Проект понижающей подстанции 110/10 кВ

ОРУ 110.cdw

Силовой трансформатор
Трансформатор напряжения
ВГП-110-II-202500 УХ1
РДЗ-СК1-1101000 УХЛ1
Ограничитель перенапряжения

однолинейка.cdw

Секционный выключатель
Трансформатор напряжения
электрических соединений
Питание от системы 110 кВ
Высокочастотный заградитель
РДЗ-СК2-1101000 УХЛ1
Линейный выключатель
ВГП-110-II-202500 УХ1
РДЗ-СК2-1101000 УЛХ1
РДЗ-СК1-1101000 УХЛ1
ВГП-110-II-202500 УХЛ1

курсовой проект 1.docx

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное автономное образовательное учреждение
«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»
По дисциплинемеждисциплинарному курсумодулю
Электрические станции и подстанции
Проект понижающей подстанции 11010 кВ
Направление подготовки специальность:
03.02 электроэнергетика и электротехника
(код и наименование)
Соловьёв И.И. доцентк.т.н.
(Ф.И.О. руководителя должность уч. степень звание)
Признать что работа выполнена и защищена с отметкой
(подпись руководителя)
Кафедра электроэнергетики и электротехники
(наименование кафедры)
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Электрическим станциям и подстанциям
(наименование дисциплины)
Рогачевой Елизавете Андреевне
(фамилия имя отчество студента)
03.02 «Электроэнергетика и электротехника»
(код и наименование направления подготовкиспециальности)
Количество отходящих линий
Нагрузка по категориям
Таблица 1 - Технические данные проектируемой подстанции
Таблица 2 -Суточный график нагрузки подстанции
Таблица 3 - Тип подстанции и тип выключателя на головной подстанции 2020
Способ ограничения токов КЗ
Ро – трансформатор с расщеплённой обмоткой.
График электрических нагрузок7
Выбор трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции10
Выбор типа распределительного устройства и изоляции по условию загрязнения атмосферы13
Выбор вариантов главной схемы электрических соединений и их технико-экономическое сравнение15
Технико-экономическое сравнение19
Расчёт токов короткого замыкания21
Мероприятия по ограницению токов короткого замыканий29
Выбор высоковольтной аппаратуры и токоведущих частей на сторонЕ 110 кВ32
1 Выбор выключателей на стороне 110 кВ32
2 Выбор разъединителей35
3 Выбор токоведущих частей на стороне 110 кВ37
4 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ38
5 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ39
Выбор высоковольтной аппаратуры и токоведущих частей на стороне 10 кВ41
1 Выбор комплектных распределительных устройств на стороне 10 кВ41
2 Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ47
3 Выбор шин в цепи низшего напряжения50
4 Выбор изоляторов на стороне низшего напряжения53
5 Выбор питающих кабелей на стороне низшего напряжения54
6 Выбор трансформатора напряжения на стороне низшего напряжения56
Выбор схем собственных нужд подстанции и источников оперативного тока57
Выбор релейной зашиты и автоматики59
Компоновка и конструктивная часть подстанции62
Техника безопасности и противопожарные мероприятия64
1 Техника безопасности при установке заземлений на ВЛ:64
2 Пожарная безопасность66
Список использованных источников70
Цель курсового проекта – практическое применение и закрепление знаний полученных в курсе «Электрические станции и подстанции» приобретение навыков расчётной проектно-конструкторской работы углублённое изучение электрических схем оборудования и компоновки электрических подстанций.
Электроэнергетика - это часть топливно-энергетического комплекса которая занимается производством электрической энергии и передачей её потребителю. Значение электроэнергетики очень велико в хозяйстве страны и её людей. От неё зависит развитие производства и обеспечение жизнедеятельности населения поэтому специалистам крайне важно уметь работать над различными составляющими электроэнергетической отрасли самыми распространёнными из которых являются электрические подстанции.
В данной работе будет спроектирована электрическая подстанция. Так как проектируемая подстанция – проходная её основное назначение - подключение потребителя к двум воздушным линиям на стороне высокого напряжения. К подстанции подключены потребители всех категорий надёжности электроснабжения.
ГРАФИК ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Составим таблицу суточных нагрузок полной активной и реактивной мощностей проектируемой подстанции.
Для этого используем нижеприведённые формулы:
Полная мощность каждого промежутка времени вычисляется по формуле:
где – доля потребляемой максимальной мощности;
– максимальная нагрузка МВА.
Активная мощность каждого промежутка времени вычисляется по формуле:
где – коэффициент мощности;
Реактивная мощностькажодого промежутка времени вычисляется по формуле:
Все полученные данные сведём в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 – Суточные нагрузки полной активной и реактивной мощностей
На основании табличных данных суточных нагрузок указанных в задании были построены суточные графики зависимости активной реактивной и полной мощности проектируемой подстанции.
Рисунок 1.1 – Суточный график зависимости полной мощности от времени
Рисунок 1.2 - Суточный график зависимости активной мощности от времени
Рисунок 1.3 - Суточный график зависимости реактивной мощности от времени
На основании полученных данных электрических нагрузок подстанции определяются основные величины и коэффициенты характеризующие режимы работы подстанции:
среднесуточная мощность:
максимальная суточная нагрузка
коэффициент заполнения суточного графика нагрузок:
среднесуточная активная мощность:
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ (АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ) ПОДСТАНЦИИ
Выбор трансформаторов заключается в определении их числа типа и номинальной мощности. Так как 30% нагрузки подстанции – первая категория и 30% - вторая категория принимаем решение по сооружению двухтрансформаторной подстанции.
Выбор мощности трансформаторов производится с учётом его перегрузочной способности. При выходе из строя одного трансформатора оставшиеся в период спада нагрузки должны обеспечить электроснабжение всех потребителей (1 2 и 3 категории) [1]. При нагрузке потребители 3 категории отключаются. При отсутствии в электрических сетях резервных трансформаторов возможен выбор двухтрансформаторной подстанции по условию:
где – ориентировочная номинальная мощность трансформатора
Выбираем трансформатор ТРДН-25000110-У1 трёхфазный трёхобмоточный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с наличием системы регулирования напряжения под нагрузкой [2]. Его параметры занесём в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Параметры трансформатора
Производим проверку выбора трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции. Для этого необходимо выполнение условия выражения:
где - максимальная нагрузка на шинах ВН подстанции;
– доля потребителей 1-й и 2-й категории в общей нагрузке подстанций;;
Время работы с перегрузкой в 14 раза для трансформаторов с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла составляет 4 часа этого времени должно хватить для оперативного ремонта или замены трансформатора.
Для проверки выбранных трансформаторов по систематической суточной перегрузочной способности при вынужденном или плановом ремонте одного из них используют график нагрузок. Принимаем что напряжение на трансформаторах подстанции изменяется незначительно. Это даёт нам возможность использовать в расчётах не ток а полную мощность.
Нанесём на суточный график нагрузки прямую где – номинальная мощность трансформатора.
Верхняя часть графика отсекаемая прямой является зоной перегрузки. Далее определяем эквивалентную нагрузку за промежуток времени предшествующий перегрузке
где – нагрузка на различных ступенях графика длительностью соответственно .
Определяем коэффициент предварительной загрузки по формуле:
Определяем коэффициент систематической перегрузки по формуле:
По нормам максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов соответствующим типу трансформатора температуре охлаждающей среды времени перегрузки определяем допустимый коэффициент перегрузки [3 с. 52].
Т.к. т.е. то делаем вывод что трансформаторы выбраны верно.
ВЫБОР ТИПА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА И ИЗОЛЯЦИИ ПО УСЛОВИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ
Подстанция напряжением 110 кВ расположена в районе со второй степенью загрязнённости атмосферы (сельскохозяйственные угодья где применяются химические удобрения гербициды; промышленные районы). Исходя из этого выбираем открытый тип РУ.
Для напряжения 110 кВ нормированная эффективная удельная длина пути утечки смкВ равна:
–для поддерживающих гирлянд порталов и воздушных линий
–для внешней изоляции электрооборудования
Для выбора размера изоляционной конструкции определяется требуемая длина пути утечки L см по формуле:
где – поправочный коэффициент для различных условий и изоляторов;
– наибольшее рабочее межфазное напряжение
Длина утечки для внешней изоляции электрооборудования :
Выбираем [4 с. 96] изолятор опорно-стержневой полимерный ОСК 10-110-А-2 УХЛ1.
Параметры выбранного изолятора занесём в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 – Параметры ОСК 10-110-А-2 УХЛ1
Номинальное напряжение кВ
Испытательное напряжение полного грозового импульса кВ
Нормированная механическая
разрушающая сила при изгибе кН
Длина пути утечки см
Выберем проходной изолятор на стороне 10 кВ. Для этого рассчитаем нормальный расчётный ток :
где – максимальная нагрузка на шинах ВН подстанции таблица 1
– номинальное напряжение низкой ступени .
По нормальному расчётному току и номинальному напряжению выбираем [4 с. 107] ИПК 102000-1250УХЛ1 параметры заносим в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Параметры ИПК 102000-IVIV УХЛ1
Минимальная разрушающая сила на изгиб кН
Длина пути утечки для поддержания гирлянд порталов и воздушных линий см:
По длине утечки выбираем [4 с. 55] линейный подвесной полимерный изолятор марки ЛК 70110-И-2 СП с гидрофобным покрытием параметры заносим в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 – Параметры ЛК 70110- И-2 СП
Выдерживаемое напряжение кВ
Минимальная механическая разрушающая нагрузка кН
ВЫБОР ВАРИАНТОВ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ И ИХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ
Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием типовых схем РУ 35-750 кВ. По [5 раздел 4.4] выбираем предварительно 3 варианта исполнения РУ ВН: 110-5Н и 110-7. Исполнение РУ НН для всех вариантов примем с двумя секционированными системами шин.
Мостиковые схемы применяются на стороне ВН ПС 35 110 и 220 кВ при четырёх присоединениях (2 ВЛ + 2 Т) и необходимости осуществления секционирования сети [7 §1.6.1]
Схема 7-четырехугольник [6 §1.7.1] применяется в РУ напряжением 110 750 кВ для 2-х трансформаторных ПС питаемых по 2 ВЛ. В этих схемах каждое присоединение коммутируется двумя выключателями. В то же время эти схемы очень экономичны.
Рисунок 3.1 – Схема 110-5Н
Рисунок 3.2 – Схема 110-5АН
Рисунок 3.2 – Схема 7-четырехугольник
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ
Произведём технико-экономическое сравнение вариантов схем на основе сопоставления приведённых затрат [7].
где – нормативный коэффициент экономической эффективности ;
– капиталовложения необходимые для сооружения подстанции;
– годовые эксплуатационные расходы;
– ущерб; так как определение ущерба затруднено то сравнение произведём по укороченной формуле расчётных затрат (без ущерба).
Годовые эксплуатационные расходы
где – амортизационные отчисления руб.год
где – норма амортизационных отчислений % принимаем равной 94 для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств напряжением до 150 кВ по [3 табл. 10.2];
– издержки на обслуживание электроустановки пренебрегаем ими;
– издержки вызванные потерями электроэнергии в электроустановке за год руб.год
где – средняя себестоимость электроэнергии
– годовые потери электроэнергии в электроустановке кВтч
где – количество трансформаторов;
– потери мощности холостого хода;
– - потери мощности короткого замыкания;
– продолжительность работы трансформатора ч принимаем
– время наибольших потерь ч определяется по [3 рисунок 10.1] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки
По [3 рисунок 10.1]
Потери электроэнергии в трансформаторах в течение года по (4.5) для трансформатора ТРДН-2500010
Так как РУ НН в различных вариантах одинаковы то произведём сравнение по капиталовложениям РУ ВН. Результаты сведём в табл. 4.1. Для оценки стоимости предварительно выбираем высоковольтные выключатели ВГП-110-201000 цена 750000 тыс.руб. [8] разъединители РГП-1101250 цена за 1100000 руб [9].
Таблица 4.1 – Сравнение капитальных затрат
Наименование элемента
Высоковольтный выключатель
Капитальные затраты тыс. руб.
Годовые эксплуатационные издержки:
Минимальные приведенные затраты:
Схемы №1 и №2 одинаковы по затратам но по надежности электроснабжения предпочтительнее вариант №2 т. е. схема 110-5АН так как там выключатель находится со стороны линии.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора электрооборудования шин кабелей необходимо знать токи короткого замыкания. Для этого определим ток трёхфазного замыкания. Точки К1 и К2 выберем на сторонах НН и ВН соответственно.
Рисунок 5.1 – Схема замещения КЗ в точке 1 2
Предположим что подстанция имеет связь с энергосистемой только на стороне высшего напряжения. Составляем схему замещения и определяем параметры элементов схемы замещения в относительных единицах.
Рассчитаем параметры элементов схемы замещения в относительных единицах:
)Расчёт параметров системы:
)Расчёт параметров линий электропередачи
Для того чтобы рассчитать сопротивление линии надо определить марку провода. Для этого рассчитаем ток в нормальном режиме
где – максимальная мощность подстанции
– номинальное напряжение сети ;
Определим сечение провода:
где – номинальное сечение провода мм2;
– плотность тока в проводнике по [1 табл. 1.3.36] принимаем
По [3 табл. 7.39] выбираем провод марки АС – 9516.
Расчётные характеристики провода АС – 9516:
Проверим выбранный провод по нагреву.
Ток форсированного режима:
Условие проверки линии по нагреву
Условие (5.8) выполняется.
Рассчитаем сопротивление двух параллельных линий:
)Расчёт параметров трансформатора
)Параметры обобщённой нагрузки
Предположим что нагрузка равномерно распределена по отходящим линиям.
где – среднее номинальное напряжение принимаем
Найдем токи короткого замыкания в точках К-1 К-2:
Рисунок 6.4 – Упрощённая схема замещения для расчёта тока КЗ в точке К1
На схеме 6.4 сопротивление – совокупное сопротивление двух параллельно соединённых линий и системы находится путём последовательного и параллельного сложения сопротивлений нагрузки и обмоток трансформатора
Общее сопротивление системы будет найдено как результат параллельного сложения сопротивлений и
Эквивалентная ЭДС двух параллельно соединённых источников находится по формуле [12 стр. 108]:
Ток КЗ на шинах РУ ВН будет равен:
Постоянная времени (К-1):
где и - соответственно относительные активное и реактивное сопротивления цепи относительно точки КЗ;
- угловая частота радс;
- частота тока в цепи Гц;
Ударный ток в точке К1
Рисунок 6.2 – Схема замещения КЗ-2 упрощенная для расчётов по контурным токам. Римскими цифрами обозначены номера контуров. Направление обхода контуров – по часовой стрелке
Матрица контурных сопротивлений примет вид:
Матрица контурных ЭДС:
Матрицу контурных токов найдём по формуле:
Относительное значение тока КЗ в этом случае будет равно:
Найдём действующее значение тока
Общее сопротивление цепи найдём последовательным сворачиванием цепи получим:
Постоянная времени К-2 будет находиться по формуле:
Рассчитаем ударный ток на низкой стороне
Полученные результаты сводим в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Токи трёхфазного короткого замыкания
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОГРАНИЦЕНИЮ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЙ
Мероприятия по ограничению токов короткого замыкания позволяют применять более дешёвое электрооборудование с более низкими параметрами уменьшить сечения кабелей отходящих от РУ распределительных линий.
В схеме подстанции предусмотрим такое мероприятие как применение трансформаторов с расщеплёнными обмотками. Схема приведена на рисунке 7.1
Рисунок 7.1 – Главная схема электрических соединений с трансформаторами без расщепления обмотки
Расчёт будем вести также при одном отключенном трансформаторе. Изобразим схему замещения на рисунке 7.2.
Рисунок 7.2 – Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания с трансформаторами без расщепления обмотки
В качестве аналогичного двухобмоточного трансформатора рассмотрим трансформатор ТДН-25000110 трёхфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла с наличием системы регулирования напряжения под нагрузкой [2]. Его параметры занесём в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Параметры трансформатора
Параметры двухобмоточного трансформатора в относительных единицах:
Дальнейший расчёт токов КЗ аналогичен расчёту с трансформатором с расщеплённой обмоткой. Полученные результаты сведём в таблицу и сравним ч результатами расчёта короткого замыкания в схеме с трансформатором с расщеплённой обмоткой.
Таблица 7.1 – Токи трёхфазного короткого замыкания
Из расчётов видно что применение трансформаторов с расщеплёнными обмотками позволяет снизить токи короткого замыкания позволяет снизить ток короткого трёхфазного замыкания на стороне НН более чем на 60% что позволяет выбрать более дешёвое оборудование.
ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ НА СТОРОНЕ 110 КВ
1 Выбор выключателей на стороне 110 кВ
Для рассмотрения примем элегазовые выключатели так как они имеют больший ресурс чем баковые и маломасляные к тому же не содержат пожароопасного трансформаторного масла.
Из [8] выберем и проверим выключатель ВГП – 110 II – 202500УХЛ1.
Таблица 8.1 - Паспортные данные на выключатель ВГП – 110 II – 202500УХЛ1
Номинальный ток отключения кА
Нормированное содержание апериодической составляющей %
Ток термической стойкости кА допустимое время его действия с
Предельный сквозной ток кА
Начальное действующее значение периодической составляющей
Номинальный ток включения кА
Полное время отключения выключателя с
Проверка выключателя:
)проверка по номинальному напряжению:
где – номинальная напряжение выключателя = 110 кВ.
– номинальное напряжение сети = 110 кВ.
)проверка по номинальному току:
где – номинальный ток выключателя = 2500 А.
– ток форсированного режима
)Проверка выключателя на включающую способность
где – наибольший пик номинального тока включения выключателя
– начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения ;
- ударный коэффициент ;
– действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания
Условие выполняется.
)Проверка выключателя на отключающую способность
По действующему значению тока КЗ в данный момент времени:
где –номинальный ток отключения ;
- периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени . Так как системы удалены от места короткого замыкания .
. - время срабатывания релейной защиты ;
- полное время отключения выключателя ;
По апериодической составляющей тока КЗ в данный момент времени:
где - нормированное содержание апериодической составляющей ;
)Проверка выключателя по динамической стойкости
где – нормированный сквозной ток .
– наибольший пик сквозного тока
)Проверка выключателя по термической стойкости
где – ток термической стойкости ;
– допустимое время действия тока термической стойкости ;
– тепловой импульс возникающий при КЗ;
- собственное время отключения выключателя .
– постоянная времени .
Окончательно принимаем к установке выключатели типа ВГП – 110 II – 202500 УХЛ1.
Таблица 8.1.2 - Проверка выбранного выключателя
Обозначение и формулы
Номинальный ток включения кА:
-периодический (действ. зн.)
Номинальный ток отключения кА:
Предельный сквозной ток кА:
Номинальный тепловой импульс кА2с
2 Выбор разъединителей
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальное напряжение сети .
Для ЗРУ 110 кВ проверим разъединитель РДЗ-СК-1101000 УХ1 [10].
Таблица 8.2.1 – Технические характеристики разъединителя РДЗ-СК-1101000 УХ1.
Ток термической стойкости кА
Время протекания тока термической стойкости с
)Проверка разъединителя по динамической стойкости
- собственное время отключения разъединителя .
Таблица 8.2.2 - Проверка выбранного разъединителя
Длительный максимальный ток А
Номинальный ток дин. стойкости кА:
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость) кА2с
Так как разъединитель удовлетворяет всем условиям проверки то принимаем к установке РДЗ-СК-1101000 УХ1.
3 Выбор токоведущих частей на стороне 110 кВ
На стороне 110 кВ электрические аппараты соединяются сталеалюминевыми проводами.
Выбор по току нормального режима возьмём из пункта расчётов тока КЗ был выбран кабель АС – 9516.
Проверку по допустимому нагреву провод также прошёл.
Проверка провода по термической стойкости:
где - тепловой удар найденный при расчёте выключателей на 110 кВ кА2с;
4 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ
где - номинальное напряжение трансформатора тока;
где – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока;
- ток нормального режима .
Выбираем трансформатор тока ТОЛ-110 III-0510Р-2005-УХЛ1 [11].
Таблица 8.4.1 – Параметры измерительного трансформатора
Для выбранного трансформатора должно выполняться условие:
где –допустимый коэффициент перегрузки [3 табл.1.30].
)Проверка по динамической стойкости:
где – ударный ток короткого замыкания ;
–номинальная предельная кратность .
)Проверка по термической стойкости:
– тепловой импульс возникающий при КЗ .
Окончательно принимаем к установке трансформатор ТОЛ-110 III-0510Р-2005-УХЛ1 что соответствуем приборам учета релейной защиты и автоматики. Во вторичные обмотки трансформаторов тока включаем амперметры Э350 а также счетчики электроэнергии трехфазные Меркурий 230 ART.
Таблица 8.4.2 – Проверка трансформатора тока ТОЛ-110 III-0510Р-2005-УХЛ1
Динамическая стойкость кА:
Номинальный тепловой импульс (термическая стойкость)
Аналогично выберем и проверим измерительные трансформаторы тока у разъединителей и силовых трансформаторов результаты занесём в таблицу 8.4.3.
Таблица 8.4.3 – Проверка трансформатора тока ТОЛ-110 III-0510Р-2005-УХЛ1
5 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ
Принимаем трансформатор типа НАМИ-110 УХЛ1 - трансформатор напряжения антирезонансный [12].
Класс точности – 3Р что соответствует требованиям для подключения автоматики и релейной защиты.
Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаем вольтметр Э350 и в качестве счетчика электроэнергии трехфазный счетчик Меркурий 230 ART.
Для защиты оборудования подстанции от набегающих волн перенапряжений следует установить ограничители перенапряжений- ОПН-110 УХЛ2.
ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ НА СТОРОНЕ 10 КВ
1 Выбор комплектных распределительных устройств на стороне 10 кВ
На стороне 10 кВ будет выполнено закрытое распределительное устройство укомплектованное шкафами КРУ серии D-12P [13]. Для КРУ включенных после низшей обмотки трансформаторов установим вакуумные выключатели так как они самые прогрессивные [14]. Технические характеристики ячейки КРУ серии D-12P занесём в таблицу 9.1.1. Данные выключателя занесём в таблицу 9.1.2.
Таблица 9.1.1 – Технические характеристики ячейки КРУ
Номинальный ток главных цепей А
Номинальный ток сборных шин А
Номинальный ток отключения выключателя кА
)Выбор выключателя по напряжению.
где - максимальная мощность подстанции ;
– номинальный ток выключателя;
.- ток форсированного режима.
Выбираем выключатель типа ВВЭ -10- 201000 У3 [14].
Таблица 9.1.2 – Технические характеристики выключателя ВВЭ -10- 201000 У3.
)Проверка выключателя на включающую способность.
– действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания .
)Проверка выключателя на отключающую способность.
- собственное время отключения выключателя ;
)Проверка выключателя по динамической стойкости.
)Проверка выключателя по термической стойкости.
Окончательно принимаем к установке выключатели типа ВВЭ -10- 201000 У3.
Оформим результаты проверки в виде таблицы 9.1.3
Таблица 9.1.3 - Проверка выбранного выключателя
Подберем ячейку КРУ D-12P и вакуумный выключатель к ней для установки между секций шин.
Технические характеристики ячейки КРУ серии D-12P занесём в таблицу 9.1.4. Данные выключателя занесём в таблицу 9.1.5.
Таблица 9.1.4 – Технические характеристики ячейки КРУ
Выбираем выключатель типа ВВЭ -10- 201000 У3 [11].
Таблица 9.1.5 – Технические характеристики выключателя ВВЭ -10- 201000 У3.
Дальнейший расчёт аналогичен выбору выключателя ввода.
Оформим результаты проверки в виде таблицы 9.1.6
Таблица 9.1.6 - Проверка выбранного выключателя
Необходимо подобрать ячейку КРУ D-12P и вакуумный выключатель к ней для установки на отходящие линии к потребителям.
Технические характеристики ячейки КРУ приведены в таблице 9.1.7. Данные выключателя занесём в таблицу 9.1.8.
Таблица 9.1.7 – Технические характеристики ячейки КРУ
Выбираем выключатель типа ВВЭ -10- 20630 У3 [11].
Таблица 9.1.8 – Технические характеристики выключателя ВВЭ -10- 20630 У3.
Нач. действ. значение период. составляющей
Дальнейший расчёт аналогичен. Оформим результаты проверки в виде таблицы 9.1.9
Таблица 9.1.9 - Проверка выбранного выключателя
2 Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ
Конструкция ячеек КРУ предполагает установку трансформаторов тока с классом точности – 05 предназначенных для подключения приборов для учета электроэнергии. Произведем выбор и проверку трансформаторов тока в КРУ выключателя ввода секционного выключателя и на отходящие линии а также выберем приборы учета электроэнергии. Во вторичную обмотку включаем цифровой электроизмерительный трехфазный прибор Меркурий 233 ART2.
Выбор трансформатора тока в КРУ выключателя ввода.
)Выбор по напряжению:
Выбираем трансформатор тока ТОЛ-10- 0510Р- 10005 У3 [11].
Таблица 9.1.1 – Паспортные данные ТОЛ10–I–0510р–20005 У3
где – кратность тока термической стойкости ;
– тепловой импульс возникающий при КЗ ;
Таблица 9.1.2 – Проверка ТОЛ10–I–0510р–20005 У3
Номинальный тепловой импульс
Окончательно принимаем к установке в КРУ выключателей ввода трансформаторы тока ТПЛ-10- 0.510Р- 20005 У3 во вторичные обмотки которых подключены амперметры Э350 а также трехфазные счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART.
Производим выбор трансформатора тока в КРУ секционного выключателя.
Таблица 9.1.3 – Паспортные данные ТОЛ10–I–0510р–10005 У3
Дальнейшую проверку проводим аналогично результаты занесём в таблицу 9.1.4.
Таблица 9.1.4 – Проверка ТОЛ10–I–0510р–10005 У3
Окончательно принимаем к установке в КРУ выключателей ввода трансформаторы тока ТОЛ-10–0510Р-10005 У3 во вторичные обмотки которых подключены амперметры Э350 а также трехфазные счетчики электроэнергии Меркурий 230 ART.
Производим выбор трансформатора тока в КРУ линейных выключателей.
Выбираем трансформатор тока ТОЛ-10-0510Р- 2005 У3 [11].
Таблица 9.2.5 – Паспортные данные ТОЛ10–I–0510р–2005 У3
Дальнейшую проверку проводим аналогично результаты занесём в таблицу 9.2.6.
Таблица 9.2.6 – Проверка ТОЛ10–I–0510р–2005 У3
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке трансформатор тока ТОЛ-10-I-0510р-2005 У3 данного типа. Установим его в ячейки КРУ D-12P на отходящих к потребителям линиях. Во вторичную обмотку включаем цифровой электроизмерительный прибор трехфазный Меркурий 233 ART2.
3 Выбор шин в цепи низшего напряжения
В ЗРУ 6-10 кВ сборные шины выполняются жёсткими алюминиевыми шинами которые позволяют сделать РУ более компактным. Выберем прямоугольные шины так как они являются более экономичными. Объясняется это тем что при одинаковой площади поперечного сечения прямоугольные шины лучше охлаждаются из-за большей поверхности охлаждения. К тому же в прямоугольных шинах менее выражен поверхностный эффект меньше электрическое сопротивление.
Сечение проводника по экономической плотности тока:
где - плотность тока в проводнике Амм2 11 Амм2 [3 табл.10.1];
По полученным данным выбираем сечение алюминиевых шин. Выбираем четырёхполосные алюминиевые шины с размерами 120x10 [3 табл.7.2].
Таблица 9.3.1 – Номинальные параметры алюминиевой шины 10х120
)Проверка по длительно допустимому току.
Для выбранной шины должно выполняться условие:
где - допустимый продолжительный ток [3 табл. 7.3];
– температурный коэффициент:
где – продолжительная допустимая температура [3 табл. 1.12];
. – номинальная температура окружающей среды ;
– эквивалентная температура окружающей среды
.- коэффициент аварийной перегрузки. Принимаем .
- ток форсированного режима:
)Проверка шины по термической стойкости:
)Проверка шины по электродинамической стойкости.
где - допустимое напряжение в материале шин ; [3 табл. 1.16].
Рисунок 8.6.1- Расположение шин на изоляторах
По таблице 4.2.7 [1] для 10 кВ определяем a = 013 м.
Рассчитаем момент инерции J и момент сопротивления W:
где – размеры сечения шины.
Для многопролетных шин с совершенно жесткими изоляторами
Рассчитаем первую частоту собственных колебаний предварительно приняв длину пролета:
где – модуль Юнга для электротехнического алюминия ;
– масса 1 метра шины [1 таблица 7.2].
Определим наибольшие электродинамические нагрузки при трехфазном КЗ:
Определим максимальное напряжение в материале шины.
где - динамический коэффициент
Шина не изогнется под действием электродинамической нагрузки.
4 Выбор изоляторов на стороне 10 кВ
Выберем и рассчитаем опорные изоляторы для жестких шин.
Нагрузка на изолятор:
Из [4 c. 80] выбираем опорный изолятор марки ОСК-3-10 УХЛ2.
Таблица 9.4.1– Технические характеристики изолятора ОСК-3-10 УХЛ2.
Высота изолятора. Н мм
Расстояние от вершины изолятора до центра масс шины
Т.к. отношение то допустимое напряжение на изолятор:
Все условия выбора выполняются. Принимаем к установке изоляторы ОСК-3-10 УХЛ2.
5 Выбор питающих кабелей на стороне 10 кВ
На проектируемой подстанции принимаем к установке трехжильные кабеля на 10 кВ прокладываемые в земле с алюминиевыми жилами. Прокладку кабелей осуществляем в лотках. При выборе сечения токопроводящей жилы примем что нагрузка распределена равномерно по отходящим линиям.
Предварительно примем кабель АПвЭВнг 3х300 [15]. Длительно допустимый ток для одного кабеля равен
Таблица 9.5.1 – Номинальные параметры кабеля
)Произведем проверку по длительно допустимому току:
где - предельный расчетный ток А; ;
- поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;
- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей; принимаем что кабеля проложены в двух траншеях по пять кабелей в каждой с расстоянием между их осями 100 мм поэтому по [3 табл.7.17];
– поправочный коэффициент для кабелей работающих не при номинальном напряжении по [3 табл.7.19];
- коэффициент аварийной перегрузки по [3 табл.1.30].
)Произведём проверку по термической стойкости:
Минимальная площадь сечения по условиям термической стойкости
где – термическая постоянная для алюминиевых шин
- расчетный тепловой импульс из расчёта линейных выключателей на 10 кВ .
Окончательно принимаем к установке на отходящих линиях АПвЭВнг 3х185.
Таблица 9.5.2 – Проверка выбранного кабеля
Обозначение и формула
Длительно допустимый ток кА
Сечение по условию экономичности
Сечение по условию термической стойкости
6 Выбор трансформатора напряжения на стороне низшего напряжения
Для измерения напряжения линейного и фазного на шинах на каждой секции установим трансформатор напряжения.
Из [16] выберем НАМИ-10 УХЛ2 – антирезонансный трехобмоточный трансформатор напряжения с естественной циркуляцией воздуха и масла. Класс точности – 05 что соответствует требованиям по учету электроэнергии. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Данный трансформатор подходит по номинальному напряжению классу точности и схеме соединения обмоток. Принимаем к установке трансформатор напряжения данного типа. Устанавливаем его на каждую секцию шин. Во вторичную обмотку трансформатора напряжения включаем вольтметр Э350.
Для защиты оборудования подстанции от набегающих волн перенапряжений следует установить ограничители перенапряжений- ОПН-10 УХЛ2.
Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранитель ПКН-10 на номинальное напряжение 10 кВ.
Для защиты трансформаторов собственных нужд выберем предохранитель ПКТ-10 на номинальное напряжение 10 кВ.
ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ И ИСТОЧНИКОВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
На подстанции не предусмотрено помещений для дежурного персонала так как она обслуживается оперативно-выездными бригадами.
Подсчитаем мощность подстанции по средним показателям [17 с.15-16]:
Приемниками электроэнергии собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; отопление помещений и освещение территории подстанций. Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления релейной защиты сигнализации автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки относятся к неответственным.
Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380220 В которые получают электроэнергию от сборных шин РУ-6(10) кВ.
Перечислим в таблице 0 основные приёмники собственных нужд подстанции и их мощность.
Таблица 10.1 - Потребители собственных нужд подстанции
Мощность единицы кВт
Подогрев выключателей на 110 кВ
Подогрев разъединителей
Подогрев релейных шкафов
Освещение и вентиляция ЗРУ–10 кВ
Отопление ОРУ–110 кВ
Освещение и вентиляция ОРУ–110 кВ
Охлаждение ТРДНС–25000110
Для равномерной загрузки плеч силовых трансформаторов установим по одному трансформатору собственных нужд после каждой обмотки низшего напряжения. Это так же обеспечит резервирование ответственных приёмников собственных нужд. Низшей стороной ТНС будут присоединены к секционированной выключателем с АРВ системе шин. Ответственные приёмники будут присоединены одновременно к двум секциям. Схема СН подстанции представлена на рисунке 10.1.
Рисунок 10.1 – Схема собственных нужд подстанций
Исходя из полученной потребляемой мощности собственных нужд подстанции определим номинальную мощность устанавливаемых ТСН.
где – коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки ;
В качестве ТСН на подстанции выбираем ТЛС–1610 [18]. Для защиты ТСН будут установлены плавкие предохранители типа ПКТ–10.
В качестве оперативного тока на подстанции будем использовать переменный ток ТСН.
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАШИТЫ И АВТОМАТИКИ
Надежное и экономичное функционирование системы электроснабжения возможно только при автоматическом управлении. Автоматическое управление осуществляется комплексом автоматических управляющих устройств среди которых первостепенное значение имеют устройства автоматической релейной защиты действующие при повреждениях электрических установок.
Назначением релейной защиты является по возможности скорейшее отключение поврежденного элемента или участка энергосистемы от её неповрежденных частей. Если повреждение не грозит немедленным разрушением защищаемого объекта не нарушает непрерывности электроснабжения и не представляет угрозы по условиям техники безопасности то устройства защиты могут действовать не на отключение а на сигнал предупреждающий дежурный персонал о неисправности. Устройства защиты должны действовать на сигнал или отключение и в случае ненормальных режимов работы сети если такие режимы могут представить опасность для оборудования.
Защита силовых трансформаторов.
Основной акцент сделаем на релейной защите силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
Для выбранных трансформаторов ТРДН-25000110 должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
)многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
)витковых замыканий в обмотках;
)токов в обмотках обусловленных внешними КЗ;
)токов в обмотках обусловленных перегрузкой;
)понижения уровня масла;
)однофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ с изолированной нейтралью если трансформатор питает сеть в которой отключение однофазных замыканий необходимо по требованиям безопасности.
Для защиты от повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла а также для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле предусматриваем газовую защиту. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Для защиты от повреждений на выводах а также от внутренних повреждений предусматриваем продольную дифференциальную токовую защиту без выдержки времени с действием на отключение всех выключателей трансформатора. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока отстроенных от бросков тока намагничивания переходных и установившихся токов небаланса.
В качестве защиты от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными КЗ предусматриваем максимальную токовую защиту с комбинированным пуском напряжения или без него с действием на отключение. Защиту от токов в обмотках обусловленных внешними многофазными КЗ устанавливаем со стороны основного питания.
Для защиты в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки предусматриваем максимальную токовую защиту от токов обусловленных перегрузкой с действием на сигнал.
Таким образом для защиты силовых трансформаторов мощностью 25000 кВА предусматриваются: в качестве основных защит от коротких замыканий в обмотках трансформатора – газовая защита и дифференциальная токовая защита без выдержки времени. Резервная защита обеспечивает также отключение коротких замыканий на шинах 10 кВ подстанций (с меньшей выдержкой времени защита действует на отключение выключателя ввода 10 кВ). Для защиты трансформатора от возможных перегрузок предусмотрена максимальная токовая фазная защита с выдержкой времени с действием на сигнал.
Защита отходящих линий 10 кВ.
Для отходящих линий 10 кВ предусматривается защита поставляемая комплектно со шкафами КВ - 3 распределительного устройства 10 кВ в виде мгновенной токовой отсечки и максимальной токовой защиты с выдержкой времени осуществляемых на реле прямого действия типа РТМ и РТВ встроенных в привод выключателя линии.
На каждой линии 10 кВ предусмотрено устройство трехфазного однократного автоматического повторного включения (АПВ) и возможность подключения к устройству автоматической частотной разгрузки при снижении частоты (АЧР).
В качестве защиты от замыканий на землю запроектировано устройство УСЗ-22.
Защита трансформатора собственных нужд осуществляется высоковольтным предохранителем.
Защита на секционном выключателя 10 кВ.
На секционном выключателя 10 кВ предусматривается максимальная токовая защита с выдержкой времени. Защита выполняется на принципе дешунтирования отключающих катушек выключателя. Предусматривается возможность использования комбинированного пуска по напряжению для токовых защит трансформатора и секционного выключателя 10 кВ. Для повышения надежности электроснабжения потребителей предусматривается устройство автоматического включения резерва питания (АВР) осуществляющего включение секционного выключателя 10 кВ при отключении одного из выключателей ввода 10 кВ трансформатора.
КОМПОНОВКА И КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИИ
Расстановку оборудования следует производить исходя из минимально допустимых расстояний между токоведущими частями различных фаз от токоведущих частей до заземленных конструкций и т.д. Также следует учитывать наличие инженерных сетей и транспортных коммуникаций на территории подстанции необходимых для обслуживания и замены оборудования.
РУ НН выполнено из шкафов КРУ. Так как по конструкции оно выполняется закрытым то всё оборудование будет помещено в здание которое собирают из стандартных железобетонных элементов заводского изготовления: колонн балок плит многоэтажных перекрытий стеновых панелей.
Модули размеров строительных элементов следующие:
- по длине – 6 метров;
- по ширине – 3 метра;
- по высоте – 06 метров.
Размещать распределительные устройства на территории подстанции следует так чтобы предусмотреть минимум пересечений и углов поворота на подходах ЛЭП к подстанции обеспечивать удобные подходы и выходы этих линий в требуемых направлениях с учетом полного развития подстанции а также минимальную протяженность токопроводов связывающих РУ с трансформаторами.
Силовые трансформаторы размещаются в центре подстанции чтобы обеспечить минимальную протяженность связей между ними и РУ. Для трансформаторов необходимо выполнить гравийные подсыпки в соответствии с требованиями ПУЭ. Установка трансформаторов должна выполнятся с возможностью замены их на более мощные.
Оборудование расположим следующим образом:
Расстояния между разными цепями и аппаратами выполним в соответствии с рекомендациями ПУЭ. Благодаря такой компоновке выключатели и разъединители в разных рядах оказываются на одном уровне что удобно для обслуживания. Такое расположение позволяет также уменьшить площадь подстанции.
Расстояния учитываемые при компоновке ОРУ ВН принимаем в соответствии с [1] и для удобства сводим в таблицу 12.1.
Таблица 12.1 – Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
Наименование расстояния
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м
Между проводами разных фаз
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений высотой 16 м до габаритов транспортируемого оборудования
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях а также между токоведущими частя-ми разных цепей по горизонтали при обслужива-нии одной цепи и неотключенной другой от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки присоединенной ко второму контакту
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
1 Техника безопасности при установке заземлений на ВЛ:
) ВЛ напряжением выше 1000 В должны быть заземлены во всех РУ и у
секционирующих коммутационных аппаратов где отключена линия. Допускается:
ВЛ напряжением 35 кВ и выше с ответвлениями не заземлять на подстанциях подключенных к этим ответвлениям при условии что ВЛ заземлена с двух сторон а на этих подстанциях заземления установлены за отключенными линейными разъединителями;
ВЛ напряжением 6 - 20 кВ заземлять только в одном РУ или у одного секционирующего аппарата либо на ближайшей к РУ или секционирующему аппарату опоре. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих аппаратов где ВЛ отключена допускается ее не заземлять при условии что на ВЛ будут установлены заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими аппаратами. На ВЛ указанные заземления следует устанавливать на опорах имеющих заземляющие устройства.
На ВЛ напряжением до 1000 В достаточно установить заземление только на рабочем месте.
)Дополнительно к заземлениям указанным в п. 1 настоящих Правил на рабочем месте каждой бригады должны быть заземлены провода всех фаз а при необходимости и грозозащитные тросы.
) При монтаже проводов в анкерном пролете а также после соединения петель на анкерных опорах смонтированного участка ВЛ провода (тросы) должны быть заземлены на начальной анкерной опоре и на одной из конечных промежуточных опор (перед анкерной опорой конечной).
) Не допускается заземлять провода (тросы) на конечной анкерной опоре смонтированного анкерного пролета а также смонтированного участка ВЛ во избежание перехода потенциала от грозовых разрядов и других перенапряжений с проводов (тросов) готового участка ВЛ на следующий монтируемый ее участок.
) На ВЛ с расщепленными проводами допускается в каждой фазе заземлять только один провод; при наличии изолирующих распорок заземлять требуется все провода фазы.
) На одноцепных ВЛ заземление на рабочих местах необходимо устанавливать на опоре на которой ведется работа или на соседней. Допускается установка заземлений с двух сторон участка ВЛ на котором работает бригада при условии что расстояние между заземлениями не превышает 2 км.
) При работах на изолированном от опоры молниезащитном тросе или на конструкции опоры когда требуется приближение к этому тросу на расстояние менее 1 м трос должен быть заземлен. Заземление нужно устанавливать в сторону пролета в котором трос изолирован или в пролете на месте проведения работ.
Отсоединять и присоединять заземляющий спуск к грозозащитному тросу изолированному от земли следует после предварительного заземления троса.
Если на этом тросе предусмотрена плавка гололеда перед началом работы трос должен быть отключен и заземлен с тех сторон откуда на него может быть подано напряжение.
) Переносные заземления следует присоединять на металлических опорах - к их элементам на железобетонных и деревянных опорах с заземляющими спусками - к этим спускам после проверки их целости. На железобетонных опорах не имеющих заземляющих спусков можно присоединять заземления к траверсам и другим металлическим элементам опоры имеющим контакт с заземляющим устройством.
В электросетях напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью при наличии повторного заземления нулевого провода допускается присоединять переносные заземления к этому нулевому проводу.
Места присоединения переносных заземлений к заземляющим проводникам или к конструкциям должны быть очищены от краски.
Переносное заземление на рабочем месте можно присоединять к заземлителю погруженному вертикально в грунт не менее чем на 05 м. Не допускается установка заземлителей в случайные навалы грунта.
) На ВЛ напряжением до 1000 В при работах выполняемых с опор либо с
телескопической вышки без изолирующего звена заземление должно быть установлено как на провода ремонтируемой линии так и на все подвешенные на этих опорах провода в том числе на неизолированные провода линий радиотрансляции и телемеханики.
) На ВЛ отключенных для ремонта устанавливать а затем снимать переносные заземления и включать имеющиеся на опорах заземляющие ножи должны работники из числа оперативного персонала: один имеющий группу IV (на ВЛ напряжением выше 1000 В) или группу III (на ВЛ напряжением до 1000 В) второй - имеющий группу III. Допускается использование второго работника имеющего группу III из числа ремонтного персонала а на ВЛ питающих потребителя - из числа персонала потребителя.
Отключать заземляющие ножи разрешается одному работнику имеющему группу III из числа оперативного персонала.
На рабочих местах на ВЛ устанавливать переносные заземления может производитель работ с членом бригады имеющим группу III. Снимать эти переносные заземления могут по указанию производителя работ два члена бригады имеющие группу III.
) На ВЛ при проверке отсутствия напряжения установке и снятии заземлений один из двух работников должен находиться на земле и вести наблюдение за другим.
2 Пожарная безопасность
Надежная эксплуатация трансформаторов и масляных реакторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:
) Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.
) Соблюдением норм качества масла и особенно его изоляционных свойств и температурных режимов.
) Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения регулирования и защиты оборудования.
) Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования устройств автоматики и защиты.
) Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
) В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
При сильном загрязнении (заносами пыли песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться как правило весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.
) Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.
) Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей.
В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности.
) Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.
) Вводы кабельных линий в шкафы управления защиты и автоматики а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.
) Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год а также после обильных дождей таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.
) Стационарные установки пожаротушения которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту.
Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.
) Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более) а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании.
Результаты опробования записываются в оперативный журнал а замечания в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.
) Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.
) Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.
Запрещается их выполнение из материала не предусмотренного заводом-изготовителем.
При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целостности мембраны.
) При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.
) При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений если не отключился от действия релейной защиты и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.
) Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
) В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления.
Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.
) Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов и масляных реакторов на электростанциях и подстанциях если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения предусмотренных проектом [1].
Вывод: целью данного проекта является получения навыков в проектировании понизительной подстанции. В ходе выполнения проекта я ознакомилась с методиками выбора оборудования подстанции а также изучила и спроектировала электрические схемы: однолинейную и ОРУ-110 кВ.
Одной из основных частей проекта является выбор главной схемы электрических соединений понизительной подстанции который осуществлялся исходя из категорий потребителей и технико-экономического расчета вариантов главных схем. При выполнении этой задачи потребовались знания о работе оборудования подстанции всей схемы подстанции а также всей электрической системы в целом.
Расчет номинальных токов и токов короткого замыкания подстанции рассчитывается согласно ПУЭ приближенно и необходим для дальнейшего выбора оборудования понизительной подстанции.
Наиболее творческого подхода потребовала разработка компоновки и конструкции распределительного устройства в процессе которой изучались требования техники безопасности и противопожарной техники а также требования к монтажу и эксплуатации силового и измерительного электрооборудования.
Графическая часть проекта потребовала изучения требований ЕСКД в отношении условных графических обозначений в схемах и соответствующих размеров обозначений элементов схем.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Библия электрика: ПУЭ МПОТ ПТЭ. [Текст] – М.: Эксмо 2012. – 752 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб.пособие для вузов Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.
Карапетян И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] под ред. Д.Л. Файбисовича И.Г. Карапетян Д.Л. Файбисович И.М. Шапиро. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2009. – 392 с.
Томилев Ю.Ф. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: методические указания к курсовому проектированию. Ю.Ф. Томилев М.С. Селедков Л.Г. Никулин. – Архангельск: РИО АЛТИ 1985. – 32 с.
Соловьев И.И. Электрические станции и подстанции: Методические указания к курсовому проектированию - С(А)ФУ 2014. – 32 с.