• RU
  • icon На проверке: 10
Меню

Электроснабжение р-на города на 63 тыс. жителей

  • Добавлен: 18.04.2012
  • Размер: 2 MB
  • Закачек: 1
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Полность выполненный дипломный проет со всеми чертежами и документацием. Чертежи выполненны в программе Microsoft Visio.

Состав проекта

icon
icon 16 эт.дом с АВР.vsd
icon Большая рамка.doc
icon Ведомость.doc
icon Генплан.vsd
icon Контур.vsd
icon Маленькая рамка.doc
icon Образцы заполнения штампов.doc
icon Пояснительная записка.doc
icon РЗА.vsd
icon Содержание .doc
icon Содержание 1 лист.doc
icon Спец.вопрос.vsd
icon Таблица к экономике.doc
icon ЦП.РП.ТП.vsd
icon electric.vss

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Пояснительная записка.doc

Города являются крупными потребителями электроэнергии так как в них проживает не только большая часть населения но и расположено также большое количество промышленных предприятий.
В зависимости от размера города для питания потребителей расположенных на его территории должна предусматриваться соответствующая система электроснабжения. Система электроснабжения охватывает всех потребителей города включая промышленные предприятия.
Малые города часто располагаются вблизи крупных промышленных предприятий имеющих самостоятельные системы электроснабжения.
Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей. Для электроснабжения основной массы потребителей используется распределительная сеть напряжением 6–10 кВ и сеть общего пользования напряжением 038 кВ.
Для городов характерен рост электропотребления что требует систематического развития электрических сетей. Рост электропотребления связан не только с увеличением количества жителей и развитием промышленности но также с беспрерывным проникновением электрической энергии во все сферы жизнедеятельности населения. Растёт расход электрической энергии на бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.
Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40% вырабатываемой энергии. Таким образом сети становятся самостоятельной областью энергетики и проблема их рационального сооружения приобретает определённое народно-хозяйственное значение.
Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей и трансформаторных подстанций расположенных на территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Система электроснабжения города представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений. Она включает электроснабжающие сети (линии напряжением 35 кВ и выше понижающие подстанции 35-1106-10 кВ) распределительные сети (линии напряжением 6-10 кВ и 04023 кВ) и трансформаторные подстанции 6-1004 кВ.
Основные показатели системы определяются местными условиями: размерами города наличием источников питания характеристиками потребителей и т.п.
Городские электрические сети напряжением 6-10 кВ характерны тем что в любом из микрорайонов могут оказаться потребители всех трёх категорий по надёжности электроснабжения. Естественно это требует и надлежащего построения схемы сети.
В ПУЭ установлен ряд требований к конструкциям размещению оборудованию подстанций. Отметим наиболее важные из них. Подстанции не разрешается встраивать в жилые здания школы больницы спальные корпуса санаториев. Поскольку трансформаторы с масляным заполнением взрывоопасны их не разрешается размещать под и над помещениями в которых могут находиться более 50 человек. При установке трансформаторов сухих или с негорючим наполнителем соблюдение этого требования не обязательно.
Подстанции не допускается размещать под помещениями производств с мокрым технологическим процессом душевыми уборными ванными и т.д. Исключения возможны лишь при перекрытиях из монолитного бетона и надёжной гидроизоляции. Необходимо применять меры защиты ТП от возможных повреждений при расположении в непосредственной близости от путей кранов и внутрицехового транспорта.
Повышению надёжности электроснабжения потребителей способствует применение автоматизированных разомкнутых схем сетей с резервированием на стороне высокого или низкого напряжения. Таковы в частности двухлучевая и многолучевая схемы нашедшие практическое применение в сетях Киева и других городов Украины.
В данном проекте предусматривается электроснабжение района города на 63 тыс. жителей. Предполагается что район города будет состоять из 32 шестнадцатиэтажных домов с электроплитами и 67 девятиэтажных домов с газовыми плитами. Шестнадцатиэтажные дома с электроплитами будут распределяться следующим образом: 12 домов по 127 квартир 14 домов по 381 квартире 6 домов по 508 квартир. Девятиэтажные дома с газовыми плитами будут распределяться так: 28 домов по 72 квартиры 23 дома по 108 квартир и 16 домов по 144 квартиры. Общее количество квартир в заданном районе города предусматривается в количестве 16 710. Кроме того в районе предусматривается размещение 5 школ по 650 мест 7 детских садов по 600 мест 7 промтоварных 7 продовольственных и 3 универсальных магазинов 3 ресторанов по 95 мест 5 кафе 4 кинотеатров 2 больниц по 500 мест 2 гостиниц по 800 мест 2 поликлиник по 1000 мест 4 отделений почты 3 химчисток 2 учебных заведений по 1000 мест 3 парикмахерских 3 учреждений 3 лабораторных корпусов 6 аптек. В районе предусмотрено размещение трех заводов мощностью соответственно 2500 3050 и 4100 кВт. Общая площадь района S=6 кв. км длина – 3 км ширина – 2 км. Расположение центра питания на расстоянии 3 км.
Расчёт электроснабжения такого района города осуществляется в следующей последовательности.
1Расчёт нагрузки жилых домов
В основе расчёта нагрузок жилых зданий лежит нагрузка одного потребителя в качестве которой выступает квартира. Для определения нагрузки вводятся понятия коэффициента одновременности.
Значения расчётных нагрузок определяются с учётом коэффициента одновременности в зависимости от числа квартир:
Ркв = Ркв.уд. nкв. (1)
где Ркв.уд – удельная расчётная нагрузка квартир определяется по таблице П.1 [1];
nкв – число квартир в здании.
Силовая нагрузка общественных электроприёмников включая лифты определяется с учётом соответствующих коэффициентов спроса:
где кс – коэффициент спроса лифтов по таблице П.2 [1];
Рлi – установленная мощность электродвигателя лифтовой установки.
В девятиэтажных домах используются электродвигатели мощностью
кВт в шестнадцатиэтажных – 11 кВт (по таблице П.3 [1]).
Суммарная нагрузка жилого дома определяется по формуле:
Рж.д. = Ркв. + 09 · Рс (3)
где 09 – коэффициент совмещения максимумов силовой нагрузки и
Для выбора параметров электрических сетей жилых домов необходимо знать полную нагрузку:
где tg φкв tg φс – коэффициенты мощности характеризующие нагрузку квартир
и лифтовых установок и равные соответственно: tg φкв = 029 в
домах с газовыми плитами tg φкв = 02 в домах с эл.плитами и
tg φс = 133 для лифтов (по таблице П.4 [1]).
Рассчитаем шестнадцатиэтажный дом имеющий одну секцию 127 квартир и 2 лифта. При n = 127 кв. Ркв.уд = 112 кВт по таблице П.1 [1].
Ркв = 111 127 = 141 кВт
Рс = 09 11 2 = 198 кВт
Ржд = 141 + 09 198 = 1588 кВт
Результаты дальнейшего расчёта нагрузки жилых домов сводим в таблицу 1. Количество вводов в таблице соответствует количеству домов.
Таблица 1 - Нагрузки жилых домов
2 Расчёт нагрузок общественных зданий
Нагрузка таких зданий определяется как правило индивидуально в процессе разработки проектов внутреннего электрооборудования.
Расчётная нагрузка общественного здания определяется по формуле:
где Руд – удельная нагрузка кВтед.;
n – характеристика общественного здания – количество расчётных единиц.
Полная нагрузка общественного здания:
где cos φ – коэффициент мощности бытовых потребителей определяют
в соответствии с приложением П.5 [1].
Рассчитаем нагрузку общественного здания - школы на 650 мест.
Рр = 014 650 = 91 кВт
Дальнейшие расчёты сводим в таблицу 2. Здесь также количество вводов соответствует такому же количеству общественных зданий и предприятий.
Таблица 2 - Нагрузка общественных зданий и предприятий
Продолжение таблицы 2
Для определения количества трансформаторных подстанций (ТП) и мощности каждой ТП следует сложить всю электрическую нагрузку как жилую так и общественных учреждений. В данном случае суммарная нагрузка всех жилых домов будет составлять:
P'Σждэ = P'ждэ · N1 = 159 ·12 = 1908 кВт
P''Σждэ = P''ждэ · N2 = 388 · 14 = 5432 кВт
P'''Σждэ = P'''ждэ · N3 = 490 · 6 = 2940 кВт
P'Σждг = P'ждг · N4 = 58 · 28 = 1624 кВт
P''Σждг = P''ждг · N5 = 79 · 23 = 1817 кВт
P'''Σждг = P'''ждг · N6 = 98 · 16 = 1568 кВт
где N1 - количество домов в которых квартир n1 = 127;
N2 - количество домов в которых квартир n2 = 381;
N3 - количество домов в которых квартир n3 = 508;
N4 - количество домов в которых квартир n4 = 72;
N5 - количество домов в которых квартир n5 = 108;
N6 - количество домов в которых квартир n6 = 144.
Итого максимальная суммарная жилая активная нагрузка будет равна:
ΣPΣжд = P'Σждэ + P''ждэ + P'''Σждэ + P'Σждг + P''Σждг + P'''Σждг (7)
ΣPΣжд = 1908 + 5432 + 2940 + 1624 + 1817 + 1568 = 15289 кВт.
Максимальная активная нагрузка всех общественных учреждений после аналогичного учёта равна:
Общая максимальная активная нагрузка:
ΣPобщ = ΣPΣжд + ΣPΣо.у. = 15289 + 8166 = 23455 кВт.
Полная максимальная суммарная мощность:
ΣSобщ max = 25375 кВА.
При определении суммарной нагрузки следует учитывать следующие обстоятельства.
В городских сетях учитывая неравномерный график нагрузки в течение суток и года а также малую продолжительность максимума может быть допущена загрузка трансформаторов в нормальном режиме до 130% а в послеаварийном режиме до 180 % по отношению к номинальной мощности.
Тогда с учётом коэффициента одновременности к0 = 077 и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме до 180% полная суммарная нагрузка равна:
Sобщ = · ΣSобщ max = · 25375 = 10855 кВА.
При выборе номинальной мощности трансформаторов также следует учитывать стандартные типовые номинальные мощности трансформаторов ориентированное количество ТП и равномерную нагрузку между ними.
В результате ориентируемся на 18 ТП. Тогда номинальная мощность трансформаторов ТП в послеаварийном режиме будет равна:
Мощность трансформаторной подстанции в нормальном режиме:
S"тп = · ΣSобщ max = = 835 кВА.
Следует учитывать что в городских электрических сетях электроприемники таких зданий и сооружений как крупные кинотеатры универмаги с площадью торгового зала 1800 кв.м и более сооружения с массовым скоплением людей действующих при искусственном освещении операционные блоки больниц и роддомов жилые здания высотой 16 этажей и выше и т.д. относятся согласно ПУЭ к I категории надежности электроснабжения и должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Полагая что в каждой группе потребителей питающихся от одной ТП есть потребители I категории принимаем 18 ТП с установкой на каждой ТП по два трансформатора.
3 Определение расчётных нагрузок трансформаторных подстанций (ТП)
Расчётные нагрузки ТП при наличии неоднородных потребителей опреде-ляются с учётом коэффициентов совмещения максимумов:
где Рmax – наибольшая из нагрузок питаемых данной ТП. Нагрузка нескольких
жилых зданий с однотипным приготовлением считается как нагрузка
кmi – коэффициент участия в максимуме учитывающий несовпадение макси-
мумов нагрузок различных объектов определяемых относительно наи-
большей расчётной нагрузки в соответствии с табл. П.6 приложения [1].
Рассмотрим ТП-1 питающую 7 домов - 1 дом с электроплитами на 508 квартир 2 дома с газовыми плитами по 144 квартиры и 4 дома с газовыми плитами на 72 квартиры - а также 1 детский сад 1 школу 1 кинотеатр и 1 продуктовый магазин. Жилые дома рассматриваются как один потребитель с суммарным числом квартир и лифтовых установок:
где nкв – количество квартир;
nд – количество домов.
Для жилых домов с электроплитами:
Ркв.э = 508 087 = 442 кВт
Рс.э = 06 11 8 = 528 кВт
Рр.э = 442 + 09 528 = 490 кВт.
Для жилых домов с газовыми плитами:
nг = 2 144 + 4 72 = 576
Ркв.г = 576 0432 = 2488 кВт
Рс.г = 04 7 16 = 448 кВт
Рр.г = 2488 + 09 448 = 289 кВт.
Расчётная нагрузка ТП-1:
РТП = Рmax + 09 · Рр.г + 05шк. + 04 · Рр.д.с. + 09 · Рк + 05 Рр.пр.маг. (10)
где Рр.г. = 289 кВт – расчётная нагрузка жилого дома с газовыми плитами;
Ршк. = 91 кВт – расчетная нагрузка школы;
Рр.д.с = 240 кВт – расчётная нагрузка детского сада;
Рк = 120 кВт – расчетная нагрузка кинотеатра;
Рр.пр.маг. = 28 кВт – расчётная нагрузка продовольственного магазина;
Рmax = Рр.э – наибольшая из нагрузок.
РТП = 490 + 09 289 + 05 · 91 + 04 240 + 120 · 09 + 05 28 = 1014 кВт.
Полная нагрузка ТП - 1:
где cos φТП – коэффициент мощности cos φТП = 095.
Дополнительно на ТП приходится 5% нагрузки на наружное освещение.
Результаты дальнейших расчётов сводим в таблицу 3.
Таблица 3 - Распределение нагрузки по ТП
Жилой дом с электроплитами
Жилой дом с газовыми плитами
Продолжение таблицы 3
Продовольственный магазин
Промтоварный магазин
Универсальный магазин
Таким образом предусматривается установка на ТП двух трансформаторов типа ТМ-63010: ВН = 10 кВ; НН = 04 кВ; ΔРх = 156 кВт; ΔРк = 76 кВт; Iх = 2 %; Uк = 55 %.
4 Определение расчётной нагрузки промышленных предприятий
В проектируемом районе города находятся три промышленных предприятия. Данные для этих предприятий приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Расчётные нагрузки промышленных предприятий
Наименование предприятия
Станкостроительный завод
5 Выбор схем построения и расчёт электрических сетей
5.1 Выполним расчёт питающей сети ЦП – РП. Нагрузка на шинах распределительного пункта определяется как сумма расчётных нагрузок отдельных ТП с учетом коэффициента одновременности ко = 086 который определяется в зависимости от числа трансформаторов:
SРП = 0.86 · (1067+1068+1064+1059+1158+1060+1057+1088+1138+1073+
+1079+1071+1158+1088+1083+1055+1061+931) = 16648 кВА.
Выбираем схему электроснабжения жилых и общественных зданий где питание осуществляется через два РП к каждому из которых подходят 4 линии от ЦП и отходят 6 распределительных линий к ТП (рис. 1).
Рисунок 1 - Схема построения питающей сети ЦП – РП напряжением 10 кВ
Выбираем кабель для линий между ЦП и РП. Выбор сечений кабелей и проводов напряжением выше 1 кВ выполняется для условий нормального режима по экономическим соображениям:
где jэ = 14 Амм2 - экономическая плотность тока;
Ip - расчётный ток в нормальном режиме А.
Расчётный ток определяется по формуле:
где S – расчётная нагрузка кВА;
Uн – номинальное напряжение кВ.
Округляем сечение до стандартного F = 95 мм2.
Проверяем выбранное сечение по допустимой нагрузке для условий нормального режима:
Iдоп.н = к1 · к2 · IТ.доп (15)
где к1 – коэффициент учитывающий температуру окружающей среды (соглас-
но ПУЭ этот коэффициент следует применять только для районов где
температура среды значительно отличается от расчетной: вечная
мерзлота тропики Крайний Север и т.д.) и равный в данном случае 1;
к2 – коэффициент учитывающий количество кабелей в траншее и
равный согласно ПУЭ в данном случае 08;
IТ.доп – допустимая токовая нагрузка кабеля при расчётных условиях прокладки.
Iдоп.н = 08 · 205 = 164 А
Проверяем сечение по допустимой нагрузке для условий послеаварийного режима:
Iдоп.па = 13 · IТ.доп · к1 · к2 (16)
где 13 – коэффициент учитывающий перегрузку на 30%.
Iдоп.па = 13 · 205 · 08 = 2132 А.
Расчётная токовая нагрузка линий в послеаварийном режиме:
Сечение предварительно принятого к прокладке кабеля недостаточно так как условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 120 мм2 с допустимой токовой нагрузкой Iдоп. = 240 А.
Iдоп.н = 08 · 240 = 192 А
Iдоп.па = 13 · 240 · 08 = 2496 А
Условие выполняется поэтому окончательно принимаем к прокладке от ЦП до РП кабель ААШвУ – 3х120.
5.2 Выполним расчёт распределительной сети. Принимаем лучевую схему (рис. 2) с двухтрансформаторными подстанциями напряжением 1004 кВ и кабелями типа ААШвУ.
Для распределительных линий характерно произвольное распределение нагрузки вдоль линии. При условии постоянства сечения значение плотности
тока на участках такой линии различно. В этом случае в качестве расчётной на-
грузки следует принимать значения линейно-квадратичной мощности:
к – суммарная длина линии от начала до места присоединения последнего
ТП-1 l1 ТП-4 l4 ТП-7 l7
ТП-2 l2 ТП-5 l5 ТП-8 l8
ТП-3 l3 ТП-6 l6 ТП-9 l9
Рисунок 2 – Схема распределительной сети 1004 кВ
При определении экономического сечения распределительной линии следует полученное значение Sлк подставить в выражение:
где U – напряжение кВ;
jэ – экономическая плотность тока Амм2.
Полученное экономическое сечение для условий нормального режима проверяется по допустимому току по нагреву в нормальном режиме. После этого выбранное сечение должно быть проверено по условиям токораспределения в послеаварийном режиме.
Рассчитаем двухлучевую схему снабжения ТП1-ТП2-ТП3 соответственно 1 = 750 м 2 = 500 м 3 = 500 м.
Расчётная нагрузка любого участка линии 10 кВ питающих ряд ТП определяется по сумме нагрузок трансформаторов отдельных ТП с учётом коэффициента одновременности:
Принимаем стандартное сечение F =50 мм2 Iдоп =140А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах:
Iдоп.н = 09 · 140 = 126 А
Iдоп па = 1 · 1.3 · 140 = 182 А
Условие выполняется поэтому окончательно выбираем кабель ААШвУ 3х50.
Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП4-ТП5-ТП6 соответственно 4 = 300 м 5 = 500 м 6 = 500 м.
Принимаем стандартное сечение F =50 мм2 Iдоп =140 А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном и после аварийном режимах:
Iдоп.н =09 · 140 = 126 А
Iдоп па = 1 · 1.3 · 140 =182А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.
Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП7-ТП8-ТП9 соответственно 7 = 750 м 8 = 500 м 9 = 500м.
Принимаем стандартное сечение F = 50 мм2 Iдоп = 140 А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном и послеаварийном режимах.
Iдоп па = 1 · 13 · 140 = 182 А
Условия выполняются поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х50.
Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП10-ТП11-ТП12 соответственно 10 = 750 м 11 = 500 м 12 = 500м.
Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП13-ТП14-ТП15 соответственно 13 = 300 м 14 = 500 м 15 = 500м.
Рассчитываем двухлучевую схему снабжения ТП16-ТП17-ТП18 соответственно 16 = 750 м 17 = 500 м 18 = 500м.
5.3 Произведем выбор сечений кабелей для промышленных предприятий.
Выбираем сечение кабеля для станкостроительного завода:
Принимаем стандартное сечение F =95 мм2 Iдоп =205 А.
Iдоп.н = 0.9 · 205 = 1845 А.
Проверяем сечение кабеля в нормальном режиме:
Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме:
Iдоп па = 1 · 1.3 · 205 =2665 А
Условия выполняются поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х95.
Выбираем сечение кабеля для метизного завода:
Принимаем стандартное сечение F = 95 мм2 Iдоп = 205 А.
Iдоп.н = 09 · 205 = 1845 А
Iдоп па = 1 · 1.3 ·205 = 2665 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель ААШвУ 3х95.
Выбираем сечение кабеля для химического завода:
5.4 Выполним расчёт распределительных линий напряжением 038 кВ. Для кабельных линий 038 кВ определяем ток послеаварийного режима по которому рассчитываем минимально допустимое сечение Fmin. Выбранное сечение проверяем по условиям нормального режима а также по допустимым потерям напряжения в послеаварийном режиме.
Для двухлучевых схем проверка по допустимым потерям напряжения проводится вычислением сечения на минимум потерь металла:
где ΔUа доп = 5% - допустимые активные потери напряжения;
ρ – удельное активное сопротивление (Омкм);
Р – активная передаваемая мощность кВт;
Для петлевых схем проверка по допустимым потерям напряжения проводится по формуле:
где r0 – погонное сопротивление кабеля Омкм.
Рассчитываем распределительную сеть для ТП1 (рис. 3).
) Рассмотрим петлевую линию ТП1 - 27 = 150м которая имеет два ВРУ. Расчет произведем для одного ВРУ на котором:
Sp2 =513 2 =2565 кВА
Pp2 = 490 2 =245 кВт .
Расчётный ток для этой линии:
Минимальное сечение:
Принимаем стандартное сечение F = 185 мм2 Iдоп =385 А.
- жилой дом с электроплитами на 508 кв.;
- жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
- жилой дом с газовыми плитами на 108 кв.;
- жилой дом с газовыми плитами на 144 кв.;
9 - продуктовый магазин;
Рисунок 3 - Распределительная сеть 04 кВ
Iдоп.н = 080 · 385 = 308 А
Iдоп па = 1 · 1.3 ·385 = 5005 А
Проверяем сечение кабеля по допустимой потере напряжения:
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВБ 4х185.
) Рассмотрим петлевую линию ТП1 - 33 - 34 - 35 - ТП1. Расчет произведем в
режиме при котором перемычка разомкнута. Вначале рассчитаем линию ТП1 –
- 33 - 34 1 = 200 м 2 = 100 м (дома на 72 кв. с газовыми плитами).
Принимаем стандартное сечение F =95 мм2 Iдоп = 255 А.
Iдоп.н = 10 · 255 = 255 А
Послеаварийный режим для данной линии будет характеризоваться тем что к
нагрузке домов 33 и 34 добавится нагрузка дома 35 (кабель ТП1–35 вышел из
строя перемычка 34 – 35 включена).
Iдоп па = 1 · 1.3 ·255 = 3315 А
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 120 мм².
Условие выполняется поэтому окончательно принимаем кабель АВВБ 4х120.
) Рассчитаем линию 35 - ТП1 = 400 м (дом на 72 кв. с газовыми плитами).
Расчётный ток для этой линии
Принимаем стандартное сечение F =120 мм2 Iдоп = 295 А.
Iдоп.н = 10 · 295 = 295 А
Iдоп па = 1 · 1.3 ·295 = 3835 А
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 150 мм².
Этот кабель также не удовлетворяет условию допустимой потери напря-
жения поэтому увеличиваем сечение до 185 мм²:
Условие выполняется поэтому окончательно принимаем кабель АВВБ 4х185.
) ТП1- 105 =150 м (детский сад) .
Принимаем стандартное сечение F =185 мм2 Iдоп = 385 А.
Iдоп.н = 09 · 385 = 3465 А
) ТП1 - 100 = 230 м (школа).
Iдоп.н = 09 · 255 = 2295 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВБ 4х95.
) ТП1 - 152 = 450 м (кинотеатр).
Здесь как и в случае жилого дома на 508 кв. расчет производим для одного
ВРУ на котором S = 1302 = 65 кВА Р = 1202 = 60 кВт.
Iдоп.н = 08 · 295 = 236 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВБ 4х120.
) ТП1 - 84 - 119 - ТП1 1 = 340 м 2 = 50 м 3 = 400 м (дом на 144 кв. с газо-
выми плитами продуктовый магазин). Расчет выполняем для режима работы
с разомкнутой перемычкой.
Рассчитаем линию ТП1 - 84. Расчётный ток для этой линии:
Принимаем стандартное сечение F =150 мм2 Iдоп = 335 А.
Iдоп.н = 10 · 335 = 335 А
Проверяем сечение кабеля в послеаварийном режиме когда к нагрузке жило-
го дома добавляется нагрузка магазина:
Iдоп па = 1 · 1.3 ·335 = 4355 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВБ 4х150.
Рассчитаем линию 119 - ТП1. Расчётный ток для этой линии:
Принимаем стандартное сечение F =50 мм2 Iдоп = 175 А.
Iдоп.н = 10 · 175 = 175 А
Iдоп па = 1 · 1.3 ·175 = 2275 А
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2.
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВГ 4х70.
) ТП1 - 61 - 62 - ТП1 1 = 100 м 2 = 50 м 3 = 150 м (жилые дома на 108 кв. с
газовыми плитами). Расчет производим для режима с разомкнутой перемычкой.
Выполним расчет линии ТП1 - 61. Расчётный ток для этой линии:
Принимаем стандартное сечение F =35 мм2 Iдоп = 140 А.
Iдоп.н = 10 · 140 = 140 А
Iдоп па = 1 · 1.3 ·140 = 182 А
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 50 мм2
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 70 мм2
Iдоп па = 1 · 1.3 ·210 = 273 А
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВБ 4х70.
Рассчитываем линию 62 - ТП1. Расчётный ток для этой линии:
Принимаем стандартное сечение F =70 мм2 Iдоп = 210 А.
Iдоп.н = 10 · 210 = 210 А
Рассчитываем распределительную сеть для ТП2 (рис. 4).
)Рассмотрим линию ТП2 - 13 = 100 м (дом с электроплитами на 381 кв.). Расчет произведем для одного ВРУ нагрузка на котором составляет:
S = 4082 = 204 кВА; Р = 3882 = 194 кВт.
- Жилой дом с электроплитами на 381 кв.;
- Жилой дом с газовыми плитами на 144кв.;
- Жилой дом с газовыми плитами на 72 кв.;
Рисунок 4 - Распределительная сеть 04 кВ
Iдоп.н = 08 · 255 = 204 А
)Рассмотрим линию ТП2 - 14 = 150 м ( дом с электроплитами на 381кв.).
Расчет произведем для одного ВРУ нагрузка на котором идентична нагрузке
ВРУ линии ТП2 - 13. Расчётный ток для этой линии 1552 А ток послеава-
рийного режима 3103 А минимальное сечение:
Iдоп.н = 08 · 335 = 268 А
)Рассчитываем линию ТП2 - 85 – 86 - ТП2 1 = 200 м 2 = 25 м 3 = 250 м (жилые дома с электроплитами на 144 кв.). Расчет произведем в режиме при котором перемычка разомкнута.
Рассматриваем линию ТП2 - 85. Расчётный ток для этой линии:
)Рассмотрим линию ТП2 - 160 = 300 м (поликлиника). Расчет произведем для одного ВРУ нагрузка на котором составляет:
S = 1632 = 815 кВА;
) ТП2 - 38 - 39 – ТП2 1 = 200 м 2 = 50 м 3 = 250 м (жилые дома на 72 кв. с
Рассчитываем линию ТП2 - 38. Расчётный ток для этой линии:
Рассчитываем линию 39 – ТП2. Расчётный ток для этой линии:
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 95 мм2.
) Линия ТП2 - 36 - 37 – ТП2 1 = 100 м 2 = 50 м 3 = 150 м (жилые дома на 72
кв. с газовыми плитами). Расчет производим для режима с разомкнутой пере-
мычкой. Вначале рассчитываем линию ТП2 - 36. Расчётный ток для этой ли-
нии как и в предыдущем случае 974 А.
Условие не выполняется поэтому увеличиваем сечение кабеля до 50 мм2
Условие выполняется поэтому выбираем кабель АВВБ 4х50.
Рассчитываем линию 37 – ТП2. Расчётный ток для этой линии 974 А.
Условие выполняется поэтому окончательно выбираем кабель АВВБ 4х70.
5.5 Рассмотрим пример расчёта распределительной сети напряжением 038 кВ для шестнадцатиэтажного жилого дома с электроплитами.
Выполним расчёт питающей четырёхпроводной линии дома. Дом оборудован стационарными электроплитами установленной мощностью 58 кВт. Напряжение сети 380220В. Допустимую потерю напряжения в линии принимаем 23 %. Защиту линии и стояков выполняем автоматическими выключателями с комбинированными расцепителями. На каждом этаже по четыре квартиры общей площадью по 45 м2 каждая. Провода проложены в трубах и каналах строительных конструкций.
Определяем расчётную нагрузку на стояке. Для этого принимаем удельную нагрузку квартиры при общем количестве квартир 64 присоединенных к стояку Руд = 129 кВткв. При этом учитываем что для квартир площадью до 55 м2 надбавка к удельной нагрузке не производится. Следовательно:
Р1 = 129 · 64 = 826 кВт.
Определяем расчетную нагрузку для секции со 127 квартирами где
Руд =112кВткв. Таким образом:
Р2 =112 · 127 =1422 кВт.
Определяем расчётные токи принимая cos φ = 098:
Принимаем автоматические выключатели с комбинированными расцепителями серии А31 в соответствии с условием:
Принимаем трёхполюсный автоматический выключатель типа А3130 на номинальный ток 160 А с расцепителем на ток Ip=160 A.
Принимаем трёхполюсный автоматический выключатель типа А3140 на номинальный ток 250А с расцепителем Iр=250А
Принятые номинальные токи расцепителей отличаются друг от друга на две ступени шкалы что согласно токовым характеристикам этих аппаратов обеспечивает селективную работу защиты.
Выбираем предварительно сечение проводов по допустимому нагреву. С этой целью пользуясь ПУЭ принимаем сечение проводов стояка выполненного проводами марки АПВ сечением 50 мм2 (Iдоп = 130 А). При сечениях более 25 мм2 сечение нулевого провода может приниматься равным половине сечения фазного провода (принимаем сечение нулевого провода равным 25 мм2). Поправки на температуру окружающей среды не вводим т.к. температура в доме не превышает 250С.
Проверяем принятое сечение на соответствие характеристикам защитных аппаратов. С учётом того что данная линия защищается от перегрузки следует что к3=1 поэтому Iдоп = 160 А.
По условию соответствия току защитного аппарата приходится принять сечение фазного провода 70 мм2 (Iдоп = 165 А) и сечение нулевого провода 35 мм2. Таким образом выбираем провод АПВ 3(1х70)+1х35.
Аналогично выбираем и проверяем сечение линии для секции со 127 квартирами :
а) по нагреву принимаем предварительно провода марки АПВ 3(1х150)+ +1х70 для которых Iдоп=255 А;
б) Iдоп > 250 А. В данном случае выбранное сечение проводов соответствует току защитного аппарата.
Произведем расчет линии по потере напряжения. Учитывая что коэффициент мощности сети cos = 098 расчет ведем без учета индуктивного сопротивления проводов.
Распределение допустимой потери напряжения между отдельными участками линии целесообразно производить из условий минимальных затрат цветного металла. Расчеты показали что допустимая потеря напряжения должна быть принята с округлением: на первом участке – 13 % на втором участке - 1 %. Тогда:
то есть меньше допустимого по условию примера значения 23 %.
По результатам расчетов видно что определяющим фактором при выборе сечений проводов в данном случае оказались требования по соотношениям допустимых токовых нагрузок и номинальных токов расцепителей автоматических выключателей.
Пользуясь допущением ПУЭ можно было бы сохранить сечение 50 мм2 так как допустимый ток этого сечения больше чем ток нагрузки. Однако в сетях питания квартир требующих защиты не только от короткого замыкания но и от перегрузки этими допущениями как правило не пользуются. При этом необходимо учитывать невозможность контроля теневой нагрузки в условиях жилого здания. Кроме того реконструкция электросети в жилых зданиях обычно производится редко поэтому удельные нагрузки могут со временем превысить установленные на перспективу. Столь значительное округление в меньшую сторону может привести к недопустимому перегреву жил проводов.
6 Выбор числа и мощности трансформаторов в центре питания
В связи с наличием в проектируемом районе электроснабжения потребителей 1-ой и 2-ой категорий подстанция 11010 кВ выполняется двухтрансформаторной.
Выбор мощности трансформаторов проведём по суммарным расчётным нагрузкам по условиям нормального и послеаварийного режимов. В послеаварийном режиме один трансформатор отключён.
Для нормального режима должно соблюдаться следующее соотношение:
где Sтр.н – номинальная мощность трансформатора кВА;
SP – расчётная нагрузка на шинах 10 кВ кВА:
где РР = к0 · (РРП + Рпром.)
QP = к0 · (QРП + Qпром.)
к0 = 09 – коэффициент учитывающий несовпадение максимумов нагрузок
разнородных потребителей во времени приложение П.1 [1].
РР = 09 · (18390 + 2500+ 3050 + 4100) = 25236 кВт
QP = 09 · (6045 + 2696 + 1761 + 3075) = 12219 кВАр.
Для послеаварийного режима должно выполняться условие:
где кпер – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. В соответст-
вии с ГОСТ 14209–69* выбирается кпер = 14.
Поэтому принимаем SТР.Н = 25 МВА. Выбираем два трансформатора типа ТДН –2500010 со следующими характеристиками:
UНН = 105 кВ; PХХ = 30 кВт; UК = 105 %;
UВН = 115 кВ; PКЗ = 120 кВт; IХ = 07 %.
7 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения.
Рассмотрим два варианта снабжения района города:
)электроснабжение потребителей осуществляется по 6 линиям 10 кВ непосредственно от подстанции 11010 кВ до трансформаторных подстанций;
)электроснабжение потребителей осуществляется через распределительный пункт (РП) к которому подходят 4 линии и отходит 6 распределительных линий к трансформаторным подстанциям (ТП).
Критерием экономической оценки вариантов являются приведенные затраты тыс. грн.год:
где К – капитальные затраты тыс.грн.;
И – ежегодные издержки;
ЕН = 012 – нормативный коэффициент эффективности.
Капиталовложения для кабельных линий Кал включают в себя стоимость кабелей и стоимость траншей:
Ккл = · (n · Ккаб + m · Ктр) (26)
где - длина кабельных линий = 3 км;
m – количество траншей;
n – количество кабелей.
Рассмотрим вариант без РП.
Имеем 6 кабелей сечением 120 мм2. Согласно ПУЭ в одной траншее прокладывается не больше 6 кабелей поэтому линии прокладываем в одной траншее.
Стоимость кабеля ААШВ 3х120 10 кВ Ккаб = 970 тыс.грнкм. Стоимость траншеи без учёта переходов Ктр = 294 тыс.грнкм. Отсюда имеем:
Ккл = 3 · (6 970 + 294) = 18342 тыс.грн.
Амортизационные отчисления для кабельных линий составляют
Ир + Икр + И = 63 % от капиталовложений согласно табл. 10-2 [1]:
Ир + Икр + И = 18342 0063 = 1156 тыс.грнгод.
Рассчитываем активные токи в нормальном режиме:
где Smax = 085· (1057 + 1088 + 1138) = 27906 кВА.
Потери мощности составят:
где R = r0 = 0253 3 = 0759 Ом;
Р = (707² + 725² + 726²) · 0759 · 2 ·10-3 = 236 кВт.
Потери электроэнергии определяются:
где – время использования максимальных потерь.
W = 236 · 1500 = 35400 кВт·чгод.
Затраты на компенсацию потерь электроэнергии:
W · Зэ = 35400 · 5 · 10-2 · 10-3 = 177 тыс.грнгод
где 3Э = 5 копкВтч – удельные затраты на компенсацию потерь .
кл = 012 18342 + 1156 + 177 = 3534 тыс.грнгод.
На подстанции берём 6 ячеек:
Кэл.Т = 6 24 = 144 тыс.грн.
Амортизационные отчисления составляют ИР + Икр + ИЭ = 94% от капиталовложений:
ИР + Икр + ИЭ = 0094 144 = 135 тыс.грнгод.
Потерями электроэнергии в распределительных устройствах можно пренебречь.
Зэл.Т. = 012 144 + 135 = 308 тыс.грнгод.
Приведенные затраты для подстанции без РП составляют:
ЗI = Зэл.Т + Зкл = 308 + 3534 = 3842 тыс.грнгод.
Рассмотрим вариант с РП. Стоимость РП КРП = 645 тыс. грн. Выбираем РП типа ШРП – 2Тм. На центре питания берём 4 ячейки. Отсюда:
Кэл.Т = 645 + 4 24 = 741 тыс.грн.
Амортизационные отчисления составляют ИР + Икр + ИЭ = 94% от капиталовложений. Отсюда имеем:
ИР + Икр + ИЭ = 0094 741 = 697 тыс.грнгод.
Зэл.Т. = 012 741 + 697 = 1586 тыс.грнгод.
Стоимость кабельных линий сечением F=120 мм2 10 кВ - Ккаб.=970 тыс.грн.км а стоимость траншеи без учёта переходов КТР = 294 тыс.грнкм.
Ккл = 3 · (4 970 + 294) = 12522 тыс.грн.
ИР + Икр + ИЭ = 63% от капиталовложений.
ИР + Икр + ИЭ = 0063 12522 = 789 тыс.грн.год.
где Smax=085·(1067+1068+1064+1059+1158+1060+1057+1088+1138)=82952кВА.
Потери мощности составляют:
Р = 1079² · 0759 · 4 · 10-3 = 3535 кВт.
W = 3535 · 1500 = 53025 кВт·чгод.
W · Зэ = 53025 · 5 · 10-2 · 10-3 = 265 тыс.грнгод.
кл = 012 12522 + 789 + 265 = 2557 тыс.грнгод.
Приведенные затраты для подстанции с РП составляют:
ЗI = Зэл.Т + Зкл = 1586 + 2557 = 4143 тыс.грнгод.
Как видно из расчетов разница между вариантами составляет 301 тыс. грнгод причем приведенные затраты для варианта с РП выше на указанную сумму чем затраты для варианта без РП. Однако при выборе окончательного варианта следует учитывать следующие факторы:
а) при выборе варианта без РП длина кабелей превысит 3 км за счет расстояния от РП до ТП поэтому фактические потери напряжения особенно в послеаварийном режиме могут превышать предельно допустимые. В связи с этим необходимо будет принимать к прокладке кабели большего сечения нежели в варианте с РП что повлечет за собой увеличение затрат на линию и как следствие увеличение приведенных затрат для подстанции без РП;
б) схема с РП обеспечивает более высокую надежность электроснабжения потребителей;
в) схема с РП позволяет повысить селективность и быстродействие релейной защиты кабельных линий и оборудования подстанции.
Учитывая вышеизложенное окончательно принимаем схему электроснабжения района города с двумя РП.
8 Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания производим при заданной номинальной мощности системы и сверхпереходной мощности короткого замыкания. Расчёт производим в относительных единицах.
Расчётная схема соответствующая нормальному режиму представлена на рис. 7а. Схема замещения представлена на рис. 7б.
За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА за базисное напряжение принимаем Uб = 115 кВ. Система задана мощностью при трёхфазном коротком замыкании: Sк.з.= Хс = 0.
Рисунок 5 – Расчётная схема и схема замещения системы
Произведём расчёт параметров схемы замещения.
Реактивное сопротивление системы при Sк.з.= принимаем равным нулю:
Реактивное сопротивление воздушной линии длиной 20 км и с индуктивным сопротивлением х= 0404 Омкм:
Сопротивление двухобмоточного трансформатора:
где UK = 105% - напряжение короткого замыкания трансформатора ТДН-2500010.
Реактивное сопротивление кабеля длиной 3 км и с индуктивным сопротивлением 0081 Омкм:
Так как от ЦП до РП проложены два параллельно подключенных кабеля одинакового сечения и с одинаковой нагрузкой сопротивление кабельной линии составит:
Учитывая большую электрическую удалённость когда значение результирующего сопротивления в основном определяется сопротивлением элементов системы электроснабжения города периодическая составляющая тока к.з. принимается незатухающей и определяется:
где I" I - действующее значение соответственно начального сверхпереходного
тока и установившегося тока трёхфазного к.з. кА.
Базисный ток (Iб) определяется:
Действующее значение тока трехфазного к.з. в точке К1:
Ударный ток к.з. определяется по формуле:
где куд – ударный коэффициент принимается куд = 18.
Ток однофазного замыкания определяется:
где I"(1)K1 - ток прямой последовательности в месте к.з.;
х*(1) = х*22 · х*02 - дополнительное сопротивление равное сумме
сопротивлений обратной и нулевой последовательности.
Ток однофазного к.з. для точки К1:
9 Выбор аппаратуры на подстанции напряжением 11010 кВ
Выбор электрических аппаратов состоит из выбора аппаратов по условиям длительной работы в нормальном режиме и проверки аппаратов по условиям
кратковременной работы в аварийном режиме т.е. в режиме короткого замыкания. Следует отметить что все аппараты включенные в электрические цепи последовательно должны надёжно работать не только в нормальном режиме но и обладать необходимой устойчивостью при коротком замыкании. В целом условия выбора выключателей высокого напряжения можно записать так:
Условия выбора разъединителей:
Условия выбора трансформаторов тока (измерительных):
Условия выбора трансформаторов напряжения:
9.1 Произведем выбор и проверку выключателей напряжением 110 и 10 кВ.
Выключатели выбираются по номинальному току номинальному напряжению типу и роду уставки а также на электрическую термическую стойкость и на отключающую способность в режиме короткого замыкания.
Сравнения расчётных и номинальных данных выключателей 110 и 10 кВ приведены в таблицах 5 и 6 соответственно где Та = 001с - постоянная времени.
Таблица 5 - Расчётные и номинальные данные выключателя 110 кВ
Расчётные данные для
Паспортные данные выключателя
Iтер·Iтер=20· 3=1200 кА·с
Таблица 6 - Расчётные и номинальные данные выключателя 10 кВ
Паспортные данные выключателя
Iтер·Iтер=14· 10=1960 кА·с
9.2 Произведем выбор и проверку разъединителей напряжением 110 и 10 кВ.
Разъединители выбираем по номинальному току номинальному напряжению и проверяем на электрическую динамическую и термическую стойкость.
Сравнения расчётных и номинальных данных разъединителей 110 и 10 кВ приведены в таблицах 7 и 8 соответственно.
Таблица 7 - Расчётные и номинальные данные разъединителя 110 кВ
Паспортные данные разъединителя
Iтер·Iтер=10· 10=1000 кА·с
Таблица 8 - Расчётные и номинальные данные разъединителя 10 кВ
9.3 Произведем выбор и проверку трансформаторов тока напряжением 110 и 10 кВ. Сравнение расчётных и номинальных данных трансформаторов тока 110 и 10 кВ приведены в таблицах 9 и 10 соответственно.
Таблица 9 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов тока на напряжение 110 кВ
Паспортные данные ТТ типа
Таблица 10 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов тока на напряжение 10 кВ
Расчётные данные для
Паспортные данные ТТ типа
9.4 Произведем выбор и проверку трансформаторов напряжения 110 и 10 кВ. Сравнение расчётных и номинальных данных трансформаторов напряжения 110 и 10 кВ приведены в таблицах 11 и 12 соответственно.
Таблица 11 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов напряжения 110 кВ
Паспортные данные для
Таблица 12 - Расчётные и номинальные данные трансформаторов напряжения 10 кВ
Паспортные данные для
10 Регулирование напряжения
Согласно ГОСТ 13109-87 отклонение напряжения для электроприёмников основной части в нормальном режиме должно быть в пределах Uвдоп = +5% и Uндоп = -5%.
Рассмотрим регулирование напряжения на отрезке петлевой схемы ЦП – ТП1 – ТП2 – ТП3 который питается в нормальном режиме по одному кабелю сечением F = 120 мм2 (рис. 5).
Рассмотрим два режима максимальных и минимальных нагрузок. В первом режиме коэффициент загрузки max = 10 во втором - min = 025.
Потери напряжения в сети низкого напряжения принимаем Uн = 75%.
L = 3000 м L = 750 м L = 500 м L = 500 м
ЦП РП ТП-1 ТП-2 ТП-3
Рисунок 6 – Петлевая схема питания
Потеря напряжения в трансформаторах определяется с достаточным приближением по формуле:
где - коэффициент загрузки трансформатора;
Uа.т и Uр.т – активная и реактивная составляющие напряжения
короткого замыкания трансформатора;
cos - коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки
Значения Uа.т и Uр.т определяются выражениями:
где Рк – потери короткого замыкания кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора кВА;
Uк – напряжение короткого замыкания %.
Для выбранных трансформаторов с Sн = 630 кВА Uк = 55 % и Рк = 76 кВт находим:
В режиме максимальных нагрузок:
В режиме минимальных нагрузок:
Потери напряжения в сети среднего напряжения определяем по формуле:
где r0 = 0253 Омкм хс = 0081 Омкм – погонные сопротивления кабеля
r0 = 0641 Омкм хс = 0104 Омкм – погонные сопротивления кабеля
cos φ = 09 sin φ = 044 – коэффициенты мощности для распределительных
Si – мощность протекающая по соответствующему участку сети кВА.
Обеспечение указанных выше отклонений напряжения на зажимах электроприёмников возможно в результате рационального выбора рабочих ответвлений распределительных трансформаторов и закона регулирования напряжения в ЦП.
Добавки напряжения создаваемые ответвлениями распределительного трансформатора выбираем на основании величины потери напряжения в сети среднего напряжения в максимальном режиме. Так как ΔUc лежит в пределах (1÷2) % то выбираем наибольшее значение ЕТ =1%.
Закон регулирования напряжения в ЦП выбираем по условиям максимального (добавки напряжения в ЦП - Е'n) и минимального (добавки напряжения в ЦП - Е"n(в) Е"n(н)) режимов. Величина Ен выбирается исходя из того чтобы на шинах 04 кВ распределительного трансформатора подключаемого непосредственно к шинам ЦП отклонение напряжения не превышало верхнего допустимого предела Uдопв. Учитывая что в этом случае = 1 ЕТ = ΔUc = ΔUн = 0% получим:
Е'n = Uдопв + ΔUТ = 5 + 35 = 85 %.
Величина Е"n(в) определяется из условия чтобы отклонение напряжения на шинах 04 кВ первого распределительного трансформатора имеющего наибольшую величину ЕТ не превышало верхнего допустимого предела Uдопв. Так как в этом случае = min ΔUн= 0% получим:
Е"n(в) = Uдопв – ЕТ + min · (ΔUc – ΔUТ) = 5 - 1 + 025 · (138 + 087) = 456%.
Величина Еn"(н) выбирается исходя из того чтобы отклонения напряжения у наиболее удаленного потребителя последнего ТП было не меньше нижнего допустимого предела Uдопн. Так как = мин ЕТ = 0 то
Е"n(н) = Uндоп + min · (ΔUc + ΔUТ + ΔUн) = -5 + 0.25 · (188 + 087 + 75) = -244%.
Возможный диапазон регулирования напряжения построенный на основании величин Е'n Е"n(в) Е"n(н) приведен на рис. 6. Для определенности выбираем закон регулирования для которого в минимальном режиме:
Рисунок 7 – Закон регулирования напряжения
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ: АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ТП
1 Назначение и виды испытаний
Электрические силовые трансформаторы являются наиболее ответственными элементами в схеме любой электрической подстанции. Общее число трансформаторов установленных на подстанциях энергетических систем промышленных и агропромышленных предприятий в городских и сельских электрических сетях исчисляется сотнями тысяч. Это объясняется тем что электроэнергия на пути от генераторов электростанций к электроприемникам потребителей как правило неоднократно трансформируется: вначале напряжение генераторов электростанций повышается для передачи электроэнергии по линиям высокого и сверхвысокого напряжений а затем понижается до номинального напряжения распределительных сетей в районах потребления электроэнергии причем понижение напряжения до номинального напряжения большинства электроприемников 380 и 220 В происходит не в одном трансформаторе а последовательно в нескольких трансформаторах установленных как правило на разных подстанциях. На небольших подстанциях промышленных и агропромышленных предприятий в городских и сельских электрических сетях наиболее широко используются понижающие трансформаторы с высшим напряжением 10 кВ.
В связи с этим испытания высоковольтных трансформаторов приобретают весьма важное значение в деле обеспечения надежной и безаварийной работы трансформаторов в эксплуатации.
В процессе производства трансформаторы подвергаются контрольным испытаниям. Контрольные испытания трансформатора проводят для контроля его качества. Они имеют целью проверить правильность выполнения трансформатора в производстве показать отсутствие в нем дефектов соответствие исполнения расчетным данным условиям заказа и государственному стандарту или техническим условиям. Наиболее важные отдельные узлы подвергают испытанию до их поступления на сборочные участки для предупреждения брака в готовом трансформаторе. Испытания трансформаторов в процессе сборки необходимы для своевременного контроля качественного выполнения операций. Эти испытания производят по заводским инструкциям.
Правила приемки электротехнических изделий в том числе и трансформаторов устанавливают следующие категории контрольных испытаний:
а) квалификационные – для изделий осваиваемых в производстве;
б) приемо-сдаточные периодические и типовые – для изделий установившегося производства.
Кроме указанных испытаний в процессе производства трансформаторов и их отдельных узлов и деталей при операционном контроле проводят операционные испытания.
В дополнение к этим категориям испытаний стандарты предписывают одновременно с приемо-сдаточными и квалификационными испытаниями трансформатора производить определенные измерения.
Не менее важное значение имеют испытания трансформаторов в процессе эксплуатации. Эксплуатационные испытания позволяют предупредить возникновение повреждений в трансформаторах сберегая дорогостоящее оборудование и повышая надежность энергоснабжения потребителей. Такими являются например испытания повышенным напряжением или испытания трансформаторного масла. Кроме того эксплуатационные испытания дают возможность определить технические данные трансформаторов после ремонтов с частичной или полной сменой обмоток или при отсутствии паспортных данных что позволяет исключить ошибки при подключении трансформаторов и тем самым избежать возникновения ненормальных режимов в процессе работы. К таким испытаниям можно отнести проверку группы соединений обмоток трансформаторов.
Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей установлены следующие виды испытаний электрооборудования и аппаратов в том числе и трансформаторов находящихся в эксплуатации:
а) К – испытания при капитальных ремонтах;
б) Т – испытания при текущих ремонтах;
в) М – межремонтные испытания то есть профилактические испытания не связанные с выводом оборудования в ремонт.
В разрабатываемом дипломном проекте электроснабжения микрорайона города к установке в трансформаторных подстанциях приняты трансформаторы типа ТМ 63010. Для этих трансформаторов периодичность испытаний составляет:
а) К – исходя из результатов испытаний трансформаторов и их состояния;
б) Т – по мере необходимости но не реже 1 раза в 4 года;
в) М – устанавливаются системой планово-предупредительных ремонтов.
Наименования и виды испытаний установленных правилами для рассматриваемых трансформаторов приведены в таблице 12.
Таблица 12 – Наименования и виды испытаний трансформаторов
Определение условий включения трансформатора
Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Фазировка трансформаторов
Испытание включением толчком на номинальное напряжение
Испытание трансформаторного масла
Измерение сопротивления изоляции обмоток
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
Измерение коэффициента трансформации
Продолжение таблицы 12
Проверка группы соединений обмоток
Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением
Измерение тока и потерь холостого хода
2 Определение условий включения трансформаторов
Данный вид испытаний имеет целью определение необходимости сушки трансформаторов перед вводом в эксплуатацию после доставки с завода-изготовителя или после капитального ремонта. Масляные трансформаторы отечественного производства прошедшие заводскую сушку обычно не требуют дополнительной сушки если они доставляются на место монтажа без нарушения герметичности уплотнений бака хранятся до монтажа недолитые или незалитые маслом не дольше сроков установленных заводской инструкцией и не увлажнены при осмотре активной части в процессе монтажа.
Трансформаторы прошедшие капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции подлежат сушке независимо от результатов измерения. Трансформаторы прошедшие капитальный ремонт без замены обмоток или изоляции могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток следующим требованиям:
а) характеристика масла (в объеме сокращенного анализа) – в норме сопротивление изоляции R60 (измеренное в течение одной минуты) за время ремонта снизилось не более чем на 30 %;
б) характеристика масла – в норме сопротивление изоляции R60 – не ниже указанного в таблице 13.
Таблица 13 – Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле
Значения R60 МОм при температуре обмотки С
Кроме того трансформаторы могут быть включены в работу без сушки при соблюдении условий пребывания активной части на воздухе. Продолжительность работ связанных с разгерметизацией бака не должна превышать 24 часа при относительной влажности до 75% и 16 часов при относительной влажности до 85%. Если время осмотра трансформатора превышает указанное но не более чем в 2 раза то должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.
3 Измерение электрического сопротивления обмоток постоянному току
Знание действительного электрического сопротивления обмоток позволяет вычислить потери трансформатора равные r а также найти добавочные потери. При определении сопротивления обмоток постоянному току могут быть обнаружены следующие дефекты:
а) плохой контакт на переключателе;
б) лопнувшая пайка (перемежающийся контакт или обрыв);
в) обрыв одного или нескольких параллельных проводов обмотки НН.
Измерение допускается производить двумя методами – мостовым и методом падения напряжения. Измерения сопротивлений мостом (нулевым методом) обеспечивают высокую точность. Метод падения напряжения то есть метод вольтметра - амперметра и метод непосредственного измерения в некоторых омметрах являются методами отклонений. Методы отклонений проще и быстрее нулевых методов но они дают меньшую точность. Поэтому малые (до 000001 Ом) сопротивления когда необходима высокая точность измеряют мостовым методом.
Рассмотрим измерение сопротивления обмоток двойным мостом (рис. 8).
Рисунок 8 – Схема двойного моста
Ток аккумуляторной батареи через амперметр А проходит через обе ветви моста. Одна ветвь моста содержит неизвестное сопротивление rх образцовое (эталонное) сопротивление rN и известные сопротивления r2 и r3 . Вторая часть моста имеет сопротивления rх1 и r4 . Тогда неизвестное сопротивление:
где rN - образцовое (эталонное) сопротивление Ом;
m = r1 r4 – известное отношение двух измерительных сопротивлений.
Точность измерений зависит от значения эталонного сопротивления rN . Рекомендуется подбирать эталонное сопротивление порядка измеряемого. Также точность измерений зависит от чувствительности гальванометра и значения тока питающего схему. Для этого рекомендуется гальванометр с ценой деления порядка .
4 Фазировка трансформаторов
Фазировка трансформаторов производится после капитального ремонта а также при изменениях в первичных цепях. При этом должно иметь место совпадение фаз выводов обмоток и отходящих (подходящих) шин (проводов).
5 Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное
Перед включением трансформатора в сеть должно быть проверено действие всей установленной защиты. Кроме этого проверяются: показания всех установленных термометров уровень масла в расширителе и сообщаемость последнего с баком правильность установки указателей положения переключателя ответвлений (ПБВ) отсутствие посторонних предметов на трансформаторе наличие заземления бака и отсутствие течи масла.
Включение трансформатора под напряжение следует производить со стороны где установлена защита с тем чтобы при наличии неисправности в трансформаторе он немедленно отключался.
Включение трансформатора обычно производится толчком на номинальное напряжение. После первого включения толчком трансформатор рекомендуется выдерживать под напряжением не менее 30 минут с тем чтобы произвести тщательное прослушивание и наблюдение за его состоянием при этом испытании.
В случае выявления сильного шума трансформатора или вибрации каких либо его деталей (радиаторы расширитель и т.д.) следует установить причину и выключив трансформатор принять меры к ее устранению.
Включение толчком на номинальное напряжение производят до 3 – 5 раз. В процессе испытания не должны иметь места явления указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Кроме того это испытание служит для проверки отсутствия ложного срабатывания установленной защиты от броска намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку.
6 Испытание трансформаторного масла
В трансформаторах до 630 кВА пробы масла в процессе эксплуатации не отбираются. При неудовлетворительных характеристиках изоляции производятся работы по ее восстановлению замене масла и силикагеля в термосифонных фильтрах. Испытание масла производится после капитального ремонта трансформатора.
Испытание имеет целью определить электрические параметры масла которым заполнен трансформатор. Испытание пробы служит также для проверки отсутствия вредных примесей в жидкой изоляции трансформатора. Определение электрических характеристик пробы обязательно производится перед испытанием электрической прочности изоляции трансформатора.
Отбор пробы масла является весьма ответственной операцией. Трансформаторное масло весьма чувствительно к загрязнению посторонними примесями (влага волокна и т.д.). Поэтому при несоблюдении особых мер предосторожности проба заведомо качественного масла может дать неудовлетворительные результаты. Особая тщательность требуется при взятии пробы для определения увлажненности его изоляции. Сосуд для отбора пробы должен быть совершенно чистым и предварительно высушенным. Для взятия проб рекомендуется применять стеклянные банки с притертыми пробками. Проба отбирается из нижнего крана или из отверстия пробки специально предусмотренной для отбора проб. Преред взятием пробы кран или пробка должны быть очищены от пыли и грязи и протерты чистой сухой тряпкой без ворсинок. Посуду для отбора пробы два раза промывают отбираемым маслом и только после этого производят отбор пробы. Объем жидкости требуемый для одного определения (порция) составляет около 50 мл для tg и 300 мл для пробивного напряжения.
Определение пробивного напряжения трансформаторного масла обычно производят аппаратами типа АМИ-60 со стандартными электродами приспособленными для испытания жидких и твердых диэлектриков. Принципиальная схема установки показана на рис. 9. Аппарат позволяет получать между электродами сосуда заполненного испытываемым маслом напряжение от 0 до 60 кВ при плавном регулировании. При пробое испытываемого масла аппарат автоматически отключается автоматом максимального тока.
– высоковольтный испытательный трансформатор;
– регулировочный трансформатор;
– измерительная ячейка;
– защитный резистор.
Рисунок 9 – Установка для определения пробивного напряжения трансфор-
маторного масла при промышленной частоте.
Испытание производится плавным подъемом напряжения с нуля до пробоя пробы со скоростью 2 – 5 кВ в секунду. Для одной пробы производят шесть пробоев с интервалами 5 минут. При этом первое испытание производят через 10 минут после заполнения сосуда для пробоя испытываемым маслом. Пробивное напряжение (кВ) определяется как среднее арифметическое:
Среднеквадратичную ошибку среднего пробивного напряжения вычисляют по формуле:
Значение Uпр должно отвечать нормированному значению коэффициента вариации:
Если значение V превышает 20% дополнительно производят еще одно заполнение испытательной ячейки порцией масла из того же сосуда еще 6 раз определяют пробивное напряжение и для расчетов по формулам (38) и (39) принимают n = 12.
Наименьшее пробивное напряжение для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ составляет 20 кВ.
Для определения тангенса угла диэлектрических потерь tg пробы трансформаторного масла применяют измерительную ячейку с цилиндрическими или плоскими электродами заполняемую испытываемым маслом. Температура масла измеряется термометром или термопарой. Определение tg пробы производят мостом переменного тока.
Измерение производят при напряженности поля не менее 1 кВ мм 3% что соответствует напряжению между электродами 2 кВ при расстоянии между ними 2 мм. При этом отсчет показаний производят не позднее чем через 3 минуты после подачи на образец напряжения. Производят два измерения (с промывкой ячейки между измерениями) при двукратном уравновешивании моста и при наивысшей чувствительности гальванометра. Расхождение между результатами этих измерений не должно превышать 15% значения большего результата плюс 00002.
Результаты определения tg пробы вычисляют по формулам:
- для трехзажимных ячеек:
- для двухзажимных ячеек:
где С0 tg - соответственно емкость пФ и tg измерительной ячейки с воз-
С1 tg 1 – соответственно емкость пФ и tg измерительной ячейки за-
полненной испытываемым маслом;
Сп – паразитная емкость пФ;
Ск – емкость измерительной ячейки заполненной жидкостью с заранее
известным значением пФ (например эталонный гептан Н по
Тангенс угла диэлектрических потерь при температуре масла 700 С должен быть не более 7%.
7 Измерение сопротивления изоляции обмоток
Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта так и после его окончания. При текущем ремонте измерение производится если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора. Для измерения сопротивления изоляции применяют мегаомметры с независимым питанием от
собственного генератора или от низковольтной сети переменного тока через повышающий трансформатор и выпрямитель.
Величина приложенного напряжения существенно влияет на результаты измерения сопротивления изоляции. Опыт показывает что при испытательных напряжениях постоянного тока 100 – 5000 В сопротивление изоляции обмоток силовых масляных трансформаторов с маслобарьерной изоляцией практически изменяется незначительно. При контрольных испытаниях применяют мегаомметры на напряжение 2500 В. Считается что при меньших напряжениях скрытый воздушный зазор или тонкая масляная пленка на электродах может давать завышенное значение сопротивления изоляции т.е. исказить результаты измерения.
Вследствие явления абсорбции величина сопротивления изоляции зависит от длительности приложенного напряжения. По мере увеличения времени до момента отсчета по мегаомметру сопротивление изоляции возрастает. По этой причине отсчет показаний по прибору принято производить через определенный промежуток времени после приложения напряжения к изоляции.
При испытании трансформаторов производят два измерения сопротивления изоляции: одно через 15 секунд а другое через 60 секунд после приложения напряжения к обмотке. При этом по измеренным значениям сопротивления изоляции R15 и R60 определяют отношение R60R15 которое называется коэффициентом абсорбции. Чем однороднее изоляция т.е. чем меньше посторонних включений в ней (влаги загрязнений и т.п.) тем больше разница между начальным и конечным отсчетами значений сопротивления изоляции.
При текущем ремонте и межремонтных испытаниях сопротивление изоляции R60 и отношение R60R15 не нормируются но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции R60 трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта приведены в табл. 13.
Кроме величины испытательного напряжения и длительности его приложения результаты измерений зависят от температуры и увлажненности изоляции. При повышении температуры сопротивление изоляции уменьшается по степенной функции. Такое уменьшение объясняется наличием в изоляции свободных ионов ионов электролитического типа и явлением абсорбции диэлектрика.
При измерении сопротивления изоляции всегда указывается ее температура. В противном случае результаты измерения не могут характеризовать состояние изоляции.
Если при измерении на масляном трансформаторе температуры твердой изоляции и масла отличаются между собой хотя бы на несколько градусов то за счет явлений поляризации на пограничных слоях разнородных диэлектриков измерения могут дать заниженное значение сопротивления изоляции. Поэтому измерение сопротивления изоляции нагретого трансформатора должны производиться после выравнивания температур обмоток и масла и во всяком случае не ранее чем через 30 минут после выключения нагрева.
Сопротивление изоляции падает при ее увлажнении. Величина сопротивления изоляции зависит от размеров и состояния поверхности изоляции. Она резко снижается при поверхностном увлажнении (отпотевании) или загрязнении от электрода к электроду. Поэтому отпотевание или загрязнение вводов трансформатора может дать при измерении заниженные результаты.
После пропитки или заполнения сухим маслом сопротивление изоляции обмоток заведомо высушенного трансформатора снижается в несколько раз. Наряду с этим измерения без масла на невысушенном или не сильно увлажненном трансформаторе могут дать в некоторых случаях сравнительно высокие значения сопротивления изоляции. Поэтому измерения без масла не могут в полной мере характеризовать общую увлажненность изоляции масляного трансформатора.
Правила технической эксплуатации устанавливают схемы и последовательность измерения сопротивления изоляции трансформаторов с заземлением свободных обмоток как это показано в табл. 14. Ранее было принято измерять сопротивление изоляции между каждой обмоткой и заземленным корпусом (баком) оставляя свободные обмотки изолированными.
Таблица 14 – Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов
Обмотки на которых проводят измерения
Заземляемые части трансформатора
*Для трансформаторов 630 кВА измерения не обязательны.
Величины измеряемых сопротивлений изоляции двухобмоточного трансформатора по схеме с заземленной свободной обмоткой составляют:
где R1 R2 R3 – сопротивление изоляции отдельных зон указанных на рис. 10;
RВ и RН – измеренные сопротивления изоляции обмоток ВН и НН относи-
RВ+Н – то же но соединенных вместе обмоток ВН и НН относительно кор-
Если R1 R2 R3 то при испытании по схеме с заземленной свободной обмоткой измеренные сопротивления будут составлять 12 сопротивления изоляции отдельной зоны.
Рисунок 10 – Схема замещения сопротивления изоляции обмоток двухобмо-
точного трансформатора
При испытаниях по схемам табл. 14 пользуясь данными измерений легко определить вычислением отдельные значения сопротивления изоляции по зонам. Для двухобмоточного трансформатора из приведенных выше равенств следует:
Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора по схемам табл. 14 имеет следующие преимущества:
По результатам измерений можно определить значения сопротивления изоляции по зонам.
На результатах измерения меньше сказывается влияние заряда обмоток от предыдущего измерения.
8 Испытание трансформаторов повышенным напряжением
Испытание электрической прочности изоляции напряжением промышленной частоты имеет целью проверить безотказную работу изоляции трансформатора в эксплуатации как при рабочих напряжениях так и при воздействиях коммутационных (внутренних) перенапряжений.
Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается изоляция обмоток вместе с вводами. При ремонте с полной заменой обмоток и изоляции трансформаторы испытываются напряжением равным заводскому испытательному напряжению. При частичной замене обмоток испытательное напряжение выбирается в зависимости от того сопровождалась ли замена части обмоток их снятием с сердечника или нет. Наибольшее испытательное напряжение при частичном ремонте принимается равным 90 % напряжения принятого заводом. При капитальном ремонте без замены обмоток и изоляции или с заменой изоляции но без замены обмоток испытательное напряжение принимается равным 85% заводского испытательного напряжения. При капитальных ремонтах без замены обмоток и изоляции испытание изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно.
Для обмоток трансформаторов типа ТМ-63010 заводское испытательное напряжение промышленной частоты составляет 35 кВ.
При испытании изоляции трансформатора могут иметь место следующие виды повреждений изоляции вызванные наличием в ней дефектов:
Полный пробой (от электрода к электроду) например пробой ярмовой изоляции обмотки на корпус (магнитопровод) пробой изоляционных деталей крепления отводов или переключающего устройства испытываемой обмотки или же приводной штанги переключателя на корпус и т.п. Этот вид пробоя обычно сопровождается глухим шумом в трансформаторе возрастанием тока потребляемого испытательным трансформатором вплоть до срабатывания автоматического выключателя испытательного стенда от перегрузки. При повторном включении напряжение обычно не удается поднять из-за сильного возрастания тока.
Полный пробой маслобарьерной изоляции или масляного промежутка например изоляции между обмотками или между обмоткой (отводом) и баком трансформатора. Такой вид пробоя обычно сопровождается резким и сильным звуком или ударом внутри бака трансформатора броском тока на амперметре и колебанием стрелки вольтметра а в случае испытания главной изоляции индуктированным напряжением происходит также перекрытие искрового промежутка защитного шарового разрядника. При повторном включении напряжение может быть поднято до определенного значения иногда близкого к испытательному после чего происходит повторный пробой или перекрытие шарового разрядника.
Частичные разряды или потрескивания внутри бака трансформатора обнаруживаемые выслушиванием или по приборам регистрации частичных разрядов. Причиной появления частичных разрядов могут быть частичные пробои небольших масляных промежутков и частичные перекрытия по поверхности твердой изоляции вызванные посторонними примесями (увлажнение загрязнение) или воздушными включениями между слоями изоляции в складках и лабиринтах под угловыми шайбами и в других частях главной изоляции. В некоторых случаях частичные разряды (потрескивания) могут быть вызваны наличием на активной части трансформатора незаземленных металлических частей заряжающихся в электрическом поле при испытании.
Пробой изоляции любого ввода испытываемой обмотки сопровождаемый характерным треском или частичным перекрытием внешней изоляции ввода или же нагреванием фарфора в случае ввода НН.
Пробой изоляции между витками между отдельными катушками или слоями обмотки которые иногда переходят в перекрытие изоляции между несколькими слоями или катушками. Такие пробои или перекрытия могут происходить по прокладкам между катушками вдоль реек по поверхности изоляционного цилиндра под обмоткой или по торцам слоев обмотки.
Пробой изоляции между обмотками отводами или переключателями разных фаз.
Испытания внутренней изоляции трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ производятся напряжением частотой 50 Гц приложенным от постороннего источника (этому испытанию подвергается главная изоляция обмоток имеющих одинаковый уровень изоляции линейного и нейтрального концов). Испытанию подвергают поочередно изоляцию каждой из обмоток электрически не связанных с другими обмотками. Испытание производят по схеме указанной на рис. 11.
Т – испытываемый трансформатор;
ИТ – испытательный трансформатор;
ШР – шаровый разрядник;
ТТ – трансформатор тока;
Р – разрядник защитный.
Рисунок 11 – Схема испытания изоляции приложенным напряжением
Все вводы испытываемой обмотки замыкают накоротко и присоединяют к высоковольтному вводу испытательного трансформатора ИТ. Все остальные вводы других обмоток а также зажимы измерительных трансформаторов тока встроенных во вводы трансформатора соединяют между собой и заземляют вместе с баком трансформатора.
Замыкание обмоток накоротко и заземление измерительных обкладок вводов требуются для защиты от перенапряжения и пробоя продольной изоляции обмоток или измерительных конденсаторов в случае пробоя дефектной главной изоляции испытываемой обмотки.
Шаровый разрядник ШР служит для градуировки вольтметра по которому устанавливается испытательное напряжение. По окончании градуировки воздушный промежуток ШР устанавливается на 115 – 120 % испытательного напряжения. Кроме защиты испытываемого трансформатора Т от случайных чрезмерных повышений напряжения ШР может указать на пробой например масляного промежутка в изоляции испытываемого трансформатора если происходит пробой воздушного промежутка ШР при испытательном напряжении.
Для контроля режима испытания служат вольтметр V и амперметр А включенные непосредственно или через измерительные трансформаторы на стороне НН испытательного трансформатора. Возрастание тока измеряемого амперметром А или колебание стрелки вольтметра V при заданном испытательном напряжении обычно указывает на наличие дефекта в изоляции испытываемого трансформатора.
Амперметр (миллиамперметр) А1 позволяет измерить емкостной ток нагрузки испытываемого трансформатора без учета емкостного тока разрядника и высоковольтной проводки а также проверить соответствие испытательной установки требованию стандарта на «установившийся ток к.з. установки» путем измерения тока при напряжении к.з. для заданного испытательного напряжения.
Подъем напряжения до 13 испытательного может быть произвольным дальнейшее повышение должно быть плавным и быстрым но позволяющим при 34 испытательного производить отсчет показаний измерительного прибора. После достижения требуемого значения напряжения (при испытании внешней изоляции) или после его выдержки (при испытании внутренней изоляции) напряжение должно быть быстро снижено до нуля или при его значении равном 13 или менее испытательного произведено отключение. На случай пробоя испытываемой изоляции в схеме испытания предусматривается автоматическое отключение испытательного трансформатора со стороны питания.
Согласно стандарту внутренняя изоляция масляных силовых трансформаторов считается выдержавшей испытание если во время испытания не наблюдалось пробоя или повреждения изоляции отмечаемых по звуку разрядов в баке выделению газа или дыма или по показаниям приборов.
9 Измерение коэффициента трансформации
Номинальное напряжение обмоток трансформатора – это напряжение при холостом ходе указанное на табличке трансформатора. Для компенсирования изменения напряжения при нагрузке обмотки ВН двухобмоточных трансформаторов снабжаются регулировочными ответвлениями. В понижающих трансформаторах с обмоткой высшего напряжения на напряжение 10 кВ регулирование напряжения осуществляется устройством переключения ответвлений обмоток без возбуждения (ПБВ) то есть при отключении всех обмоток трансформатора от сетей (рис. 12).
– регулировочные катушки.
Рисунок 12 – Принципиальная схема переключений ступеней напряжения
Коэффициентом трансформации k называется отношение напряжений на зажимах двух обмоток при опыте холостого тока. Для двух обмоток силового трансформатора расположенных на одном стержне коэффициент трансформации принимается равным отношению чисел витков:
где UB и wВ – напряжение и число витков обмотки ВН;
UН и wН – то же обмотки НН.
Определением коэффициента трансформации проверяют правильность чисел витков обмоток трансформатора. Коэффициент трансформации определяют на всех регулировочных ответвлениях и на всех фазах.
Проверка коэффициента трансформации производится после капитального ремонта трансформатора с частичной или полной заменой обмоток. Коэффициент трансформации не должен отличаться более чем на 2 % от значений полученных на соответствующих ответвлениях других фаз или от заводских (паспортных) значений.
Расчетный коэффициент трансформации k определяют как отношение напряжений обмоток с точностью вычислений до 01 %. Определение коэффициента трансформации допускается производить:
а) методом моста переменного тока;
б) методом двух вольтметров.
Метод моста переменного тока позволяет получить большую точность результатов измерения. Однако на практике чаще применяют метод двух вольтметров как более удобный при измерении коэффициента трансформации пофазно когда требуется произвести большое число измерений разных по значению напряжений.
Принципиальная схема определения коэффициента трансформации методом двух вольтметров показана на рис. 13.
Рисунок 13 – Проверка коэффициента трансформации трехфазного
трансформатора при питании от сети однофазного тока
Обычно ограничиваются измерением коэффициента трансформации при подаче на обмотку высшего напряжение питания от сети собственных нужд 220 или 380 В. На рис. 13 показана схема пофазного измерения коэффициента трансформации трехфазного трансформатора напряжением 220 В. В этом случае коэффициент трансформации подсчитывается по формуле:
где Кi ср соответственно:
Основным условием точного измерения является одновременный отсчет по обоим вольтметрам. Если наблюдаются колебания напряжения отсчеты должны быть повторены 2 раза и более. Для получения устойчивого и плавно изменяемого напряжения питания при пофазном измерении применяют однофазные автотрансформаторы с плавным регулированием напряжения. Измерения производят вольтметрами класса 02. Допускается применять приборы класса 05 при условии что на используемой части шкалы они имеют близкие по значению погрешности одного знака.
Одним из условий при которых допускается параллельная работа трансформаторов является равенство или отличие не более чем на 05 % их коэффициентов трансформации. Поэтому измерение коэффициента трансформации имеет большое практическое значение при определении возможности включения трансформаторов на параллельную работу в том случае если отсутствуют паспортные данные трансформаторов.
10 Проверка группы соединения обмоток
Проверка группы соединений обмоток проводится при ремонтах с полной или частичной заменой обмоток. Тождественность групп соединений обмоток так же как и равенство коэффициентов трансформации является одним из условий параллельной работы трансформаторов. Несоблюдение этого условия приводит к возникновению между трансформаторами уравнительного тока недопустимого при параллельной работе. Поэтому проверку соединения групп обмоток необходимо производить также при определении возможности параллельной работы трансформаторов в случае если отсутствуют их паспортные данные. Проверку группы соединения производят сразу после измерения коэффициента трансформации и на одной из ступеней напряжения – обычно на ступени номинального напряжения всех обмоток трансформатора.
Группа соединения обмоток трансформатора характеризует сдвиг по фазе между векторами линейных напряжений первичной и вторичной обмоток. Группу соединения принято выражать числом полученным от деления на 30 угла (в градусах) на который отстает вектор вторичного напряжения от соответствующего вектора первичного напряжения. Всего можно получить 12 групп соединения которые для удобства и в соответствии со стандартом принято обозначать цифрами часового циферблата. Вектор линейной ЭДС обмотки ВН изображается на часовом циферблате минутной стрелной и всегда устанавливается на 12 часов а вектор линейной ЭДС обмотки НН изображается часовой стрелкой и указывает группу в часовом обозначении.
Для трехфазных трансформаторов отечественного производства стандарт устанавливает две группы соединений обмоток: двенадцатая (0) и одиннадцатая при чередовании фаз подведенного напряжения соответственно алфавитному чередованию букв обозначающих выводы – А В и С. Если изменить чередование фаз подведенного напряжения то для одного и того же трансформатора с нечетной группой произойдет изменение группы. Это всегда следует помнить при проведении работ связанных с определением группы соединений и фазировке.
Для определения группы соединения опытным путем не обязательно строить векторные диаграммы а достаточно произвести ряд измерений и пользуясь таблицами или расчетом определить группу. Проверка групп соединений обычно производится методом двух вольтметров. Кроме того существуют метод моста прямой метод (фазометром) и метод постоянного тока.
Проверку производят вслед за измерением коэффициента трансформации теми же приборами при том же напряжении и для удобства подсчета при 100 делениях шкалы по вольтметру. Для проверки группы вводы А и а соединяют электрически на крышке испытываемого трансформатора. К одной из обмоток (безразлично к какой) подводят небольшое напряжение и точным вольтметром (класса 02) измеряют поочередно напряжение между вводами b – B b – C c – B a – b (рис. 14).
Рисунок 14 – Схемы определения группы соединений обмоток
трансформатора по методу двух вольтметров
Измеренные значения сравнивают с соответствующими расчетными данными. Для трансформаторов отечественного производства с группами 11 и 0 расчетные данные коэффициента групп k расч подсчитывают по формулам приведенным в табл. 15.
Таблица 15 – Расчетный коэффициент для определения группы соединения
Допуск измеренного коэффициента группы будет таким же как и при определении коэффициента трансформации т.е. не более 2 % расчетного.
Кроме перечисленных выше методов определения групп соединений обмоток существуют различные универсальные приборы и комплекты приборов предназначенные специально для испытания трансформаторов. В частности таким прибором является универсальный измеритель коэффициента трансформации силовых и измерительных трансформаторов УИКТ-3 (рис. 15). В этом приборе напряжение индуктированное во вторичной обмотке сравнивается падением напряжения на резисторе r2 и по соотношению сопротивлений r1 r2 при сбалансированной схеме когда стрелка индикатора будет на нуле определяют коэффициент трансформации проверяемого трансформатора. Тот факт что схему удалось сбалансировать указывает на то что маркировка выводов трансформатора правильна. Следовательно прибор УИКТ-3 позволяет одновременно с измерением коэффициента трансформации проверить полярность выводов.
Рисунок 15 – Универсальный измеритель коэффициента трансформации
11 Испытания бака с радиаторами гидравлическим давлением столба масла
Испытание бака гидравлическим давлением столба масла проводят при капитальном ремонте трансформатора. Производится давлением столба масла высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается равной 06 м; для баков волнистых и с пластинчатыми радиаторами – 03 м. Продолжительность испытания на менее трех часов при температуре масла не ниже 10 0С. В процессе проведения испытания не должно быть течи масла.
12 Измерение тока и потерь холостого хода
Холостым ходом трансформатора называется режим работы при котором к одной из его обмоток приложено номинальное напряжение номинальной частоты синусоидальной формы а остальные обмотки разомкнуты. При испытании трехфазных трансформаторов необходимо чтобы напряжение было практически симметричным. Ток протекающий по обмоткам трансформатора в этом случае называется током холостого хода (ХХ) и обозначается I0. Ток ХХ данной обмотки выражается в процентах от тока той же обмотки приведенной к номинальной мощности трансформатора. В трехфазных трансформаторах значение тока ХХ определяют как среднее арифметическое трех измеренных значений токов ХХ фаз.
Ток ХХ зависит от мощности трансформатора конструкции магнитопровода качества электротехнической стали и исполнения.
Активная мощность подводимая к трансформатору расходуется главным образом на потери вызванные перемагничиванием электротехнической стали (потери от гистерезиса) и на потери от вихревых токов. Измеренные при этом потери в трансформаторе называются потерями ХХ и обозначаются Р0.
Назначение опыта ХХ состоит в том чтобы определить ток и потери холостого хода.
При испытании трехфазных трансформаторов в соответствии с Правилами технической эксплуатации производится одно из следующих измерений:
)при номинальном напряжении измеряется ток ХХ;
)при пониженном напряжении измеряются потери ХХ по схемам по которым производилось измерение на заводе-изготовителе. Частота и значение подведенного напряжения должны соответствовать заводским.
Измеренные величины тока и потерь ХХ не нормируются.
В эксплуатации в основном производят измерения при частоте 50 Гц и напряжении не более 10 % номинального обычно при напряжении 220 или 380 В сети собственных нужд. Обычно потери у трехфазных трансформаторов измеряют при однофазном возбуждении для того чтобы знать потери каждой фазы в отдельности а следовательно иметь возможность сравнить их и убедиться что трансформатор имеет правильное соотношение потерь и не имеет дефектов.
При пофазном измерении потерь необходимы три опыта по схеме изображенной на рис. 16 с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем поочередного замыкания накоротко обмотки одной из его фаз и возбуждения двух других фаз. Замыкание накоротко одной из фаз трансформатора делают для того чтобы в этой фазе не было магнитного потока а следовательно и потерь.
Рисунок 16 – Измерение потерь и тока ХХ трехфазных трансформаторов
Три опыта производят в следующей последовательности при питании трансформатора со стороны ВН:
) первый опыт – замыкают накоротко обмотку фазы А питают обмотки фаз В и
С трансформатора и измеряют потери Р0 ВС;
) второй опыт – замыкают накоротко обмотку фазы В питают обмотки фаз А и
С трансформатора и измеряют потери Р0 АС;
) третий опыт – замыкают накоротко обмотку фазы С питают обмотки фаз А и
В трансформатора и измеряют потери Р0 АВ.
Обмотки той или иной фазы замыкают на соответствующих вводах любой из обмоток трансформатора (ВН НН); при этом руководствуются схемой соединения его обмоток.
Потери трансформатора Р0 измеренные при одинаковом напряжении U определяют как полусумму измеренных потерь:
Р0 = (Р0 АВ + Р0 ВС + Р0 АС) 2
где Р0 АВ Р0 ВС Р0 АС – потери измеренные при первом втором и третьем опытах за вычетом потерь в приборах при одинаковом значении подводимого напряжения.
Измеренные пофазно потери сравнивают между собой. При отсутствии дефектов в трансформаторе потери Р0 ВС и Р0 АВ должны быть практически (5%) равны между собой а потери Р0 АС в зависимости от конструкции например числа стержней магнитопровода - приблизительно на 25 – 50 % больше потерь Р0 ВС и Р0 АВ.
Потери ХХ измеренные при малом напряжении можно привести к номинальному напряжению пользуясь следующей формулой:
где Р0 прив – потери ХХ соответствующие номинальному напряжению Uн ;
Р0 – потери измеренные при малом напряжении U;
n – показатель степени зависящий от марки электротехнической стали
из которой собран магнитопровод.
Обычно n имеет следующие приближенные значения при возбуждении трансформатора напряжением 5 – 10 % номинального: nг = 18 – для горячекатаной и nх = 19 – для холоднокатаной текстурованной электротехнической стали.
Значение n может быть определено по формуле:
где Р0 – потери ХХ соответствующие номинальным условиям по данным
заводских испытаний;
Р0 – потери ХХ измеренные при малом напряжении в пределах 5 – 10 %
номинального при заведомо исправном состоянии трансформатора.
Для измерениях тока и потерь ХХ в номинальных условиях применяют схемы с подключением измерительных приборов через трансформаторы тока и напряжения. Одна из таких схем показана на рис. 17 а. Схема включения вольтметров и вольтметра средних значений приведена на рис. 17 б.
Рисунок 17 – Измерение потерь и тока ХХ трехфазных трансформаторов
В схемах на рис. 17 напряжение измеряется тремя вольтметрами. Пользуясь вольтметровым переключателем напряжение можно измерять одним вольтметром. Допускается применение схем с трехфазным ваттметром. Амперметры и трансформаторы тока выбирают исходя из максимального тока ХХ для данного типа трансформаторов. При измерениях через трансформаторы тока и напряжения допускается перегружать ТТ на 10% а ТН на 20%. Ваттметры выбирают малокосинусные допускающие длительные кратные перегрузки по току (в 4 – 6 раз) и напряжению (в 15 – 2 раза).
При опыте ХХ трехфазных трансформаторов подводимое напряжение определяют как среднее арифметическое трех измеренных линейных напряжений.
Ток ХХ трехфазного трансформатора определяют как среднее арифметическое значение токов трех фаз % :
i0 = (I0A + I0B + I0C) 100 3 IH
I0A I0B I0C - измеренные токи в фазах А В и С при опыте ХХ А;
IH - номинальный ток обмотки трансформатора А.
При определении потерь ХХ следует внести поправку на потери в приборах и в кабеле (в зависимости от схемы измерительной установки). Действительные потери при ХХ определяются по формуле:
Р0 = Р0 изм – Рпр – Ркаб
где Р0 – действительные потери ХХ Вт;
Р0 изм – измеренные потери ХХ Вт;
Рпр = U r – потери в приборах Вт равные квадрату напряжения при
котором производилось измерение деленному на сопро-
тивление вольтметра или катушки напряжения ваттметра.
Если включены вольтметр и ваттметр то определяют потери
в вольтметре и в катушке напряжения ваттметра.
где I – ток при испытании А;
r1 – сопротивление кабеля на участке от прибора до испытываемого
Вводы трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 10 кВ в соответствии с Правилами технической эксплуатации должны подвергаться измерению сопротивления изоляции и испытанию повышенным напряжением промышленной частоты.
Измерение сопротивления изоляции производится мегаомметром на напряжение 1000 – 2500 В. Норма сопротивления изоляции – не менее 500 МОм.
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты вводов установленных на силовых трансформаторах производится совместно с испытанием обмоток этих трансформаторов по нормам указанным в п. 2.8 настоящего раздела. Продолжительность приложения испытательного напряжения для вводов испытываемых совместно с обмотками трансформаторов а также для вводов и проходных изоляторов с основной фарфоровой изоляцией – 1 минута для вводов и изоляторов из органических твердых материалов и кабельных масс – 5 минут.
14 Организация и нормы эксплуатационных испытаний трансформаторов
Испытания силовых трансформаторов во многом определяют их безотказную и безаварийную работу продлевают срок службы и обеспечивают безопасность обслуживающего и эксплуатирующего персонала. Благодаря своевременно проведенным испытаниям можно сэкономить значительные средства т.к. зачастую невыявленные мелкие и легкоустранимые неисправности со временем приводят к выходу трансформаторов из строя а порой и к более тяжелым последствиям превращающим оборудование в груду металлолома и угрожающим жизни и здоровью людей: взрывам пожарам и т.д. Испытания и измерения позволяют повысить качество электроэнергии надежность электроснабжения потребителей снизить потери электроэнергии и тем самым повысить рентабельность электрических сетей. Таким образом испытания электрооборудования и в частности силовых трансформаторов занимают важное место в эксплуатации любого электрохозяйства и к организации их проведения необходимо подходить со всей серьезностью.
Испытания силовых трансформаторов всех потребителей независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности должны производиться в объеме и с периодичностью указанными в «Нормах испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей» («Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» приложение Э1). Конкретные сроки испытаний определяются лицом ответственным за электрохозяйство на основе указанных Правил и ведомственной или местной системы планово-предупредительного ремонта (ППР) в соответствии с типовыми и заводскими инструкциями в зависимости от местных условий и состояния трансформаторов. С этой целью на предприятии должен быть разработан календарный график осмотров ремонтов и испытаний электрооборудования в т.ч. и трансформаторов.
Заключение о пригодности трансформаторов к эксплуатации дается не только на основании сравнения результатов испытания с Нормами но и по совокупности результатов всех проведенных испытаний и осмотров.
Испытания трансформаторов должны проводиться по программам (методикам) изложенным в стандартах и технических условиях на испытания и электрические измерения с соблюдением правил техники безопасности.
Результаты испытаний должны оформляться протоколами которые хранятся вместе с паспортами трансформаторов.
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
1 Назначение релейной защиты
В энергетических системах могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций их распределительных устройств линий электропередачи и электроустановок потребителей электрической энергии. Повреждения в большинстве случаев сопровождаются значительным увеличением тока и глубоким понижением напряжения в элементах энергосистемы. Ненормальные режимы обычно приводят к отклонению величин напряжения тока и частоты от допустимых значений. Таким образом повреждения нарушают работу энергосистемы и потребителей электроэнергии а ненормальные режимы создают возможность возникновения повреждений или расстройства работы энергосистемы.
Для обеспечения нормальной работы энергосистемы и потребителей электроэнергии необходимо возможно быстрее выявлять и отделять место повреждения от неповрежденной сети восстанавливая таким путем нормальные условия их работы и прекращая разрушения в месте повреждения. Опасные последствия ненормальных режимов также можно предотвратить если своевременно обнаружить отклонение от нормального режима и принять меры к его устранению.
В связи с этим возникает необходимость в создании и применении автоматических устройств выполняющих указанные операции и защищающих систему и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов.
Первоначально в качестве подобной защиты применялись плавкие предохранители. Однако по мере роста мощности и напряжения электроустановок и усложнения их схем коммутации такой способ защиты стал недостаточным в силу чего были созданы защитные устройства выполняемые при помощи специальных автоматов – реле получившие название релейной защиты.
Релейная защита является основным видом электрической автоматики без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов.
При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок воздействуя на специальные силовые выключатели предназначенные для размыкания токов повреждения.
При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и в зависимости от характера нарушения производит операции необходимые для восстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.
2 Повреждения в электроустановках
Основными причинами повреждений являются:
)нарушение изоляции токоведущих частей вызванное ее старением неудовлетворительным состоянием перенапряжениями механическими повреждениями;
)повреждение проводов и опор линий электропередач вызванное их неудовлетворительным состоянием гололедом ураганным ветром пляской проводов и другими причинами;
)ошибки персонала при операциях (отключение разъединителей под нагрузкой включение их на ошибочно оставленное заземление и т.д.).
Наиболее опасным и тяжелым видом повреждения являются короткие замыкания (к.з.). Они подразделяются на трехфазные двухфазные и однофазные в зависимости от числа замкнувшихся фаз; на замыкания с землей и без земли; замыкания в одной и двух точках сети. Происходящие в результате к.з. увеличение тока и снижение напряжения приводят к ряду опасных последствий:
а) Ток к.з. выделяет в активном сопротивлении цепи по которой он проходит тепло. В месте повреждения это тепло и пламя электрической дуги производят большие разрушения. Проходя по неповрежденному оборудованию и линиям электропередач ток к.з. нагревает их выше допустимого предела что может вызвать повреждение изоляции и токоведущих частей.
б) Понижение напряжения при к.з. нарушает работу потребителей. Вторым наиболее тяжелым последствием снижения напряжения является нарушение устойчивости параллельной работы генераторов что может привести к распаду системы и прекращению питания всех ее потребителей.
Замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью либо заземленной через большое сопротивление дугогасящей катушки не вызывает к.з. Возникающий при этом ток в месте повреждения замыкается через емкость проводов относительно земли и имеет небольшую величину. Линейные напряжения при этом виде повреждения остаются неизменными. Благодаря этому однофазное замыкание на землю не отражается на работе потребителей и не нарушает синхронной работы генераторов. Однако этот вид повреждения создает ненормальный режим вызывая перенапряжение что представляет опасность с точки зрения возможности нарушения изоляции относительно земли двух неповрежденных фаз и перехода однофазного замыкания на землю в междуфазное к.з.
3 Ненормальные режимы
К наиболее характерным ненормальным режимам относятся:
а) Перегрузка оборудования вызванная увеличением тока сверх номинального значения. Ток перегрузки проходя по оборудованию за счет выделяемого им дополнительного тепла повышает температуру токоведущих частей и изоляции сверх допустимой величины что приводит к ускоренному износу изоляции и ее повреждению. Для предупреждения повреждения оборудования при его перегрузке необходимо принять меры к разгрузке или отключению оборудования.
б) Качания в системах возникают при выходе из синхронизма параллельно работающих генераторов. При качаниях в каждой точке системы ток колеблется от нуля до максимального значения во много раз превышающего нормальную величину. Напряжение падает от нормального до некоторого минимального значения. Возрастание тока вызывает нагревание оборудования а уменьшение напряжения нарушает работу всех потребителей системы. Качание – очень опасный режим отражающийся на работе всей энергосистемы.
в) Повышение напряжения сверх допустимого значения возникает обычно на гидрогенераторах при внезапном отключении их нагрузки. Опасное для изоляции оборудования повышение напряжение может возникнуть также при одностороннем отключении или включении длинных линий электропередачи с большой емкостной проводимостью.
В разрабатываемом проекте электроснабжения района города используются различные элементы энергосистемы – воздушные и кабельные линии разных классов напряжения шины подстанции трансформаторы. Ниже будут рассмотрены виды и системы релейной защиты применяемые в данных элементах.
4 Защита воздушных линий напряжением 110 кВ
Согласно ПУЭ для линий напряжением 110 кВ должны предусматриваться устройства релейной защиты от замыканий между фазами однофазных и многофазных замыканий на землю (в одной точке). В соответствии с этим требованием принимаем качестве основной защиты дифференциально-фазную высокочастотную защиту. В качестве резервных принимаем дистанционную защиту и токовую отсечку нулевой последовательности.
Дифференциально-фазная высокочастотная защита типа ДФЗ-2 предназначена для линий 110 и 220 кВ в качестве основной быстродействующей защиты от всех видов к.з. Принцип действия защиты основан на сравнении фаз токов по концам защищаемой линии.
В сетях сложной конфигурации с несколькими источниками питания максимальные и направленные защиты не могут обеспечить селективного отключения к.з. Кроме того эти защиты часто не удовлетворяют требованию быстроты действия. Токовые отсечки далеко не всегда применимы а продольные дифференциальные защиты могут устанавливаться только на коротких линиях. В связи с этим возникла необходимость в применении других принципов позволяющих получить защиты с необходимым быстродействием обеспечивающие селективность и чувствительность в сетях любой конфигурации. Одной из таких защит является дистанционная защита.
Основным элементом дистанционной защиты является дистанционный (измерительный) орган определяющий удаленность к.з. от места установки защиты. В качестве дистанционного органа используются реле сопротивления непосредственно или косвенно реагирующие на полное сопротивление линии.
Для обеспечения селективности дистанционные защиты в сетях сложной конфигурации необходимо выполнять направленными. Направленность действия защиты осуществляется при помощи реле направления мощности.
Для защиты линий от к.з. на землю применяется защита реагирующая на ток и мощность нулевой последовательности. Необходимость специальной защиты от к.з. на землю вызывается тем что этот вид повреждений является преобладающим а защита включаемая на ток и напряжение нулевой последовательности осуществляется более просто и имеет ряд преимуществ по сравнению с токовой защитой реагирующей на полные токи фаз.
5Защита трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 110 кВ
Согласно ПУЭ для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 2 кВ и выше должны предусматриваться устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
Многофазных замыканий в обмотках и на их выводах.
Витковых замыканий в обмотках.
Однофазных замыканий на землю в сетях с большим током замыкания на землю.
Токов в обмотках обусловленных внешними короткими замыканиями.
Токов в обмотках обусловленных перегрузкой (если она возможна).
Понижения уровня масла.
Однофазных замыканий на землю в сетях напряжением 3-10 кВ с малым током замыкания на землю.
В соответствии с этим требованием предусматриваются следующие основные типы релейной защиты:
Продольная дифференциальная защита – от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 63 МВА но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 МВА).
Токовая отсечка без выдержки времени – от КЗ всех видов на выводах трансформатора со стороны питания; применяется на трансформаторах не оборудованных продольной дифференциальной защитой.
Газовая защита – от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла а также от понижения уровня масла в баке; устанавливается на всех масляных трансформаторах с расширителем начиная с мощности 1 МВА.
Максимальная токовая защита со стороны питания – от КЗ всех видов на выводах и внутри трансформатора а также от внешних КЗ т.е. повреждений на шинах НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммутационных аппаратов).
Специальная токовая защита нулевой последовательности – от КЗ на землю в сети НН работающей с глухозаземленной нейтралью.
Специальная резервная максимальная токовая защита – от междуфазных КЗ в сети НН (при недостаточной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты).
Максимальная токовая защита в одной фазе – от сверхтоков обусловленных перегрузкой; устанавливается на трансформаторах начиная с мощности 04 МВА у которых возможно возникновение перегрузки после отключения параллельно работающего трансформатора или подключения дополнительной нагрузки в результате действия сетевого или местного устройства АВР.
Защита (сигнализация) от однофазных замыканий на землю - в обмотке или на выводах трансформатора а также на питающей линии 10 кВ.
Рассмотрим основные виды защит применяемых на трансформаторах с высшим напряжением 110 кВ.
Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Повреждения трансформатора возникающие внутри его кожуха сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Будучи легче масла газы поднимаются в расширитель который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой.
При интенсивном газообразовании имеющем место при значительных повреждениях бурно расширяющиеся газы создают сильное давление под влиянием которого масло в кожухе трансформатора приходит в движение перемещаясь в сторону расширителя.
Таким образом образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком внутреннего повреждения трансформатора. Эти признаки используются для выполнения специальной защиты при помощи газовых реле реагирующих на появление газов и движение масла и дающих команду на отключение трансформатора или действующих на сигнал. Газовое реле устанавливается в трубе соединяющей кожух трансформатора с расширителем так чтобы через него проходили газ и поток масла устремляющиеся в расширитель при повреждениях в трансформаторе.
Основными достоинствами газовой защиты являются: простота ее устройства высокая чувствительность малое время действия при значительных повреждениях действие на сигнал или отключение в зависимости от размеров повреждения.
Наиболее простой защитой от внешних к.з. является максимальная токовая защита. Более подробно этот вид защиты а также токовая отсечка являющаяся разновидностью максимальной токовой защиты будет описан в подразделе «Релейная защита трансформаторов 1004 кВ». Здесь вкратце рассмотрим токовую защиту с пуском по напряжению являющуюся более чувствительной и применяемой для защиты трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и более.
Блокировка выполняется с помощью реле напряжения обратной последовательности и реле минимального напряжения. При несимметричных к.з. срабатывает реле обратной последовательности разрешая защите подействовать на отключение. При симметричном к.з. разрешит действовать защите реле минимального напряжения. При симметричных перегрузках оба реле напряжения не действуют запрещая работать защите.
Для защиты трансформаторов от к.з. между фазами на землю и от замыканий витков одной фазы широкое распространение получила дифференциальная защита (рис. 18). Принцип действия дифференциальной защиты основан на сравнении величины и направления токов до и после защищаемого трансформатора. Трансформаторы тока питающие схему устанавливаются с обеих сторон защищаемого трансформатора. Их вторичные обмотки соединяются разноименными полярностями. Дифференциальное реле 1 включается параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока. При таком соединении в случае внешнего к.з. и при токе нагрузки вторичные токи I1в и I1в замыкаются по обмотке реле 1 и направлены в ней встречно (рис. 18 а) поэтому ток в реле равен разности вторичных токов.
При к.з. в защищаемом трансформаторе вторичные токи I1в и I1в проходят по обмотке реле в одном направлении (рис. 18 б) в результате чего ток в реле равен их сумме. Реле сработает и отключит трансформатор.
Рисунок 18 – Принцип действия дифференциальной защиты
Защита от перегрузки на трансформаторах находящихся под наблюдением персонала выполняется действующей на сигнал посредством токового реле установленного в одной фазе поскольку перегрузка трансформатора возникает одновременно во всех трех фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при коротких замыканиях и кратковременных перегрузках предусматривается реле времени обмотки которого должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока.
На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузок выполняется трехступенчстой. Первая ступень работает при малых перегрузках и действует на сигнал передаваемый с помощью телемеханики на дежурный пункт. Вторая ступень действует при больших перегрузках когда требуется быстрая разгрузка. Эта ступень действует на отключение части потребителей разгружая трансформатор до допустимого значения. Вторая ступень выполняется как правило с зависимой от тока характеристикой соответствующей перегрузочной характеристике трансформатора. Третья ступень – страховочная она действует на отключение трансформатора если по каким-либо причинам вторая ступень не осуществит разгрузки.
6 Защита сборных шин
В соответствии с ПУЭ для шин подстанций напряжением 110 кВ и выше должна предусматриваться как правило дифференциальная защита без выдержки времени охватывающая все элементы присоединенные к системе или секции шин.
Дифференциальная защита шин основывается на том же принципе что и рассмотренные ранее дифференциальные защиты трансформаторов и линий т.е. на сравнении величины и фазы токов приходящих к защищаемому элементу и уходящих от него. Для питания защиты на всех присоединениях устанавливаются трансформаторы тока с одинаковым коэффициентом трансформации n т (независимо от мощности присоединения).
Дифференциальное реле 1 подключается к трансформаторам тока всех присоединений так чтобы при первичных токах направленных к шинам в нем проходил ток равный сумме токов всех присоединений т.е. Iр = Iприс. Тогда при внешних к.з. (рис. 19 а) Iприс = 0 и реле не действует а при к.з. в зоне (на шинах) Iприс равна сумме токов к.з. притекающих к месту повреждения и защита работает (рис. 19 б).
Рисунок 19 – Токораспределение во вторичных цепях дифференциальной
защиты шин при внешних к.з. (а) и к.з. на шинах (б)
7 Релейная защита кабельных линий напряжением 10 кВ
В соответствии с ПУЭ для линий в сетях 3 – 10 кВ с изолированной нейтралью (в т.ч. и с нейтралью заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. Принимаем максимальную токовую защиту и токовую защиту с трансформатором тока ТНП.
Максимальные токовые защиты являются основным видом защит для сетей с односторонним питанием. В сетях более сложной конфигурации максимальная защита применяется как вспомогательная в отдельных случаях.
Рисунок 20 – Максимальные токовые защиты в радиальной сети
с односторонним питанием.
Принцип действия и схемы максимальной токовой защиты линий не отличаются от схем максимальной токовой защиты трансформаторов и будут рассмотрены более подробно в подразделе «Релейная защита трансформаторов 1004 кВ».
В сетях с односторонним питанием максимальная защита должна устанавливаться в начале каждой линии со стороны источника питания (рис. 20 а). При таком расположении защит каждая линия имеет самостоятельную защиту отключающую линию в случае повреждения на ней самой или на шинах питающейся от нее подстанции. Для обеспечения селективности максимальные защиты выполняются с выдержками времени нарастающими от потребителей к источнику питания (рис. 20 б).
Токовая защита с трансформатором тока ТНП предназначена для радиальных сетей. В некомпенсированной сети она реагирует на естественный емкостной ток а в компенсированной действует от остаточного тока перекомпенсации (если таковая предусмотрена).
Реагирующий орган защиты состоит из токового реле питающегося через фильтр нулевой последовательности. В качестве фильтра применен специальный трансформатор тока нулевой последовательности (ТНП) особой конструкции. Его магнитопровод имеющий обычно форму кольца или прямоугольника охватывает все три фазы защищаемой линии. Провода фаз А В и С проходящие через отверстие ТНП являются первичной обмоткой трансформатора вторичная обмотка располагается на магнитопроводе.
Ток в трансформаторе ТНП получается магнитным суммированием первичных токов трех фаз:
Применение ТНП позволяет обеспечить действие защиты при первичных токах порядка 3 – 5 А а при сочетании ТНП с высокочувствительным реле чувствительность защиты повышается до 1 – 2 А.
Действие защиты фиксируется с помощью указательного реле.
8Релейная защита трансформаторов 1004 кВ
Ранее были перечислены виды защит которые в соответствии с ПУЭ должны применяться на трансформаторах с высшим напряжением 2 кВ и более. Для выбранных в ходе выполнения электрической части трансформаторов ТМ-63010 принимаем токовую отсечку максимальную токовую защиту и специальную токовую защиту нулевой последовательности.
Токовой отсечкой называется быстродействующая максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия. В зону действия отсечки на понижающих трансформаторах входит часть обмотки и выводы со стороны ВН. При к.з. за трансформатором отсечка не действует благодаря отстройке ее тока срабатывания от максимального значения тока при к.з. в этой точке. Поэтому отсечка не чувствует к.з. также на отходящих линиях НН и может выполняться без выдержки времени.
Правильная (селективная) работа токовой отсечки обеспечивается выбором тока срабатывания по условию:
Ic.o Kнк.max вн (40)
где к. ma Kн – коэффициент надежности значения которого зависят от типа применяемых токовых реле (для реле типа РТ-40 например указанный коэффициент равен 13 – 14).
Ток к. max вн определяется в точке за трансформатором при максимальном режиме питающей энергосистемы когда ее сопротивление имеет минимально возможное значение. При выборе тока срабатывания отсечки по выражению (41) обеспечивается также ее несрабатывание (отстройка) при бросках тока намагничивания возникающих при включениях трансформатора под напряжение со стороны 10 кВ.
Максимальная токовая защита срабатывает при увеличении тока защищаемого элемента сверх устанавливаемого тока срабатывания (уставки). Причиной увеличения тока трансформатора может быть и повреждение самого трансформатора и к.з. на шинах или на отходящих элементах НН а также самозапуск питаемых электродвигателей после кратковременного перерыва питания или подключения к работающему трансформатору дополнительной нагрузки при срабатывании устройства АВР. Для предотвращения излишних срабатываний при токах перегрузки вызванных самозапуском электродвигателей или подключением дополнительной нагрузки максимальная токовая защита должна иметь ток срабатывания (уставку) больший чем максимально возможный ток перегрузки. А для предотвращения излишних (неселективных) срабатываний при к.з. на отходящих элементах НН максимальная токовая защита трансформатора должна иметь орган выдержки времени замедляющий ее действие на время необходимое для срабатывания защиты поврежденного отходящего элемента.
Максимальная токовая защита обязательно устанавливается на всех трансформаторах и в том числе на всех трансформаторах 10 кВ независимо от установки других видов защит (газовой дифференциальной или отсечки). Это объясняется тем что максимальная токовая защита защищает не только трансформатор но и шины НН а также может резервировать защиты и выключатели на отходящих элементах НН т.е. осуществлять дальнее резервирование.
Схемы включения токовых реле максимальных токовых защит выбираются таким образом чтобы обеспечить наибольшую чувствительность защиты при всех видах к.з. на стороне НН трансформатора. Для трансформаторов 10 кВ типовой является двухфазная трехрелейная схема предназначенная для защиты трансформаторов 1004 кВ со схемой соединения обмоток Y. Известно что при двухфазном к.з. за трансформатором с указанной схемой т.е. на стороне НН на питающей стороне ВН в одной из фаз проходит ток к.з. в два раза больший чем в других фазах. По значению этот больший ток равен току трехфазного к.з. Установка трех реле гарантирует одинаковую чувствительность защиты при всех видах междуфазных к.з. Исключение одного из реле понизило бы чувствительность защиты к двухфазным к.з. в два раза что конечно и нецелесообразно и недопустимо.
Орган выдержки времени необходим в тех случаях когда в максимальной токовой защите используются максимальные реле тока мгновенного типа (типа РТ-40 или аналогичные электронные реле типа РСТ или им подобные). Для максимальных токовых защит с реле РТВ (со встроенной выдержкой времени) и с реле РТ-80 (время срабатывания которых определяется значением тока к.з.) отдельные органы выдержки времени не нужны.
Специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных к.з. на землю устанавливается на понижающих трансформаторах с соединением обмотки НН в звезду с выведенной нейтралью которая глухо заземлена (в отличие от нейтралей которые могут заземляться через индуктивное или активное сопротивление). Измерительным органом защиты нулевой последовательности является одно максимальное реле тока КАо включенное через трансформатор тока в заземленную нейтраль (рис. 21). В нормальном режиме работы трансформатора со строго симметричной нагрузкой всех фаз и при отсутствии в сети НН токов высших гармоник ток в нейтрали трансформатора теоретически равен нулю. Практически ток в нейтрали называемый током небаланса не равен нулю и иногда может достигать больших значений что ведет к перегреву трансформатора и уменьшает срок его службы. Поэтому соответствующие ГОСТы ограничивают допустимое значение тока небаланса в нулевом проводе – не более 075 номинального (фазного) для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y. От этого допустимого тока небаланса защита нулевой последовательности как правило должна быть отстроена.
При однофазном к.з. на землю на шинах или в сети НН через заземленную нейтраль проходит ток вызывающий срабатывание защиты нулевой последовательности. Ток однофазного к.з. на землю в сети с глухозаземленной нейтралью называют утроенным током нулевой последовательности (= 3Iо) поэтому и защита от к.з. на землю называется защитой нулевой последовательности.
Защита нулевой последовательности относится к группе так называемых фильтровых защит реагирующих на симметричные составляющие обратной или нулевой последовательности токов (напряжений) к.з. По сравнению с токовыми защитами реагирующими на полные фазные токи фильтровые токовые защиты всегда имеют более высокую чувствительность к несимметричным к.з. поскольку их не нужно отстраивать от сверхтоков при самозапусках и перегрузках которые являются симметричными режимами и не сопровождаются появлением токов обратной и нулевой последовательности. Недостатком фильтровых защит является их бездействие при трехфазных симметричных к.з.
Измерительный орган специальной токовой защиты нулевой последовательности от однофазных к.з. выполняется электромагнитным максимальным реле тока РТ – 40. Выдержка времени защиты осуществляется с помощью реле времени которое срабатывает и начинает отсчитывать время после замыкания замыкающего контакта реле КАо.
Рисунок 21 – Схема специальной токовой защиты нулевой
9 Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ
В соответствии с ПУЭ электрические сети до 1 кВ должны иметь защиту от токов короткого замыкания обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности. Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при к.з. в конце защищаемой линии: одно- двух- и трехфазных – в сетях с глухозаземленной нейтралью; двух- и трехфазных – в сетях с изолированной нейтралью. Кроме того должны защищаться от перегрузки силовые сети промышленных предприятий жилых и общественных зданий торговых помещений в случае если по условиям технологического процесса или по режиму работы может возникнуть длительная перегрузка проводников.
В качестве защитных аппаратов в сетях напряжением до 1 кВ должны применяться предохранители и автоматические выключатели. Для обеспечения надежного отключения поврежденного участка сети наименьший расчетный ток к.з. должен превышать не менее чем:
- в три раза номинальный ток плавкого элемента ближайшего предохранителя;
- в три раза номинальный ток нерегулируемого расцепителя или уставку тока
регулируемого расцепителя автоматического выключателя имеющего обрат-
но зависимую от тока характеристику.
При защите сетей автоматическими выключателями имеющими только электромагнитный расцепитель (отсечку) кратность тока к.з. относительно уставки для автоматических выключателей с номинальным током до 100 А следует принимать не менее 14; с током более 100 А – не менее 125.
В отдельных случаях при защите сетей только от к.з. или только от перегрузки допускается не выполнять расчетной проверки приведенной кратности тока к.з. если обеспечиваются условия особо оговоренные в ПУЭ.
Кроме устройств релейной защиты в электрических сетях и системах широко применяются устройства автоматики такие как автоматическое повторное включение (АПВ) автоматическая частотная разгрузка (АЧР) автоматический ввод резерва (АВР) и другие. Рассмотрим работу релейной автоматики на примере устройства автоматического повторного включения.
Сущность АПВ состоит в том что элемент системы электроснабжения отключившийся под действием средств релейной защиты вновь включается под напряжение (если нет запрета на повторное включение) и если причина вызвавшая отключение элемента исчезла то элемент остается в работе и потребитель продолжает получать питание практически без перерыва. Опыт эксплуатации показывает что очень многие повреждения в системах электроснабжения являются неустойчивыми и могут самоустраняться после кратковременного исчезновения напряжения. Среди наиболее частых причин вызывающих неустойчивое повреждение элементов системы электроснабжения можно назвать перекрытие изоляции линии при атмосферных перенапряжениях схлестывание проводов при сильном ветре или пляске замыкание линии или шин различными предметами отключение линии или трансформаторов вследствие кратковременных перегрузок или неизбирательного срабатывания релейной защиты ошибочных действий дежурного персонала проходящих нарушений изоляции оперативных цепей и т.д. Стоимость устройства АПВ ничтожно мала по сравнению с убытками производства вызываемыми перерывами в электроснабжении. Применение устройства АПВ различных элементов системы электроснабжения значительно повышает надежность электроснабжения даже при одном источнике питания.
Автоматическое повторное включение применяется для воздушных и кабельных линий секций и систем шин двигателей и одиночных трансформаторов. Однако при применении АПВ трансформаторов в схеме АПВ предусматривают запрет АПВ при внутренних повреждениях трансформатора т.е. при отключении трансформаторов под действием газовой или дифференциальной защиты. Наиболее эффективным является применение АПВ для воздушных линий высокого напряжения. Применение АПВ для кабельных линий секций и систем шин трансформаторов менее эффективно так как появление неустойчивых повреждений для этих элементов системы электроснабжения менее вероятно чем для воздушных линий. Однако и для этих элементов системы электроснабжения устройства АПВ являются обязательными так как выход из строя этих элементов приводит к обесточиванию большого количества потребителей.
В системах электроснабжения в основном применяют устройства АПВ однократного действия как наиболее простые и дешевые. С увеличением кратности действия АПВ их эффективность уменьшается. Многократное АПВ применяют на одиночных длинных (свыше 10 км) воздушных линиях питающих потребителей 2-й и 3-й категорий когда на приемной подстанции не предусматривают автоматическое включение резервного ввода и выключатель рассчитан для работы в условиях многократного АПВ.
В настоящее время разработано и внедрено большое количество схем и конструкций типовых устройств АПВ для выключателей с приводами работающими на постоянном токе выпускаемых промышленностью в виде готовых панелей.
В соответствии с ПУЭ к устройствам АПВ предъявляют следующие требования:
- обеспечение ускорения действия релейной защиты до действия АПВ и после;
- автоматический возврат устройства АПВ после срабатывания;
- запрет АПВ при работе некоторых видов релейной защиты и автоматики;
- вывод устройства АПВ при отключении выключателя ключом управления и
по телеуправлению и при оперативном включении выключателя на к.з.;
- блокировка от многократных включений на устойчивое к.з. и при неисправно-
стях в устройстве АПВ.
Рассмотрим подробнее реле автоматического повторного включения типа АПВ-2П. Это реле преднозначено для двухкратного повторного включения выключателей 6-35 кВ работающих совместно с приводами прямого и косвенного действия и может устанавливаться на релейной панели шкафов комплектных распределительных устройств наружной установки (КРУН) и внутренней установки (КРУ).
Реле обеспечивает регулировку выдержки времени при номинальных значениях напряжения питания:
а) от 06 – 1 до 5 – 7 сек. для первого цикла АПВ;
б) от 12 – 2 до 20 – 28 сек. для второго цикла АПВ.
(без учета времени подготовки привода к операции « включение»).
Предусмотрена возможность увеличения выдержки времени второго цикла АПВ до 40с.
Время подготовки реле к повторной работе не менее 10 и не более 60 с. Диапазон выдержек времени первого и второго циклов АПВ разделен на 10 ступеней.
Реле не срабатывает при оперативном отключении выключателя персоналом. В реле предусмотрена возможность вывода из действия первого и второго циклов АПВ а также реле в целом.
11 Расчёт параметров срабатывания защиты
Рассчитаем для примера параметры срабатывания максимальной токовой защиты кабельной линии напряжением 10 кВ от ЦП до РП. Ток срабатывания пусковых реле отстраивается от максимального рабочего тока линии который может возникнуть в аварийном режиме при отключении одного из параллельных кабелей. Ток срабатывания защиты определяется из выражения:
где kн = 12 14 – коэффициент надежности;
kв = 08 085 – коэффициент возврата;
kз = 13 – коэффициент запуска учитывающий самозапуск двигателей;
Iдоп = 2406 А – максимальный ток нагрузки.
Ток срабатывания реле:
где KI = = 60 – коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Коэффициент чувствительности защиты проверяется по току к.з. исходя из условия:
где Iк.мин – минимальное значение тока при повреждении в конце зоны защиты.
Для обеспечения селективности выдержки времени максимальных защит выбираются по ступенчатому принципу. Для защит установленных в наиболее удалённых от источника питания участках сети выдержка времени принимается равной нулю.
Разница между временем действия защит двух смежных участков называется ступенью времени или ступенью селективности:
Обозначив защиту линии ЦП – РП как А а защиту линии РП – ТП как Б и
условно принимая время срабатывания защиты Б: tБ = 1 с определим выдержку времени защиты А:
tА = tБ +t = 1 + 05 = 15 с.
Таким образом выдержка времени МТЗ линии 10 кВ от ЦП до РП должна составлять 15 секунды.
МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Промышленные потребители электроэнергии как правило получают питание от высоковольтной подстанции до понижающей трансформаторной подстанции (ТП) по линиям электропередачи напряжением 10 кВ и далее по линиям 04 кВ от ТП непосредственно к электроприемникам. В качестве линий электропередачи в основном используются кабельные линии.
В соответствии с определением приведенным в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии или отдельных импульсов состоящая из одного или нескольких кабелей с соединительными стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями а для маслонаполненных линий кроме того с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла.
Проектирование и сооружение кабельных линий должно производиться с учетом развития сети ответственности и назначения линии характера трассы способа прокладки конструкции кабелей.
В настоящей работе будут рассмотрены вопросы касающиеся особенностей монтажа и эксплуатации кабельных линий напряжением 10 кВ.
1 Прокладка кабелей.
1.1 При выборе трассы кабельной линии (КЛ) следует по возможности избегать участков с агрессивными грунтами по отношению к металлическим оболочкам кабелей.
Над подземными кабельными линиями в соответствии с «Правилами охраны электрических сетей» (ПОЭС) должны отводиться в установленном порядке охранные зоны – земельные участки в размере площади над кабелями и по 1 м в обе стороны от крайних кабелей в пределах которых:
-не допускается производство земляных работ и прокладка других коммуникаций без согласования с организацией эксплуатирующей КЛ;
-запрещается сбрасывать большие тяжести выливать кислоты и щелочи устраивать любые свалки в т.ч. свалки шлака и снега.
Для подводных кабельных линий в соответствии с ПОЭС устанавливается охранная зона определяемая вертикальными плоскостями отстоящими в обе стороны от крайних кабелей на расстояние 100 м в пределах которой запрещается:
-устраивать причалы судов бросать якоря и волокуши выделять рыболовные угодья;
-производить без согласования с организацией эксплуатирующей КЛ дноуглубительные и землечерпальные работы.
Трасса кабельной линии должна выбираться с учетом наименьшего расхода кабеля и обеспечения его сохранности от механических повреждений. При прокладке кабелей следует избегать перекрещиваний их друг с другом с трубопроводами и т.д.
К началу работ по монтажу КЛ должны быть полностью закончены строительные работы по сооружению туннелей каналов эстакад колодцев включая установку закладных частей для крепления кабельных конструкций а участки стен зданий по которым проходят трассы КЛ и потолки над ними должны быть отделаны. Траншеи и блоки для прокладки кабелей к началу работ должны быть полностью подготовлены.
При выборе способов прокладки силовых кабельных линий 10 кВ следует руководствоваться следующими требованиями:
-при прокладке кабелей в земле рекомендуется в одной траншее прокладывать не более 6-ти кабелей. При большом числе кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 05 м или прокладывать кабели в туннелях каналах и по эстакадам;
-прокладка кабелей в туннелях рекомендуется при числе кабелей идущих в одном направлении более 20;
-прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности на трассе в местах пересечения с железнодорожными путями проездами и т.п.;
-на территориях электростанций и крупных промышленных предприятий КЛ должны прокладываться как правило в туннелях каналах блоках и по эстакадам. Прокладка силовых кабелей в траншеях рекомендуется к отдаленным вспомогательным объектам (склады топлива мастерские) при числе не более 4-х;
-на территориях подстанций и распределительных устройств (РУ) кабельные линии должны прокладываться в туннелях каналах трубах в траншеях в надземных железобетонных лотках и по эстакадам;
-в городах и селах одиночные КЛ следует как правило прокладывать в траншеях по непроезжей части улицы (под тротуарами) и дворах;
-по улицам и площадям с большой насыщенностью подземных коммуникаций прокладку КЛ при числе кабелей 10 и более рекомендуется производить в коллекторах и туннелях;
-при пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта КЛ необходимо прокладывать в блоках и трубах;
-при сооружении КЛ в районах вечной мерзлоты следует учитывать физические явления связанные с природой вечной мерзлоты. В зависимости от местных условий кабели могут прокладываться в траншеях в слое сухих хорошо дренирующих грунтов в искусственных насыпях из крупных скелетных сухих привозных грунтов в лотках на поверхности земли на эстакадах. Рекомендуется совместная прокладка кабелей с трубопроводами теплофикации канализации в специальных сооружениях (коллекторах).
1.2 Размотка кабеля с барабана производится как правило механизированным способом. Перед размоткой барабан с кабелем устанавливается на домкраты и поднимается на высоту 15-20 см от поверхности земли (кузова автомобиля) и так чтобы барабан мог свободно вращаться не смещаясь при этом вдоль оси. Кабель разматывается с верхней части барабана. После снятия обшивки с торцов щек барабана удаляются или тщательно забиваются торчащие гвозди. В осевое отверстие продевается стальная ось по ГОСТ 2590-88.
1.3 На поворотах трасс кабель не должен изгибаться более допустимых норм. Кратность радиуса внутренней кривой изгиба кабеля (R) по отношению к наружному диаметру кабеля (d) должна быть для кабелей с бумажной изоляцией в алюминиевой оболочке напряжением 10 кВ не менее 25 диаметров кабеля в свинцовой – не менее 15. Если R будет меньше допустимого на оболочке образуются гофры и бумажная изоляция начинает рваться. При монтаже концевых заделок всех типов на кабельных линиях 10 кВ жилы должны разделываться с такой длиной чтобы была возможность перестановки всех фаз жилами в процессе эксплуатации. Из-за увеличения длин жил они должны иметь изгиб. Участки имеющие изгиб должны располагаться выше корпуса заделки:
-для эпоксидных заделок выше горизонтальной поверхности «зеркала» эпоксидного корпуса на 100 мм;
-для концевых заделок с битумной мастикой выше края втулок на 100 мм;
-для концевых заделок лент выше подмотки у корешка муфт на 150 мм.
1.4 Усилия тяжения во время прокладки кабелей при протягивании в наиболее тяжелых участках определяются напряжениями допустимыми для токоведущих жил оболочек и изоляции. При расчете допустимых усилий тяжения необходимо учитывать что коэффициент трения при протяжке кабеля в блоке составляет 06. Для уменьшения усилия тяжения при протяжке кабель должен быть покрыт смазкой не содержащей веществ вредно действующих на его оболочку (солидол тавот). Расход густой смазки составляет 8 – 10 кг на 100 м кабеля.
Усилия тяжения при размотке кабеля рекомендуется контролировать с помощью динамометра или другого контрольного устройства устанавливаемого на лебедке. Рекомендуется применять контрольное устройство с автоматическим расцеплением лебедки когда усилие тяжения достигнет установленного значения для прокладываемого кабеля. Если при прокладке кабеля динамометр покажет усилие превышающее допустимое или произойдет автоматическое расцепление на контрольном устройстве необходимо прекратить протяжку или устранить причину вызвавшую превышение усилия тяжения кабеля.
1.5 Силовые кабели с бумажной изоляцией пропитанной нестекающим составом по ГОСТ 18409-73*Е предназначены для прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней между низшей и высшей точками их расположения.
Для кабелей с бумажной изоляцией с вязкой маслоканифольной пропиткой по ГОСТ 18410-73*Е наибольшая допустимая разность уровней между высшей и низшей точками составляет 15 м.
1.6 Независимо от места и способа прокладки рода изоляции жил и рабочего напряжения кабелей прокладку их как правило следует осуществлять при положительной температуре воздуха. Размотка переноска и прокладка кабелей в холодное время года без предварительного подогрева не допускается. При температуре воздуха ниже минимально допустимой при которой можно прокладывать кабель без предварительного подогрева прокладка кабелей с нормальной нестекающей обедненно пропитанной бумажной а также пластмассовой изоляцией и оболочкой допускается только после предварительного подогрева кабеля перед прокладкой и выполнения прокладки в сжатые сроки: при температуре от 0 до –10С – в течение не более 1 часа; при температуре от -10 до -20С – в течение не более 40 мин.; при температуре от –20С и ниже – в течение не более 30 мин.
При невозможности прокладки кабеля в указанные сроки в процессе прокладки должен обеспечиваться постоянный подогрев кабеля или прокладка его должна производиться с перерывами во время которых кабель подлежит дополнительному подогреву.
Не допускается прокладка и перемотка кабеля марки ААШвУ даже предварительно прогретого при температуре окружающей среды ниже –20 С. Разгрузка погрузка и транспортировка кабеля марки ААШв при температуре ниже –10С должны производиться с особой осторожностью. При температуре окружающего воздуха ниже –40С прокладка кабеля всех марок (в т.ч. и подогретого) не допускается.
1.7 Приемка траншей от строительной организации выполняется после осмотра и подтверждения что трасса выполнена строго по геодезической разбивке с соблюдением вертикальных отметок дна траншеи. Углы поворота траншеи должны соответствовать требованиям для радиусов изгиба кабеля. При прокладке особое внимание обращается на планировочные отметки по всей длине трассы.
Глубина траншеи от планировочной отметки для кабелей напряжением 10 кВ должна быть 08 м а при пересечении улиц площадей – 11 м. Меньшая глубина траншеи (до 06 м) допускается при вводе кабелей в здания сооружения а также в местах пересечений с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений на участках длиной до 5 м.
Ширина траншеи при прокладке в ней силовых кабелей должна быть не менее указанной в таблице 16 и в соответствии с рис. 22.
Таблица 16 – Размеры траншей для прокладки кабелей
Число прокладываемых кабелей шт.
Рисунок 22 - Размеры траншей для прокладки кабелей.
Здесь В1 – размер на дне траншеи В2 – размер у поверхности земли В3 – размер зоны отвода.
Дно траншеи по всей длине должно быть присыпано песком или мелкой землей не содержащей камней строительного мусора шлака и т.д. Толщина подсыпки должна быть не менее 100 мм.
Прокладку кабелей в траншеях выполняют как правило с применением механизмов и приспособлений.
При прокладке в земле параллельно с другими эксплуатируемыми кабелями или инженерными коммуникациями вблизи зданий и сооружений должны соблюдаться расстояния в свету (не менее) м:
-между кабелями 10 кВ – 01;
-от кабелей 35 кВ – 025;
-от кабелей эксплуатируемых другими организациями и кабелей связи-05;
-от стволов деревьев – 2;
-от кустарниковых посадок – 075;
-от фундаментов зданий и сооружений – 065;
-от трубопроводов воды канализации дренажа газопроводов среднего и низкого давления – 1;
-от газопроводов высокого давления и теплопроводов – 2;
-от электрифицированной железной дороги – 1075;
-от трамвайных путей – 275;
-от бровки автомобильной дороги – 1;
-от бордюрного камня – 15;
-от крайнего провода ВЛ-110 кВ – 1;
-от опоры ВЛ до 1000 В – 1.
Допускается уменьшение перечисленных расстояний в стесненных условиях но это должно быть оговорено в проекте и должны быть предусмотрены меры по защите кабелей трубами или блоками. При пересечении других кабельных линий или инженерных коммуникаций и сооружений расстояния в свету должны быть не менее м:
-от кабелей напряжением до 10 кВ – 025;
-от трубопроводов теплопроводов газопроводов – 05;
-от полотна железных дорог трамвайных путей автомобильных дорог – 06.
При прокладке кабелей по мостам необходимо использовать кабели в алюминиевой или пластмассовой оболочке под пешеходной частью мостов – в трубах из несгораемого материала. Кабели должны быть электрически изолированы от металлических частей моста.
Кабели укладываются с запасом 1-2 % («змейкой») от его длины для исключения возможности возникновения опасных механических напряжений при смещении почвы и температурных деформациях особенно в весенний период при оттаивании почвы.
Число соединительных муфт на 1 км строящихся КЛ должно быть не более 4 штук для трехжильных кабелей 10 кВ сечением до 70 кв.мм 5 штук для сечений от 95 до 240 кв.мм и 2-х штук для одножильных кабелей.
В том случае если проектом предусмотрена защита кабелей красным глиняным кирпичом он должен укладываться выше кабеля не менее чем на 100 мм. При прокладке над кабелями сигнально-предупредительной ленты (что также должно быть указано в проекте) между лентой и кабелем присыпка должна быть толщиной не менее 300 мм т.е. лента должна находиться на глубине 400 мм от планировочной отметки.
Окончательно засыпку котлована необходимо производить после монтажа соединительных муфт и испытания кабеля повышенным напряжением.
Запрещается засыпка траншей грунтом содержащим камни обрезки металла и др.
1.8 В тех случаях когда необходимо защищать кабели от механических повреждений от воздействия агрессивных грунтов и блуждающих токов их необходимо прокладывать в трубах. Для этой цели применяются стальные чугунные асбоцементные керамические и пластмассовые трубы.
Внутренний диаметр труб для прокладки кабелей марки ААШв должен быть не менее двукратного наружного диаметра кабеля. Для остальных марок кабеля диаметр труб должен быть не менее полуторакратного диаметра кабеля.
Трубы должны удовлетворять следующим требованиям:
-внутренняя поверхность должна быть гладкой;
-торцы труб с внутренней стороны должны быть скруглены с радиусом не менее 5 мм и не иметь выступов изломов заусенцев;
-соединения труб должны быть строго сосны;
-торцы труб в местах входа (выхода) в туннели каналы должны быть заделаны заподлицо с внутренними поверхностями стен.
Трубы должны быть уложены с уклоном не менее 02 %. Соединение труб должно выполняться с помощью металлических пластмассовых или резиновых манжет или асбоцементных муфт.
Если трубы собираются в блоки расстояние в свету между ними по вертикали и горизонтали должно быть не менее 100 мм. В связи с этим нижние трубы блока должны укладываться на большую глубину с таким расчетом чтобы верхние трубы блока находились от планировочной отметки на глубине 07 м.
Кабели с защитными пластмассовыми покровами типа ААШв прокладываются в трубах только на прямолинейных участках длиной не более 40 м и на вводах в здания и кабельные сооружения. При прокладке кабелей типа ААШв в земле для каждого отрезка кабеля независимо от его длины допускается не более 4-х переходов в трубах суммарной длиной до 20 м или не более чем двух переходов в трубах длиной до 40 м.
Концы труб после прокладки в них кабелей уплотняют намоткой на кабель нескольких слоев смоляной ленты или кабельной пряжи с последующей подбивкой ее. Кабельные вводы в здания и сооружения герметизируют.
Технологическая карта прокладки кабельной линии приведена в таблице 17.
Таблица 17 – Технологическая карта прокладки кабельной линии
Описание технологического процесса
Механизмы инструменты приспособления
1.Технологическая документация на силовые кабели с пластмассовой и резиновой изоляцией на напряжение 10 кВ.
2.Инструкция по размотке кабеля с барабана радиусам изгиба допустимой разности уровней допустимых температурах при прокладке кабеля в траншеях
Выходной контроль качества
1. Проверить комплектность деталей и материалов необходимых для подготовки и прокладки кабеля в траншеях.
2. Выполнить внешний осмотр кабельных сооружений и траншей.
3. Проверить механизмы необходимые для размотки кабеля с барабана и прокладке его в траншее.
Продолжение таблицы 17
Технология выполнения работ по операциям.
1. Дно траншеи по всей длине должно быть присыпано песком или мелкой землей не содержащей камней.
2. После подготовки траншеи барабан с кабелем устанавливают на транспортном средстве так чтобы барабан мог свободно вращаться не смещаясь при этом вдоль оси.
3. Разматываемый кабель укладывается в траншее «змейкой» с учетом радиусов изгиба кабеля.
4. Предусматривается запас кабеля по длине необходимый для проверки изоляции на влажность для монтажа соединительных муфт и укладки дуг компенсаторов.
5. Осуществляется защита кабеля красным глиняным кирпичом или асбоцементными плитами.
6. Монтируются соединительные муфты и проводится испытание кабеля повышенным напряжением.
7. Составляется акт на скрытые работы и начинается окончательная засыпка траншеи
Специальный кабельный транспорт домкрат НКИ-3
Набор НКИ-3 инструментов и приспособлений для кабельных работ
1. Монтаж КЛ производится с соблюдением общих правил техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с требованиями СНиП-4-80.
2. Все выполненные работы по монтажу КЛ должны соответствовать ПУЭ ПТЭ ПТБ.
2Сдача кабельной линии в эксплуатацию
Эксплуатирующая организация должна осуществлять технический надзор за прокладкой и монтажом КЛ вновь сооружаемых сторонними организациями и передаваемых впоследствии на ее баланс.
Прокладку и монтаж КЛ разрешается производить только лицам прошедшим специальное обучение проверку знаний и имеющим свидетельство на выполнение указанных работ.
Лицо осуществляющее технический надзор обязано ознакомиться с проектом прокладки и монтажа КЛ перед ее прокладкой проверить по документам и путем осмотра состояние кабелей на барабанах кабельных муфт и монтажных материалов проверить качество работ в процессе прокладки и монтажа КЛ и правильность маркировки.
Лицо осуществляющее надзор обязано ставить в известность производителя работ о всех замеченных дефектах и нарушениях и требовать их устранения. При наличии разногласий с производителем работ осуществляющий надзор должен ставить об этом в известность свое руководство.
Вновь смонтированная КЛ должна быть принята в эксплуатацию комиссией в составе представителей монтажной и эксплуатирующей организаций. Комиссия обязана проверить техническую документацию произвести обход трассы КЛ проверку выполненных работ а также ознакомиться с результатами испытаний кабеля.
При сдаче КЛ в эксплуатацию должна быть предъявлена документация предусмотренная ПТЭ и СНиП.
Приемка в эксплуатацию КЛ оформляется актом в котором отмечается:
-наименование организации производившей сооружение и монтаж КЛ;
-фамилия производителя работ;
-фамилия представителя эксплуатирующей организации наблюдавшего за работами;
-наименование и назначение линии и место прокладки;
-краткая характеристика КЛ;
-соответствие выполненных работ действующим нормам и правилам;
-заключение о пригодности КЛ к эксплуатации.
К акту прилагаются все документы с описью а также копия приказа о назначении лиц ответственных за сохранность КЛ проходящей по территории эксплуатирующей организации.
3 Эксплуатация кабельных линий.
В процессе эксплуатации КЛ выполняются следующие работы:
-надзор за состоянием трасс и охранной зоны КЛ;
-профилактические испытания кабелей;
-контроль за режимами работы КЛ;
-защита металлических оболочек от коррозии;
-выявление мест повреждения и ремонт кабелей.
Кабельные линии муфты сооружения подвергаются обходам и осмотрам не реже 1 раза в 6 месяцев.
3.1 Испытания кабелей делятся на три категории:
К – после капитального ремонта или при вводе в эксплуатацию;
Т – при текущем ремонте;
М – межремонтные (профилактические) испытания т.е. не требующие вывода кабелей в ремонт.
Измерение сопротивления изоляции (КТМ) производится мегаомметром на напряжение 2500 В. У силовых кабелей напряжением 10 кВ сопротивление изоляции не нормируется. Измерение сопротивления изоляции производится до и после испытания кабеля повышенным напряжением причем его величина после испытания должна быть не меньше чем до испытания.
Величина выпрямленного испытательного напряжения для кабелей напряжением 10 кВ принимается равным:
а) для кабелей с бумажной или пластмассовой изоляцией – 60 кВ;
б) для кабелей с резиновой изоляцией – 20 кВ.
Токи утечки и коэффициенты асимметрии для силовых кабелей 10 кВ приведены в таблице 18.
Таблица 18 – Токи утечки и коэффициенты асимметрии для кабелей 10 кВ
Испытательное напряжение кВ
Допустимые значения токов утечки мА
Допустимые значения коэффициента асимметрии (ImaxImin)
Абсолютное значение тока утечки не является браковочным показателем. Кабели с удовлетворительной изоляцией должны иметь стабильные значения токов утечки. При проведении испытаний ток утечки должен уменьшаться. Если не происходит уменьшение значения тока утечки а также при его увеличении или нестабильности испытания проводятся до выявления дефекта но не более чем 15 мин.
3.2 Работы по определению мест повреждения (ОМП) подразделяются на следующие этапы:
)диагностика повреждения – определение характера повреждения выполнение предварительных измерений расстояния до места повреждения. На этой стадии ОМП устанавливается необходимость предварительного прожигания;
)определение зоны предполагаемого повреждения одним из относительных методов;
)уточнение местонахождения повреждения одним из абсолютных методов.
Метод ОМП кабельной линии выбирается в зависимости от характера повреждения. Повреждения кабелей можно разделить на следующие виды:
-повреждение изоляции вызывающее замыкание одной фазы на землю;
-повреждение изоляции вызывающее замыкание двух или трех фаз на землю либо между собой;
-обрыв одной двух или трех фаз (с замыканием на землю или без замыкания);
-заплывающий пробой изоляции;
-сложные повреждения представляющие собой комбинации из вышеупомянутых видов повреждений.
Измерения производятся на кабельной линии которая отсоединена от источников питания и от нее отсоединены все электроприемники. Трассы кабельных линий отключившихся аварийно должны быть осмотрены.
Для установления характера повреждения кабеля следует:
-измерить сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы по отношению к земле;
-определить целостность (отсутствие обрыва) токоведущих жил;
-при необходимости с помощью индикатора повреждений уточнить характер повреждения и длину повреждения жил кабеля.
После определения характера повреждения кабельной линии выбирается метод наиболее подходящий для определения места повреждения в данном конкретном случае. Рекомендуется в первую очередь определить зону в границах которой находится повреждение. Определение зоны повреждения производится одним из следующих относительных методов:
-импульсным (локационным);
-колебательного разряда (волновым);
После определения зоны повреждения производится определение места повреждения непосредственно на трассе КЛ одним из абсолютных следующих методов:
-методом накладной рамки.
Для точного определения места повреждения как правило пользуются сочетанием абсолютного и относительного методов.
Применение импульсного и индукционного методов отыскания повреждений требует значительного понижения переходного сопротивления в месте повреждения (от 10 до 100 Ом). Это достигается прожиганием изоляции в поврежденном месте с помощью специальных установок.
3.3 Металлические оболочки кабелей в коррозионно-опасных зонах должны быть защищены от коррозии. Наиболее опасными в отношении коррозионных воздействий являются районы с электрифицированным транспортом работающим на постоянном токе а также районы с почвами агрессивными по отношению к свинцу и алюминию. Мероприятия по защите КЛ от коррозии должны учитывать требования ГОСТ 9.015-74 и быть согласованы с местной организацией которая координирует работу по защите подземных металлических сооружений от коррозии.
Коррозионная активность грунтов по отношению к свинцовой или алюминиевой оболочке определяется по концентрации водородных ионов рН. Для защиты КЛ от коррозии необходимо рационально выбирать трассы прокладки и типы кабелей а также при необходимости использовать активную электрозащиту участков КЛ проложенных в коррозионно-опасных зонах. КЛ подлежат защите от коррозии вызываемой блуждающими токами в анодных и знакопеременных зонах при:
-прокладке в грунтах с удельным сопротивлением выше 20 Омм и среднесуточной плотностью тока стекающего в землю 015 мАдм;
-прокладке в грунтах с удельным сопротивлением менее 20 Омм независимо от плотности стекающего тока.
При отсутствии точных данных о степени коррозионной активности грунтов защита КЛ устанавливается если потенциал в анодной зоне превышает 02 В.
Для защиты кабельных линий применяются электродренажи катодные установки протекторная защита. Электродренаж – металлическая перемычка с помощью которой блуждающие токи с оболочек кабеля отводятся в рельсы отсасывающие пункты или непосредственно на отрицательные шины трамвайных подстанций. С помощью электродренажа отрицательный потенциал подается на оболочки кабеля вследствие чего прекращается стекание с них в землю блуждающих токов и тем самым прекращается коррозия. Различают три вида электродренажа: прямой поляризованный усиленный. Когда по условиям защиты требуется поддержание определенного значения защитного потенциала применяется автоматический электродренаж.
Катодные установки применяются для защиты КЛ от электрокоррозии в тех случаях когда устройство электродренажа невозможно или нецелесообразно по технико – экономическим соображениям. Катодная установка создает отрицательный потенциал на защищаемой КЛ.
Протекторная защита используется для защиты кабелей от блуждающих токов в небольших анодных или знакопеременных зонах когда удельное сопротивление грунта менее 20 Омм и положительный потенциал на оболочке кабеля не превышает 02 – 03 В а также когда необходима защита оболочек кабелей не только от блуждающих токов но и от воздействия почвенной коррозии.
Электрические методы защиты кабелей от блуждающих токов являются одновременно действенной защитой от почвенной коррозии т.к. сообщаемый оболочкам кабелей отрицательный потенциал подавляет вредное действие микро- и макроэлементов на поверхности металла. Защита КЛ может предусматриваться совместно с близлежащими подземными сооружениями.
3.4 Ремонт КЛ производится по плану-графику утвержденному руководством предприятия. План-график ремонтов составляется на основе записей в журнале обходов и осмотров результатов испытаний и измерений а также по данным диспетчерских служб.
Ремонт находящихся в эксплуатации КЛ производится эксплуатационным персоналом специализированных организаций.
Вскрытие кабеля для ремонта производится после сверки соответствия фактического местоположения кабеля с его расположением на плане трассы а также после проверки отсутствия напряжения на этом кабеле.
Изоляция кабеля используемого для вставки предварительно проверяется на отсутствие влаги определяется сечение и номинальное напряжение кабеля.
При ремонте КЛ в зимних условиях кабельная вставка должна быть уложена в траншею в подогретом состоянии.
Перед монтажом соединительных муфт при ремонте КЛ фазировку рекомендуется производить непосредственно на месте монтажа. Допускается производить фазировку на концевых заделках после монтажа соединительных муфт.
При выполнении ремонта открыто проложенных кабелей по необходимости производится также ремонт кабельных сооружений. Одновременно с ремонтом кабелей производится проверка и восстановление бирок предупредительных и опознавательных надписей и пр.
По окончании ремонтных работ по КЛ должен быть составлен исполнительный эскиз. По этому эскизу должны быть произведены все исправления в технической документации (планы трасс схемы паспортные карты и пр.). На вновь смонтированные муфты должны быть установлены маркировочные бирки.
После капитального ремонта КЛ должны быть произведены испытания и измерения в соответствии с «Нормами испытаний электрооборудования». При этом измерения сопротивления заземления корпусов концевых заделок выполняется в тех случаях когда производится ремонт старых или монтаж новых концевых заделок.
После ремонта на КЛ не связанных с отсоединением концов кабеля (покраска воронок восстановление лакового покрытия на фазах протяжка заземлений обновление или смена маркировочных бирок) фазировка линии и испытание ее повышенным выпрямленным напряжением не производится.
При выполнении ремонтных работ на КЛ проложенных в земле и особенно в кабельных сооружениях должны соблюдаться следующие меры безопасности:
-при пользовании открытым огнем (газовая горелка паяльная лампа и т.п.) на месте работ должны быть огнетушители (не менее двух) ведра с сухим мелким песком кошма или брезент листы асбеста для ограждения рабочих кабелей и плотно закрывающийся металлический ящик для сбора отходов разделки кабеля и других горючих материалов);
-бензин на месте работы должен храниться в металлической посуде с пробкой на резьбе;
-заправка и доливка паяльных ламп а также разогрев кабельной массы должен производиться вне помещений;
-разжигаемая лампа должна быть обращена носиком на огнеупорную стену или лист асбеста.
В настоящем разделе будут рассмотрены меры безопасности при эксплуатации электрооборудования подстанции напряжением 11010 кВ. Подстанция напряжением 11010 кВ является объектом повышенной опасности поражения электрическим током. Для обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала на подстанциях применяются следующие меры:
) устройство защитного заземления;
) выравнивание потенциалов;
) устройство защиты от атмосферных перенапряжений (молниезащита);
) контроль изоляции электрооборудования;
) ограждение токоведущих частей или расположение их на высоте не-
доступной для случайного прикосновения;
) блокировки безопасности;
) методы ориентации в электроустановках;
) применение электрозащитных средств при производстве работ в электро-
) выполнение организационных и технических мероприятий обеспечиваю-
щих безопасность производства работ в электроустановках.
Вкратце рассмотрим основные меры по обеспечению электробезопасности на подстанциях.
Для контроля состояния изоляции электрооборудования применяют устройства обеспечивающие постоянный контроль за состоянием изоляции. Кроме того в сроки устанавливаемые ПТЭ и местной системой планово-предупредительных ремонтов (ППР) производятся испытания изоляции повышенным напряжением и замеры ее сопротивления.
Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 2 м с размером ячейки не более 25х25 мм. Токоведущие части открытого распределительного устройства (ОРУ) напряжением 11010 кВ находящиеся на открытом воздухе расположены на высоте 36 м что обеспечивает безопасность производства осмотров и обслуживания электрооборудования в порядке текущей эксплуатации. Токоведущие части напряжением 10 кВ находятся в закрытом распределительном устройстве (ЗРУ-10 кВ) на высоте 25 м от пола что обеспечивает их недоступность от случайного прикосновения. Ширина коридора обслуживания составляет 2 м. ЗРУ–10 кВ комплектуется шкафами КРУ (комплектными распределительными устройствами) конструкция которых исключает возможность доступа к токоведущим частям во время нормального режима работы.
Электромагнитные и механические блокировки применяемые на подстанции предусмотрены для исключения возможности:
- включения разъединителей на заземляющие ножи;
- включения заземляющих ножей на ошиновку не отделенную разъединителями от ошиновки находящейся под напряжением;
- отключения и включения разъединителями тока нагрузки;
- проникновения обслуживающего персонала в части электроустановки находящиеся под напряжением.
Методы ориентации позволяют лицам из числа обслуживающего персонала четко ориентироваться в электроустановках при выполнении работ и предостерегают их от ошибочных действий. Ориентация в электроустановках подстанции обеспечивается:
-маркировкой частей электрооборудования;
-предупредительными сигналами надписями и плакатами;
-предупреждающими знаками безопасности которые наносятся на корпуса электрооборудования двери шкафов КРУ и опоры;
-расположением и окраской неизолированных частей;
-световой сигнализацией.
Для обеспечения безопасности при производстве работ в электроустановках подстанции необходимо применять электрозащитные средства. Нормы комплектования электроустановок электрозащитными средствами приведены в табл. 19.
Таблица 19 – Нормы комплектования подстанции электрозащитными средст-
Напряжение электрооборудования
Указатель напряжения
Диэлектрические перчатки
Диэлектрические боты
Переносное заземление
Шланговый противогаз
Временные ограждения
Плакаты безопасности
Безопасность производства работ в электроустановках достигается выполнением организационных и технических мероприятий. К организационным мероприятиям относятся:
- утверждение перечней работ выполняемых по нарядам распоряжениям и в порядке текущей эксплуатации;
- назначение лиц ответственных за безопасное ведение работ;
- оформление работ нарядом распоряжением или утверждением перечня работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- подготовка рабочих мест;
- надзор во время ведения работ;
- перевод на другое рабочее место;
- оформление перерывов в работе и ее окончание.
Техническими мероприятиями являются:
- снятие напряжения с места работы и принятие мер препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;
- вывешивание запрещающих плакатов на приводах и ключах управления коммутационной аппаратурой;
- проверка отсутствия напряжения;
- установка заземлений;
- ограждение рабочих мест оставшегося под напряжением оборудования вывешивание плакатов безопасности.
2 Защитное заземление
В электроустановках напряжением до и выше 1000 В для обеспечения безопасности людей по условиям режимов работы сетей защиты электрооборудования от грозовых и других перенапряжений и т.д. должны быть сооружены заземляющие устройства и заземлены корпуса электрооборудования. При этом в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители: металлические конструкции арматура железобетонных конструкций в случаях допущенных ПУЭ трубопроводы и оборудование имеющие надежное соединение с землей. Если сопротивление этих заземлителей не удовлетворяет нормам необходимо устройство искусственных заземлителей.
При расчете заземляющего устройства определяются тип заземлителей их количество и место размещения а также сечение заземляющих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в соответствии с требованиями ПУЭ.
Выполним расчет контура заземления рассматриваемой подстанции напряжением 11010 кВ с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.
Исходные данные для расчета заземления:
) периметр подстанции Р = 80 + 80 +80 +80 = 320 м;
) напряжение заземляемого оборудования 110 и 10 кВ;
) нейтраль сети 110 кВ заземлена нейтраль сети 10 кВ изолирована;
) грунт - суглинок удельное сопротивление грунта ρ = 100 Ом ·м.
В качестве естественных заземлителей используем заземленные тросы двух подходящих к подстанции воздушных линий U = 110 кВ. Сопротивление троса каждой линии Rтр = 18 Ом.
Согласно ПУЭ заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше с током замыкания на землю более 500 А должно иметь сопротивление:
Определяем сопротивление естественного заземлителя двух линий:
Сопротивление естественного заземлителя больше допустимого:
Следовательно вместе с естественными заземлителями необходимо применять искусственные.
Требуемое сопротивление искусственных заземлителей:
В электроустановках напряжением выше 1000 В обязательно устройство контурного заземления когда заземлители располагаются по периметру защищаемой территории и соединяются посредством горизонтальных (протяженных) полос.
Применяем для заземления углубленные прутковые электроды из круглой стали диаметром d = 15 мм (0015 м) и длиной l = 5 м. Сопротивление одного электрода при ρ=100 Ом·м:
Общее число электродов определяется по формуле:
где - коэффициент экранирования зависящий от количества заземлителей
и их взаимного расположения. При размещении электродов по конту-
ру и отношении расстояния между ними к их длине а l = 1 коэффици-
ент экранирования = 035.
Принимаем общее количество электродов равным 58 шт.
Расстояние между электродами:
Соединительные полосы между электродами принимаем стальные размером 30х4 мм.
Полосовая сталь применяемая для электрической связи между электродами является дополнительным заземлением. Ввиду сравнительно большого сопротивления соединительных полос оно мало влияет на общее сопротивление заземляющего устройства и в практических расчетах не учитывается.
В установках с большими токами замыкания на землю заземлители и полосы связи следует располагать так чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение потенциала на площади занятой электрооборудованием.
Повышение напряжения до значения опасного для изоляции электроустановки рассчитанной на рабочее напряжение называется перенапряжением. Перенапряжения в электроустановках делятся на две группы: коммутационные (внутренние) и атмосферные (внешние).
Коммутационные перенапряжения возникают в электроустановках при изменении режима их работы например при отключении короткого замыкания включении или отключении нагрузки внезапном значительном изменении нагрузки. При этом выделяется запасенная в установке энергия определяющая кратность перенапряжения.
Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздействия на электроустановки грозовых разрядов. В отличие от коммутационных они не зависят от рабочего напряжения электроустановки. Атмосферные перенапряжения подразделяют на индуцированные и от прямого удара молнии.
Перенапряжения от прямого удара молнии наиболее опасны. Измерения показывают что токи молнии изменяются от 10 до 250 кА чаще всего их значения порядка 25 кА. Скорость изменения тока молнии (крутизна фронта волны тока) различна. Обычно для расчетов принимают 50 кАмкс при амплитуде тока 200 кА.
Для защиты электроустановок от атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы защитные тросы разрядники и защитные промежутки.
В соответствии с ПУЭ подстанции должны быть защищены от прямого удара молнии. Выполним расчет молниезащиты рассматриваемой подстанции. Исходные данные для расчета:
) размеры ОРУ-110 кВ: ширина – 40 м длина – 70 м;
) размеры ЗРУ-10 кВ: ширина – 10 м длина – 30 м высота – 10 м;
) высота зоны защиты ОРУ – 11 м.
Для защиты ОРУ от прямого удара молнии принимаем четыре стержневых молниеотвода высотой 25 м расположенных по углам прямоугольника. Зона защиты четырех стержневых молниеотводов на высоте защищаемого сооружения показана на рис. 23.
Радиусы защиты молниеотводов rх на высоте защищаемого сооружения определяются по формуле:
где h – высота молниеотвода;
hа – активная часть молниеотвода соответствующая его превышению
над высотой защищаемого объекта;
hх – высота защищаемого объекта;
р – поправочный коэффициент учитывающий высоту молниеотвода.
Для молниеотводов высотой h 30 м коэффициент р = 1.
Рисунок 23 - Зона защиты четырех стержневых молниеотводов
Определяем активную часть молниеотвода:
hа = h – hх = 25 – 11 = 14 м.
Радиус зоны защиты молниеотводов на высоте hх:
Расстояние между осями молниеотводов высотой h 30 м не должно превышать величину 7 hа. Таким образом:
Принимаем следующие расстояния между осями молниеотводов:
а1= 30 м; а2 = 50 м.
Необходимым условием защищенности всей площади на уровне hх для молниеотводов высотой h 30 м является отношение:
ha = 8 · 14 = 112 м;
Определяем фактическое значение D:
Следовательно условие D 8ha выполняется.
По кривым наименьших величин ширины зоны защиты двух стержневых молниеотводов высотой h 30 м при aha 7 определяем значения b2ha и
b 2ha = 091; b 2ha = 075.
b= 091 · 2ha = 091 · 2 · 14 = 255 м;
b = 075 · 2ha = 075 · 2 · 14 = 21 м.
b 2 = 255 2 = 128 м; b 2 = 21 2 = 105 м.
С учетом полученных значений b2 и b2 размеры зоны защиты на уровне высоты защищаемого объекта составят:
а1 + 2(b2) = 30 + 2 · 128 = 556 м;
а2 + 2(b2) = 50 + 2 · 105 = 71 м.
Как видно по результатам расчетов защищаемый объект – ОРУ подстанции – полностью вписывается в зону защиты молниеотводов.
Рассчитаем устройство молниезащиты здания ЗРУ-10 кВ подстанции. Принимаем к установке два стержневых молниеотвода высотой h = 20 м. Зона защиты двух стержневых молниеотводов показана на рис. 24.
Рисунок 24 – Зона защиты двойного стержневого молниеотвода
Расстояние по воздуху между молниеотводом и защищаемым зданием определяется по формуле:
где Ев = 500 кВм – напряженность электрического поля;
Uмакс – амплитудное импульсное напряжение определяемое по формуле:
Здесь Iм = 150 кА – ток молнии;
Rимп = 10 Ом – максимально допустимое импульсное сопротивление
h = 20 м – высота молниеотвода.
При расстоянии SB определенного по формулам (44) и (45) не произойдет пробоя между молниеотводом и защищаемым зданием.
Принимаем расстояние от молниеотводов до защищаемого здания 5 м.
С учетом длины защищаемого здания расстояние между молниеотводами составит:
а = 30 + 2 · 5 = 40 м.
Определяем величину активной части молниеотводов:
ha = h – hx = 20 – 10 = 10 м.
Расстояние между осями молниеотводов высотой h 30 м не должно превышать величину 7hа. Таким образом:
Следовательно условие выполняется.
Торцевые области зоны защиты двойного стержневого молниеотвода на уровне защищаемого здания определяются по формуле:
Наименьшая высота зоны защиты h0 для молниеотводов высотой до 30 м равна:
h0 = h – (а7) = 20 – (407) = 143 м.
Наименьшая ширина зоны защиты bх между молниеотводами на уровне hх определяется по кривым значений наименьшей ширины зоны защиты двух стержневых молниеотводов высотой h 30 м при аhа 7:
bх = 2 · 10 · 065 = 13 м.
Таким образом по результатам расчетов видно что защищаемое здание ЗРУ-10 кВ подстанции полностью вписывается в зону защиты двойного стержневого молниеотвода.
Экономическое обоснование дипломного проекта содержит определение проектных технико-экономических показателей капитальных затрат на строительство системы электроснабжения города расчёт ежегодных эксплуатационных расходов связанных с обслуживанием и ремонтом электрических сетей обеспечивающих поставку и распределение электрической энергии для потребителей а также расчёт дисконтированных показателей экономической эффективности проекта.
Исходные данные для расчета экономической эффективности проекта:
Нагрузка потребителей:
а) для домов с электроплитами - таблица 1
б) для домов с газовыми плитами - таблица 1
в) для общественных учреждений - таблица 2
г) для промышленных предприятий - таблица 4 .
Максимальное число часов использования нагрузки согласно ДБН 360 – 92
«Градостроительство планировка и застройка городов и сельских поселений»
а) для домов с электроплитами - 5800 ч
б) для домов с газовыми плитами - 5700 ч
в) для общественных учреждений - 4380 ч
г) для промышленных предприятий - 2509 ч.
Коэффициент нормативных технологических потерь электроэнергии согласно
постановления НКРЭ от 1.07.02 г. № 734 не более 1337%.
Нормативный срок строительства для электрических сетей до 150 кВ – 1 год
Период эксплуатации электрических сетей не менее 24 лет приложение 7.
Тариф на поставку электроэнергии для 2-й группы потребителей на апрель
05 г. составляет согласно постановления НКРЭ 208 грн. МВт ч.
Типы длины и количество кабельных линий на 3-х этапах электроснабжения:
а) от центра питания (ЦП) напряжением 10 кВ до распределительного пунта
(РП) напряжением 10 кВ;
б) от распределительного пункта (РП) напряжением 10 кВ до трансформа-
торных подстанций напряжением 1004 кВ;
в) от трансформаторных подстанций напряжением 1004 кВ до жилых до-
мов общественных учреждений промышленных предприятий.
Удельные капиталовложения (К) на 1км кабельных линий грн.км выбираются
в зависимости от типа кабельной линии по приложению 3 .
Стоимость трансформаторных подстанций выбирается в зависимости от типа
трансформаторов по приложению 4.
Стоимость распределительного пункта (РП) по приложению 5 .
1 Определение потребляемой электрической энергии по группам
1.1 Определить суммарную нагрузку для жилых домов с электроплитами согласно таблицы №1:
08 + 5432 + 2940 = 10 280 кВт
где - нагрузка жилых домов с электрическими плитами в зави-
симости от количества квартир.
1.2 Определить количество электрической энергии в кВт ч потребляемой за год жилыми домами с электроплитами:
280 5800 = 59624 000 кВт ч
где - максимальное число часов использования нагрузки за год для жилых
домов с электроплитами.
1.3 Определить суммарную нагрузку для жилых домов с газовыми плитами согласно таблицы №1:
24 + 1817 + 1568 = 5 009 кВт
где - нагрузка жилых домов с газовыми плитами в зависимости от
1.4 Определить количество электрической энергии в кВт ч потребляемой за год жилыми домами с газовыми плитами:
09 5700 = 28 551 300 кВт ч
где - максимальное число часов использования нагрузки за год для жи-
лых домов с газовыми плитами.
1.5 Определить количество электрической энергии потребляемой за год всеми общественными учреждениями:
66 4380 = 35 767 080 кВт ч
где - максимальная активная нагрузка всех общественных учреждений;
максимальное число часов использования нагрузки для общест-
1.6 Определить количество электроэнергии потребляемой за год машиностроительным метизным и химическим заводами при односменной работе:
(2500 + 3050 + 4100) 2509 = 24 211 850 кВт ч
1.7 Общее количество потребляемой за год активной энергии для всех потребителей:
= +++= 59624000 + 28551300 + 35767080 +
+ 24211850 = 148 154 230 кВт ч.
1.8 Общее количество потребляемой за год активной энергии с учетом потерь:
где - = 1337 % от ;
= 171 019 543 кВт ч;
D= - = 171019543 – 148154230 = 22 865 313 кВт ч.
2Определение величины капитальных вложений
Капитальные вложения – это инвестиции направленные на создание основных фондов которые определяются укрупненным методом. Расчет строительства представляет собой суммарную стоимость всей системы электроснабжения района города.
2.1 Стоимость строительства 18 трансформаторных подстанций (ТП1 – ТП18) с двумя силовыми трансформаторами 2 630 кВА (согласно таблицы 3):
- стоимость строительных работ - 75 643 грн.;
- стоимость монтажных работ - 13 263 грн.;
- стоимость оборудования - 99 740 грн.
Общая стоимость одной трансформаторной подстанции: КТП1= 188 646 грн.
Общая стоимость трансформаторных подстанций ТП1 – ТП18:
КТП1-ТП18 = 3 395 628 грн.
2.2 Определяем стоимость кабеля ААШвУ 3 50 и прокладки его в земляной траншее от ТП1 – ТП18 до распределительных пунктов РП-1 и РП-2.
Определяем общую длину двухлучевой распределительной сети:
Lобщ.=2==2·4·(750+500+500)+2·2·(300+500+500)=19 200 м
Стоимость одного погонного метра кабеля ААШвУ 3 50 с прокладкой его в земляной траншее:
КААШвУ 3 50 = 3313 грн.
Общая стоимость кабеля ААШвУ 3 50 составляет:
КААШвУ 3 50 = кААШвУ 3 50 × Lобщ.= 3313 ×19200 = 636 096 грн.
2.3 Стоимость двух распределительных пунктов РП–10 кВ выбираем согласно приложения 5.
Для двух секций на 6 отходящих линий стоимость РП–10 кВ составляет:
2.4 Определяем стоимость 8 кабельных линий проложенных в двух траншях кабелем ААШвУ 3 120 длиной 3 км от РП-10 кВ до ЦП 11010 кВ.
Стоимость одного погонного метра кабеля ААШвУ 3 120 составляет
КААШвУ 3 120 = 5313 грн. в соответствии с приложением 3.
КААШвУ 3 120 = КААШвУ 3 120 ×8LААШвУ 3 120 = 5313 × 8 × 3000 = 1 275 120 грн.
2.5 Стоимость ЦП – 11010 кВ с двумя трансформаторами по 25 МВА составляет 3 138 576 грн. согласно приложения.
КЦП = 3 138 576 грн.
2.6 Стоимость подключения 3-х промышленных предприятий кабелем
ААШвУ 395 длиной 1800 м:
КПРОМ.ПРЕДПР= КААШвУ 3 95 ×LААШвУ 3 95 = 4175 × 1800 = 75 150 грн.
2.7 Стоимость подключения жилых домов и общественных учреждений рассчитываем исходя из расхода 20 км кабеля АВВГ 370:
К Ж.Д. и ОБЩ.УЧР. = К АВВГ 3 70 ×LАВВГ 3 70 = 2967 × 20000 = 593 400 грн.
2.8 Капитальные вложения:
К=КТП1-ТП18+КААШвУ 3 50+КРП+КААШвУ 3 120 +КЦП+ КПРОМ.ПРЕДПР+К Ж.Д. и ОБЩ.УЧР =
=3395628+636096+140000+1275120+3138576+75150+593400=9253 970 грн.
Стоимость транспортно-заготовительных расходов составляет 6% от общей стоимости капитальных вложений.
2.9 Итого общая стоимость капитальных вложений с учетом транспортно-заготовительных расходов составляет:
К ОБЩ = К × 106 = 9253970 × 106 = 9809 208 грн.
3 Определение годовых эксплуатационных затрат и дохода по
энергоснабжению района города
3.1 Определение ежегодных затрат на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей по приложению 6.
Принимаем для линий напряжением 10 кВ ИОБСЛ. РЕМ.= 43% от Кобщ.:
ИОБСЛ. РЕМ.= 0043 Кобщ.= 0043 × 9809 208 = 421 796 грн.
3.2 Определение амортизационных отчислений по приложению 7.
Балансовая стоимость электрооборудования (ТП1–ТП18 РП ЦП) – это стоимость капитальных вложений в электрооборудование с учетом транспортно – заготовительных расходов:
Бст.эо.=(КТП1-ТП18 +КРП+КЦП)×106 =(3395628+140000+3138576)×106=6 674 204 грн.
Балансовая стоимость кабельных линий:
Бст.кл =(КААШвУ 3 50+КААШвУ 3 120+КААШВУ 3 95+КПРОМ.ПРЕДПР+КЖ.Д.и ОБЩ.УЧР) × 106 =
=(636096+1275120+75150+593400) × 106 = 2 734 552 грн.
Для электрооборудования На э.о. = 44%; ТН СЛУЖБЫ = 23 года.
Для кабельных линий На.к.л. = 4 %; ТН СЛУЖБЫ = 25 лет.
Иа= На.э.о. × На.к.л = Бст.эо. × На э.о. 100 + Бст.к.л. × На к.л.. 100 = 6674 204 × 0044 +
+ 2734 552 × 004 = 403 047 грн.
3.3 Прочие (общепроизводственные) годовые издержки:
Ипрочие = 055.× ИОБСЛ. РЕМ = 055× 421796 = 231 988 грн.
3.4 Определение доходов от поставки электроэнергии потребителям:
ДЭ = W×ТЭ= 148 154 230 × 0208 = 3081 608 грн.
3.5 Коммерческие издержки 3% от ДЭ:
ИКОМ = ДЭ × 003 = 3081 608 × 003 = 92 448 грн.
3.6 Суммарные издержки по энергоснабжению района города:
И S=ИОБСЛ. РЕМ.+Иа+ИПРОЧИЕ +ИКОМ =416053+403047+228829+92448 =
4 Определение финансовых показателей проекта
4.1 Определение себестоимости поставки 1 кВт × ч электроэнергии:
С1 кВтч = И S : W =1149279 : 148154230 = 00077 коп.кВт × ч.
4.2 Определение рентабельности продукции:
4.3 Определение эксплуатационных расходов (без амортизационных отчислений) для расчета показателей дисконтирования. Полученное значение ИЭКСПЛ заносим в графу 4 таблицы 20.
ИЭКСПЛ. = И S - Иа= 1149279 – 403047 = 746 232 грн.
4.4 Определение налогооблагаемой прибыли:
Пнал. = ДЭ - И S = 3081608 – 1149279 = 1 932 329 грн.
4.5 Определение налога на прибыль:
НПР = а × Пнал. =025 × 1932329 = 483 082 грн.
5 Расчет дисконтированных показателей проекта
5.1 Определение чистой дисконтированной прибыли:
где ПДС – чистая дисконтированная прибыль за весь срок эксплуатации
Т – расчетный срок эксплуатации
ДЭt - доход от реализации электроэнергии в год t в грн.
Иэкспл – эксплуатационные издержки в год t в грн.
Кt – капитальные затраты в год t в грн.
Нпрt – налог на прибыль в год t в грн.
- дисконтный множитель где ЕД1 = 5% ЕД2 = 15%
Все исходные данные для расчета прибыли заносим в таблицу 20.
Критерием эффективности инвестиций является положительное значение интегрального эффекта ПДС > 0.
При ЕД1 = 5% ПДСI = 14461760 грн. при ЕД2 = 15 % ПДС2 = 1772152 грн.
5.2 Определение дисконтированной среднегодовой рентабельности инвестиций (индекс доходности) PI:
Критерий экономической эффективности проекта по индексу доходности
РI1 = 476 > 1 и РI2 = 516 > 1 сохраняется.
5.3 Определим внутреннюю норму прибыли е (IRR):
Значение внутренней нормы рентабельности е = 16 % означает что на строительство выгодно брать кредиты под процент меньше расчетного значения 16 %.
Период возврата капитала (срок окупаемости проекта) равен году расчетного периода после которого кумулятивная (нарастающим итогом) сумма чистой дисконтированной прибыли переходит из отрицательных значений через 0 в положительные значения. Срок окупаемости проекта наступает на 8-м году расчетного периода. При этом сохраняется критерий эффективности капиталовложений
Токуп. Трасч. т.е. затраченные капиталовложения возвращаются до истечения расчетного периода.
В данном разделе будут рассмотрены вопросы касающиеся оценки устойчивости работы объекта энергетики к воздействию землетрясений и взрывов.
Под устойчивостью функционирования объекта понимается его способность выполнять свои функции в соответствии с назначением в условиях ЧС а в случае аварии восстанавливать свои функции в минимальные сроки.
Требования к устойчивости функционирования объектов в условиях ЧС заложены в Нормах проектирования инженерно-технических мероприятий ГО а также в разработанных на их основе ведомственных нормативных документах.
2 Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов
Пути и способы повышения устойчивости функционирования объекта в мирное и военное время разнообразны и определяются конкретными особенностями каждого объекта.
Выбор наиболее эффективных (в том числе и с экономической точки зрения) путей и способов повышения устойчивости функционирования объекта возможен только на основе тщательной оценки объекта энергетики как объекта ГО.
При проведении расчётов по оценке устойчивости объекта необходимо задать возможные максимальные значения параметров поражающих факторов характеристики объекта и его элементов.
Характер и степень ожидаемых разрушений на объекте могут быть определены для различных дискретных значений интенсивности землетрясения (в баллах) вызывающего в зданиях и сооружениях разрушения.
Целесообразным пределом повышения устойчивости считают такое значение сейсмической волны при котором восстановление повреждённого объекта возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении объектом слабых и средних разрушений).
Одной из причин крупных производственных аварий и катастроф являются взрывы которые обычно сопровождаются обрушениями и деформациями сооружений пожарами и выходами из строя энергосистем.
Поражающим фактором любого взрыва является ударная волна. Действие ударной волны на элементы сооружений характеризуются сложным комплексом нагрузок: прямое давление давление отражения давление затекания давление обтекания нагрузка от сейсмовзрывных волн. Действие ударной волны принято оценивать избыточным давлением во фронте ударной волны (ΔРф кПа). Избыточное давление ΔРф используется как характеристика сопротивляемости элементов сооружения действию ударной волны и для определения степени их разрушения и повреждения.
Степень и характер поражения сооружений при взрывах во время производственных аварий зависит от:
-мощности (тротилового эквивалента) взрыва;
-технической характеристики сооружения (конструкция прочность размер
тип – капитальные временные наземные подземные и др.);
-планировки объекта характеристики застройки;
-характера местности;
-метеорологических условий.
При прогнозировании последствий возможного взрыва предусматриваются три круговые зоны:
I – зона детонационной волны;
II – зона действия продуктов взрыва;
III – зона воздушной ударной волны.
Зона детонационной волны находится в пределах облака взрыва газо-воздушной смеси. В пределах зоны I действует избыточное давление которое можно принимать постоянным - Р1 = 1700 кПа.
Радиус зоны I (м) может быть определён по формуле:
где Q – количество сжиженного газа т.
Зона действия продуктов взрыва охватывает всю площадь разлета продуктов газовоздушной смеси в результате ее детонации.
где r = R–расстояние от центра взрыва до рассматриваемой точки в зоне IIм.
В зоне действия воздушной ударной волны (зона III) формируется фронт ударной волны распространяющийся по поверхности земли.
Одновременно с прохождением ударной волны происходит перемещение воздуха с большой скоростью. Сопротивляемость зданий и сооружений к воздействию ударной волны зависит от их конструкции размеров и других параметров. При воздействии ударной волны здания сооружения оборудование и коммунально-энергетические сети (КЭС) объекта могут быть разрушены в различной степени. Разрушения принято делить на: полные сильные средние и слабые.
Определим устойчивость трансформаторной подстанции к взрыву.
На объекте (трансформаторной подстанции) имеются трансформаторы кабельные подземные линии контрольно-измерительная аппаратура.
Возле ТП произошёл взрыв автоцистерны с 10 тоннами сжиженного пропана (Q = 10 т) расстояние до ТП 200 м (R = 200 м).
Необходимо оценить устойчивость ТП и выработать предложения по защите от последствий подобных аварий.
) Определяем радиус зоны детонационной волны (зоны I):
) Находим радиус зоны действия продуктов взрыва (зона II):
rII = 17 · r1 = 17 · 55 = 935 м.
) R > r1 > r11 следовательно данная ТП находимся в зоне III.
) Определяем относительную величину y:
) Определяем избыточное давление в зоне воздушной волны (зоны III)
) По таблице 1.4 [7] находим для ТП и оборудования избыточные давления DРф (кПа) вызывающие слабые средние сильные и полные разрушения:
-слабые – 25 35 кПа; средние – 80 120 кПа;
-сильные – 150 200 кПа; полные – 200 кПа;
- слабые – 30 50 кПа; средние – 50 70 кПа;
-сильные - 70 80 кПа; полные – 80 90 кПа;
в) кабельные подземные линии:
-слабые – 200 300 кПа; средние – 300 600 кПа;
-сильные – 600 1000 кПа; полные – 1500 кПа;
г) контрольно-измерительная аппаратура:
-слабые – 5 10 кПа; средние – 10 20 кПа;
-сильные – 20 30 кПа; полные – 30 кПа.
) Находим предел устойчивости ТП и всех видов оборудования. Пределом устойчивости любого элемента является нижняя граница средних разрушений – верхняя граница слабых разрушений. Таким образом предел устойчивости DРф:
а) здание ТП - 50 кПа;
б) трансформаторы - 50 кПа;
в) кабельные подземные линии - 300 кПа;
г) контрольно-измерительная аппаратура - 10 кПа;
) Определяем предел устойчивости ТП как предел устойчивости самого слабого элемента в данном случае – контрольно-измерительная аппаратура.
Объект устойчив если расчётное DРф меньше предела устойчивости объекта и неустойчив если DРф равно или больше предела устойчивости. В данном случае производство неустойчиво т.к. Рф lim Рф max. Для удобства оценки полученных результатов эти данные сводятся в таблицу 7.1.
Таблица 21 - Результаты оценки устойчивости ТП к воздействию воздушной удар-
Элементы объекта и их краткая характеристика
Степень разрушения при DРф кПа
Предел устойчивости элемента
Максимальные расчётные данные
Здание объекта антисейсмической конструкции
Технологическое оборудование:
Контрольно-измерительная аппаратура
Кабельные подземные линии
Определим степень разрушения всех элементов объекта оказавшихся в зоне III на удалении 200 м:
а) здание ТП - слабые разрушения;
б) трансформаторы -слабые разрушения;
в) контрольно-измерительная аппаратура - полные разрушения;
г) кабельные подземные линии – без разрушений.
Все оборудование и сооружения оказавшиеся в зоне I (r = 55м и DРф= 1700 кПа) будет полностью разрушено. В зоне II (r = 935 м и DРф > 300 кПа) будут полностью разрушены: здание ТП трансформаторы контрольно-измерительная аппаратура; кабельные подземные линии.
3 Оценка устойчивости объекта энергетики в условиях землетрясения
В природе существуют опасные природные явления или процессы геофизического геологического гидрофизического атмосферного биосферного и другого происхождения такого масштаба которые вызывают катастрофические ситуации характеризующиеся внезапным нарушением жизнедеятельности населения разрушением и уничтожением материальных ценностей поражением или гибелью людей.
По своему стихийному разрушающему действию не имеют себе равных среди стихийных бедствий землетрясения. По данным ЮНЕСКО землетрясениям принадлежит первое место по экономическому ущербу.
Любой объект энергетики должен иметь устойчивость к воздействию землетрясений для надёжной работы и непрерывности питания электроэнергией потребителей т.к. ни одно производство и население в том числе не может обходиться без электроэнергии. В этой связи все объекты кроме основного имеют и резервное питание.
На устойчивость функционирования объекта в ЧС влияют следующие факторы:
- надёжность защиты персонала от последствий стихийных бедствий аварий катастроф;
- способность инженерно-технического комплекса объекта в определённой степени противостоять этим воздействиям;
- надёжность системы снабжения топливом электроэнергией теплом водой и т.п.;
- устойчивость и непрерывность управления ГО и объекта в целом;
- подготовленность к ведению спасательных работ и работ по восстановлению функционирования объекта.
Требования к устойчивости функционирования объектов заложены в Нормах проектирования инженерно-технических мероприятий ГО а также в разработанных на их основе ведомственных документах.
Выбор наиболее эффективных (в том числе и с экономической точки зрения) путей и способов повышения устойчивости функционирования возможен только на основе всесторонней оценки объекта энергетики как объекта ГО.
Исходными данными для проведения расчётов по оценке устойчивости объекта являются: возможные максимальные значения параметров поражающих факторов характеристики объекта и его элементов.
Параметры поражающих факторов задаются штабом ГО или определяются расчётным путём.
Оценка степени устойчивости объекта к воздействию сейсмической волны заключается:
- в выявлении основных элементов объекта от которых зависит его функционирование;
- определении предела устойчивости каждого элемента (по нижней границе диапазона баллов вызывающих средние разрушения) и объекта в целом (по минимальному пределу входящих в его состав элементов);
- сопоставлении найденного предела устойчивости объекта с ожидаемым максимальным значением сейсмической волны и заключении о его устойчивости.
В выводах и предложениях на основе анализа результатов оценки устойчивости каждого элемента и объекта в целом даются рекомендации по целесообразности повышения устойчивости наиболее уязвимых элементов и объекта в целом. Целесообразным пределом повышения устойчивости принято считать такое значение сейсмической волны при котором восстановление повреждённого объекта возможно в короткие сроки и экономически оправдано (обычно при получении объектом слабых и средних разрушений).
Критерием устойчивости объекта к воздействию сейсмической волны при землетрясении является эквивалентное значение избыточного давления воздушной ударной волны при которой здания сооружения и оборудование ещё сохраняются или получают слабые разрушения. При этом разрушительное воздействие сейсмических волн по сложившейся международной практике приравнивается к действию ВУВ.
Определим устойчивость трансформаторной подстанции к землетрясению 7 баллов по шкале MSK-64. По таблице 3 [7] определяется характеристика данного землетрясения (табл. 22):
Таблица 22 – Характеристика землетрясения
Повреждения (трещины) в стенах каменных строений. Антисейсмичные а также деревянные строения не повреждаются.
По таблице 1.4[7] для ΔРф = 30 кПа находим что здания ТП получат слабые разрушения трансформаторы - слабые разрушения кабельные подземные линии - без разрушений контрольно-измерительная аппаратура - полное разрушение.
4 Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта
Электроэнергия поступающая на объект с разных трансформаторных подстанций должна быть закольцована что позволит отключать поврежденные участки и использовать сохранившиеся линии. Трансформаторные помещения распределительная аппаратура и приборы должны быть надежно защищены в том числе и от электромагнитного импульса. Кроме того электроэнергия должна поступать на объект с двух направлений при питании с одного направления необходимо предусматривать автономный (аварийный) источник (передвижную электростанцию).
Подготовка объекта к восстановлению жизнедеятельности предусматривает планирование первоочередных восстановительных работ по нескольким вариантам возможного повреждения и разрушения участков.
Наиболее важные производственные здания необходимо строить заглубленными или пониженной высоты по конструкции – лучше железобетонные с металлическим каркасом.
Повышение их устойчивости достигается устройством каркасов рам подкосов контрфорсов промежуточных опор для уменьшения пролета несущих конструкций. Невысокие сооружения для повышения их прочности частично обсыпаются грунтом.
При недостаточной устойчивости самого оборудования от действия скоростного напора ударной волны оно должно быть прочно закреплено на фундаментах анкерными болтами.
Защита инженерно-технического комплекса предусматривает сохранение материальной основы объекта: зданий и сооружений оборудования коммунальных и энергетических сетей.
Для обеспечения непрерывного управления необходимо иметь надёжно защищенные пункты управления АТС и радиоузел устройство для зарядки аккумуляторов АТС и питания радиоузла надежную связь с местными органами самоуправления вышестоящим начальником ГО и его штабом с формированиями на объекте; эффективную систему оповещения должностных лиц персонала объекта.
Дипломный проект выполнен в полном объёме в соответствии с заданием на дипломное проектирование. Тема дипломного проекта является актуальной для электрообеспечения городов тесно связана с вопросами эксплуатации электроэнергетической системы города и отвечает требованиям по энергосбережению в электроэнергетике.
Дипломный проект состоит из семи разделов. В первой (электрической) части дипломного проекта определены электрические нагрузки для района города с населением 63 тысячи жителей.
В результате разработки электрической части дипломного проекта установлено что для электрообеспечения района города с населением 63 тыс. жителей с соответствующим количеством общественных и коммунальных учреждений и промышленных предприятий необходимо в центре питания установить два трансформатора типа ТДН мощностью 25000 кВА каждый с суммарной нагрузкой Smax= 28039 кВА. После понижения напряжения в ЦП со 110 кВ на 10 кВ вся нагрузка более или менее равномерно распределяется по 18 ТП в каждой из которых устанавливается по два трансформатора типа ТМ мощностью 630 кВА каждый с нагрузкой на каждой ТП примерно 1050 кВА.
Произведён расчёт и определены сечения и марки кабелей подходящих к ТП и отходящих от ТП к жилым домам общественным и коммунальным объектам. Рассчитана распределительная сеть 038 кВ для шестнадцатиэтажного жилого дома. Выполнен расчёт токов короткого замыкания согласно задания выбраны коммутационные и защитные аппараты для питающих и распределительных сетей.
Выполнено регулирование напряжения с таким расчётом чтобы падение напряжения в распределительной сети не превышало допустимых значений. Определены потери электроэнергии и выбран вариант с наименьшими суммарными затратами как по капитальному сооружению так и по эксплутационным расходам.
В целом все поставленные задачи в электрической части дипломного проекта на тему "Электрообеспечение района города на 63 тысячи жителей" выполнены.
Коноплёв К.Г. Руководство по выполнению электрической части дипломных проектов по тематике «Электрообеспечение района города». – Севастополь СНИЯЭиП 2002. – 84 с.
Сборник заданий и методических указаний к практическим и лабораторным занятиям по дисциплине «Электрические сети и системы». Под ред. Коноплёва К.Г. – Севастополь СИЯЭиП 2003. – 40 с.
Патрикеев Л.Я. Анисимов О.Ю. Пособие по курсовому проектированию районной электрической сети в курсе «Электрические сети и системы». - Севастополь СИЯЭиП 2000. - 352 с.
Коноплёв К.Г. Трёхфазные короткие замыкания в электроэнергетических системах переменного тока и их тепловое и электродинамическое действие. - Севастополь СНИЯЭиП 2002. - 200 с.
Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 4-е перераб. и доп. М. «Энергия» 1971. – 624 с.
Бабурова Л.И. Зенова И.М. Методические указания по выполнению экономической части дипломного проекта на тему «Электрообеспечение района города» для специальности 7.090.603 «Электрические системы электропотребления» - Севастополь: СНИЯЭиП 2004.
Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В двух томах. М. «Энергия» 1972.
Грудинский П.Г. Чиликин М.Г. Электротехнический справочник. Изд. 4-е переработанное. Т.2
Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. Учебное пособие для вузов.- М. «Энергия» 1979.
Патрикеев Л.Я. «Электроснабжение промышленных предприятий» Учебное пособие для выполнения электрической части курсовых и дипломных проектов. Севастополь 2004.
Солдатин Л.А. Регулирование напряжения в городских сетях. «Энергия» М. 1976
Боровиков В.А. Косарев В.К. Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. Изд. 3-е переработанное. «Энергия» Л. 1977.
Бургсдорф В.В. Якобс А.И. Заземляющие устройства электроустановок. М. Энергоатомиздат 1987.
Липкин Б.Ю. Энергоснабжение промышленных предприятий и установок. М. Высшая школа 1990.

icon Содержание .doc

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 6
1 Расчёт нагрузки жилых домов 6
2 Расчёт нагрузок общественных зданий ..8
3 Определение расчётных нагрузок трансформаторных
4 Определение расчётной нагрузки промышленных предприятий ..15
5 Выбор схем построения и расчёт электрических сетей .15
6 Выбор числа и мощности трансформаторов в центре питания ..47
7 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения 49
8 Расчёт токов короткого замыкания 53
9 Выбор аппаратуры на подстанции напряжением 11010 кВ 56
10 Регулирование напряжения 59
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ: АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1 Назначение и виды испытаний ..63
2 Определение условий включения трансформаторов 65
3 Измерение электрического сопротивления обмоток постоянному току 66
4 Фазировка трансформаторов ..67
5 Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное
6 Испытание трансформаторного масла ..68
7 Измерение сопротивления изоляции обмоток ..70
8 Испытание трансформаторов повышенным напряжением .73
9 Измерение коэффициента трансформации 76
10 Проверка группы соединения обмоток 79
11 Испытания бака с радиаторами гидравлическим давлением
12 Измерение тока и потерь холостого хода 81
13 Испытание вводов 85
14 Организация и нормы эксплуатационных испытаний
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ..87
1 Назначение релейной защиты 87
2 Повреждения в электроустановках 88
3 Ненормальные режимы 89
4 Защита воздушных линий напряжением 110 кВ 89
5 Защита трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 110 кВ .90
6 Защита сборных шин ..94
7 Релейная защита кабельных линий напряжением 10 кВ 96
8 Релейная защита трансформаторов 1004 кВ ..97
9 Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ ..100
11 Расчёт параметров срабатывания защиты .103
МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ .105
1 Прокладка кабелей 105
2 Сдача кабельной линии в эксплуатацию .113
3 Эксплуатация кабельных линий ..114
1 Общие положения .119
2 Защитное заземление 121
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ..129
1 Определение потребляемой электрической энергии по группам
2 Определение величины капитальных вложений . ..131
3 Определение годовых эксплуатационных затрат и дохода по
энергоснабжению района города . 134
4 Определение финансовых показателей проекта . 134
5 Расчет дисконтированных показателей проекта .. ..137
ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА ..139
1 Основные сведения 139
2 Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов 139
3 Оценка устойчивости объекта энергетики в условиях землетрясения 143
4 Основные мероприятия по повышению устойчивости работы объекта..144
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.. .147

icon Содержание 1 лист.doc

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 6
1 Расчёт нагрузки жилых домов 6
2 Расчёт нагрузок общественных зданий ..8
3 Определение расчётных нагрузок трансформаторных
4 Определение расчётной нагрузки промышленных предприятий ..15
5 Выбор схем построения и расчёт электрических сетей .15
6 Выбор числа и мощности трансформаторов в центре питания ..47
7 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения 49
8 Расчёт токов короткого замыкания 53
9 Выбор аппаратуры на подстанции напряжением 11010 кВ 56
10 Регулирование напряжения 59
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ: АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1 Назначение и виды испытаний ..63
2 Определение условий включения трансформаторов 65
3 Измерение электрического сопротивления обмоток постоянному току 66
4 Фазировка трансформаторов ..67
5 Испытание трансформаторов включением толчком на номинальное
6 Испытание трансформаторного масла ..68
7 Измерение сопротивления изоляции обмоток ..70
8 Испытание трансформаторов повышенным напряжением .73
9 Измерение коэффициента трансформации 76
10 Проверка группы соединения обмоток 79
11 Испытания бака с радиаторами гидравлическим давлением
12 Измерение тока и потерь холостого хода 81
13 Испытание вводов 85
14 Организация и нормы эксплуатационных испытаний

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 11 часов 11 минут
up Наверх