53415

Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ

Дипломная

Энергетика

Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты и компенсирующих устройств, а также для расчета потерь электроэнергии в трансформаторах.

Русский

2014-05-10

8.14 MB

78 чел.

PAGE   \* MERGEFORMAT 95

Исходные данные для выполнения проекта

Задание

на дипломный проект на тему «Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ»

система

напряжение, кВ

35

мощность КЗ системы Sк, МВ·А

1200

расстояние до ПС, км

11

потребители на 10 кВ

Синхронные двигатели 2х400 кВт

Lгпп-сд = 120м

ТП1  2х1000 кВА

Кз = 0,7; Lгпп-тп = 400м; график нагрузки а)

ТП2  2х1000 кВА

Кз = 0,7; Lгпп-тп = 200м; график нагрузки и)

ТП3  2х630 кВА

Кз = 0,65; Lгпп-тп = 150м; график нагрузки к)

ТП4  2х630 кВА

Кз = 0,6; Lгпп-тп = 1000м; график нагрузки к)

ТП5  2х400 кВА

Кз = 0,6; Lгпп-тп = 1200м; график нагрузки а)

ТП6  2х250 кВА

Кз = 0,65; Lгпп-тп = 1100м; график нагрузки г)

ТП7  1х400 кВА

Кз = 0,7; Lгпп-тп = 1500м; график нагрузки д)

Дополнительная информация: принять число зимних суток равным 155, число летних суток равным 210.


АННОТАЦИЯ

Дипломный проект представлен 98 листами пояснительной записки, 3 листами приложений и 6 листами графической части.

В проекте произведён расчёт нагрузок подстанции, выбор главной схемы, оборудования, устройств релейной защиты и автоматики.

В специальной главе рассмотрен вопрос: системы оперативного тока. В главе «Охрана труда» рассмотрен вопрос: защита пресонала от статического электричества.

В экономической части рассчитан и составлен сетевой график проектирования и строительства подстанции.


СОДЕРЖАНИЕ

[0.1] 5.1 Выбор токоведущих частей подстанции

[0.2] Цепь линии

[0.3] Цепь трансформатора

[0.4]  Выбор ограничителей перенапряжения

[0.5]  Выбор трансформаторов собственных нужд

[0.6]  Выбор аккумуляторных батарей и подзарядно-зарядного агрегата

[1] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

[2] 8. ЭКОНОМИКО – ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

[2.1] Расчёт и построение сетевого графика по проектированию и монтажу подстанции

[2.2] Расчет технико-экономических показателей подстанции

[2.3] Баланс рабочего времени

[2.4] Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

[2.5] Списочная численность эксплуатационного персонала, чел.:

[2.6] Расчет годового фонда заработной платы

[2.7] Отчисления на социальные нужды

[2.8] Амортизационные  отчисления

[2.9] Отчисления в ремонтный фонд

[2.10] Стоимость материалов

[2.11] Прочие затраты


ВВЕДЕНИЕ


  1.  РАСЧЁТ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИИ

1.1 Расчёт и построение графиков нагрузки

Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты и компенсирующих устройств, а также для расчета потерь электроэнергии в трансформаторах.

Изменения электрических нагрузок принято показывать графиком нагрузки, т.е. зависимостью мощности от времени.

Как правило, на графиках показано изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они делятся на суточные, сезонные, годовые и т.п.

1.2 Расчёт суммарных значений нагрузок, построение суточного и годового графиков

По числу n  и мощности S потребителей на заданном напряжении определяем суммарную максимальную нагрузку потребителей на 10 кВ:

Smах СД = nSсд,                                              (1.1)

где n – количество синхронных двигателей на 10 кВ;

     S – полная мощность синхронного двигателя, кВА;

Smах ТП = nP·КЗ,                                              (1.2)

где n – количество потребителей на ПС на 10 кВ;

     S – мощность потребителей на ПС на 10 кВ, кВА;

     КЗ – коэффициент загрузки ТП на 10 кВ;

Smах СД = 2∙ 485 = 970 кВА;

Smах ТП1 = 2∙1000·0,7 = 1400 кВА;

Smах ТП2 = 2∙1000·0,7 = 1400 кВА;

Smах ТП3 = 2∙630·0,65 = 819 кВА;

Smах ТП4 = 2∙630·0,6 = 756 кВА;

Smах ТП5 = 2∙400·0,6 = 480 кВА;

Smах ТП6 = 2∙250·0,65 = 325 кВА;

Smах ТП7 = 1∙400·0,7 = 280 кВА.

Составим таблицу суточных нагрузок по заданным графикам (Приложение 1).

По полученным данным построим графики суммарных суточных нагрузок подстанции в зимний и летний периоды (Рисунок 1). Суммарный суточный график нагрузки подстанции P определяется суммированием нагрузок всех ТП.

Рисунок 1 Суммарные суточные нагрузки ТП 35/10

Значение  Pmах ТП  принимается за 100% типового графика, и в соответствии с этим определяются действительные значения мощности на каждой ступени графика нагрузки ТП.

Составим таблицу годовых нагрузок на основании продолжительности суммарных графиков за летние и зимние сутки (таблица 1.1), по методике, приведенной в [2]. Продолжительность зимнего периода равна 155 суткам, летнего – 210.

Таблица 1.1.  Годовая нагрузка ПС 35/10 кВ

РΣПС, кВА

кол-во часов

кол-во суток

Суммарное

зима

лето

зима

лето

кол-во часов

6242

2

-

155

-

310

6100

2

-

155

-

310

5554

2

-

155

-

310

5431,5

1

-

155

-

155

5181

1

-

155

-

155

5116,5

1

-

155

-

155

5086

1

-

155

-

155

4928,5

1

-

155

-

155

4866

1

-

155

-

155

4552,5

2

-

155

-

310

4446

2

-

155

-

310

4020

2

-

155

-

310

3940

-

2

-

210

420

3322

-

2

-

210

420

3268

6

-

155

-

930

2870

-

2

-

210

420

2868

-

6

-

210

1260

2826

-

2

-

210

420

2728

-

2

-

210

420

2680

-

2

-

210

420

2350

-

6

-

210

1260

Итого за год:

365

8760

По данным таблицы 1.1 построим годовой график нагрузок по продолжительности (Приложение).

  1.   Расчёт основных показателей, характеризующих графики нагрузок

Определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление активной энергии W, среднюю активную мощность Pср, годовое число часов использования максимума активной мощности Tmax, время максимальных потерь τmax, коэффициент заполнения графика kзп.

Годовое потребление активной энергии, кВА∙ч,

,                                                (1.3)

где Pi – мощность i-ой ступени графика, кВА;

Ti – продолжительность i-ой ступени графика, ч.

Средняя активная мощность за сутки, кВА,

,                                                  (1.4)

где Wсут – активная энергия за сутки, кВА∙ч, определяемая· по соотношению:

.                                               (1.5)

кВА∙ч

кВА

Годовое число часов использования максимума активной мощности Pmax нагрузки, ч,

                                                 (1.6)

ч

Время максимальных потерь, ч,

.                                         (1.7)

ч

Коэффициент заполнения графика

.                                                   (1.8)

.

  1.  Выбор силовых трансформаторов

Выбор мощности силовых трансформаторов производится с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок согласно ГОСТ 14209-97.

Действительное значение номинальной мощности трансформатора Sт ном, МВ∙А, принимается как ближайшее большее к Sт расч по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов по табл.     [4]

Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции. В ориентировочных расчетах на понизительной подстанции с двумя трансформаторами расчетную мощность трансформатора Sт расч можно вычислить по следующему выражению:

max,                                        (2.1)

где S max – максимальная суммарная мощность потребителей, кВ∙А;

 кВА

По справочной таблице   [4] выбираем два двухобмоточных трансформатора типа ТМН – 6300/35

Условные обозначения выбранного трансформатора:

Т - трехфазный трансформатор; М – с естественным масляным охлаждением; Н – с регулированием напряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 6300 кВА, напряжением ВН 35 кВ.

Таблица 2.1 Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора ТМН – 6300/35

Тип

Sном,

Пределы регули-

Uном , кВ

uк.мин,

uк.,

uк.макс,

PК,

РХ,

IX,

МВА

рования

ВН

НН

%

%

%

кВт

кВт

%

ТМН-6300/35

6,3

61,5%

35

6,3; 11

7,0

7,5

8,6

46,5

8,0

0,8

После определения Sт ном следует определить коэффициент загрузки трансформатора kз в максимальном режиме при работе всех трансформаторов:

,                                                  (2.2)

где Smax Σ  - суммарная максимальная нагрузка трансформаторов, кВ∙А;

 Sm ном - номинальная нагрузка выбранного трансформатора, кВ∙А.

3  Составление схемы электрических соединений подстанции

Схема электрических соединений подстанции выбирается на основании требований к надежности, экономичности и маневренности, с учетом перспективы развития.

Выбираем одну из типовых схем РУ ВН, приведенных на рис. 2.1-2.7 [1].

На низком напряжении 10 кВ, применяется схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Рисунок 3.1. Схема электрических соединений подстанции

4 Расчёт токов коротких замыканий

За расчётный вид короткого замыкания (КЗ) для выбора электрических аппаратов и проводников принимаем трёхфазное КЗ. Для расчёта тока КЗ составляем расчётную схему (рис.3.1), соответствующую максимальному значению тока КЗ в намеченной точке. При этом необходимо помнить, что секционный выключатель на напряжении 6 кВ всегда отключен при работе обоих силовых трансформаторов, а секционный выключатель на напряжениях 35 кВ и выше может быть включен.

По расчётной схеме составляется схема замещения (рис.4.1), в которой указываются источники питания и все элементы цепи КЗ со своими сопротивлениями. Для упрощения расчётов активными сопротивлениями элементов электрической сети можно пренебречь. Однако при определении ударного тока КЗ необходимо знать постоянную затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Рисунок 4.1 Схема замещения ПС

4.1 Расчёт токов КЗ для точки К1.

Принимаем базисную мощность Sб = 100 МВА.

Определим сопротивление системы, о.е:

,                                                      (4.1)

где Sk =1200 -  мощность короткого замыкания системы, МВА.

Определим базисное значение тока, кА:

                                              (4.2)

где Uб1 = 35 кВ - напряжение первой ступени.

Определим сопротивление ВЛ, Ом:

,                                             (4.3)

где Худ = 0,4 – удельное индуктивное сопротивление ВЛ, Ом/км;

     L – расстояние до ПС, км;

     Uб ср = 37 кВ - среднее напряжение первой ступени, кВ.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К1, кА:

(4.4)

Определим ударный ток КЗ в точке К1, кА:

(4.5)

где I – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

     Та = 0,115 -  постоянная затухания согласно ПУЭ.

кА

4.2 Расчет токов КЗ для точки К2.

Определим сопротивление трансформатора:

(4.6)

где

Uk%

-

напряжение короткого замыкания, %;

Sт ном

-

номинальная мощность трансформатора, МВ∙А

Базисное значение тока в точке К2:

,                                              (4.7)

где Uб2 = 10 кВ - напряжение второй ступени.

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К2, кА:

(4.8)

Ударный ток КЗ в точке К2, кА:

 кА

5 Выбор токоведущих частей и аппаратов подстанции

Выбираем токоведущие части и аппараты по продолжительным режимам работы.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства – это режим, продолжающийся не менее чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре окружающей среды.

Продолжительный режим работы электротехнического устройства имеет место, когда энергосистема или электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.

Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжёлый, когда в рассматриваемом элементе электроустановки проходит наибольший ток Imax.

5.1 Выбор токоведущих частей подстанции

На подстанциях (в открытой части) могут применяться провода марки АС или жёсткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым  РУ 6 – 10 кВ  или  с  КРУ 6 – 10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6 – 10 кВ применяется жёсткая ошиновка.

  1.  Цепь линии

Сечение проводников F, за исключением сборных шин и ошиновки, выбираем по экономической плотности тока, мм2,

                                                  (5.1)

где Iрасч – расчетный ток (длительный ток без учета перегрузки при авариях и ремонтах), А;

jэк = 1,0 - экономическая плотность тока, при Tmax=5071, принимаем в соответствии с ПУЭ.

    ,            (5.2)

где Smax – наибольшая мощность потребителей.

Для одиночной или радиальной линии  Iнорм = Imax и определяется по наибольшей нагрузке линии.

     А

Imax = 102,966 А

 мм2

Сечение, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего стандартного значения.

Предварительно для ВЛ – 35 кВ выбираем провод марки   АС - 95/16 мм2 

Выбранное сечение F должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

,                                                 (5.3)

где Iр форс – максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонтах, А;

Iдоп = 330 А - допустимый длительный ток, А, приведен в табл.5.9 [4].

Произведем проверку выбранного провода для ВЛ – 35 кВ

102,966 ≤ 330.

Условие проверки выполняется.

Для гибких шин– 35 кВ также выбираем провод сечением 95/16 мм2

Согласно / 2 / сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяется.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания.

                                             (5.4)

где qmin – минимальное сечение по термической стойкости, мм2;

      Вк - тепловой импульс квадратичного тока, кА2 · с1/2 при удалённом КЗ.

С = 91 - коэффициент, характеризующий материал проводника (таблица П13, [ПУЭ ] );

q – выбранное сечение, мм2.

Вк = (I’)2 · (tоткл + Та) ,    (5.5)

где tоткл – время отключения короткого замыкания, с,

tоткл = tрз max + tпв ,      (5.6)

где tрз max = 1с -  максимальное время действия релейной защиты;

 tпв – полное время отключения выключателя.

tоткл = 1 + 0,08 = 1,08

Вк = 4,0842 · (1,08 + 0,115) = 19,931 кА2·с

,

qmin = 49,06 мм2 < q = 95 мм2.

Условие проверки выполнено.

Так как I(3)по < 20 кА и iу < 50 кА, то проверка на электродинамическое действие тока короткого замыкания не производится.

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Максимальное значение начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см,

                                      (5.7)

где m = 0,82 -  коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r0 = 0,68 см -  радиус провода.

 кВ/см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см,

                                              (5.8)

где DСР – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

DСР = 1,26 · D,                                              (5.9)

где D – расстояние между соседними фазами, см.

Dср = 1,26 · 350 = 441 см.

Условие проверки на коронирование:

1,07 · E ≤ 0,9 · E0 ,     (5.10)

1,07 · 4,685 < 0,9 · 33,855 

Условие проверки выполнено.

  1.  Цепь трансформатора

В цепях двухобмоточного трансформатора на подстанции на стороне ВН и НН расчётные нагрузки определяют, как правило, с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности Sном.т

 ;                                           (5.11)

 ;                                             (5.12)

где S`ном.т – следующая по номенклатуре мощность трансформатора.

Предварительно к установке намечен провод марки АС-120/19.

Iдоп = 390 А

Проверка провода на нагрев по условию (5.3):

Imax = 219,942 А ≤ Iдоп = 390 А.

Условие проверки выполнено.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания по условию (5.4):

qmin = 49,06 мм2 < q = 120 мм2.

Условие проверки выполнено.

Проверка на коронирование. По формуле (5.7):

По формуле (5.8):

Проверка на коронирование по условию (5.10):

1,07 · 4,685  < 0,9 · 31,995

Условие проверки выполнено.

Выбор сборных шин на НН.

Ток рабочего режима на низкой стороне подстанции (5.11).(5.12).

Предварительно к установке намечены алюминиевые шины прямоугольного сечения 60×6 мм.

Iдоп = 870 А.

Проверка провода на нагрев по условию (5.3):

769,8 < 870.

Условие проверки выполнено.

Проверка выбранного сечения на термическое действие тока короткого замыкания (5.4).

qmin = 40,297 мм2 < q = 359,1 мм2

Условие проверки выполнено.

Проверка шин на механическую прочность.

σдоп = 41 – 48 МПа – допустимое механическое напряжение в материале шин табл.4.2 [2].

Шины механически прочны, если

σ max ≤ σдоп.      (5.13)

,           (5.14)

где l = 2 м - длина пролёта между опорными изоляторами шинной конструкции;

 W – момент сопротивления шины, см3;

а – принятое расстояние между фазами, м.

2,047 < 41,

условие проверки выполнено.

  1.  Выбор изоляторов на 10 кВ

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

номинальному напряжению   UустUном;

допустимой нагрузке  FрасчFдоп,

где Fрасч – сила, действующая на изолятор;

Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора: Fдоп = 0,6 Fразр;

Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчётная сила, Н, определяется по выражению:

,    (5.15)

где kh – поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро:

                    (5.17)

где Низ – высота изолятора.

Проходные изоляторы выбираются:

по напряжению   UустUном;

номинальномe току   ImaxIном;

допустимой нагрузке  FрасчFдоп.

Для проходных изоляторов расчётная сила, Н, определяется по формуле:

Fрасч = 0,5fфl.     (5.18)

Предварительно к установке приняты изоляторы   ИОС-10-500 УХЛ Т1. Fразр = 5000 Н, высота изолятора Hиз = 190 мм.

Произведём проверку по допустимой нагрузке.

Определим поправочный коэффициент

мм

1,189.

Определяем величину силы, действующей на изолятор:

 Н

Fрасч ≤ 0,6 Fдоп

43,805 Н < 0,6 · 5000 = 3000 Н.

Условие проверки выполнено.

Выбраны проходные изоляторы   ИП - 10/1000 - 750 УХЛ1.  Iном = 1000 А,  Fразр = 750.

Imax = 769,8 А < Iном = 1000 А.

Проверка на механическую прочность:

 Н

36,842 Н < 0,6 · 1000 = 600 Н.

Условие проверки выполнено.

5.3 Выбор электрических аппаратов

5.3.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

- надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

-пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

- лёгкость ревизии и смотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и к несчастным случаям с обслуживающим персоналом.

На стороне высокого напряжения приняты к установке вакуумные выключатели типа  ВВС–35–20/630УХЛ1 и  встроенные разъединители типа РДЗ–2–35/1000 УХЛ. Условия выбора и проверки аппаратов сведены в таблицу.

Таблица 5.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ

Условия выбора и проверки

Расчётные данные

Каталожные данные

ВВС-35-20/630УХЛ1

РДЗ-2-35/1000 УХЛ

UустUном

Uуст = 35 кВ

Uном = 35 кВ

Uном = 35кВ

ImaxIном

Imax = 219,942 А

Iном = 630 А

Iном = 1000 А

I’’Iдин

I’’ = 4,084 кА

Iдин= 20 кА

-

iу iдин

iу = 11,07 кА

iдин = 52 кА

iдин = 63 кА

IпτIотк, ном

Iпτ = 4,084 кА

Iн откл = 20 кА

-

=

= 12,013 кА

=

= 394,056 кА

-

ВкIтер2 · tтер

Вк = 19,931 кА2 с

Iт2 · tтер = 202 · 3 =

= 1200 кА2·с

Iт2 · tтер = 252 · 3 =

= 1875 кА2·с

Uном – номинальное напряжение, кВ;

Iном – номинальный ток, А;

Iдин – ток электродинамической стойкости (действующее значение периодической составляющей), кА;

iдин –ток электродинамической стойкости (наибольший пик), кА;

Iн откл – номинальный ток отключения, кА;

Iтер – ток термической стойкости, кА;

tтер – время протекания тока термической стойкости, с.

bном - номинальная асимметрия о.е., определяется по соотношению:

   (5.19)

 τ - момент времени, с, рассчитывается по формуле:

,                                               (5.20)

где tрз min – минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01с;

tпв – полное время отключения выключателя, с.

 с

Периодическую составляющую тока к.з., кА, принимаем

                                                  (5.21)

Апериодическая составляющая тока к.з., кА, рассчитывается по формуле:

.                                            (5.22)

Выбор выключателей на низком напряжении производится аналогично выбору выключателей на высоком напряжении.

Таблица 5.2. Выбор и проверка выключателей на вводных и секционных ячейках на низкой стороне 10 кВ

Условия выбора и проверки

Расчётные данные

Каталожные данные

ВВ/TEL - 10

UустUном

Uуст = 10 кВ

Uном = 10 кВ

ImaxIном

Imax = 769,8 А

Iном = 1000 А

I’’Iдин

I’’ = 3,622 кА

Iдин= 12,5 кА

iу iдин

iу = 9,224 кА

iдин = 32 кА

IпτIотк, ном

Iпτ = 3,622 кА

Iн откл = 12,5 кА

=

= 7,475 кА

=

= 25,792 кА

ВкIтер2 · tтер

Вк = 13,447 кА2 с

Iт2 · tтер = 202 · 3 =

= 1200 кА2 · с

 с

  1.   Выбор ограничителей перенапряжения

От атмосферных и внутренних перенапряжений трансформаторы защищают разрядниками или ограничителями перенапряжений (ОПН).

ОПН необходимо устанавливать на вводах силовых трансформаторов, подключаемых к воздушным ЛЭП. При этом установка коммутационных аппаратов между ОПН и вводом высокого напряжения силового трансформатора не допускается.

Выбор ограничителей перенапряжения произведён по номинальному напряжению установки. Выбраны следующие ограничители:

- на напряжение 35 кВ: ОПН-35/37-10(I) УХЛ1;

- на напряжение 10 кВ: ОПН-10/9-10(I) УХЛ1.

  1.   Измерения на подстанции

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно – измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно – измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться как на главном щите управления, так и на  местных щитах.

Система измерений должна обеспечивать контроль необходимых электрических параметров. Измерительные приборы устанавливают в пунктах, откуда производится управление аппаратами главной цепи.

  1.  Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются:

по номинальному напряжению установки   UномUсет.ном;

по току   I1номIпрод.расч. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

конструкции и классу точности;

электродинамической стойкости:

kЭДI1номiуд;   iдинiуд ,    (5.23)

где iуд – ударный ток КЗ по расчёту;

     kЭД – кратность электродинамической стойкости по каталогу;

     Iном – номинальный первичный ток трансформатора тока;

     iдин – ток электродинамической стойкости по каталогу.

по термической стойкости:

(kТI1ном)2tтерBк;  tтерBк ,   (5.24)

где kТ – кратность термической стойкости по каталогу;

     tтер – время термической стойкости по каталогу;

     Bк – тепловой импульс по расчёту;

     Iтер – ток термической стойкости.

по вторичной нагрузке:

Z2Z2ном ,      (5.25)

где Z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;

     Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

К трансформаторам тока подключаются следующие измерительные приборы: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии, ваттметр, варметр. Класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0. Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке необходимо привести схему включения приборов.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока, Ом, определяется по формуле:

r2 = rприб + rпр + rк ,      (5.26)

где rприб – сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока, Ом;

rпров – сопротивление соединительных проводов, Ом;

rк – сопротивление контактов, принимается равным 0,05 Ом при количестве двух - трех приборов и – 0,1 Ом при большем числе приборов.

Сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока определяется по формуле:

,                                              (5.27)

где Sприб – мощность, потребляемая приборами, В∙А;

     I2 ном –вторичный номинальный ток прибора, А.

Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности , необходимо выдержать условие:

rприб + rпр + rкZ2ном.    (5.28)

Зная rпр можно определить сечение соединительных проводов:

,                                               (5.29)

где ρ - удельное сопротивление провода, принимается для меди равным 0,0175 Ом∙мм2/м, для алюминия – 0,0283 Ом∙мм2/м;

lрасч – расчетная длина провода, м, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока принимается:

для одного трансформатора тока lрасч = 2∙l,

для схемы полной звезды lрасч = l,

для схемы неполной звезды lрасч =;

Длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в один конец) можно принять для разных присоединений приблизительно равной, м:

Все цепи ГРУ 6 – 10 кВ, кроме линий к потребителям                          40 – 60

Линии 6 – 10 кВ к потребителям                                                                  4 – 6

Цепи РУ 35 кВ         60 – 75

Для подстанций указанные длины снижают на 15 – 20 %.

В качестве соединительных проводов применяют многожильные контрольные кабели с бумажной, резиновой, полихлорвиниловой или полиэтиленовой изоляцией в свинцовой, резиновой, полихлорвиниловой или специальной теплостойкой оболочке. По условию прочности сечение проводов должно быть: из меди не менее 2,5 мм2, из алюминия – 4 мм2 (ПУЭ, п.3.4.4.). Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.

5.5.1.1 Выбор трансформаторов тока на напряжение 35 кВ.

На напряжение 35 кВ предварительно принят трансформатор тока наружной установки типа ТОЛ – 35 – У2  класса точности 0,5.

Данные трансформатора по таблице 5.9 [ 4 ] приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Условия выбора трансформатора тока на стороне 35 кВ

Условия выбора и проверки

Расчётные данные

Каталожные данные

UустUном

Uуст = 35 кВ

Uном = 35 кВ

ImaxI1, ном

Imax = 219,942 А

I1, ном = 300 А

iу iдин

iу = 11,07 кА

iдин =69 кА

ВкIт2 · tтер

Вк = 19,9318 кА2 · с

Iт2 · tтер = 768 кА2·с

Z2Z2 ном

Z2 = 1,226 Ом

Z2 ном = 20 Ом

Выбор  принятых контрольно – измерительных приборов на высокой стороне приведён в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Приборы, подключенные к ТА на высокой стороне.

Приборы

Тип прибора

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Ц33 – М1

1

1

1

Счётчик активной и реактивной энергии

Меркурий 230.04

0,1

0,1

Итого

1,1

1

1,1

Общее сопротивление приборов, (5.23), Ом

Ом

Допустимое сопротивление проводов от трансформатора тока до приборов, Ом,

rпров = Z2номrприб - rк ,                                       (5.30)

где Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока, Ом;

     rк = 0,05Ом -  сопротивление контактов принимаем;

rпров = 2,0 – 0,044 – 0,05 = 1,906 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов, (5.25), мм2

,

где ρ = 0,0283 -  удельное сопротивление материала провода;

lрасч = 60м -  расчётная длина соединительных проводов. При соединении звездой lрасч = l.

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм2.

Сопротивление проводов при выбранном сечении, (5.23), Ом

,

где q – принятое сечение, мм2.

Вторичная нагрузка трансформатора тока, (5.22), Ом

Z2 =rпров + rприб + rк ,

z2 = 1,132 + 0,044 + 0,05 = 1,226 Ом.

Все условия проверок выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

Также к установке приняты трансформаторы тока, встроенные в вводы силовых трансформаторов. На напряжении 35 кВ выбраны трансформаторы тока типа ТВТ35-1-600/5. Каталожные данные трансформатора в соответствии с таблицей 5.11 [4]  сведены в таблицу 5.5.

Таблица 5.5.Условия выбора встроенного трансформатора тока

Условия выбора

Расчётные параметры цепи

Каталожные данные

UустUном

Uуст = 35 кВ

Uном = 35 кВ

ImaxI1, ном

Imax = 219,942 А

I1, ном = 300 А

ВкIт2 · tтер

Вк = 19,9318 кА2 · с

Iт2 · tтер = 2352 кА2·с

z2z2, ном

z2 = 0,543 Ом

z2, ном = 0,6 Ом

5.5.1.2 Выбор трансформаторов тока на напряжение 10 кВ.

На напряжение 10 кВ предварительно принят трансформатор тока типа ТЛК – 10 – У3.

Данные трансформатора по таблице 5.9 [4] приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.7. Условия выбора трансформатора тока на стороне 10 кВ

Условия выбора и проверки

Расчётные данные

Каталожные данные

UустUном

Uуст = 10 кВ

Uном = 10 кВ

ImaxI1, ном

Imax = 769,8 А

I1, ном = 800 А

iу iдин

iу = 9,224 кА

iдин =81 кА

ВкIт2 · tтер

Вк = 13,447 кА2 · с

Iт2 · tтер = 2976,75 кА2·с

Z2Z2 ном

Z2 = 0,595 Ом

Z2 ном = 0,6 Ом

Вторичная нагрузка на трансформатор тока приведена в таблице 5.6.

Таблица 5.8. Вторичная нагрузка ТЛК – 10 –У3.

Приборы

Тип прибора

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Ц33 – М1

1

Варметр

Д-350

5

5

Ваттметр

Д-350

5

5

Счётчик активной и реактивной энергии

Меркурий 230.05

0,1

0,1

Итого

10,1

1

10,1

Общее сопротивление приборов, (5.23),Ом

Ом

Допустимое сопротивление проводов от трансформатора тока до приборов (5.26):

rпров = 0,6 – 0,404 – 0,1 = 0,096 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов, (5.25), мм2

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм2.

Сопротивление проводов при выбранном сечении, (5.23) Ом

Вторичная нагрузка трансформатора тока, (5.22), Ом

z2 = 0,091 + 0,404 + 0,1 = 0,595 Ом.

Все условия проверок выполнены. Следовательно, трансформатор тока выбран верно.

В ячейках отходящих линий предварительно выбраны трансформаторы тока типа ТЛК–10–У3. Каталожные данные приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9. Выбор трансформатора тока на выходных ячейках

Условия выбора

Расчётные параметры цепи

Каталожные данные

UустUном

Uуст = 10 кВ

Uном = 10 кВ

ImaxI1, ном

Imax = 769,8 А

I1, ном = 800 А

iу Iн, дин

iу = 9,224 кА

Iн, дин = 81 кА

ВкIТ2 · tТ

Вк = 13,447 кА2 · с

IТ2 · tТ = 2976,75 кА2·с

z2z2, ном

z2 = 0,185 Ом

z2, ном = 0,6 Ом

Выбор  принятых контрольно – измерительных приборов во вторичной цепи трансформатора тока приведён в таблице 5.10.

Таблица 5.10. Приборы, подключенные к ТА.

Приборы

Тип прибора

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Ц33 – М1

1

1

1

Счётчик активной и реактивной энергии

Меркурий 230.04

0,1

0,1

Итого

1,1

1

1,1

Сопротивление приборов по формуле (5.23):

Допустимое сопротивление проводов согласно формуле (5.26):

rпров = 0,6 – 0,044 – 0,05 = 0,506 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводов согласно формуле (5.25):

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 1,5 мм2.

Сопротивление проводов при выбранном сечении согласно формуле (5.23):

Вторичная нагрузка трансформатора тока согласно формуле (5.22):

z2 = 0,044 + 0,091 + 0,05 = 0,185 Ом.

Все условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор выбран верно.

5.5.2  Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки   UномUсет.ном;         (5.31)

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке   Sном ≥  S,           (5.32)

где Sном – номинальная мощность в выбранном классе точности;

      S – нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А.

Следует отметить, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а  для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора.

К основным вторичным обмоткам трансформатора напряжения подключаются вольтметры, ваттметры, варметры, счетчики активной и реактивной энергии. Класс точности трансформаторов напряжения для присоединения расчетных счетчиков должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения, не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, иначе это приведёт к увеличению погрешностей.

Если условие (5.28) не выполняется, то устанавливают два или более трансформаторов напряжения.

5.5.2.1 Выбор ТН на стороне 35 кВ

На напряжение 35 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ–35–УХЛ1. Каталожные данные взяты в соответствии с таблицей П22 [4]: номинальное напряжение первичной обмотки U ном = 35000 В

номинальное напряжение вторичной обмотки U ном = 100 В

номинальная мощность S ном = 360 ВА, (в классе точности 0,5)

Условия выбора:

Uуст = 35 кВ ≤ Uном = 35 кВ,

S = 55 ВА ≤ S2H = 360 ВА.

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 5.11. Перечень приборов принят в соответствии с таблицей 4.11 [2].

Таблица 5.11. Вторичная нагрузка ТН 35 кВ

Прибор

Тип

Количество

приборов

Кол-во х потребляемую мощность обмотки, В·А

тока

напряжения

Вольтметр

Ц33 – М1

1

2х1

Вольтметр регистрирующий

Н3093

1

2х12

Ваттметр

Д-350

1

2х5

2х5

Варметр

Д-350

1

2х5

2х5

Счетчик активной и реактивной энергии

ION 8500

1

2х0,015

2х4

Итого:

10

20,3

54

 

Проверяем условие (5.28)

54 ВА < 150 ВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

 5.5.2.2 Выбор ТН на стороне 10 кВ

На напряжение 10 кВ предварительно выбран трансформатор напряжения типа НАМИ–10–УХЛ2. Каталожные данные взяты в соответствии с таблицей П22 [4]: номинальное напряжение первичной обмотки U ном = 10000 В

номинальное напряжение вторичной обмотки U ном = 100 В

номинальная мощность S ном = 300 ВА, (в классе точности 0,5)

Условия выбора:

Uуст = 10 кВ ≤ Uном = 10 кВ,

S = 55 ВА ≤ S2H = 300 ВА.

Вторичная нагрузка трансформатора приведена в таблице 5.12. Перечень приборов принят в соответствии с таблицей 4.11 [2].

Таблица 5.12. Вторичная нагрузка ТН 10 кВ

Прибор

Тип

Количество

приборов

Кол-во х потребляемую мощность обмотки, В·А

тока

напряжения

Вольтметр

Ц33 – М1

1

1х1

Вольтметр регистрирующий

Н3093

1

1х12

Ваттметр

Д-350

1

1х5

1х5

Варметр

Д-350

1

1х5

1х5

Счетчик активной и реактивной энергии*

ION 8500

11

10х0,015

10х4

Итого:

15

10,15

63

Примечание: * - может использоваться как аварийный осциллограф.

 Проверяется условие (7.14)

63 < 120 ВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор напряжения выбран верно.

  1.   Выбор трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды подстанции являются одним из наиболее ответственных потребителей, так как от надёжной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции.

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбрана по нагрузке собственных нужд с учётом коэффициента спроса. Нагрузка собственных нужд проектируемой подстанции приведена в таблице П2.

Полная нагрузка трансформатора собственных нужд определена для летнего и зимнего периодов:

,                                       (5.33)

,                                       (5.34)

где ΣPЛ и ΣQЛ – соответственно суммарная активная и реактивная нагрузка в летний период;

ΣPЗ и ΣQЗ – соответственно суммарная активная и реактивная нагрузка в зимний период.

,

.

За расчётную нагрузку принята нагрузка в зимний период. Мощность трансформаторов собственных нужд выбрана из условия работы двух трансформаторов с.н. на подстанции без постоянного дежурства:

SнагрSн,т ,                                           (5.35)

где Sнагр – расчётная нагрузка;

Sн,т – номинальная мощность трансформатора.

К установке приняты 2 трансформатора типа ТМ-160/10, подключаемые к шинам 10 кВ. Каталожные данные в соответствии с таблицей  П4  [4]:

Sн,т = 160 кВА;  Uвн = 10 кВ;  Uнн = 0,4 кВ;  Uк = 4,5 %;  ΔPк = 2,65 кВт;  ΔPх = 0,73 кВт;  iх = 2,4 %.

103,85 кВА < 160 кВА.

Условия проверки выполнены. Следовательно, ТСН выбран верно.

  1.  Выбор предохранителей

 Предохранитель – коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определённое значение. 

Предохранители выбираются для защиты ТСН. На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

Выбор предохранителя производится:

- по конструкции и роду установки;

- по напряжению установки:    

Uном. = Uсети     (5.36)

- по току предохрнителя:

Iнорм.расч.I ном ,     (5.37)

где  Iрасч расчетный ток цепи собственных нужд на стороне 10 кВ

определяется по выражению:

    (5.38)

 - по току отключения:

.I откл.п      (5.39)

где  = 3,622кА -  периодическая составляющая тока КЗ, (4.8).

 Предварительно к установке приняты предохранители типа ПКТ 101-10-20-31,5У3. Условие выбора и проверки предохранителя приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.13. Условия выбора и проверки трансформатора тока

Расчётные данны

Условия выбора и проверки

Каталожные данные

Uуст

10 кВ = 10 кВ

Uном.п

Iрасч.

11,834 А < 20 А

Iном.п

3,622 кА < 31,5 кА

I откл.п                                       

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки.

  1.   Выбор аккумуляторных батарей и подзарядно-зарядного агрегата

В качестве аккумуляторных батарей на проектируемой подстанции выбраны стационарные аккумуляторы с намазными пластинами типа СН. Эти аккумуляторы имеют крышки, что не требует частой заливки воды и хорошо вентилируемого помещения [5].

В качестве подзарядно-зарядных агрегатов на подстанции установлены выпрямительные устройства типа ВАЗП-3 80/2 60-40/80.

  1.   Выбор комплектного распределительного устройства

По результатам произведённых выше расчётов выбирается подстанция выпускаемая ООО «АББ Силовые системы» ST7-35/10(6) [19].

Технические характеристики подстанции ST7-35/10(6) кВ приведены ниже.

Отличительные особенности ST7-35/10(6) кВ ООО «АББ Силовые системы»:

- высокая заводская готовность;

- минимальные сроки монтажа, наладки и ввода в эксплуатацию;

- возможность быстрого демонтажа и перемещения на новое место;

- возможность установки на подготовленное основание, понтон или раму движущейся машины;

- малые габариты;

- гарантированная безопасность эксплуатации.

ST7-35/10(6) предназначены для работы на открытом воздухе при следующих условиях:

- высота над уровнем моря до 1000 м;

- температура окружающего воздуха от – 60 до + 40 С;

- тип атмосферы II-III по ГОСТ 15150-69;

- степень загрязнения изоляции II-III по ГОСТ 9920-89;

- климатические районы по ветру и гололёду I "III, по снеговой нагрузке " IV согласно СНиП 2.01.07-85;

КТПМ соответствует требованиям ГОСТ 14695-90, а установленные в них КРУ требованиям ГОСТ 14693"90, ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2.007.4-75.

Трансформаторная подстанция типа ST7 с масляными или сухими трансформаторами мощности от 2500 кВА до 10000 кВА предназначена для электроснабжения высоковольтных электроустановок трёхфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц, на номинальное напряжение до 10кВ Приём электроэнергии на подстанции осуществляется при номинальном напряжении 35 кВ, а распределение (после преобразования трансформатором 35/10(6) кВ) при номинальном напряжении до 10 кВ. Подстанция типа ST7 разработана в первую очередь для питания объектов нефтяной промышленности России (групповых насосных станций, буровых устройств, устройств нефтедобычи).

Основные технические данные ЗРУ 35 кВ:

- номинальное напряжение   35 кВ;

- номинальная частота    50 ГЦ;

- наибольшее рабочее напряжение

 электрической сети    40,5 кВ;

- номинальный ток сборных шин  630 А;

- 1 - секундный ток термической стойкости 16 кА;

- то динамической стойкости при к.з.  40 кА;

- тип выключателя 35 кВ: вакуумный, типа VD4 с пружинно моторным приводом.

Основные технические данные ЗРУ 10(6) кВ:

- номинальное напряжение   10(6) кВ;

- номинальная частота    50 ГЦ;

- наибольшее рабочее напряжение

 электрической сети    7,2 кВ;

- номинальный ток сборных шин  1250 А;

- 1 - секундный ток термической стойкости 20 кА;

- то динамической стойкости при к.з.  50 кА;

- тип выключателя 10(6) кВ: вакуумный, типа VD4 с пружинно моторным приводом.

  1.  РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

Согласно ПУЭ электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты (РЗ), предназначенными для:

-автоматического отключения повреждённого элемента от остальной, неповреждённой части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей;

-реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или отключение тех элементов, оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.

Устройства РЗ должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповреждённой части системы и ограничения области и степени повреждения элемента. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключился только этот повреждённый элемент.

Действие РЗ должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле срабатывания. Устройства, фиксирующие действие РЗ на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировать действие каждой защиты, а при сложной защите – отдельных её частей.

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземлённой нейтралью;

-  витковых замыканий в обмотках;

-  токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

-  токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

-  понижения уровня масла;

- однофазных замыканий на землю в сетях 3—10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Рекомендуется, кроме того, применение защиты от однофазных замыканий на землю на стороне 6—35 кВ автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше.

На проектируемых силовых трансформаторах предусмотрены:

  •  дифференциальная токовая защита (ДЗТ);
  •  газовая защита (ГЗ);
  •  защита устройства РПН;
  •  максимальная токовая защита (МТЗ), действующая на отключение;
  •  защита от перегрузки;

В качестве основной защиты силового трансформатора (от внутренних повреждений и повреждений на выводах) используется продольная дифференциальная токовая защита (ДЗТ).

Газовая защита (защита от повреждений внутри бака, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла) подключается к ДЗТ. Для газовой защиты должны использоваться газовые реле с двумя отключающими контактами. Газовая защита должна иметь контроль изоляции оперативных цепей и контроль оперативного тока, действующий на срабатывание сигнализации неисправности газовой защиты.

6.1 Расчёт сопротивлений трансформатора с РПН

Исходные данные для расчета защит трансформатора см таблицу 2.1.

Система задана мощностью короткого замыкания ( SK ). В этом случае сопротивление системы, Ом, определяется по выражению:

Ом    (6.1)

Определяем сопротивления трансформатора с РПН, приведённые к регулируемой стороне ВН, Ом.

    (6.2)

    (6.3)

где Sн.mp - номинальная мощность трансформатора, МВА;

     Uср.вн = 37кВ -  среднее напряжение на стороне ВН.

 Umin вн и Umax вн определяем по выражениям, кВ:

Umin вн = Uсp. вн (1 - ΔU*РПН) = 37(1-0,09) = 33,67 кВ,   (6.4)

Umax вн = Uср вн (1 + ΔU*РПН) = 37(1+0,09) = 40,33 кВ,  (6.5)

где ΔU*РПН - половина полного диапазона регулирования на стороне ВН трансформатора, о. е.

 Ом

 Ом

Найдем токи трёхфазные КЗ, протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных режимах, при внешнем трехфазном КЗ:

;                                (6.6)

                                   (6.7)

 кА

 кА

;                                (6.8)

                                   (6.9)

 кА

 кА

6.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

- продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более;

- токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

6.2.1 Расчёт первичных токов

Определяем первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности, А:

  (6.10)

 А,

 А.

6.2.2 Выбор типов и коэффициентов трансформации трансформаторов тока

Выбираем типы трансформаторов тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах защиты не превышали 5 А.

Так как трансформатор имеет схему и группу соединения обмоток Y/Δ- 11 то для выравнивания фаз вторичных токов со стороны Y силового трансформатора ТА соединяем в Δ (КСХ ВН = КСХ Δ = ), а со стороны Δ силового трансформатора ТА соединяются в YСХ НН = КСХ Y = 1).

прасч= ,   (6.11)

где Iфорс - ток на НВ и НН в форсировочном режиме работы трансформатора, когда один из трансформаторов выведен из рабочего состояния, а второй работает с допустимой перегрузкой 40%, определяется по выражению:

Iфорс =  ∙ 1,4 ;   (6.12)

КСХ = - коэффициент схемы;

Iвт ном = – номинальный ток вторичной обмотки трансформатора.

Iфорс ВН =  ∙ 1,4 = 103,923 ∙ 1,4 = 145,492 А

Iфорс НН =  ∙ 1,4 = 363,731 1,4 = 509,223 А.

пВН расч= =  = 50,4 ≈ 50

пНН расч= =  = 101,845 ≈ 102

По справочным данным таблицы 5.9 [4]  выбираем измерительные трансформаторы  тока по ближайшему большему стандартному значению коэффициента трансформации nрасч.:

на стороне ВН ТОЛ–35–У2 с коэффициентом трансформации

на стороне НН ТЛК–10–У3 с коэффициентом трансформации .

6.2.3 Расчёт вторичных токов

Определяем вторичные токи в плечах защиты в номинальном режиме, А:

Iвт ном =    (6.13)

Iвт ном (ВН) = А,

Iвт ном (НН) = А.

Выбираем основную сторону защиты трансформаторов. За основную принимаем сторону, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты - ВН.

Рекомендуется выбирать коэффициент трансформации так, что бы основной получалось сторона ВН, так как на ней находится РПН и все токи изначально приведены к ВН.

6.2.4 Расчёт токов срабатывания защиты

Определим ток срабатывания защиты от бросков тока намагничивания:

IСЗ = Котс  IН ВН ,   (6.14)

где КОТС = 1,5 – коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания.

IСЗ = 1,5 · 103,923 = 155,885 А

Определяем ток срабатывания реле:

 (6.15)

= 4,5 А.

6.2.5 Расчёт числа витков дифференциальных уравнительных обмоток реле ДЗТ-11

Определяе число витков обмотки реле для основной стороны:

Wосн расч = ,   (6.16)

где Fcp = 100 А – магнитодвижущая сила срабатывания реле.

Wосн расч = = 22,22

Принимаем ближайшее меньшее целое число Wосн = 22 вит.

Wнеосн pacч =   (6.17)

Wнеосн pacч = =29,037

Принимаем ближайшее целое число Wнеосн = 29 вит.

6.2.6 Определяем расчётный ток небаланса

Iнб.расч представлен в виде суммы, кА:

Iнб расч = I'нб расч + I''нб расч + I'''нб расч ,   (6.18)

где I'нб расч - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока, определяется по формуле, кА:

I'нб расч = Ка Кодн εIК.max,   (6.19)

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

     Кодн = 1 – коэффициент однотипности ТА;

     ε = 0,1 – погрешность ТА;

     IК.max = 4,084 кА - периодическая составляющая тока, проходящего через трансформатор при расчётном внешнем КЗ, приведённого к основной стороне.

      I''нб расч - составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по формуле, кА:

I''нб расч = ΔU*IК.max,   (6.20)

где ΔU* - половина регулировочного диапазона устройства РПН в о.е..

    I'''нб расч - составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для неосновной стороны, определяется по формуле, кА;

I'''нб расч = ,    (6.21)

где Wрасч – расчётное число витков обмотки насыщающегоя трансформатора тока (НТТ) реле неосновной стороны;

    WФ – фактическое (целое) число витков обмотки НТТ неосновной стороны;

I'нб расч = 1 1 0,1 ∙4,084 = 0,4084 кА;

I''нб расч = 0,09 · 4,084 = 0,368 кА;

I'''нб расч =  кА

Iнб расч = 0,4084+0,368+0,005 = 0,781 кА

6.2.7 Определяем число витков тормозной обмотки реле

Число витков тормозной обмотки Wторм выбираем таким образом, чтобы торможение обеспечивало отстройку от любых токов небаланса:

Wторм = ,    (6.22)

где раб. - число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка. При этом учитывают принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной осн , и расчетное число витков, если - неосновной расч ;

Iнб.расч и Iторм - первичный ток небаланса и первичный тормозной ток при внешнем КЗ, приведенные к одной ступени напряжения;

Iторм = Iк.макс ;

Котс = 1,5 - коэффициент отстройки;

tg = 0,8 - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на рис.7.1).

Wторм =  = 10,398

Принимаем ближайшее целое число Wторм = 10 вит

Рисунок 7.1. Тормозные характеристики реле ДЗТ-11

Тормозные характеристики реле ДЗТ-11 построены при нормальной затяжке противодействующей пружины для таких углов между рабочим (Iраб) и тормозным (Iторм) токами в реле, при которых обеспечивается максимальное (кривая 1) и минимальное (кривая 2) торможение. Область, расположенная ниже характеристики 2, является областью надежного несрабатывания реле; область, расположенная выше характеристики 1, - областью надежного срабатывания. При этом для обеспечения чувствительности защиты точка, соответствующая расчетным случаям КЗ в зоне действия защиты и определяемая величинами Fраб и Fторм должна находится не менее чем на 10% своих координат выше характеристики 1.

6.2.8 Проверка чувствительности защиты

Чувствительность проверяется при минимальном токе КЗ в зоне чувствительности.

Кч = ,  (6.23)

где  - ток тдвухфазного КЗ, протекающий через защищаемый трансформатор, определяется по выражению:

 кА   (6.24)

Кч = =4,111 > 2

Защита чувствительна, т.к коэффициент чувствительности больше 2, что соответствует требованиям ПУЭ.

6.3 Защита от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями.

6.3.1 Максимальная токовая защита

МТЗ двухобмоточного трансформатора обеспечивает отключение только той обмотки, которая непосредственно питает место повреждения. Применение блокировки по напряжению позволяет применять коэффициенты самозапуска (равный единице), т.к. отстройка от перегрузочных режимов работы, обеспечивается пусковым органом напряжения.

Ток срабатывания защиты:

,                                             (6.25)

где Кн = 1,2 – коэффициент надёжности, принимаемый при реле РТ – 40;

Кв = 0,85 – коэффициент возврата;

Iраб.max – значение максимального рабочего тока в месте установки защиты.

= 145,492 А   (6.26)

А

Проверка чувствительности защиты:

                                             (6.27)

Коэффициент чувствительности для МТЗ должен быть не менее 1,5 в основной зоне и не менее 1,2 в зоне резервирования.

6,058 > 1,5;

3,6 > 1,2.

Условия проверки выполняются, защита чувствительна.

Произведём расчёт уставок срабатывания реле для сторон.

,                                          (6.28)

где К1,2 – коэффициенты трансформации трансформаторов тока.

На стороне ВН:

А

На стороне НН:

А

Выбираем реле типа РТ – 40/6 с параллельным соединением катушек и током уставки в пределах 0,26А.

6.3.2 МТЗ с комбинированным пусковым органом напряжения

На стороне 10 кВ:

Тип ТН: НАМИ – 10 – УХЛ2; Uном.нн=1000 кВ; Uнн=100В.

Напряжение срабатывания реле напряжения (РН) для стороны НН:

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение, определяется по выражению:

,     (6.29)

где  - междуфазное напряжение в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания.

   (6.30)

 кВ

Напряжение срабатывания фильтр – реле обратной последовательности определяется исходя из минимальной уставки устройтва:

кВ                                      (6.31)

Уставки срабатывания РН на стороне НН:

                                          (6.32)

где КU – коэффициент трансформации ТН

                                             (6.33)

В

Определим коэффициенты чувствительности устройства фильтра – реле:

                                       (6.34)

Коэффициент чувствительности для фильтр – реле должен быть не менее 1,2.

8,333 > 1,5;

Условия проверки выполняются, защита чувствительна.

Определим выдержку времени МТЗ со стороны ВН:

сек   (6.35)

где tМТЗ.нн = 1,1 сек - выдержка времени МТЗ ввода низшего напряжения.

t – ступень выдержки времени, равна 0,4сек.

Выбираем реле времени ЭВ – 227.

6.3.3 Защита от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой

Защита от перегрузки реагирует на перегрузку трансформатора по току сверх номинального. Устанавливается на стороне 35кВ.

Определим ток срабатывания защиты от перегрузки:

,     (6.36)

где Котс – принимается равным 1,05;

 Кв = 0,85 – коэффициент возврата (для РТ – 40).

А

Найдем вторичный ток срабатывания реле:

,     (6.37)

где ксх – коэффициент схемы, равен .

 А

Выбираем токовое реле РТ – 40/6 с параллельным соединением катушек. Защита действует на сигнал с выдержкой времени, реле времени ЭВ – 237.

6.4 Газовая защита

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро 0,1-0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25% выше уставки). Благодаря этим достоинствам газовая защита обязательно устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более, а также на всех внутрицеховых понижающих трансформаторах, начиная с мощности 630 кВА.

Действие ГЗ основано на том, что всякие, даже незначительные повреждения, а также повышение нагрева внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при незначительном газообразовании ГЗ действует на предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании или при сильном понижении уровня масла (например, при повреждении бака или утечке масла) ГЗ даёт команду на отключение трансформатора. Бурным газообразованием обычно сопровождается КЗ внутри бака трансформатора.

ГЗ является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов и автотрансформаторов от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточной величины тока при этом повреждении.

ГЗ осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Газовое реле представляет собой металлический кожух, врезанный в маслопровод между баком трансформатора и расширителем. Реле заполнено маслом. Кожух имеет смотровое стекло со шкалой, с помощью которой определяется объем скопившегося в реле газа. На крышке газового реле имеется краник для выпуска воздуха и взятия пробы газа для его анализа, а также расположены контакты для подключения кабеля.

У поплавковых реле внутри кожуха укреплены на шарнирах два поплавка, представляющие собой полые металлические цилиндры. На поплавках укреплены ртутные контакты, соединенные гибкими проводами с выводными зажимами на крышке реле. Ртутный контакт представляет собой стеклянную колбочку с впаянными в ее вертикальную часть двумя контактами. Колбочки содержат небольшое количество ртути, которая в определенном положении колбочки замыкает между собой контакты, чем создается цепь через реле.

Рис.3 Поплавковое газовое реле

При скорости движении потоков газа и масла порядка 0,5м/с нижний поплавок, находящийся на пути потока опрокидывается и происходит замыкание его ртутных контактов в цепи отключения. Благодаря тому, что при КЗ в трансформаторе сразу возникает бурное газообразование, ГЗ производит отключение с небольшим временем 0,1-0,Зс. Отключающий элемент работает также при большом понижении уровня масла в корпусе реле. ПГ-22 - поплавковое реле.

У лопастных реле сигнальный элемент выполнен также, как у поплавковых, а отключающий состоит из поплавка и поворотной лопасти, механически связанных с общим ртутным контактом, действующем на отключение.

Рис.4. Лопастное реле

У чашечных реле вместо поплавков используется открытые металлические чашки и вместо ртутных контактов обычно открытые контакты, работающие непосредственно в масле.

Нормально, когда корпус реле полностью заполнен маслом, при этом верхняя и нижняя чашки тоже заполнены маслом и удерживаются в исходном состоянии пружинами.


7 ОХРАНА ТРУДА

7.1 Защита персонала от статического электричества

7.1.1 Условия возникновения статического электричества. Оценка опасности его накопления.

Статическое электричество - совокупность явлений, связанных с возникновением, сохранением и релаксацией свободного электрического заряда на поверхности или в объеме диэлектриков или на изолированных проводниках.

Возникновения заряда статического электричества происходит при деформации, дроблении, разбрызгивании веществ, относительном перемещении двух находящихся в контакте тел, слоев жидких или сыпучих материалов, при интенсивном перемешивании, кристаллизации, испарения веществ.

Возможность накопления опасных количеств статического электричества определяется как интенсивностью возникновения, так и условиями стекания зарядов.

Интенсивность возникновения зарядов в технологическом оборудовании определяется физико-химическими свойствами перерабатываемых веществ и материалов, из которых оборудование изготовлено, а также параметрами технологического процесса. Процесс стекания зарядов определяется в основном электрическими свойствами перерабатываемых веществ, окружающей среды и материалов, из которых изготовлено оборудование.

При отсутствии необходимых условий для стекания заряда происходит его накопление, которое может привести к:

  •  возникновению искровых разрядов (электростатическая искроопасность);
  •  непосредственному воздействию на человека (воздействие электростатических полей и искровых разрядов);
  •  отрицательному воздействию на технологический процесс или качество перерабатываемых материалов.

7.1.2 Основные способы защиты персонала от статического электричества.

Для предупреждения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования, перерабатываемых веществ и материалов, а также с тела человека необходимо предусматривать, с учетом особенности производства, меры и средства защиты персонала от опасного и вредного воздействия статического электричества (СЗСЭ).

Средства защиты работающих по ГОСТ 12.4.011-75 делятся на средства коллективной защиты и средства индивидуальной защиты.

 Средства коллективной защиты от статического электричества по принципу действия делятся на следующие виды:

-заземляющие устройства (совокупность заземлителя* и заземляющих проводников);

-нейтрализаторы;

-увлажняющие устройства (устройства, обеспечивающие необходимую влажность поверхности или объема заряженного материала);

-антиэлектростатические вещества;

-экранирующие устройства (устройства, обеспечивающие снижение напряженности электростатического поля и количество аэроионов в рабочей зоне до допустимых значений за счет их концентрации в ограниченном объеме вне этой зоны).

Нейтрализаторы статического электричества - устройства, предназначенные для снижения уровня электростатических зарядов путем ионизации электризующегося материала или среды вблизи его поверхности. По принципу ионизации нейтрализаторы делятся на:

Индукционный нейтрализатор статического электричества - нейтрализатор, обеспечивающий ионизацию материала или среды воздействием поля электростатических зарядов.

Высоковольтный нейтрализатор статического электричества  - нейтрализатор, обеспечивающий ионизацию материала или среды воздействием высокого напряжения, подаваемого на его электроды.

Лучевой нейтрализатор статического электричества - нейтрализатор, обеспечивающий ионизацию материала или среды под воздействием излучения (радиоактивного, ультрафиолетового, лазерного, теплового и т.п.).

Радиоизотопный нейтрализатор статического электричества - нейтрализатор, принцип действия которого основан на ионизации воздушной среды радиоактивными источниками. Радиоизотопные нейтрализаторы должны быть снабжены блокирующим устройством, закрывающим источник радиоактивного излучения в нерабочем состоянии. На корпусах нейтрализаторов данного вида должны быть изображены знаки радиационной безопасности.

Аэродинамический нейтрализатор статического электричества - нейтрализатор, в котором ионизированная среда подается к поверхности заряженного материала потоком воздуха.

Увлажняющие устройства по характеру действия делятся на:

испарительные;

распылительные.

Антиэлектростатические вещества должны обеспечивать снижение удельного объемного электрического сопротивления материала до величины 107 Ом·м, удельного поверхностного электрического сопротивления до величины 109 Ом. По способу применения антиэлектростатические вещества делятся на: вводимые в объем и на носимые на поверхность.

Экранирующие устройства должны быть заземлены в соответствии с требованиями ПУЭ. По конструктивному исполнению экранирующие устройства делятся на: козырьки и перегородки.

Средства индивидуальной защиты в зависимости от назначения делятся на:

специальную одежду антиэлектростатическую;

специальную обувь антиэлектростатическую;

предохранительные приспособления антиэлектростатические (кольца и браслеты);

средства защиты рук антиэлектростатические.

Для изготовления антиэлектростатической специальной одежды должны применяться материалы с удельным поверхностным электрическим сопротивлением не более 107 Ом. Электрическое сопротивление между токопроводящим элементом антиэлектростатической специальной одежды и землей должно быть от 106 до 108 Ом.

Использование носков из шерстяной и синтетической пряжи не допускается, так как они препятствуют стеканию заряда с тела человека.

Запрещается проведение работ внутри емкостей и аппаратов, где возможно создание взрывоопасных, паро-, газо- и пылевоздушных смесей, в комбинезонах, куртках и другой верхней одежде из электризующихся материалов.

Требования к антиэлектростатической специальной обуви:

Электрическое сопротивление между подпятником и ходовой стороной подошвы обуви должно быть от 106 до 108 Ом.

Антиэлектростатические кольца и браслеты должны обеспечивать электрическое сопротивление в цепи человек-земля от 106 до 107 Ом. Заземляющий проводник антиэлектростатического браслета должен обеспечивать свободу перемещения рук.

Специальная одежда, специальная обувь, предохранительные приспособления антистатические обеспечивают защиту при работе с электроустановками напряжением до 1000 В.

Независимо от применения других СЗСЭ должно применяться заземление на всех электропроводных элементах технологического оборудования и других объектов, на которых возможно возникновение или накопление электростатических зарядов. 

Выполнение заземляющих устройств должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.030-81 и ПУЭ. Величина сопротивления заземляющего устройства, предназначенного исключительно для защиты от статического электричества, должна быть не выше 100 Ом.

Заземление трубопроводов и других объектов, расположенных на наружных эстакадах, должно быть выполнено в соответствии с действующими указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений.

Заземляющие устройства должны применяться на электризующихся движущихся узлах производственного оборудования, изолированных от заземленных частей.

Передвижные аппараты и сосуды, в особенности для транспортировки диэлектрических горючих и легковоспламеняющихся жидкостей, следует выполнять из электропроводных либо антиэлектростатических материалов. Транспортироваться по цехам предприятия они должны на металлических тележках с колесами из электропроводных материалов, причем должен быть обеспечен контакт сосуда или аппарата с корпусом тележки.

При транспортировании электризующихся взрывоопасных веществ на тележках или электрокарах с неэлектропроводным покрышками колес допускается обеспечение контакта корпуса тележки или электрокары с землей и электропроводным полом с помощью присоединенной к корпусу цепочки из меди или другого неискрящего металла, имеющей такую длину, чтобы несколько звеньев при транспортировании постоянно находились на земле или на полу.

Для уменьшения шума при движении металлических тележек их колеса могут быть покрыты электропроводной резиной. В местах заполнения передвижных сосудов пол должен быть электропроводным или на него должны быть уложены заземленные металлические листы, на которые устанавливаются сосуды при заполнении; допускается заземление передвижных сосудов с помощью присоединения их к заземляющему устройству медным тросиком со струбциной.

Для обеспечения непрерывного отвода заряда статического электричества с тела человека, с передвижных сосудов, и аппаратов во взрывоопасных помещениях полы должны быть электростатически проводящими.

СЗСЭ должны исключать возникновение искровых разрядов статического электричества с энергией, превышающей 40 % от минимальной энергии зажигания окружающей среды, или с величиной заряда в импульсе, превышающей 40 % от воспламеняющего значения заряда в импульсе для окружающей среды.

Средства защиты от статического электричества не должны оказывать отрицательного воздействия на технологический процесс.

_________________________________________________________

*Заземлитель - проводник или совокупность металлически соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей.


7.2 Расчёт заземляющего устройства

Защитное заземление должно обеспечивать защиту людей от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изоляции.

Защитное заземление следует выполнять преднамеренным электрическим соединением металлических частей электроустановок с "землей" или ее эквивалентом.

Защитному заземлению подлежат металлические части электроустановок, доступные для прикосновения человека и не имеющие других видов защиты, обеспечивающих электробезопасность.

В качестве заземляющих устройств электроустановок в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители.

Основой заземляющего устройства является заземлитель, представляющий собой систему неизолированных проводников (горизонтальных и вертикальных), находящихся в контакте с землей и предназначенных для проведения тока в землю.

К заземлителю должны быть присоединены: металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением в случае повреждения изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические каркасы и опоры РУ, металлические предметы любого назначения, расположенные в зоне растекания тока.

Целью расчета защитного заземляющего контура является определение таких его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура (Rз) и напряжение прикосновения (Uпр) не превышает допустимых значений Rз=0,5 Ом, Uпр=130 В.

Сопротивление грунта согласно исходных данных:

1=150 Ом∙м;    2=40 Ом∙м.

h1=2 м - толщина верхнего слоя.

tIк(1)=0,6 с - время протекания однофазного короткого замыкания в ОРУ-35 кВ.

Определяется общая длина горизонтальных заземлителей:

,            (7.1)

где  S - площадь территории подстанции, согласно плана размещения

     оборудования S= 540 м2

Число вертикальных электродов:

,           (7.2)

Длина вертикальных заземлителей:

,             (7.3)

Принимается lВ=4,5 м.

Общая длина вертикальных заземлителей:

 ,     (7.4)

Расстояние между соседними вертикальными электродами:

,             (7.5)

Определяется сопротивление заземляющего контура, Ом

,            (7.6)

где

                 (7.7)

где при 11/210

,          (7.8)

,           (7.9)

Ом

Сравнивается с [Rз]=0,5 Ом. Rз[ Rз].  

0,321[0,5].


8. ЭКОНОМИКО – ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

  1.  Расчёт и построение сетевого графика по проектированию и монтажу подстанции 

При помощи сетевого графика устанавливается взаимосвязь и последовательность всех технологических операций по созданию нового объекта, включая поступление проектной документации, поставок материала и оборудования для подстанции.

График состоит из элементов - работ и событий.

События не имеют продолжительности во времени. По роли в сетевом графике различают исходное (начальное) событие - оно отмечает условие начала разработки, ему не предшествует ни одна работа рассматриваемого комплекса; завершающее (конечное), после которого не производится ни одна работа, входящая в рассматриваемый комплекс, оно отмечает факт достижения конечной цели; промежуточные события, фиксирующие окончание предшествующих и начало последующих работ.

События изображаются кружком и получают в графике номер.

Исходное событие имеет нулевой номер, а все последующие события нумеруются в возрастающем порядке по мере перехода от предшествующих событий к последующим.

Работы - это отдельные процессы комплекса, выполнение которых связано с затратами времени, труда, ресурсов. Работа в сетевом графике изображается стрелкой.

Каждая работа имеет одно начальное и одно конечное событие.

Расчет сети по времени заключается в определении следующих данных: ожидаемого срока окончания всего комплекса работ, наиболее ранних возможных и наиболее поздних допустимых сроков начала и окончания работ, резервов времени.

Перечень работ по проектированию подстанции представлен в таблице 8.1.

В таблицах и расчётах приняты следующие обозначения:

- ti-j - продолжительность работы;

- i - рассматриваемое событие;

- j - последующее событие;

- Р.О. - раннее окончание работы;

- П.О. - позднее окончание работы;

- Р .Н. - раннее начало работы;

- П.Н - позднее начало работы.


Таблица 8.1. Перечень работ по проектированию подстанции

Наименование работ по сооружению подстанций

Код

работ

ti-j,

мес.

1

Составление проектного задания

0- 1

1

2

Выбор и согласование площадки

1 - 2

2

3

Проектирование подстанции - 1 этап

1 - 3

2

4

Проектирование систем контроля и управления - 1 этап

1 - 11

1

5

Оформление заказов и получение контрольно-

измерительной аппаратуры и информатики

1 - 12

1

6

Оформление заказов на трансформаторы

1 - 13

1

7

Оформление заказов на высоковольтные выключатели

1 - 14

1

8

Проведение изыскательных работ

2-3

1,5

9

Проектирование подстанции - 2 этап

3-4

3

10

Подготовка документов проекта на сооружение

подстанции

3-5

0,5

11

Оформление заказов и получение материалов для

строительства здания подстанции

3-7

3

12

Оформление заказов и получение материалов для

3 - 8

1

строительства помещений в/в выключателей

13

Оформление заказа на строительные материалы на

сооружение подстанции

4-9

1

14

Согласование проекта сооружения подстанции

5-6

0,5

15

Утверждение проекта сооружения подстанции

6-7

3

16

Сооружение фундамента здания подстанции

7 - 10

1

17

Сооружение здания в/в выключателей

8 - 15

2

18

Получение стройматериалов

9 - 10

2

19

Строительство подстанции и начало монтажа оборудования

10 - 15

2,5

20

Проектирование систем контроля и управления - 2 этап

11-15

1

21

Оформление заказов и получение контрольно-

измерительной аппаратуры и автоматики - 2 этап

12-15

2

22

Получение трансформатора

13-15

4

23

Получение высоковольтных выключателя

14-15

2

24

Установка контрольно-измерительной аппаратуры и

автоматики

15-16

2

25

Завершение монтажа оборудования подстанции

16-17

2

26

Приемка подстанции комиссией и проведение испытаний

17-18

0,5

1)Рассчитывается продолжительность выполнения конечного события по возможным вариантам путей выполнения работ, результаты расчета сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2. Возможные пути и продолжительность выполнения конечного события

Путь

Продолжительность, мес.

0-1-2-3-4-9-10-15-16-17-18

17,5

0-1-2-3-5-6-7-10-15-16-17-18

16,5

0-1-2-3-7-10-15-16-17-18

15,5

0-1-2-3-8-15-16-17-18

12

0-1-3-4-9-10-15-16-17-18

16

0-1-3-5-6-7-10-15-16-17-18

15

0-1-3-7-10-15-16-17-18

14

0-1-3-8-15-16-17-18

10,5

0-1-11-15-16-17-18

7,5

0-1-12-15-16-17-18

8,5

0-1-13-15-16-17-18

10,5

0-1-14-15-16-17-18

8,5

 

Самым продолжительным является первый вариант.  Критическое время Ткр = 17,5 месяцев.

2) Производится расчет параметров критического пути:

- - ранний срок свершения события;

- - поздний срок свершения события;

- R = или R =- резерв;

- - раннее начало работ (максимальный путь от 0 до начала этого события);

-. - раннее окончание работ;

- - позднее начало работ (разница между Ткр и максимальным путем от конечного события до события, предшествующего данной работе);

-  - позднее окончание работ.

Результаты расчета сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.3. Параметры работ

Код работ

R

0-1

1

0

1

0

1

0

1-2

2

1

3

1

3

0

1-3

2

1

3

2,5

4,5

1,5

1-11

1

1

2

11

12

10

1-12

1

1

2

10

11

9

1-13

1

1

2

8

9

7

1-14

1

1

2

10

11

9

2-3

1,5

3

4,5

3

4,5

0

3-4

3

4,5

7,5

4,5

7,5

0

3-5

0,5

4,5

5

5,5

6

1

3-7

3

4,5

7,5

6,5

9,5

2

3-8

1

4,5

5,5

10

11

5,5

4-9

1

7,5

8,5

7,5

8,5

0

5-6

0,5

5

5,5

6

6,5

1

6-7

3

5,5

8,5

6,5

9,5

1

7-10

1

7,5

8,5

9,5

10,5

2

8-15

2

5,5

7,5

11

13

5,5

9-10

2

8,5

10,5

8,5

10,5

0

10-15

2,5

10,5

13

10,5

13

0

11-15

1

2

3

12

13

10

12-15

2

2

4

11

13

9

13-15

4

2

6

9

13

7

14-15

2

2

4

11

13

9

15-16

2

13

15

13

15

0

16-17

2

15

17

15

17

0

17-18

0,5

17

17,5

17

17,5

0

3) По данным таблицы 8.3 строится сетевой график, где в четырех секторах сетевой модели (рис 8.1) занесены параметры событий:

Рис.8 .1. Сетевая модель

А - ранний срок совершения работы;

Б - номер события;

В - поздний рок совершения события;

Г - номер предшествующего события по наибольшему пути.

  1.  Расчет технико-экономических показателей подстанции

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

  1.  Баланс рабочего времени

Таблица 8.4. Баланс рабочего времени

Наименование статьи

Значение

Примечание

Дни

Часы

11.

Календарный фонд рабочего времени

365

8760

Текущий год

22.

Нерабочие дни, всего в том числе:

праздничные

выходные

116

2784

288

2496

2010

12

104

3.

Номинальный фонд рабочего времени

249

5976

44.

Неиспользованное время

- всего

- основного и дополнительного отпуска

- отпуск учащихся

- невыходные по болезни

63,4

1521,6

Принимается по факту

0,5% от п. 3

3% от п. 3

0,5% от п. 3

0,5% от п. 3

52

1,3

7,5

1248

31,2

180

-невыходные в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей

1,3

31,2

- внутримесячные потери

1,3

31,2

5.

Средняя продолжительность рабочего времени

1

8

6.

Действительный фонд рабочего времени

185,6

1484,8

п.3 –п.4

7.

Коэффициент использования рабочего времени

0,75

п.6 / п.3

  1.  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 (принимается по нормативам).

Количество эксплуатационного персонала, занятого обслуживанием электротехнического оборудования определяется из выражения, чел.:

,                                                               (8.1)

где Σ ЕРС – суммарные единицы ремонтной сложности принимаем равными 1550;

К = 800 – норма обслуживания в ЕРС на 1 рабочего.

≈ 2 человека.

Явочная численность эксплуатационного персонала, чел.:

=  · nСМ ,                                                    (8.2)

где nСМ = 3 – число смен

= 2 ∙ 3 = 6 человек

Списочная численность эксплуатационного персонала, чел.:

человек,                                     (8.3)

где КИ – коэффициент использования рабочего времени, принимаем согласно табл.8.4.

Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов, чел.:

,    (8.4)

где трудоёмкость принимается равной 3800 чел·ч

Фd – действительный фонд рабочего времени, принимаем согласно таблицы 8.1.

КВН = 1,1 – коэффициент выполнения нормы, планируемый для данной категории рабочих на подстанции.

≈ 2 человека

  1.  Расчет годового фонда заработной платы

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

ИЗП = ИО + ИДИТР,     (8.5)

где ИО – основная зарплата эксплуатационного и ремонтного персонала, руб.;

 ИД – дополнительная зарплата эксплуатационного и ремонтного персонала, руб.;

 ИИТР – суммарная зарплата инженерно-технических работников, руб.

Основная зарплата для эксплуатационников определяется по формуле, руб.:

ИОЗП Э = Фd ∙  ∙ Зi Э ,    (8.6)

где Зi Э = 47 руб./час – тарифная ставка для эксплуатационного состава.

ИОЗП Э = 1 484,8 · 8 · 47 = 558,285 тыс.руб.

Основная зарплата для ремонтников определяется по формуле, руб.:

ИОЗП Р = ΣТ ∙ Зi ,     (8.7)

где Зi Р = 45 руб./час – тарифная ставка для ремонтного состава;

ΣТ – суммарная трудоемкость.

ИОЗП Р = 3 800 ·73 = 171 тыс.руб.

Дополнительная зарплата, руб.:

ИД ЭКС РЕМ = β · ИО ЭКС РЕМ,     (8.8)

β= КТ + КНАД + КПР + КВ,     (8.9)

где КТ = 0,8 – территориальный коэффициент, для районов, приравненных к крайнему северу;

 КНАД = 0,8 – коэффициент надбавки;

 КПР = 05 – премия;

КВ = 0,1 – вознаграждение за выслугу лет.

β= 0,8 + 0,8 + 0,5 + 0,1 = 2,2,

ИД ЭКС РЕМ = 2,2 · 729,285 = 1 604,427 тыс.руб.

Общий годовой фонд ЗП рабочих, руб.:

ИЗП Р РАБΣ = ИОЗП Э + ИОЗП Р + ИД ЭКС РЕМ   (8.10)

ИЗП Р РАБΣ = 558,285 + 171 + 1 604,427 = 2 333,712 тыс.руб.

Годовой полный фонд ЗП ИТР определяется по формуле, руб.:

ИЗП Р РАБ ИТР = 12  ∙ ΣRi ИТРQi К ∙ 1,1 ∙ (1 + КТ + КНАД + КПР + КВ) (8.11)

где Ri ИТР – количество работников инженерно – технических работников на подстанции;

      Qi К – примерный должностной оклад ИТР, руб. в месяц, (оклад начальника ПС ≈ 17500 руб.; оклад мастера ≈ 9500 руб.)

ИЗП Р РАБ ИТР = 12  ∙ 2 ∙ (17 500 + 9 500) ∙ 1,1 ∙ (1 + 2,2) = 2 280 960 руб.

  1.  Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды определяется по установленным нормам по отношению к ЗП.

ИС.Н. = ИЗП ∙ α ЕСН      (8.12)

где, α ЕСН = 0,26 – единый социальный налог.

ИС.Н. = (2 333 712 + 2 280 960) · 0,26=1 199 814,72 руб.

  1.  Амортизационные  отчисления

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам  в % от стоимости электротехнического оборудования.

ИА = ΣКi ∙ НРЕН ,     (8.13)

где НРЕН = 3,5 % – нормы отчислений от капитальных вложений на полное восстановление (реновацию);

ΣКi - капитальные затраты электротехнического оборудования табл. 8.5.

Определение капитальных вложений в подстанцию производится суммированием всех составляющих затрат.

Таблица 8.5. Расчёт затрат на строительство ПС

Составляющие затрат

Стоимость объекта, млн.руб.

Зональный повышающий коэффициент

Величина затрат, млн.руб.

Базисный показатель стоимости ПС 35/10 кВ (2х6,3)*

14,0

1,7

23,8

Стоимость дополнительной ячейки

0,2

0,34

Противоаварийная автоматика

1,57

2,669

Итого

26,809

Стоимость строительства ПС с учётом прочих затрат (17,5%)

26,809

1,175

31,5

Стоимость постоянного отвода земельного участка

2,5х103х7

0,5 х103х7

-

0,0175

0,0035

Итого

31,521

С учётом индекса цен по капитальным вложениям (3,048)

96,076

Примечания: * - количество и мощность трансформаторов, шт. х МВ·А;

Стоимость ячейки выключателя включает:

оборудование (60%);

релейная защита, кабели, панели ОПУ (22%);

ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%).

ИА = ΣКi ∙ НРЕН = 96,076 · 3,5 = 3 362,66 тыс.руб.

  1.  Отчисления в ремонтный фонд

Отчисления на капитальный ремонт рассчитываются в % от стоимости электрооборудования

ИРЕМ = Σ  Кi  ∙ НРЕМ.,     (8.14)

где НРЕМ = 2,9 % – нормы отчислений от капитальных вложений на капитальный ремонт.

ИРЕМ = 96,076 · 2,9 = 2 786,204 тыс.руб.

  1.  Стоимость материалов

Величина затрат на материалы, расходуемые при текущем ремонте и обслуживание электротехнического оборудования, определяется в % к основной зарплате по ремонту и обслуживанию оборудования.

ИМ = αМ ∙ ИО     (8.15)

ИО = ИОЗП Э+ ИОЗП Р         (8.16)

где αМ = 0,6 – доля затрат на материалы от основной ЗП рабочих по ремонту и обслуживанию электрооборудования.

ИО = 558,285 + 171 = 729,285 тыс. руб.

ИМ = 0,6 · 729,285 = 437,571 тыс.руб.

  1.  Прочие затраты

Величина прочих затрат определяется по выражению:

ИПР = αПР ∙ (ИО + ИА + ИМ ),    (8.17)

где αПР = 0,25 – доля затрат от суммарных затрат на основную ЗП, амортизационные отчисления, отчисления на материалы.

ИПР = 0,25·(729,285 + 3 362,66 + 437,571) = 1139,379 тыс.руб.

Результаты расчётов сведём в таблицу 8.6.

Таблица 8.6. Структура эксплуатационных расходов подстанции

Наименование

Иi , тыс.руб.

Доля затрат,%

Заработная плата

2333,712

20,73

Отчисления на социальные нужды

1199,815

10,65

Амортизационные отчисления

3362,66

29,86

Отчисления в ремонтный фонд

2786,204

24,75

Стоимость материалов

437,571

3,89

Прочие затраты

1139,379

10,12

Итого

11259,341

100


  1.  СПЕЦиальная часть. Системы оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики и сигнализации, а также приводов коммутационных аппаратов главных цепей (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей с дистанционным управлением) осуществляется от специальных источников оперативного тока. Совокупность источников питания, кабельных линий, шинок питания, переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной электроустановки.

К системам оперативного тока предъявляются требования высокой надежности при КЗ и других ненормальных режимах в главных цепях.

Для систем оперативного тока на подстанциях применяется следующая терминология:

постоянный оперативный ток  система питания оперативных цепей, при которой в качестве источника питания используется аккумуляторная батарея;

переменный оперативный ток  система питания оперативных цепей, при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока и напряжения, трансформаторы собственных нужд. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы;

выпрямленный оперативный ток  система питания оперативных цепей переменным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия могут использоваться предварительно заряженные конденсаторы;

смешанная система оперативного тока  система питания оперативных цепей, при которой используются разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный, переменный и выпрямленный).

В системах оперативного тока различают:

зависимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей зависит от режима работы данной электроустановки (подстанции);

независимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей не зависит от режима работы данной электроустановки.

К независимым системам относится, например, постоянный оперативный ток.

  1.   Постоянный оперативный ток

Постоянный оперативный ток должен применяться:

на всех подстанциях напряжением 330-750 кВ;

на подстанциях напряжением 110-220 кВ с распределительными устройствами этих напряжений со сборными шинами;

на подстанциях напряжением 110-220 кВ с воздушными выключателями независимо от схемы распределительных устройств этих напряжений;

на подстанциях напряжением 110-220 кВ с числом масляных выключателей с электромагнитными приводами более двух, а при пружинных или пневматических приводах  более трех.

В качестве источника постоянного оперативного тока для подстанций используются аккумуляторные батареи на напряжении, как правило, 220 В, без элементного коммутатора, работающие в режиме постоянного подзаряда.

В качестве источников постоянного оперативного тока применяются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи:

а) из отдельных аккумуляторов (элементов) типа СК  в открытых сосудах, отличающихся усиленными соединительными пластинами;

б) из отдельных аккумуляторов (элементов) типа СН  в герметически закрытых сосудах с намазными пластинами:

в) комплектные аккумуляторные батареи серии ШУОТ-24-03 (шкаф управления оперативного тока), собранные из аккумуляторов типа АБН.

Номинальное напряжение аккумулятора равно 2 В. Номинальная емкость аккумулятора - это наименьшее значение емкости, соответствующее 10-часовому режиму разряда.

В качестве зарядно-подзарядных устройств для аккумуляторных батарей типа СК и СН применяются выпрямительные агрегаты типа ВАЗП -380/260 с автоматической стабилизацией напряжения. Агрегаты обеспечивают постоянный подзаряд аккумуляторных батарей до номера 20 включительно, их дозаряд напряжением 2,3 В на элемент, первичный формовочный заряд после монтажа или капитального ремонта, питание длительной нагрузки постоянного тока в размере, обычно встречающемся на подстанциях.

На подстанциях с постоянным оперативным током устанавливается, как правило, одна аккумуляторная батарея 220 В, схема включения которой приведена на рис. 3.1.

Батарея нормально работает в режиме постоянного подзаряда без элементного коммутатора, при стабильном напряжении 2,15 В на элемент, без периодических уравнительных перезарядов и тренировочных разрядов.

Щит постоянного тока имеет главные (силовые) шины EY и шины управления ЕС.

Для аккумуляторной батареи из 108 элементов шины EY состоят из шин «+» и «», при большем числе элементов добавляется шина «()» повышенного напряжения.

Шина «+» присоединяется к плюсу аккумуляторной батареи, шина «» к минусу 108 элемента, и шина «()» к минусу 120, 128 или 140 элемента.

К шинам EY  подключается сеть аварийного освещения, резервный агрегат связи и цепи питания электромагнитов включения приводов  выключателей 6-35 кВ (толчковые токи до 200 А). Шины повышенного напряжения используются для питания электромагнитов включения приводов выключателей 110 кВ и выше.

Рисунок 9.1 Схема включения аккумуляторной батареи.

1  электромагниты приводов коммутирующих аппаратов напряжением 110 кВ и выше; 2  электромагниты приводов коммутирующих аппаратов напряжением 6-35 кВ; 3  резервный агрегат связи; 4  лаборатория; 5  блок переключения аварийного освещения; 6  ввод от щита переменного тока 380/220 В; 7  аварийное освещение; 8  управление, защита, сигнализация и автоматика; 9  контроль изоляции; 10  контроль уровня напряжения и мигающий свет.

Шины ЕС в режиме постоянного подзаряда присоединены к 108 элементам батареи. При дозарядке батареи при напряжении 2,3 В на элемент шины ЕС должны переключаться на 100 элементов во избежание повышения напряжения на них свыше 1,05 номинального. Шина (+)ЕР предназначена для подключения цепей мигания сигнальных ламп положения выключателей.

Регулируемое (балластное) сопротивление RR служит для обеcпечения одинакового заряда, подзаряда и разряда как основных (n = 100, 108), так и дополнительных (при n = 120, 128, 140) элементов. В качестве балластного сопротивления используется регулятор возбуждения РЗВ-41 со 100 ступенями сопротивления с маховичным приводом.

Для дублирования питания ответственных потребителей постоянного тока и улучшения условий эксплуатации каждая система шин щита постоянного тока разделена на две секции, связанные между собой коммутирующими аппаратами. В схеме используются два зарядно-подзарядных агрегата (VC1, VC2)  один  рабочий, второй  резервный.

Для повышения надежности питания потребители оперативного постоянного тока разделяются на группы (сеть питания электромагнитов включения; сеть управления, защиты и автоматики, сеть сигнализации и т.п.), каждая из которых подключается не менее чем двумя взаимно-резервируемыми линиями к разным секциям шин щита постоянного тока.

Постоянный оперативный ток с питанием от шкафов ШУОТ может применяться для ПС 110-220 кВ без выключателей на ВН, либо с количеством выключателей не более трех.

Питание электромагнитов включения выключателей с электромагнитными приводами в данном случае осуществляется от выпрямительных устройств УКП.

Шкафы управления серии ШУОТ предназначены для питания оперативных цепей постоянного тока на электрических подстанциях и в распределительных устройствах промышленных предприятий.

Шкаф представляет собой комплектное устройство в состав которого входят:

аккумуляторная батарея (из 52 аккумуляторов) типа 52АБН-80 на напряжение 110 В;

выпрямительное полупроводниковое устройство (ПЗУ) с номинальным напряжением 110 В для подзаряда аккумуляторной батареи;

контрольно-измерительная аппаратура и аппаратура управления и сигнализации;

По способу использования в эксплуатации шкафы могут применяться для питания оперативных цепей постоянного тока напряжением 110 В (один шкаф) и 220 В (комплект из двух шкафов для последовательного соединения).

Шкаф ШУОТ обеспечивает:

-питание цепей оперативного постоянного тока и постоянный подзаряд аккумуляторной батареи от ПЗУ (4 фидера на 10 А каждый при суммарной нагрузке не более 20 А);

-питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи при аварийном отключении напряжения питающей сети шкафа;

Схема шкафа ШУОТ включает:

-контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного постоянного тока;

-защиту узлов схемы и отходящих линий питания цепей постоянного оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий при помощи автоматических выключателей и предохранителей;

-приборы контроля напряжения и тока аккумуляторной батареи, тока подзарядного устройства, напряжения на шинах;

-сигнализацию световую и посредством указательных реле о неисправности работы устройства подогрева, об отключении защитных аппаратов, о снижении изоляции оперативных цепей, об обрыве фазы и отсутствии напряжения на ПЗУ, о включении аккумуляторной батареи и подзарядного устройства на шины оперативного тока, о понижении напряжения на ПЗУ.

Мощность шкафа ШУОТ недостаточна для питания электромагнитов включения электромагнитных приводов, поэтому для этой цели используются устройства комплектные питания типа УКП.

Устройства комплектные питания УКП-220 и УКП-380 предназначены для питания электромагнитов включения выключателей с током потребления до 320 А. В режиме включения выключателей на КЗ и исчезновения при этом переменного напряжения устройства питания обеспечивают включение выключателей с током потребления электромагнитов до 150 А.

Устройства питания состоят из двух основных сборочных единиц: устройства УКП1  устройства выпрямителя с распредустройством (шкаф №1); устройства УКП2  устройства накопителя, содержащего катушку индуктивности, в которой происходит накопление электромагнитной энергии при подаче напряжения на электромагнит включения выключателя и систему коммутации, обеспечивающую быстрое подключение указанной катушки к электромагниту в случае включения выключателя на КЗ, сопровождающееся резким снижением напряжения (шкаф №2).

Устройство питания УКП-КН содержит выпрямитель и емкостный накопитель энергии на базе двойнослойного конденсатора и предназначено для питания электромагнитов включения высоковольтных выключателей с током потребления до 150 А.

Устройства питания имеют: контроль выпрямленного напряжения; контроль исправности узла накопителя; контроль изоляции выпрямленного напряжения; защиту от токов КЗ на стороне выпрямленного напряжения, внутренних замыканий и токов перегрузки.

Структурная схема оперативных цепей при использовании комплектных устройств УКП и ШУОТ приведена на рис. 3.2.

Цепи управления выключателей, сигнализации, релейной защиты и автоматики подключаются к комплектному устройству ШУОТ. Цепи питания электромагнитов включения подключаются к устройствам питания УКП. Устройство питания УКП используется как групповой источник питания выключателей одной секции ПС с поочередным включением выключателей.

Следует отметить, что КРУ с вакуумными выключателями напряжением 6-10 кВ имеют встроенные в ячейки блоки питания электромагнитов включения электромагнитных приводов, поэтому для указанных выключателей устройства УКП не требуются.

Рисунок 9.2 Структурная схема оперативных цепей при использовании комплектных  устройств УКП и ШУОТ

  1.   Переменный оперативный ток

Переменный оперативный ток должен применяться:

на подстанциях напряжением 35-110/6-10 кВ, 110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороне ВН и с использованием выключателей на СН и НН с пружинными приводами, возможно использование выключателей вводов и секционных 6-10 кВ с электромагнитными приводами.

на подстанциях  напряжением 35/6-10 кВ  с  выключателями  35 кВ  и  6-10 кВ с пружинными приводами.

В качестве источников переменного оперативного тока используются:

трансформаторы собственных нужд, присоединяемые на участке между выводами НН силовых трансформаторов и выключателями 6-10 кВ, либо к питающей линии 35 кВ до выключателя.;

трансформаторы тока, питающие цепи релейной защиты;

предварительно заряженные конденсаторы.

Для выполнения релейной защиты на переменном оперативном токе используются следующие способы:

использование реле прямого действия, встроенных в приводы выключателей, отделителей, короткозамыкателей. Применяются типы реле РТМ, РТВ;

применение схем с дешунтированием электромагнитов отключения выключателя, включенных во вторичную цепь трансформаторов тока защищаемого присоединения.

Питание цепей защиты, автоматики, управления, сигнализации должно осуществляться от шинок стабилизированного напряжения. Предусматривается АВР питания этих шинок от трансформаторов СН.

Питание цепей оперативной блокировки разъединителей осуществляется от шинок обеспеченного питания через выпрямительный блок.

Питание цепей отключения отделителя, реле блокировки отключения отделителя, а также включение короткозамыкателя при действии газовой защиты должно производится от предварительно заряженных конденсаторов.

Питание отключающих электромагнитов независимого питания (ЭОнп) должно осуществляться от предварительно заряженных конденсаторов. Для питания включающих электромагнитов электромагнитных приводов применяются устройства УКП.

Схема питания переменным оперативным током цепей управления, сигнализации и автоматики приведена на рис.3.3.

Питание цепей производится от двух секций щита собственных нужд 380/220 В через два стабилизатора напряжения (TS1, TS2): один рабочий, второй резервный. Мощность стабилизатора выбирается по максимальной нагрузке в аварийном режиме (например, при работе газовой защиты трансформатора на отключение всех его выключателей). Для понизительных подстанций с двухобмоточными трансформаторами может быть принят стабилизатор типа С-1,7 мощностью 1,7 кВА; для подстанций с трехобмоточными трансформаторами  типа С-3с мощностью 3 кВА.

На выходе стабилизаторов напряжения сооружаются шинки обеспеченного питания (EY). Шинки управления (1EC, 2EC) и шинки сигнализации (1EH, 2EH) образуются от шинок обеспеченного питания.

Схема питания выполняется с автоматическим включением резервного стабилизатора. Для этой цели используются промежуточные реле KL1, KL2, KL3.

Рисунок 9.3 Схема питания переменным оперативным током.

  1.   измерение напряжения и контроль изоляции; 2  телемеханика: 3  связь.

9.3 Выпрямленный оперативный ток

Выпрямленный оперативный ток должен применяться:

на подстанциях напряжением 35-110/6-10 кВ, 110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда выключатели 6-10 кВ или 35 кВ применены с электромагнитными приводами;

на подстанциях напряжением 35/6-10 кВ с выключателями 35 кВ с электромагнитными приводами;

на подстанциях напряжением 110, 220 кВ с числом выключателей с электромагнитными приводами на стороне ВН не более двух, а при пружинных или пневматических приводах не более трех.

В качестве источников питания оперативных цепей используются трансформаторы собственных нужд, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока совместно выпрямительными блоками, снабженными сглаживающими фильтрами, и предварительно заряженные конденсаторы.

На рис. 3.4 приведена схема питания выпрямленным оперативным током.

Для питания цепей защиты, автоматики, управления используются блоки стабилизированного напряжения типа БПНС-2, УПНС-Н совместно с блоками питания тока типа БПТ-1002. Для питания включающих электромагнитов электромагнитных приводов применяются устройства УКП.

Для питания цепей отключения вводных выключателей напряжением 35 и 6-10 кВ с электромагнитными приводами, отключения отделителей и включения короткозамыкателей, а также питания включающих и отключающих электромагнитов выключателей 110-220 кВ с пружинным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом используются блоки питания и заряда БПЗ-401, БПЗ-402.

Цепи сигнализации подстанции (шины ЕН) и блокировки (шинки ЕВ) питаются от отдельных блоков напряжения типа БПН-1002 (два комплекта на подстанцию).

Рисунок 9.4 Схема питания выпрямленным оперативным током

Блоки питания с помощью промежуточных трансформаторов и выпрямителей преобразуют переменный ток или напряжение, получаемые от трансформаторов тока, напряжения или трансформаторов собственных нужд, в выпрямленное напряжение 110 или 220 В. Блоки питания БПТ включаются в цепи трансформаторов тока питающих присоединений, блоки питания БПН включаются в цепи трансформаторов собственных нужд или напряжения. Блоки питания БПЗ выполняются с включением в цепи трансформаторов тока (БПЗ-402) или с включением в цепи трансформаторов собственных нужд, трансформаторов напряжения (БПЗ-401). Блоки питания БПЗ предназначены также для заряда конденсаторов (в составе блоков), энергия которых используется для приведения в действие электромагнитов отключения коммутационных аппаратов. Схема подключения цепей управления выключателей при питании от блока БПЗ-401 приведена на рис.3.5.

Рисунок 9.5 Схема подключения цепей управления выключателей при питании от блока БПЗ-401

Блок стабилизированного напряжения БПНС-2 предназначен для питания выпрямленным током аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управления. В основу блока положен принцип действия трехфазного магнитного усилителя с самонасыщением. Для питания сложных релейных защит в схеме предусмотрен сглаживающий фильтр, который поставляется по особому заказу.

Технические данные блока БПНС-2.

Номинальное напряжение на входе  100, 220, 380 В.

Номинальное стабилизированное напряжение на выходе  220 В.

Номинальная мощность на выходе  1000 Вт.

Кратковременная мощность на выходе в течение времени до 30 с  1800 Вт.

Кратковременная мощность на выходе в течение 1 с  2000 Вт.

Габариты  1275500400 мм.

Устройство стабилизированного напряжения УПНС-Н предназначено для питания выпрямленным током аппаратуры управления, релейной защиты и сигнализации. Обеспечивается защита от токов короткого замыкания в устройстве и во внешних выходных цепях. Предусмотрена сигнализация о повышении напряжения на выходе устройства свыше 1,3 Uн и об исчезновении напряжения.

Технические данные устройства УПНС-Н.

Номинальное напряжение на входе  230, 400 В.

Номинальное стабилизированное напряжение на выходе устройства  220 В.

Номинальная мощность на выходе  1000 Вт.

Потребляемая из сети активная мощность в режиме холостого хода, не более  170 Вт.

Коэффициент пульсации напряжения на выходе сглаживающего фильтра, не более  3%.

Время поддержания на выходе стабилизированного напряжения 220 В при токе 5 А после исчезновения питающего переменного напряжения, не менее  6 с.

Габариты  600450250 мм.

Технические данные блока БПТ-1002.

Выходное напряжение при протекании тока 10 А по всем секциям первичной обмотки трансформатора блока на уставке 110 В  90130 В; на уставке 220 В  180260 В.

Блок выдерживает на входе на уставке по току феррорезонанса «5А» в течение 5 с ток 50 А, в течение 1 с  ток 120 А при нагрузке: для уставки номинального выходного напряжения 110 В  10 Ом; для уставки номинального выходного напряжения 220 В  40 Ом.

Длительно допустимый ток нагрузки блока: для уставки номинального выходного напряжения 110 В  7 А; для уставки номинального выходного напряжения 220 В  3,5 А.

Технические данные блока БПН-1002.

Номинальное входное напряжение блока 100, 110, 127, 220, 380 В.

Блок питания в длительном режиме работы допускает включение на напряжение, превышающее на 10 %, указанное выше, при этом ток нагрузки не должен превышать: для уставки выходного напряжения 110 В  6,4 А. для уставки выходного напряжения 220 В  3,2 А.

Технические данные блока БПЗ-401.

Блок питания и заряда БПЗ-401 предназначен для питания выпрямленным током устройств РЗ и А, выполненных на номинальное напряжение 110 и 220 В при суммарной потребляемой мощности 100 Вт в длительном режиме и 200 Вт в кратковременном режиме или для заряда блоков конденсаторов суммарной емкостью до 2000 мкФ, энергия которых используется для приведения в действие электромагнитов отключения (включения) коммутационных аппаратов.

Номинальное входное напряжение 100, 110, 127, 220 В.

Номинальное выходное напряжение 110, 220 В.

Номинальное напряжение заряда 4005% В.

Время заряда конденсаторов емкостью 200 мкФ до напряжения 0,8 установившегося при номинальном входном напряжении, не более 70 мс.



Приложение 1

Таблица П1. Результаты расчётов для построения суточных графиков ПС по суммарным суточным нагрузкам.

Период,

ч

СД, кВА

ТП1, кВА

ТП2,кВА

ТП3, кВА

ТП4, кВА

ТП5, кВА

ТП6, кВА

ТП7, кВА

∑ПС, кВА

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

зима

лето

0-1

970

420

280

560

280

409,5

245,7

378

226,8

144

96

162,5

97,5

224

154

3268

2350

1-2

970

420

280

560

280

409,5

245,7

378

226,8

144

96

162,5

97,5

224

154

3268

2350

2-3

970

420

280

560

280

409,5

245,7

378

226,8

144

96

162,5

97,5

224

154

3268

2350

3-4

970

420

280

560

280

409,5

245,7

378

226,8

144

96

162,5

97,5

224

154

3268

2350

4-5

970

420

280

560

280

409,5

245,7

378

226,8

144

96

162,5

97,5

224

154

3268

2350

5-6

970

420

280

560

280

409,5

245,7

378

226,8

144

96

162,5

97,5

224

154

3268

2350

6-7

970

980

280

560

420

409,5

327,6

378

302,4

336

96

162,5

130

224

154

4020

2680

7-8

970

980

280

560

420

409,5

327,6

378

302,4

336

96

162,5

130

224

154

4020

2680

8-9

970

1260

280

1120

420

655,2

409,5

604,8

378

432

96

260

162,5

252

154

5554

2870

9-10

970

1260

280

1120

420

655,2

409,5

604,8

378

432

96

260

162,5

252

154

5554

2870

10-11

970

1400

700

1260

280

737,1

409,5

680,4

378

480

240

292,5

162,5

280

182

6100

3322

11-12

970

1400

700

1260

280

737,1

409,5

680,4

378

480

240

292,5

162,5

280

182

6100

3322

12-13

970

1260

420

840

280

737,1

327,6

680,4

302,4

432

144

260

130

252

154

5431,5

2728

13-14

970

1260

420

840

280

573,3

327,6

529,2

302,4

432

144

260

130

252

154

5116,5

2728

14-15

970

840

420

840

420

573,3

327,6

529,2

302,4

288

144

260

130

252

154

4552,5

2868

15-16

970

840

420

840

420

573,3

327,6

529,2

302,4

288

144

260

130

252

154

4552,5

2868

16-17

970

1120

420

840

420

573,3

327,6

529,2

302,4

384

144

260

130

252

154

4928,5

2868

17-18

970

1120

420

840

420

655,2

327,6

604,8

302,4

384

144

260

130

252

154

5086

2868

18-19

970

1260

420

1400

420

819

327,6

756

302,4

432

144

325

130

280

154

6242

2868

19-20

970

1260

420

1400

420

819

327,6

756

302,4

432

144

325

130

280

154

6242

2868

20-21

970

560

840

1400

560

819

491,4

756

453,6

192

192

260

195

224

238

5181

3940

21-22

970

560

840

1400

560

655,2

491,4

604,8

453,6

192

192

260

195

224

238

4866

3940

22-23

970

560

420

980

420

655,2

245,7

604,8

226,8

192

192

260

97,5

224

154

4446

2726

23-24

970

560

420

980

420

655,2

245,7

604,8

226,8

192

192

260

97,5

224

154

4446

2726

Приложение 2

Таблица П2. Нагрузка собственных нужд

Наименование нагрузки

Установленная мощность, кВт

η

cоs φ

tg φ

Расчётная нагрузка

Лето

Зима

Мощность x кол-во

Общая мощность

kсп

P, кВт

Q, кВар

kсп

P, кВт

Q, кВар

1.

Освещение, отопление, вентиляция объединённого пульта управления (ОПУ)

60

1

0,85

0,62

0,6

36

22,32

0,6

36

22,32

2.

Тоже для ЗРУ

6

1

1

0

0,6

3,6

-

0,7

4,2

-

3.

Освещение ОРУ 35 кВ

5

1

1

0

0,35

1,75

-

0,4

2

-

4.

Подогрев выключателей 35 кВ

3,2 х 3

3,6

1

1

0

-

-

-

1

3,6

-

5.

Подогрев приводов выкл 35 кВ

3,2 х 3

3,6

1

1

0

-

-

-

1

3,6

-

6.

Подогрев приводов разъединителей 35 кВ

0,6 х 8

4,8

1

1

0

-

-

-

1

4,8

7.

Подзарядно-зарядный агрегат

21 х 2

42

1

0,6

0,4

0,12

5,04

2,016

1

42

16,8

Итого:

46,39

24,336

96,2

39,12




Библиографический СПИСОК

  1.  Г.П. Лю Методические указания к выполнению курсового проекта – В.: ДВГТУ

2. Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова.  Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для студ. сред. проф. образования - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 448 с.

3. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. (СО 153-34.20.122-2006) –М, 2006.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В.Горшевич, А.Н.Зейлигер, Г.А.Илларионов и др.; Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

6. Электротехнический справочник: Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. – 8-е изд., испр. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.

7. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / Под ред. В.М.Блока. – М.: Выс. шк., 1981. – 640 с.

8. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.

9. Электрическая часть электростанций: Учеб. для вузов / Под ред. 

С.В.Усова. – 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987. 616с.

10. Правила устройства электроустановок  – 7-е изд. – М.: Изд-во. НЦ ЭНАС, 2006. – 552 с.

11. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. – 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985. 240 с.

12. Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ / Г.К.Вишняков, Е.А.Гоберман, С.Л.Гольцман и др.; Под ред. С.С.Рокотяна и Я.С.Самойлова. М.: Энергоиздат, 1982. 352 с.

13. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.

14. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. М.: Энергосетьпроект, 2007.

PAGE  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

54578. Значення нітрогену та його сполук в природі та господарській діяльності людини 57.5 KB
  Сьогодні ми проведемо узагальнюючий урок з теми Підгрупа нітрогену. Щоб виконати завдання редакції необхідно заповнити таблицю Позитивна та негативна роль нітрогену та його сполук. Роль нітрогену та його сполук Позитивна Негативна ІІІ.
54579. НАВЧАЛЬНО-МЕТОДИЧНА КАРТКА (ПЛАН) ЗАНЯТТЯ 174 KB
  Мета завдання: Навчальна: з’ясувати соціальноекономічну сутність заробітної плати; визначити сфери державного регулювання оплати праці в умовах ринкових відносин; проаналізувати особливості організацій оплати праці на підприємстві; з’ясувати що лежить в основі побудови системи оплати праці на підприємстві в сучасних умовах; виявити переваги та недоліки різних систем...
54580. З Новим роком! 103.5 KB
  Принц Рік новий вже так близенько Кілька днів всього пройде. Принц Рік новий не за горами Крок за кроком і прийде. Але поки разом з нами Рік старий.
54581. Уроки вдохновения 3.3 MB
  Если вспомнить сколько существует всякой путаницы недоумений всевозможных толкований вокруг метода Константина Сергеевича получившего название метода физических действий сколько было опубликовано неясных изложений этого метода его ближайшими учениками и помощниками последних лет жизни то невольно радуешься тому что почти стенографическое изложение репетиций Станиславского по этому методу становится нашим общим достоянием. Эти ленинские слова из беседы с Кларой Цеткин можно поставить эпиграфом к бессмертному учению Константина...
54582. Предложение. Закон предложения. Факторы, влияющие на предложение 25.07 KB
  Величина предложения – это максимальное количество товаров и услуг, которое производители (продавцы) способны и готовы продать по определенной цене, в определенном месте и в определенное время.
54583. Новогоднее «Кривое зеркало» 62 KB
  Будут Снегурочка и Дед Мороз Он вам подарков немало привез. Огого Народуто сколько И что это они собрались Всех Дед Мороз пригласил Может я не сюда попала Во ктото идет. Дед Мороз вбегает кидается к сидящим в зале хватает их ошибается заглядывает под стулья лезет по рядам сам в очках снимает их заглядывает близко в глаза Снегурочка Внученька Где ты Ты нет опять не она. Где же ты Снегурочка Вечно она куда нибудь теряется убегает Снегурочка Ушел Вот достал дедуля Пора появится А я может быть занята...
54584. Новорічні пригоди 55 KB
  Учитель. Сьогодні наша школа перетворюється в казковий край: всюди прикраси, зустрічі з казковими та літературними героями і неодмінно - з Дідом Морозом та Снігуронькою. Обов язкова прикмета свята - красуня ялинка,запах мандарин, новорічні подарунки, пісні та танці. І все це– на нашому уроці!
54585. Новорічні сценарії 109.5 KB
  Неповторний колорит новорічної атмосфери: красуняялинка різнокольорові вогні феєрверки численні подарунки відчуття свята загадковості і передчуття чуда А малеча ще й з нетерпінням чекає появи Діда Мороза і Снігуроньки бо саме з їхньою появою приходить відчуття свята і таємниці. Але проходить час і Дід Мороз у дитячій уяві перестає бути реальною особою йому більше не пишуть листів із заповітними бажаннями від нього вже не чекають подарунків він стає просто атрибутом свята хоч і обов’язковим. І хоча в кожному...
54586. Новый год настает! Новый год у порога нашей планеты! 48 KB
  Новый год настает Новый год у порога нашей планеты Ученик 1: Скоро Новый год З.Орлова Скоро скоро Новый год Он торопится идет Постучится в двери к нам: Дети здравствуйте я к вам Праздник мы встречаем Елку наряжаем Вешаем игрушки Шарики хлопушки. Дед Мороз ну где ты Учитель: Новый Год самый загадочный праздник открывающий нам мир добрых сказок и волшебства. Одни встречают Новый Год дома в семейном кругу другие выезжают на природу в зимний лес а я предлагаю вам отправиться сегодня в незабываемое новогоднее путешествие в...