48) / ( 0,22+3*0,438+0,17+3*0,48 ) =0,785 (см.п.4)

Iб=2,627 кА- базисный ток на стороне ВН (см. п.4)

Iпо =3*2,627*1/(0,3277+0,3277+ 0,785 )= 5.47 кА.

хотр =хв.тр +хн.тр. = 5,7+2,3=8;

I з =5,47*(l-0,785/8)=4,9 кА.

Потенциал заземлителя определяется по формуле:

U з= I з* R з (14.19)

Где R з = Rн Rе/Rн +Rе =0,237*1,5/ 0,237+1,5=0,204 Ом < 0,5 Ом.

U з= 4,9 * 0,204=0,9996 кВ< 10 кВ.

Напряжение прикосновения определяется по формуле:

Uпр =Uз *a1 *a2 (14.20)

Uпр =999,6*0,31*0,816=252,85 В.

При времени срабатывания защиты tср =0,5 с допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп. =225 В, следовательно безопасность прикосновения обеспечена ( стр.28. [5] табл.8).

14.2 Противопожарные меро приятия

Одним из важных требований при проектировании подстанции является принятие соответствующих мер по защите оборудования, кабелей и помещений от пожара и взрыва. В комплекс противопожарных мероприятий на подстанции входят: противопожарный водопровод, стационарные установки пожаротушения распыленной водой трансформаторов, реакторов и кабельных помещений, защита помещений ЭВМ газовым пожаротушением, отвод масла от трансформаторов при аварии, строительно-

Конструктивные мероприятия в зданиях и огнестойкие преграды между трансформаторами, пожарная сигнализация.

По уровню оснащенности противопожарными мероприятиям подстанции разделены на три группы:

Первая группа- подстанции 500 кВ с трансформаторами любой мощности, подстанции 220 и 330 кВ с трансформаторами 200 МВ*А и выше и закрытые подстанции 110 кВ и выше с трансформаторами 40 МВ*А и более;

Вторая группа- подстанции 220 и 330 кВ с трансформаторам 40 МВ*А и более ( до 200 МВ*А), подстанции 110 и 154 кВ с трансформаторами 63 МВ*А и выше;

Третья группа- подстанции 220 кВ с трансформаторами менее 40 МВ*А, подстанции 110 и 154 кВ с трансформаторами менее 63 МВ*А.

Подстанции первой группы оборудуются противопожарным водопроводом высокого давления и необходимой емкостью для хранения противопожарного запаса воды. Силовые трансформаторы кабельные помещения оснащаются стационарными установками пожаротушения распыленной водой.

Подстанции второй группы оборудуются водопроводом ( противопожарным) и при необходимости емкостями для хранения воды. Стационарная установка для защиты силовых трансформаторов и кабельных помещений предусматривается в зависимости от размещения и значения подстанции.

На подстанциях третей группы противопожарный водопровод как правило не предусматривается. Исключение составляют подстанции 154 и 220 кВ, оснащенные синхронными компенсаторами.

Противопожарный водопровод включает в себя наружные сети с гидрантами, пожарные краны в помещениях, резервуары ( при отсутствии другого надежного источника воды), насосную станцию.

Стационарные установки пожаротушения трансформаторов, реакторов и кабельных помещений распыленной водой включает в себя систему сухих трубопроводов (сухотрубов) с дренчерным оросителями и узел с запорно-пусковыми устройствами (камеру задвижек), от которого расходятся лучи соответствующего направления. К камере задвижек от насосной станции и резервуаров подводятся водопроводы, заполненные водой. В зависимости от количества защищаемых объектов и расстояния между ними для уменьшения длины сухотрубов, могут быть сооружены одна, две и более камер задвижек, которые размещаются в доступных во время пожара местах.


15. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА

Методы определения характера и мест повреждений в кабельных линиях

Часто встречающиеся повреждения кабеля:

— заземление одной жилы (возникает при электрическом пробое изоляции или механическом повреждении изоляции кабеля, поврежденную жилу можно обнаружить по значительному уменьшению сопротивления изоляции по отношению к оболочке или земле);

— КЗ между жилами ( происходит при электрическом пробое изоляции, характеризуется малым сопротивлением изоляции между жилами);

— Обрыв жилы ( чаще всего случается при механических повреждениях кабеля; обрывы жилы бывают без заземления, то есть чистый обрыв и с заземлением одной или двух половин. Для чистого обрыва характерно высокое сопротивление изоляции жилы по отношению к земле. Обрыв жилы с заземлением ее двух половин характерен сравнительно большим омическим сопротивлением оборванной жилы и низким сопротивлением изоляции этой жилы с обоих концов);

— комбинированные повреждения кабелей ( различные сочетания указанных видов повреждений).

Для определения характера повреждений кабеля измеряют сопротивление изоляции отдельных жил по отношению друг к другу и по отношению к земле. Состояние изоляции и целость жил кабеля проверяют мегомметром. Для наглядности результаты измерений заносят в таблицу и затем анализируют. При анализе результатов измерений следует иметь в виду, что сопротивление изоляции кабеля должно соответствовать данным ПТЭ и ПТБ.

Методы отыскания повреждения кабеля подразделяются на группы: относительные (для обнаружения зоны) и абсолютные ( для обнаружения места повреждения).

При определении мест повреждения кабельных линий необходимо соблюдать серьезные требования: погрешность не должна превышать 3 м (при этом учитываются трудности производства земляных работ на городских проездах с усовершенствованным покрытием); выполнение ОМП должно ограничиваться несколькими часами; должны соблюдаться правила безопасности персонала. Указанные требования усиливаются необходимостью быстрейшего ремонта КЛ при ее повреждении, так как при выводе линии в ремонт нарушается надежность электроснабжения потребителей и возрастают потери электроэнергии в сети. Для кабельных линий, проложенных в земляной траншее, следует учитывать опасность проникновения влаги в изоляцию в результате нарушений герметичности, возникающих в месте повреждения. Проникновение влаги может быть весьма интенсивным и распространяться на значительную длину вдоль линии.
При быстром определении места повреждения ремонт линии ограничивается заменой участка кабеля длиной 35 м и монтажом двух соединительных муфт, в благоприятных случаях может быть установлена одна муфта. Если работы по определению места повреждения затягиваются, что ведет к проникновению влаги, то возникает необходимость замены участка кабеля с увлажненной изоляцией длиной уже в несколько десятков метров, Это, в свою очередь, увеличивает объем земляных работ и ведет к удорожанию ремонта линии.
В соответствии с установившейся практикой определяют место повреждения в два приема: сначала определяют зоны повреждения кабельной линии, затем уточняется место повреждения в пределах зоны. На первом этапе определение места повреждения производится с конца линии, на втором этапе непосредственно на трассе линии. В связи с этим методы соответственно разделяются на дистанционные (относительные) и топографические (абсолютные). При сложных повреждениях возможно сочетание различных методов определения мест повреждений.
К дистанционным методам относятся: импульсный, колебательного разряда и мостовой, а к топографическим: индукционный, акустический и метод накладной рамки.

Для точного определения места повреждения целесообразно сочетать оба метода: относительный и обсалютный.


При импульсном методе в КЛ посылается так называемый зондирующий электрический импульс и измеряется время между моментом посылки зондирующего импульса и моментом прихода импульса, отраженного от места повреждения. При этом учитывается, что скорость распространения электромагнитных колебаний в КЛ с бумажной изоляцией находится в пределах 160 м/мкс. Время сдвига между зондирующим и отраженным импульсами определяется при помощи электронно-лучевой трубки.
Для измерений используются известные приборы ИКЛ-4, ИКЛ-5, Р5-1А, Р5-5, более совершенные Р5-9, Р5-10. Прибор присоединяется к одному концу линии (схема присоединения выбирается в зависимости от характера повреждения). На экране электронно-лучевой трубки нанесена линия масштаба времени, цена деления которого устанавливается в зависимости от диапазона измерения. Для удобства отсчета на индикаторе экрана имеется сетка. На экране трубки виден отраженный импульс, вершина которого при обрыве жил направлена вверх, при замыкании жил вниз. Кроме того, отражается изменение волнового сопротивления линии за счет соединительных муфт, изменения сечения линии и т. д.
Импульсный метод может быть применен в КЛ любых конструкций при однофазных и многофазных повреждениях устойчивого характера (Rп<50/100 Ом), при обрывах жил (Rц> >106 Ом) и при сложных повреждениях.
Метод колебательного разряда базируется на измерении периода (полупериода) собственных электрических колебаний, которые возникают в КЛ в момент ее пробоя, т. е. при разряде электрической дуги в месте повреждения. Для определения места повреждения по данному методу линию необходимо доводить до пробоя в момент измерений. Последнее предусматривается за счет подачи на линию повышенного напряжения (ниже испытательного). Метод предназначен для определения места повреждения кабельных линий при наличии «заплывающего» пробоя или в тех случаях, когда в месте повреждения отмечаются электрические разряды. «Заплывающий» пробой характеризуется следующими друг за другом пробоями с разными промежутками времени под воздействием повышенного напряжения. При снижении напряжения пробои прекращаются. В некоторых случаях поврежденная линия начинает выдерживать более высокое напряжение, вплоть до испытательного, т. е. изоляция линии временно восстанавливается. Это наблюдается преимущественно в муфтах.

Для измерения расстояния до места повреждения применяются приборы ЭМКС-58М и Ш-4120 с емкостным делителем напряжения, присоединяемые к линии с помощью испытательной установки. В процессе определения места повреждения напряжение установки поднимается до пробивного, в момент пробоя прибор производит измерение и самоблокируется. Шкала прибора проградуирована в относительных единицах. Отсчет расстояния до места повреждения производится по шкале с учетом причины отклонения стрелки и предела измерений. При определении места однофазного повреждения целые жилы КЛ должны быть изолированы. При повреждении между жилами напряжение испытательной установки подается на одну жилу, а две других заземляются через сопротивление более 1000 Ом.

Мостовой метод предусматривает использование измерительных мостов постоянного или переменного тока. Для измерения расстояния до места повреждения собирается мостовая схема из регулируемых резисторов измерительного моста и поврежденной здоровой жил, соединенных накоротко с противоположного конца линии. При определении места повреждения путем измерения R1 и R2 добиваются равновесия моста. В таком случае расстояние до места повреждения равно
lx = 2LR 1/ (R 1 +R 2 ),

где L длина линии; R1 и R2, сопротивление резистора, присоединенного к поврежденной и неповрежденной жилам соответственно. Измерения производят с обоих концов кабельной линии.

Схема измерения выполняется с использованием специальных проводов и зажимов с целью исключения влияния сопротивления контактов на результаты. Если линия имеет вставки разных сечений, сопротивление линии приводится к одному эквивалентному. При применении мостового метода необходимо иметь одну неповрежденную жилу или жилу с переходным сопротивлением, не менее чем в 100 раз большим переходного сопротивления других жил. Значение переходного сопротивления поврежденной жилы не более 5000 Ом. Методом надежно определяются однофазные и многофазные повреждения устойчивого характера. При обрывах жил определение места повреждения производится путем измерения емкости линии при помощи моста переменного тока. Как правило, применяется универсальный кабельный мост Р-334, который допускает измерение на постоянном и переменном токе.
Индукционный метод относится к топографическим методам и основан на принципе прослушивания с поверхности земли звука, который создается электромагнитными колебаниями при прохождении по жилам КЛ тока звуковой частоты (800 1200 Гц). С этой целью генератор звуковой частоты присоединяется к двум жилам кабельной линии. Для прослушивания звука используются специальная приемная рамка с усилителем (кабелеискатель) и телефонные наушники. При движении оператора с кабелеискателем по трассе звук в наушниках будет периодически изменяться из-за наличия скрутки жил. Кроме того, звук будет усиливаться над соединительной муфтой, изменяться в зависимости от изменения глубины прокладки линии, наличия труб и т. п. Только над местом повреждения будет отмечаться резкое возрастание звука с последующим его затуханием на расстоянии 0,51,0 м от повреждения.
С помощью индукционного метода определяются двух- и трехфазные повреждения устойчивого характера при значении переходного сопротивления не более 2025 Ом. Генераторы звуковой частоты и кабелеискатели применяются различного схемного и конструктивного исполнения. С целью увеличения чувствительности метода и исключения индустриальных помех (соседние кабели, электрифицированный транспорт и т.п.) при их большой интенсивности увеличивают частоту генератора до 10 кГц, применяют кабелеискатели с высокоизбирательными антеннами и используют настроенность рамки. В этой связи может быть отмечен комплект аппаратуры ВНИИЭ, включающий генератор

ГК-77 на частоту 1 и 10 кГц, кабелеискатель КАИ-77, индукционный и акустический датчик повышенной чувствительности.
Индукционный метод широко используется для определения трассы кабеля и глубины его залегания в земляной траншее. С этой целью первый вывод генератора присоединяется к жиле, противоположный ее конец и второй вывод генератора заземляется. Ток генератора в зависимости от величины помех и глубины залегания кабеля устанавливается до 1520 А. При горизонтальном расположении приемной рамки кабелеискателя максимальный звук в наушниках будет соответствовать положению и над кабелем. При вертикальном расположении рамки звук кабелем будет исчезать, возрастая и затем медленно убывая, перемещении рамки в одну и другую сторону от кабеля. В результате указанного прослушивания звука над трассой устанавливается ее точное положение. Для определения глубины залегания кабеля в траншее приемную рамку кабелеискателя устанавливают под углом 45° к вертикальной плоскости, проходящей через кабель. Рамку отводят от линии расположения кабеля до того момента, когда пропадет звук в наушниках. Расстояние между линией трассы и положением рамки будет соответствовать, глубине прокладки кабеля. Метод используется также для определения положения соединительных муфт на трассе линии. В таком случае генератор включают по схеме двухпроводного питания, т. е. выводы генератора присоединяются к двум жилам линии, последние с другого конца соединяются накоротко. Над муфтами будет прослушиваться резкое усиление звука.

Метод накладной рамки является разновидностью индукционного метода. При этом вместо приемной рамки к кабелеискателю присоединяется так называемая накладная рамка, выполненная в виде металлической обоймы, внутри которой расположена измерительная катушка. Накладная рамка вращается оратором вокруг поврежденного кабеля при включенном генераторе звуковой частоты. Звук в наушниках до места повреждения будет дважды изменяться, достигая максимума и минимума, местом повреждения в наушниках будет прослушиваться монотонное звучание. Метод накладной рамки применяется на открыто сложенных КЛ, при замыкании одной жилы на оболочку (особенно для кабелей с жилами в самостоятельных металлических оболочках) и при повреждении изоляции двух или трех жил большим переходным сопротивлением. При применении метода для линий, проложенных в земле, производится вскрытие трассы помощью шурфов.

Акустический метод основан на прослушивании над местом повреждения звуковых колебаний, возникающих в месте повреждения по причине искрового разряда от электрических импульсов, посылаемых в кабельную линию. В качестве источника импульсов служит испытательная установка. Схема определения места повреждения зависит от вида повреждения КЛ. Если произошел «заплывающий» пробой, то источником импульсов служит испытательная установка, напряжение которой поднимается до пробоя в месте повреждения. При устойчивых замыканиях в месте повреждения для образования импульса используется испытательная установка, разрядник и накопительная (зарядная) емкость или емкость неповрежденных жил. В этом случае одновременно с разрядником происходит разряд в месте повреждения КЛ. В процессе определения места повреждения звук разряда периодически посылаемых импульсов прослушивается в месте повреждения оператором с помощью деревянного стетоскопа или кабедеискателя с пьезодатчиком, который преобразует механические колебания, возникающие в грунте при разряде импульса, в электрические. Максимальный звук соответствует месту повреждения. Метод используется при «заплывающих» пробоях, одно- и многофазных повреждениях устойчивого характера (но не металлических замыканий), при обрывах жил с заземлением в месте повреждения. Современные кабелеискатели КАИ-73, КАИ-77 являются акустико-индукционными и могут использоваться для акустического и индукционного методов измерения.
Дополнительно отметим, что определенные трудности, возникающие при дистанционном и топографическом методах определения места повреждения, возникают ввиду однофазных замыканий на землю. В частности, импульсный метод дает надежные результаты только при малом значении переходного сопротивления в месте повреждения. В противном случае метод считается непригодным. По этой причине в 1983 г. начинается промышленное изготовление нового прибора типа Р5-12, принцип работы которого базируется на импульсной локации во время горения дуги. В результате область использования импульсного метода значительно расширяется. В частности, с его помощью можно будет определять дефект кабельной линии при увлажненной изоляции и даже «заплывающий» пробой.
При однофазных повреждениях КЛ (при металлическом замыкании на землю) акустический метод непригоден. Индукционный метод в таких случаях также не всегда эффективен. Только применение накладной рамки с соответствующим шурфованием на трассе кабельной линии обеспечивает определение места повреждения с необходимой точностью.
Применение индукционного метода при наличии переходного сопротивления в месте однофазного повреждения вообще исключено, так как невозможно устранить электромагнитное поле помех, которое создается током звуковой частоты, стекающим с оболочки кабеля в землю. По указанным причинам средства поиска однофазных повреждений необходимо совершенствовать. Так, можно отметить индукционно-фазовый способ, который базируется на контроле фазового сдвига тока, протекающего по поврежденной жиле кабельной линии. С этой целью в целую и поврежденную жилы линии посылают токи кратной частоты, например 1 и 10 кГц, которые создаются генераторным комплексом. Контроль производится индукционным методом с помощью усовершенствованного приемно-передающего переносного устройства. Место повреждения определяется по изменению фазового угла тока на месте дефекта кабельной линии.
В связи с внедрением кабелей с пластмассовым покрытием определение места локального повреждения ведется топографическим методом. Для этого рекомендуется применять потенциальные методы, которые предусматривают измерение разности потенциалов на поверхности земли, создаваемой током растекания в месте повреждения. В основу одного из таких способов положено сравнение двух сигналов звуковой частоты, создаваемых током в оболочке кабеля и током растекания в земле. Генератор присоединяется к оболочке кабеля и к земле. Приемная аппаратура содержит индукционный.датчик, усилители обоих сигналов, потенциальные зонды и схему сравнения фазы сигналов и стрелочный индикатор. Место повреждения устанавливается на трассе линии по нулевому показанию индикатора.

1,5 % мостовым на постоянном токе и 1,5 % методом колебательного разряда. Примерно 3033 % повреждений определяются без применения дистанционных методов. Метод накладной рамки с предварительной шурфовкой применяется в единичных случаях.
В сетях ЛКС имеется около 100 кабельных линий напряжением 6110 кВ с подводными переходами, которые имеют протяженность 3011000 м. Методика определения мест повреждений на таких линиях также осуществляется в два этапа. Характерными видами повреждений КЛ на подводных участках являются обрыв трех жил и пробой изоляции жилы при испытаниях, а также различные повреждения линий в рабочем состоянии. При обрыве жил прожигание не требуется, а при пробое изоляции во время испытаний прожигание не вызывает особых трудностей. При повреждении линии, находящейся под рабочим напряжением, без обрыва жил возникают затруднения при попытке снизить переходное сопротивление в месте повреждения до 50 100 Ом. В таких случаях применяется для определения места повреждения петлевой метод на постоянном токе. В остальных случаях применяется импульсный метод.
При определении места повреждения на подводных участках применяется ремонтное кабельное судно с бригадой водолазов, имеющей герметизированный комплект акустического и индукционного датчиков. По результатам измерений дистанционным методом судно с водолазами устанавливается в зоне предполагаемого повреждения кабельной линии. Уточнение места повреждения производится, как правило, акустическим методом, при этом водолаз с датчиком передвигается по дну водоема по команде оператора, находящегося на судне, в зависимости от сигналов, поступающих с датчика в зоне повреждения линии. Электролаборатория в это время находится на подстанции и поддерживает заданный режим подачи электрических импульсов в линию.
Выполнение измерений на подводных участках связано со следующими трудностями: ремонтное судно не может быть установлено над подводной трассой КЛ без отклонения, которое на речных протоках доходит до 20 м, в море до 100 м; передвижение водолаза ограничено воздушным шлангом не более 25 м; в ряде случаев возникает необходимость размыва трассы гидромонитором, так как кабели на подводных переходах укладываются в углубленные траншеи: выход судна для измерений ремонта связан с погодными условиями. Поэтому определение ест повреждения на подводных участках может длиться от двух ней до одного месяца.

Заключение

В рассмотренном дипломном проекте проделана большая работа по проектированию подстанции. В результате её были выполнены следующие мероприятия: построены графики нагрузок (суточные) в зимнее и летнее время. На основании этих графиков был построен годовой график по продолжительности нагрузок, исходя из данных которого были выбраны силовые трансформаторы на подстанции.

Далее был произведен расчет токов короткого замыкания, на основании которого были выбраны токоведущие части на всей подстанции, а а так же коммутационные аппараты (выключатели и разъединители) и измерительные трансформаторы тока и напряжения для подключения измерительных приборов. Так же был выбран трансформатор собственных ныжд исходя из мощности, потребляемой собственными нуждами подстанции.

В главе «Экономическая часть» был произведен расчет сетевого графика по сооружению подстанции, на основании которого был подсчитан наибольший срок сооружения подстанции (в месяцах), а так же время, отведенное на выполнение каждой работы. Далее в этой же главе произведен расчет эксплуатационных затрат на подстанции, в том числе заработная плата, отчисления на социальные нужды, амортизационные отчисления, отчисления в ремонтный фонд, стоимость материалов и прочие затраты.

В главе «Охрана труда» был произведен расчет заземляющего устроиства подстанции по допустимому сопротивлению заземляющего устройства и допустимому напряжению прикосновения. Далее в этой же главе были рассмотрены противопожарные мероприятия на подстанции.

В главе «Релейная защита» был произведен расчет дифференциальной токовой защиты трансформаторов, выполненной с реле серии РНТ-565.

В главе «Спец.вопрос» были рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий.

Список использованной литературы:

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций». Учебник для техникумов –3 издание переработанное и дополненное. Москва. «Энергоатомиздат»1987 г.648 с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. « Электрическая часть станций и подстанций» – 4 издание переработанное и дополненное. Москва. «Энергоатомиздат». 1989 г. 608 с.

3. Долин П.А. «Основы техники безопасности в электроустановках». Москва. «Энергия» 1979 г. 408 с.

4. « Правила устройства электроустановок» 7- издание переботанное и дополненное. Москва. « Энергоатомиздат».1991 г.648 с.

5. Рябкова Е.Я. « Расчет заземляющих устройств». Москва. «МЭИ» 1973 г.

6. «Справочник по проектированию подстанции 35-500 кВ» под редакцией С.С. Рокотяна и Я.Э. Самойлова. Москва. «Энергоатомиздат» 1982 г.352с.

7. « Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» – 14 издание переработанное и дополнненое. Москва. «Энергоатомиздат».1989 г.

8. Старовойтов Н.Г., Старовойтов В.Н. « Понижающие подстанции для электроснабжения промышленных и комунально-бытовых потребителей». Владивосток. ДВГТУ.1998 г. 44 с.

9. Лю Г.П., Суркина И.В., Янькова Л.И. « Проектирование электрической части подстанций». Методические указания к курсовому проектированию. Владивосток. ДВГТУ. 2002 г.48с.

Скачать реферат
еще рефераты
Еще работы по остальным рефератам
© РОНЛ.орг 2000-2024 По всем вопросам обращаться на эту почту: admin@ronl.org