Понизительная подстанция 110/10, 5 кВ

схема.dwg

КП_по_ЭС_доработка4.docx

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Ивановский Государственный Энергетический Университет им. В. И. Ленина
“Понизительная подстанция 110105 кВ”
Курсовое проектирование является основой изучения методов проектирования а также изучения технической литературы справочников материалов которые дают необходимую для проектировщика информацию. Проектирование – это один из важнейших и эффективных видов учебного процесса в вузе основа «формирования» будущего инженера. В ходе проектирования используется для решения тех или иных вопросов определенный комплекс знаний полученных из разных учебных курсов. Курсовой проект по расчету подстанции предшествует выпускной квалификационной работе и является в некоторой степени прообразом одного из его разделов.
Исходные данные для проекта:
Задание на курсовой проект.
Суточные графики нагрузки потребителей электроэнергии.
Схема той части энергетической системы куда входит проектируемая подстанция.
Текст пояснительной записки к курсовому проекту отражает методику подбора и обоснования принятых в проекте решений.
В ходе данного проектирования нужно произвести подбор основных составляющих электрической части подстанций на основе соответствующих расчетов и технических данных. Кроме подбора электрической схемы подстанций силовых трансформаторов аппаратов и токоведущих частей курсовой проект должен содержать определение технико-экономических показателей подстанции и основные положения по охране труда.
Все выбранные электрические схемы подстанций силовых трансформаторов аппаратов и токоведущих частей должны удовлетворять требованиям ПУЭ [Л.3].
Характеристика ПС и заданных нагрузок.
Характеристика нагрузки ПС.
Подбор силовых трансформаторов.
Расчет токов короткого замыкания.
Подбор схемы соединения ПС.
Подбор типов релейной защиты и автоматики.
Подбор оборудования и токоведущих частей.
Подбор выключателей.
Подбор разъединителей.
Подбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд.
Подбор предохранителя.
Подбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Подбор трансформаторов тока на стороне ВН.
Подбор трансформаторов тока на стороне НН.
Подбор трансформаторов напряжения.
Подбор сборных шин высшего напряжения.
Подбор ошиновки силового трансформатора.
Подбор кабельных линий.
Подбор и обоснование конструкции распределительных устройств.
Система рабочего и аварийного освещения.
Защита против шума и вибрации.
Техника безопасности и охрана труда.
Пожарная безопасность.
Технико-экономические показатели ПС.
ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ И ЕЕ НАГРУЗОК.
1Определение типа подстанции.
Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме. По месту в энергосистеме проектируемая подстанция определена как узловая. Высшее напряжение подстанции 110 кВ низшее напряжение 10 кВ.
По назначению данная ПС-110105кВ сетевая.
По способу присоединения к сети подстанция является комбинированной это значит что кроме питающих линий от подстанции отходят дополнительные радиальные или транзитные линии.
Подстанции обслуживаются дежурным диспетчером с помощью щита управления.
Рис.1.1.Схема сети-110105кВ
2. Характеристика нагрузки подстанции.
По заданным суточным графикам активной и реактивной мощности P(%)=f(t) и Q(%)= (t) необходимо построить суточный график полной мощности в именованных величинах и годовой график полной мощности по продолжительности в именованных величинах (рис.1.2). Максимальное значение полной и реактивной мощности определяются по формулам:
Значения РMAX и QMAX принимаются за 100% графика нагрузки. Суммарное максимальное значение полной мощности определяется по суммарному графику подстанции расчет которого приведен в таблице 1.1. Текущие значения полной мощности для каждой ступени графика нагрузки считается по формуле
Для каждой ступени графика продолжительностью ti определяется активная энергия
Суточный отпуск энергии потребителям
По данным таблицы 1.1 определяются следующие величины:
=365(267·8+2933·3+2785·1+ +2933·5+2349·7)8760=2669МВ·А
Время использования максимальной активной нагрузки
Коэффициент заполнения годового графика нагрузки
Рис 1.2. Суточный график нагрузки
Рис 1.3. Годовой график нагрузки
ПОДБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
Подбор трансформаторов устанавливаемых на подстанции (ПС-11035105кВ) включает в себя определение числа типа и номинальной мощности трансформаторов. Если в числе потребителей питающихся с шин ПС имеются потребители 1-й и 2-й категорий то на ПС-11035105кВ по условиям надежности устанавливаются два трансформатора. По заданию: имеются потребители 1-й 2-й и 3-й категории. Следовательно выбираем два трансформатора.
Мощность каждого из трансформаторов выбирается так чтобы при отключении одного из них оставшийся в работе обеспечивал питание нагрузки ПС. Расчетная мощность при установке двух трансформаторов определяется из условия: Spacч=(0.65 – 0.7)·Smax. По каталогу на силовые трансформаторы подбирается номинальная мощность трансформатора в трехфазном исполнении с соответствующей системой охлаждения числом и напряжением обмоток.
Трансформаторы ПС оборудованы устройствами РПН.
Spacч =0.7·2933=20531 МВ·А
Согласно справочным данным выбираем по [4 табл. 3.6] два трансформатора типа ТРДН – 25000110 с Sном тр=25 МВ·А каждый.
Выбрав номинальную мощность трансформатора нужно произвести проверку его по перегрузочной способности для аварийного режима.
На исходном графике (рис.2.1) проводится линия номинальной мощности трансформатора Shom.t.
Производим проверку трансформатора по перегрузочной способности для случая отключения одного из работающих трансформаторов.
Значение коэффициента перегрузки определяется по формуле:
Рис 2.1. Преобразованный суточный график нагрузки
Так как K’2 > 0.9·=0.9·1.173=1055. то К2 = К2 и h=h’=11 ч.
По [1 табл. 2.1] определяем допустимую аварийную перегрузку трансформатора. При значении начальной нагрузки продолжительности перегрузки в течении суток h=24 ч дутьевом охлаждении и температуре охлаждения +20°С Кдоп=1.4>K2=1.143. Значит выбранный нами тип трансформатора удовлетворяет условию перегрузочной способности. Параметры трансформатора типа ТРДН - 25000110 определены по [4 табл.3.6].
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
На проектируемой ПС-110105кВ нужно рассчитать начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ) - Iпо: на шинах 105 кВ - трехфазного КЗ; на шинах 110 кВ - трехфазного и однофазного КЗ.
Чем больше единичная мощность трансформаторов подстанции ем больше значение тока короткого замыкания на стороне 10 кВ что в основном не позволяет выбрать экономичные выключатели и комплектные распределительные устройства. Это вызывает необходимость завышать сечения линий без специальных мер по ограничению токов КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 10 кВ необходимо принимать раздельную работу трансформаторов а трансформаторы 25 MB·А и более изготавливаются с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Применение этих мероприятий позволяет снизить токи КЗ до необходимой величины без применения токоограничивающих реакторов.
Рис 3.1 Расчетная схема сети
Линии: длина км худ Омкм
Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА и базовые напряжения в соответствии со шкалой средних напряжений:
Сопротивления необходимо привести в относительные единицы отнесенные к базовым условиям.
Сопротивление системы:
Для трансформаторов Т10 и Т11 типа ТРДН - 25000110 по [4 табл. 3.6] =10.5%.
Сопротивление трансформатора Т10 без учета расщепления:
Для трансформатора с расщепленной обмоткой НН Кр =3.5.
Сопротивление обмоток:
Сопротивление линий:
Значения для трансформаторов Т1 – Т9 находим по [4 табл. 3.6]
Сопротивления трансформаторов:
- для Т1 Т2 Т3 (тип ТРДН - 32000110)
- для Т4567 (тип ТРДН - 25000110)
По [4 табл. 2.1] выбираем турбогенераторы типа ТВС – 25У3 со следующими параметрами:
Так как Рном.ген.=25 МВт то по [2 табл.3.4] значение Ег=1.08.
Найдем сопротивления генераторов:
Найдем базовые токи при КЗ в точке К1:
Расчеты для свертывания схемы замещения:
Сворачиваем схему замещения (рис. 3.2)
Рис 3.2 Схема замещения после второго шага свертывания
Ток трехфазного КЗ в точке К1:
ПОДБОР СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ.
Для проектируемой подстанции на напряжение 110 кВ рассмотрим две схемы распределительного устройства (были выбраны по [1 табл. 4.1]):
-одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин (рис.4.1);
-две рабочие и обходная системы шин (рис.4.2).
Рис. 4.1 Одна рабочая секционированная выключателем и
обходная системы шин
Рис. 4.2 Две рабочие и обходная системы шин
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин
Ремонтируемый элемент
Две рабочие и обходная системы шин
Сравниваем данные таблиц 4.1 и 4.2. Результаты занесем в таблицу 4.3.
Погашение пст на 05 часа
Погашение пст на время Тп
Выбираем для расчета схему вида «Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин» как наиболее оптимальную.
На напряжении 10 кВ примем для расчета схему распределительного устройства вида «Две одиночные секционированные выключателями системы шин».
Рис.4.3. Две одиночные секционированные выключателями системы шин
ПОДБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ
Подбор типов релейной защиты установленной на подстанции осуществляется в объеме подбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ
Для силового трансформатора устанавливают следующие типы защит:
Продольная дифференциальная защита для коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0.1 с).
Газовая защита для внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(tрз= 0.1 с).
Максимально-токовая защита для сверхтоков короткого замыкания (tрз= 2.4 с).
Максимально-токовая защита для сверхтоков перегрузки с действием на
Максимально токовая защита устанавливается со стороны питания. На стороне НН примем по комплекту МТЗ (tрз=1.9 с).
На секционном выключателе примем комплект МТЗ (tрз= 1.4 с).
На кабелях отходящих к потребителю примем следующие виды релейной защиты:
Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 0.9 с).
Токовая отсечка если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз= 0.1 с).
Токовая защита сигнализирующая замыкание на землю в кабеле
На шинах 6 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформаторов ЗНОЛ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения включаемого на обмотку разомкнутого треугольника и реле времени с действием на сигнал
Кроме того предусматривается возможность определения поврежденной фазы при помощи вольтметра подключаемого на фазные напряжения.
На стороне ВН устанавливаются быстродействующие защиты ( tрз= 0.1с).
На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:
Автоматическое включение резерва на секционном выключателе 6 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.
Автоматическое повторное включение линий ВН
Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.
Измерительные приборы и места их установки
Место установки приборов
Трансформатор двухобмоточный
Счетчик активной энергии (СА4У-И682М)
Счетчик реактивной энергии (СР4У-И676М)
Измерительные приборы устанавливаются на стороне НН. Так как трансформатор имеет две обмотки НН то в каждой цепи устанавливаются отдельные приборы.
Счетчики технического учета.
Секционный выключатель НН
Амперметр в одной фазе (Э-350)
Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений.
Кабельная линия 10 кВ
Счетчики активной и реактивной энергии расчетные.
Трансформатор собственных нужд
Счетчики активной энергии (СА4У-И682М)
Приборы устанавливаются со стороны НН ТСН.
Вольтметр регистрирующий
Вольтметр имеет переключатель для измерения междуфазных напряжений.
Обходной выключатель 110 кВ
Секционный выключатель ВН
Линия 110 кВ с односторонним питанием
Счетчик реактивной энергии ((СР4У-И676М
Примечание: все приборы выбраны по [4 табл. 6.26].
ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
1. Подбор выключателей
Для подбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима таблица 6.1. Ток продолжительного режима () для подбора аппаратов и токоведущих частей.
Выключатель или токоведущая часть
Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения
Секционный выключатель шин 6-10 кВ
Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ
Выключатель на стороне высшего напряжения
Сборные шины низшего напряжения
Сборные шины высшего напряжения
Подбор выключателей на стороне ВН (Q4)
По условию длительного режима
По динамической стойкости
По коммутационной способности амплитуде полного тока отключения
По термической стойкости
По [4 табл. 5.2] выбран тип выключателя ВЭК-110 -402000У1[приложение 3]
= t защ.мин.+ t о.с = 001 + 0065 = 0075 с ;
Вк – Интеграл Джоуля для заданной цепи;
tотк – полное время отключения тока КЗ;
tр.з – время действия основной релейной защиты цепи где установлен выключатель;
tо.в – полное время выключателя с приводом;
tо.с – собственное отключения выключателя с приводом;
Iо.ном – номинальный ток отключения выключателя;
Iв.ном – действующее значение номинального тока включения выключателя;
Iтер tтер – ток и время термической стойкости гарантированные заводом-изготовителем.
Iпрод.расч.– максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима
Подбор выключателей на стороне НН
Подбор вводного выключателя( Q1)
По условиям длительного режима
По коммутационной способности
По [4 табл. 5.1] выбран тип выключателя ВВЭ–10 –3153150УЗ [Прил. 4]
Выберем шкаф серии К-105 рассчитанный на номинальный ток отключения выключателей 3150 А по [3 табл.П.4.7.] [Прил. 5]
Iпо – начальное значение периодического тока трехфазного короткого замыкания; Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; tов – полное время отключения выключателя;
где с по [1 табл. 3.2].
= t защ.мин.+ t о.с = 001 + 0055 = 0065 с ; tзащ.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты принимается равным 001 с; tос – собственное время отключения выключателя;
Подбор секционного выключателя (Q2)
По [4 табл. 5.1] выбран тип выключателя ВВЭ–10–20 1600У3[Прил. 4]
Выберем шкаф серии К-59У3 рассчитанный на номинальный ток отключения выключателей 1600 А по [3 табл. П.4.7.] [Прил. 6]
где с с по [1 табл. 3.2].
= t защ.мин.+ t о.с = 001 + 003 = 004 с ; tзащ.мин – минимальное время срабатывания релейной защиты принимается равным 001 с; tос – собственное время отключения выключателя;
Подбор выключателя отходящей кабельной линии (Q3)
По [4 табл. 5.1] выбран тип выключателя ВВЭ–10–20 630У3[Приложение 4]
Применяем шкаф серии К-59 рассчитанный на номинальный ток отключения выключателей 630 А по [3табл.П.4.7.] [Приложение 6]
2. Подбор разъединителей
Подбор разъединителей производится только на стороне ВН так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.
По [3 табл. 5.5] принимаем разъединитель типа РГ-1101000УХЛ1 с приводом ПРГ–5УХЛ1 [Приложение 7]данные подбора приведены в таблице 6.6
Подбор разъединителя
Расчетные данные из данной таблицы аналогичны расчетным данным табл.6.2.
3 Подбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд
Для питания собственных нужд выберем два трансформатора со вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять
По [4 табл. 3.3] выберем трансформаторы типа ТСЗ-25010[Приложение 8]:
Uвн=105 кВ; Uнн=04 кВ; S=250 кВА.
Условие для подбора аппаратуры:
3.1 Подбор предохранителя ТСН
Из условия подбора аппаратуры
По [4 табл. 5.4] принимаем ПКТ101–10–16–315У3
Iном=16 А Iном.откл=315 кА
проверка по коммутационной способности
Iном.отклIпо 315 >176
3.2.Подбор предохранителя трансформатора напряжения
Выбираем предохранитель ПКН 001-10У3 рассчитанный на напряжение 10 кВ по [4 табл.5.4].
Из условия подбора аппаратуры по [4 табл. 6.1] принимаем рубильник Р36:
Iном=630; Вк=256 кДж.
Принимаем автомат ВА 57-39 [Прил. 9].
Iном=500; iоткл=20 кА.
4Подбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.
4.1 Подбор трансформаторов тока на стороне ВН
На стороне ВН тип трансформаторов тока определяется типом выключателя. ТТ также имеются на вводах силового трансформатора. Подбор трансформатора тока на стороне ВН ограничивается лишь его подбором без полной проверки.
На стороне НН при подборе типов ТТ надо ориенироваться на те ТТ которые имеются в ячейках комплектного распределительного устройства (КРУ). Полный подбор производится для ТТ в цепи силового трансформатора и в цепи линий 10 кВ.
. Подбор ТТ в цепях отходящих линий 110 кВ.
По [4 табл. 5.9] выберем трансформатор тока наружной установки. Тип ТТ ТФЗМ 110Б-I [Приложение 10]
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.7:
По динамической стойкости
Подбор ТТ на трансформаторе по стороне 110 кВ.
По [4 табл. 5.11] выберем трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор.
Тип ТВТ 110–I–6001[Приложение 11]
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8:
4.2 Подбор трансформаторов тока на стороне НН
На стороне НН на выводе силовых трансформаторов по [4 табл. 5.9] ставим ТТ ТШЛК-10. [Приложение 12] Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9:
(при нагрузке 0.8 Ом)
По нагрузочной способности
Проверка по нагрузочной способности:
Определение сопротивлений приборов:
Zамп.=Sпотр. обм I2=0.152=0.004 Ом;
Zватт.=Sпотр. обм I2=0.152=0.004 Ом;
Zвар.= Sпотр. обм I2 = 0152 = 0004 Ом;
Zсч.акт.реакт.= Sпотр. обм I2=00152=0.004 Ом;
где Sпотр. обм - мощность потребляемая токовой обмоткой данного прибора;
I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока
Рис.6.1 Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов в полную звезду.
Нагрузка создаваемая прибором Ом
Счетчик активнойреактивной энергии
Самой нагруженной фазой является фаза А рис.6.1.
Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы А:
Z2расч = Zприб + rпров + rконт = Zсч.акт.реакт. + ZВАР. + rпров + rконт + ZВАТ =
= 0004 + 0004 + 005 + 0004 + rпров =0062 + rпров
найдем допустимое сопротивление провода:
rпров. доп.=Z2 ном – Zприб – rконт= 08-0062=0738 Ом
найдем требуемое сечение для заданного сопротивления:
- удельное сопротивление;
rконт – сопротивление контактов принимается по [7 стр.43];
– при числе приборов до трех включительно
rпров. доп. - допустимое сопротивление провода.
В результате расчета получаем:
q = 0028 50 0738 = 19 мм2
примем по [4 табл.7.10] контрольный кабель с сечением 4 мм2.
q = 4 мм2 rпров.= 0028 50 4 = 023 Ом
Z2расч= 0054 + 035 = 0404 08 (Z2ном) следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.
На секционном выключателе по [4 табл. 5.9] примем ТТ ТШЛК-10. [Прил. 12]
Проверка трансформатора тока ТШЛК-10 приведена в таблице 6.11:
Iпрод.расч. = 1260 А
класс точности = 0.5
Вк = 352 · 3 = 3675
На отходящей кабельной линии примем по [4 табл. 5.9] ТТ ТПЛК-10. [Прил. 13]
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:
Рис.6.2. Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов в полную звезду.
Проверка по нагрузочной способности
находим допустимое сопротивление провода:
rпров. доп.=Z2 ном – Zприб – rконт= 04-0062=0338 Ом
находим требуемое сечение для заданного сопротивления:
q = 0028 50 0338 = 414 мм2
принимаем по [4 табл.7.10] контрольный кабель с сечением 6 мм2.
q = 6 мм2 rпров.= 0028 50 6 = 023 Ом
Z2расч= 0054 + 023 = 0284 04 (Z2ном) следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.
4.3. Подбор трансформаторов напряжения на стороне ВН.
На стороне ВН принимаем ТН типа НАМИ – 110 – УХЛ1 по [3 табл.П.4.5] [Приложение 14] с параметрами:
первичное напряжение 110000 В;
вторичное напряжение 100 В;
допустимая мощность 400 ВА при классе точности 05;
4.4 Подбор трансформаторов напряжения
На секции 10 кВ ставим ТН типа НАМИТ-10 по [3 табл.П.4.5] [Приложение 15]с параметрами:
первичное напряжение 10000 В;
допустимая мощность 200 ВА при классе точности 05;
Проверка по нагрузочной способности:
Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжений по [6 табл. 4.15].
Наименование прибора
Потребляемая мощность одной катушки В·А
Счетчик активной энергии
для класса точности 0.5 по [3 табл. 5.13].
Так как условие выполняется то на каждой секции не требуется установить дополнительные трансформаторы напряжения.
5. Подбор сборных шин высшего напряжения
Сборные шины ВН на 110 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал – алюминий со стальным сердечником.
Сечение сборных шин выбирается по условию:
где - допустимый ток для данного сечения проводника;
- максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1.
Сечение сборных шин для U=110 кВ не проверяется по условию отсутствия короны.
Выбираем провод марки АС – 15024
Проверка на корону не требуется т.к. согласно ПУЭ для U = 110 кВ минимальное сечение для которого необходимо осуществлять проверку на корону должно быть меньше .
6. Подбор ошиновки силового трансформатора НН.
Ошиновка силового трансформатора от выводов 105 кВ до ввода в РУ выполняется в виде шинного моста из прямоугольных шин устанавливаемых на опорных изоляторах.
Шинный мост примем исходя из условия нагрева в длительном расчетном режиме:
Примем по таблице [6 табл.7.2] три полосы алюминиевых (марка АДО) шин прямоугольного сечения 60 мм х 8 мм с допустимым длительным током
Рис. 6.3. Ошиновка в виде жестких шин прямоугольного сечения.
Проверка по условию электродинамической стойкости.
Первоначально оценивается критическое значение длины пролета исходя из собственной частоты колебаний шинной конструкции более 200 Гц из выражения
где - момент инерции относительно оси
прямоугольного проводника перпендикулярной действию силы;
– стандартное сечение проводника.
Примем ближайшее меньшее с точностью 01 метр: =12 м.
Сила которая действует на пролет длиной и на расстояние а между фазами при трехфазном КЗ:
где iy(3) = 46050 A а - расстояние между фазами 500 мм (табл.4.2.2.[1])
Изгибающий момент от междуфазных усилий:
Механическое напряжение в материале шин от междуфазных усилий:
Критерием электродинамической стойкости является выполнение соотношения:
- условие проверки выполняется.
Опорные изоляторы для наружной установки рассчитываются из условий:
Низол=284мм [2 табл. 5.7] Н1=284+82=288мм. [см. рис. 6.3.]
- минимальная разрушающая сила на изгиб [4 табл. 5.7].
Принимаем опорный стержневой полимерный изолятор ИОС-10-2000 УХЛ [4 табл. 5.7].
Проверка по термической стойкости.
где С=90 (А с05мм2 – коэффициент для шинного моста [7 стр47]
Вк – интеграл Джоуля определенный при подборе выключателя в цепи трансформатора. Величина Вк взята из расчета для таблицы 6.3.
Условие проверки выполняется.
7. Подбор кабельных линий к потребителю.
N=22 – число отходящих кабельных линий.
Максимальный длительный ток нормального режима:
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.
Экономическое сечение одной шины кабеля
Проверка по нагреву.
С учетом способа прокладки кабеля (в земле 2 кабеля в траншее) вводится поправочный коэффициент k=09 по [2табл.7.17.]:
=>кабель проходит по нагреву
Для этого требуется определить минимально допустимое сечение
где Вк - тепловой импульс;
С [А · с12мм2] – коэффициент принимаемый для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов гибкой связи равным 90 по [1 стр. 47].
0>2195 кабель проходит проверку по термической стойкости.
8. Подбор ограничителей ОПН.
На стороне ВН принимаем ОПН – РТ110УХЛ2. [Приложение 17]
На стороне НН принимаем ОПН – РТ10УХЛ2. [Приложение 18]
Для зашиты нейтрали транмформатора принимаем ОПНН-11056-10450(II) [Приложение 19]
9. Подбор предохранителей на стороне ВН для ТН
Принимаем предохранители типа ПКН001 – 110У3 по [4 табл. 5.4]
1 Оперативный постоянный ток выберем по [2 п.6.3.1.1].
1.1 На ПС напряжением 35 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока (система ОПТ СОПТ) напряжением 220 В.
1.2 Система ОПТ должна интегрировать в единое целое:
а) источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядных устройств (ЗУ) работающих в режиме постоянного подзаряда;
б) приемно-распределительные щиты постоянного тока (ЩПТ) по числу АБ;
в) кабели вторичной коммутации;
г) потребители постоянного тока (ППТ) в том числе:
- устройства релейной защиты и автоматики;
- цепи управления высоковольтными аппаратами;
- устройства противоаварийной автоматики;
- АСУ ТП и ТМ (резерв);
- аварийное освещение;
- устройства связи (резерв).
1.3 При реконструкции ПС с установкой микропроцессорных защит допускается в дополнение к существующей системе ОПТ устанавливать новую систему ОПТ для питания только реконструируемой части ПС. В дальнейшем по мере замены оборудования и кабелей вторичной коммутации на новые все потребители будут переведены на новую систему ОПТ.
1.4 Организация питания постоянным оперативным током устройств РЗА и электромагнитов отключения выключателей должна обеспечивать:
- при аварийном отключении любого защитного аппарата или обесточении любой секции СОПТ сохранение в работе хотя бы одного устройства РЗА от всех видов на защищаемом присоединении 110 кВ и выше и отключение любого выключателя 110 кВ и выше;
- селективную работу защитных устройств СОПТ при КЗ в её цепях и отстройку от максимальной нагрузки;
- сохранение в работе без перезагрузки терминалов РЗА и ПА подключенных к неповрежденным присоединениям ЩПТ при повреждениях в СОПТ.
1.5 Индивидуальные автоматические выключатели цепей управления релейной защиты и автоматики рекомендуется устанавливать в отдельных шкафах (панелях) питания оперативным током. При этом не допускается питание от одной секции этих шкафов микропроцессорных терминалов и цепей выходящих за пределы ОПУ.
1.6 Аккумуляторная батарея должна:
- быть стационарной свинцово-кислотной открытого (вентилируемого) типа по ГОСТ 26881-86 и МЭК 896-1-95;
- при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС) обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после гарантированного 2-часового (не менее) разряда током нагрузки.
1.7 ПС с высшим напряжением 35-110 кВ - одну АБ. Срок службы АБ не менее 20 лет.
1.8 Зарядные устройства (ЗУ) должны выбираться совместно с АБ для обеспечения всех требований предъявляемых изготовителями АБ к ЗУ необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и надежной её работы.
На ПС 35- 110 кВ применять одно зарядное устройство.
При этом ЗУ должны обеспечивать:
- уравнительный заряд АБ в автоматическом режиме без превышения напряжения выше допустимого для всех ППТ;
- уровень пульсаций не более значений допустимых по условиям работы ППТ.
Должна обеспечиваться возможность одновременной параллельной работы на стороне выпрямленного напряжения двух ЗУ с симметричным делением между ними суммарного тока нагрузки или работу одного из ЗУ в режиме горячего резерва (при применении трёх ЗУ для двух АБ).
1.9 Система ОПТ должна иметь трех- или двухуровневую систему защиты:
- нижний уровень –защита цепей питания непосредственных потребителей (устройства РЗА ПА цепи управления выключателями и т.п.).
Для нижнего уровня защиты рекомендуется применение автоматических выключателей;
- средний уровень –защита цепей питающих шинки непосредственных потребителей;
- верхний уровень - защита шинок щита постоянного тока на вводе АБ.
Вариант двухуровневой защиты СОПТ возможен при децентрализованной системе оперативного постоянного тока.
Защитные аппараты устанавливаемые в пределах каждого уровня системы ОПТ должны быть однотипными.
1.10 Защита СОПТ должна:
- выполняться с использованием в качестве защитных аппаратов:
автоматических выключателей предохранителей. Конструктивное выполнение защитных аппаратов должно обеспечивать их безопасное обслуживание;
- обеспечивать селективность всех уровней во всем диапазоне токов короткого замыкания;
- время отключения в СОПТ должно определяться с учетом:
- при снижении напряжения на неповрежденных фидерах питающих микропроцессорные терминалы ниже напряжения перезагрузки этих терминалов время отключения должно быть менее допустимого времени перерыва питания терминалов;
- при снижении напряжения на неповрежденных фидерах питающих микропроцессорные терминалы выше напряжения перезагрузки этих терминалов время отключения должно определяться термической стойкостью соединительных проводов и кабелей;
- обеспечивать чувствительность к дуговым коротким замыканиям в основной зоне и в зоне резервирования.
- обеспечивать резервирование защиты более низкого уровня защитами более высокого уровня;
1.11 Требования к щиту постоянного тока:
- для каждой аккумуляторной батареи должен предусматриваться отдельный щит постоянного тока;
- каждый ЩПТ должен иметь достаточное количество защитных устройств секций для выполнение регламентных работ в системе ОПТ без отключения АБ (замена защитных устройств снятие характеристик АБ и т. п.);
- каждый ЩПТ должен иметь секционные разъединители для перевода нагрузки с одной секции на другую в пределах одного ЩПТ;
- объединение секций разных АБ должно выполняться через два последовательно включенных коммутационных аппарата.
1.12 На каждом ЩПТ должны быть предусмотрены устройства сигнализации и контроля выполняющие следующие функции:
- регистрации аналоговых и дискретных сигналов аварийных событий в системе ОПТ;
- регистрации аналоговых величин нормального режима с дискретностью не более 1 сек;
- контроля напряжения на шинках постоянного тока и выдача сигнала о его повышении или понижении;
- контроля уровня пульсации напряжения на секции и выдача сигнала при увеличении;
- контроля уровня пульсации выше заданной уставки;
- контроля АБ и зарядно-подзарядных агрегатов;
- контроля сопротивления изоляции цепей оперативного тока;
- автоматизированного поиска замыканий на землю в сети постоянного тока;
- автоматического определения поврежденного (замыкание на землю) присоединения ЩПТ;
- контроля целостности всех предохранителей и аварийного отключения любого автоматического выключателя;
- генерирования «мигающего света» (при необходимости).
2 При выполнении на реконструируемых ПС электромагнитной блокировки разъединителей независимо от наличия АБ на ПС должны предусматриваться выпрямительные блоки питания от сети СН 04 кВ для питания цепей оперативной блокировки.
Цепи питания РЗ не допускается объединять с цепями питания оперативной блокировки а цепи питания микропроцессорных устройств РЗ – с цепями оперативной блокировки и с цепями питания двигателей постоянного тока
ПОДБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ.
НаaсторонеaННaприменяетсяaкомплектноеaраспределительноеaустройство.aЧислоaшкафовaнаaнизшемaнапряженииaданнойaподстанцииaсоставляетa36aштук.aПосколькуaчислоaшкафовa36aчтоaбольшеa15aтоaприменениеaКРУaэкономическиaоправдано.
НаaсторонеaВНaкакaправилоaвозможноaприменениеaОРУ.aКонструкцияaОРУaрекомендуетсяaсaтиповымиaячейками.aРазмещениеaоборудованияaвaячейкахaпозволяетaосуществлятьaегоaнезависимыйaремонтaиaобслуживаниеaлокализациюaаварииaвaпределахaячейки.aДлинаaячейкиaиaследовательноaдлинаaОРУaопределяетсяaсхемойaРУaиaспособомaразмещенияaоборудования.aОбычноaприменяетсяaОРУaнизкогоaтипаaсaразмещениемaаппаратовaнаaодномaуровне.aЗонаaячеекaотделенаaотaзоныaaтрансформаторовaавтодорогойaдляaпроездаaавтотрейлеровaширинойa4aмaсaотдалениемaотaпровозимогоaоборудоанияaнаaбезопасноеaрасстояниеaуказываемоеaвaПУЭ.aРасстояниеaмеждуaтрансформаторамиaвaсветуaдолжноaбытьa15aмaиначеaприменяютaсплошныеaперегородкиaразмеромaнаaметрaзаaконтурaаппаратаaиaвысотойaпоaверхнемуaкраюaизоляторов.aЗаaавтодорогойaкромеaтрансформаторовaраспологаютсяaКРУaсвязанныеaсaнимиaтоковедущимиaсвязями.
ПоaпланированнойaтерриторииaПСaдолженaбытьaобеспеченaпроездaдляaавтомобильногоaтранспортаaсaулучшеннойaгрунтовкойaповерхностьюaсaзасевомaтравой.aАвтодорогиaсaпокрытиемaпредусматриваютсяaкакaправилоaкaследующимaзданиямaиaсооружениям:aпорталуaдляaревизииaтрансформаторовaЗРУaзданияaщитаaуправленияaвдольaвыключателейaОРУa110aкВaиaвыше.aШиринаaпроезжейaчастиaвнутриплощадныхaдорогaдолжнаaбытьaнеaменееa35м.aВОРУa110кВaиaвышеaдолженaбытьaпредусмотренaпроездaвдольaвыключателейaпередвижныхaмонтажно-ремонтныхaмеханизмовaаaтакжеaпередвижныхaлабораторийaгабаритaпроездаaдолженaбытьaнеaменееa4a–aхaметровaпоaширинеaиaвысоте.
ТерриторияaОРУaиaПСaвaцеломaдолжныaбытьaогражденыaвнешнимaзаборомaвысотойa18a–a20м.aВспомогательныеaсооруженияaa(ОПУaмастерскиеaиaдр.aсооружения)aрасположенныеaнаaтерриторииaПСaследуетaограждатьaвнутреннимaзаборомaвысотойa16м.aТрансформаторыaиaаппаратыaуaкоторыхaнизкаяaкромкаaфарфораaизоляторовaрасположенаaнадaуровнемaпланировкиaилиaуровнемaсооруженияa(плитыaкабельныхaканаловaилиaлотковaиaт.aп.)aнаaвысотеaнеaменееa25мaразрешаетсяaнеaограждать.aРасстоянияaпоaгоризонталиaотaтоковедущихaчастейaиaнезаземленныхaчастейaилиaэлементовaизоляцииa(соaстороныaтоковедущихaчастей)aдоaпостоянныхaвнутреннихaогражденийaвaзависимостиaотaихaвысотыaдолжныaбытьaнеaменееaзначенийa1650ммaдляa110кВ.
Дляaпредотвращенияaрастеканияaмаслаaиaраспространенияaпожараaприaповрежденияхaмаслонаполненныхaсиловыхaтрансформаторовaсaмассойaмаслаaболееa1aтонныaвaединицеaпредусматриваютсяaмаслоприемникиaсaсоблюдениемaследующихaтребований.aГабаритыaмаслоприемникаaдолжныaвыступатьaзаaгабаритыaединичногоaэлектрооборудованияaнеaменееa06aмaaприaмассеaмаслаaдоa2aт;a1aмaaприaмассеaмаслаaдоa2aтaдо10aт;a15aмaaприaмассеaмаслаaдоa10aтaдоa50aт;a2aмaaприaмассеaмаслаaболееa50aт.aОбъемaмаслоприемникаaдолженaбытьaрассчитанaприa100a%aмаслаaвaтрансформаторе.
1.aПроизводственнаяaсанитария
1.1.aСистемаaрабочегоaиaаварийногоaосвещения
Рабочееaосвещениеaявляетсяaосновнымaвидомaосвещенияaиaдолжноaбытьaпредусмотреноaвоaвсехaпомещенияхaподстанцийaаaтакжеaнаaоткрытыхaучасткахaтерриторииaгдеaвaтемноеaвремяaсутокaможетaпроизводитьсяaработаaилиaпроисходитьaдвижениеaтранспортаaиaлюдей.aРабочееaосвещениеaвключаетaвaсебяaобщееaстационарноеaосвещениеaнапряжениемa220aВaпереносноеa(ремонтное)aосвещениеaосуществляемоеaпереноснымиaлампамиaнапряжениемa12aВaместноеaосвещениеa(наaстанкахaиaверстаках)aнапряжениемa36aВ.a
Питаниеaшинaрабочегоaосвещенияaпримемaотaтрансформаторовaсобственныхaнуждaсaглухозаземленнойaнейтральюaприaэтомaзащитныеaиaразъединяющиеaавтоматическиеaвыключателиaустановленыaтолькоaвaфазныхaпроводах.
Аварийноеaосвещениеaвыполняетсяaвaпомещенияхaщитаaуправленияaрелейныхaпанелейaиaсиловыхaпанелейaсобственныхaнуждaаппаратнойaсвязи.a
Питаниеaсетиaаварийногоaосвещенияaнормальноaосуществляетсяacaшинaсобственныхaнуждa380220aВaпеременногоaтокаaиaприaисчезновенииaпоследнегоaавтоматическиaпереводитьсяaнаaшиныaоперативногоaпостоянногоaтока.
Дляaосвещенияaпомещенийaподстанцийaприменяютсяaобычныеaлампыaнакаливания.aДляaосвещенияaоткрытыхaраспределительныхaустройствaприменяютсяaпрожекторыaПКНaсaгалогеновымиaлампами.aПрожекторыaустанавливаютсяaгруппамиaнаaсуществующихaопорахaмолниеотводовaпорталахaоткрытогоaраспределительногоaустройства.a
Вaцеляхaограниченияaрезкихaтенейaиз-заaналичияaвaоткрытыхaраспределительныхaустройствахaгромоздкогоaоборудованияaпрожекторныеaустановкиaразмещаютсяaсaдвухaпротивоположныхaсторон.
1.2.aСозданиеaнормальныхaтемпературныхaусловийaработыaперсонала
Вaпомещенияхaподстанцийaдолжноaбытьaпредусмотреноaотопление.aВaхолодноеaвремяaприaнеработающемaоборудованииaотоплениеaдолжноaобеспечиватьaнормальныеaусловияaработыaперсонала.aВaлетнийaпериодaтемператураaвоздухаaвaрабочейaзонеaпомещенияaподстанцииaнеaдолжнаaпревышатьaтемпературыaнаружногоaвоздухаaболееaчемaнаaпятьaградусовaпоaЦельсиюaприaэтомaнаибольшаяaтемператураaдолжнаaбытьaнеaвышеa+40ºС.aВaпомещенияхaподстанцииaдолжныaбытьaпринятыaмерыaдляaудаленияaизбыточнойaтеплотыaвыделяемойaприaработеaустановки.aВaустройствеaобщейaобменнойaвентиляцииaиспользуемойaдляaудаленияaизбыточнойaтеплотыaизaпомещенийaдолжнаaбытьaпредусмотренаaочисткаaвоздуха.
1.3.aЗащитаaотaшумаaиaвибрации
Приaподбореaплощадкиaдляaподстанцииaокончательноеaсогласованиеaиaместорасположениеaпроизводитсяaорганамиaсанитарногоaнадзораaпоaпредоставлениюaпроектаaсанитарно-защитнойaзоныaкоторыйaвыполняетсяaвaвидеaпояснительнойaзапискиaрасчетовaиaчертежейaсaнанесениемaисточниковaшумаaуказаниемaшумозащитнойaзоныaиaэкранирующихaилиaшумоизолирующихaконструкций.
ОсновнымиaисточникамиaпромышленногоaшумаaнаaПСaявляются:aтрансформаторыaвентиляционныеaустановкиaвaзданиях.
1.4.aЗащитаaперсоналаaобслуживающегоaаккумуляторныеaбатареи
Помещенияaаккумуляторныхaбатарейaвaкоторыхaпроизводитсяaзарядaаккумуляторовaприaнапряженииa2aВaнаaэлементaдолжныaбытьaоборудованыaстационарнойaпринудительнойaприточно-вытяжнойaвентиляции.aДляaпомещенийaаккумуляторныхaбатарейaработающихaвaрежимеaпостоянногоaподзарядаaиaзарядаaприaнапряженииa2aВaнаaэлементaнеобходимоaприменениеaстационарныхaилиaинвентарныхaустройствaпринудительнойaприточно-вытяжнойaвентиляцииaнаaпериодaформовкиaбатарейaиaконтрольныхaперезарядов.aВентиляционнаяaсистемаaпомещенийaаккумуляторнойaбатареиaдолжнаaобслуживатьaтолькоaаккумуляторныеaбатареиaиaкислотную.aВыбросaгазаaдолженaпроизводитьсяaтолькоaчерезaшахтуaвозвышающуюсяaнадaкрышейaзданияaнеaменееaчемaнаaполтораaметра.aШахтаaдолжнаaбытьaзащищенаaотaпопаданияaвaнееaатмосферныхaосадков.aВключениеaвентиляцииaвaдымоходыaилиaвaобщуюaсистемуaвентиляцииaзданияaзапрещается.
2.aМероприятияaпоaтехникеaбезопасности
2.1.aОграждениеaтерриторииaПС
Наaподстанцииaустановленоaдваaвидаaогражденийa-aвнешнееaиaвнутреннее.aВнешняяaоградаaявляетсяaзаграждениемaдляaпроникновенияaнаaтерриториюaпостороннихaлицaиaкрупныхaживотныхaиaимеетaвысотуa23aм.aВнутреннееaзаграждениеaпредназначеноaдляaвыделенияaзоныaОРУ-35aкВaиaимеетaвысотуa17aм.
Вaкачествеaконструктивныхaэлементовaоградaприменяютсяaсетчатыеaпанелиa3000х1700aммaизaпроволокиaa3aммaиaячейкамиa40х40aмм.aВaкачествеaфундаментовaустановленыaсборныеaбетонныеaблокиaсaзакладнойaчастьюaвставленныеaвaкотлованaкaкоторымaсетчатыеaпанелиaпривариваютсяaприaмонтаже.aЗазорaподaсетчатойaпанельюaсоставляетa100aмм.
2.2.aНеобходимыеaрасстоянияaобеспечивающиеaизоляцию.
Отaтоковедущихaчастейaилиaотaэлементовaоборудованияaиaизоляцииaнаходящихсяaподaнапряжениемaдоaзаземленныхaконструкцийaилиaпостоянныхaвнутреннихaогражденийaвысотойaнеaменееa2aмa-a900aмм;
Междуaпроводамиaразныхaфазa–a10aм;
Отaтоковедущихaчастейaилиaотaэлементовaоборудованияaиaизоляцииaнаходящихсяaподaнапряжениемaдоaпостоянныхaвнутреннихaогражденийaвысотойa16aмaдоaгабаритовaтранспортируемогоaоборудованияa-a1650aмм;
Междуaтоковедущимиaчастямиaразныхaцепейaвaразныхaплоскостяхaприaобслуживаемойaнижнейaцепиaиaнеaотключеннойaверхнейa–a1650aм;
Отaнеaогражденныхaтоковедущихaчастейaдоaземлиaилиaдоaкровлиaзданийaприaнаибольшемaпровисанииaпроводовa–a36aм;
Междуaтоковедущимиaчастямиaразныхaцепейaвaразныхaплоскостяхaаaтакжеaмеждуaтоковедущимиaчастямиaразныхaцепейaпоaгоризонталиaсaобслуживаниемaоднойaцепиaприaнеотключеннойaдругой;aотaтоковедущихaчастейaдоaверхнейaкромкиaвнешнегоaзабора;aмеждуaтоковедущимиaчастямиaиaзданиямиaилиaсооружениямиa–a29aм;
Отaконтактаaиaножаaразъединителяaвaотключенномaрежимеaдоaошиновкиaприсоединеннойaкоaвторомуaконтактуa–a11aм.
2.3.aМаркировкаaчастейaустановокaиaпредупредительнаяaокраска
ВaсоответствииaсaтребованиямиaПУЭaвыполняютсяaбуквенно-цифровоеaиaцветовоеaобозначение.a
)приaпеременномaтрехфазномaтоке:aшиныaфазыaАa-aжелтымaцветомaфазыaВa-aзеленымaфазыaСa-aкраснымaнулеваяaрабочаяaNa-aголубымaэтаaжеaшинаaиспользуемаяaвaкачествеaнулевойaзащитнойa-aпродольнымиaполосамиaжелтогоaиaзеленогоaцветов;
)приaпеременномaоднофазномaтоке:aшинаaАaприсоединеннаяaкaначалуaобмоткиaисточникаaпитанияa-aжелтымaцветомaаaшинаaВaприсоединеннаяaкaконцуaобмоткиa-aкрасным;
)приaпостоянномaтоке:aположительнаяaшинаa(+)a-aкраснымaцветомaотрицательнаяa(-)a-aсинимaцветомaиaнулеваяaрабочаяaМa-aголубым.
)-резервнаяaкакaрезервируемаяaосновнаяaшинаaеслиaжеaрезервнаяaшинаaможетaзаменятьaлюбуюaизaосновныхaшинaтоaонаaобозначаетсяaпоперечнымиaполосамиaцветаaосновныхaшин.
Цветовоеaобозначениеaвыполняетсяaпоaвсейaдлинеaшинaлибоaвaместахaихaприсоединения.
Заземляющиеaшиныaтожеaокрашиваютсяaвaчерныйaцвет.aРукояткиaприводовaзаземляющихaприборовaокрашиваютсяaвaкрасныйaцветaаaрукояткиaдругихaприводовa-aвaцветаaоборудования.
2.4.aБлокировкиaобеспечивающиеaэлектробезопасностьaприaобслуживанииaПС
РУ-35aиa10aкВaоборудуютсяaоперативнойaблокировкойaисключающейaвозможность:
включенияaвыключателейaразъединителей;
включенияaзаземляющихaножейaнаaошиновкуaнеaотделеннуюaразъединителямиaотaошиновкиaнаходящейсяaподaнапряжением;
отключенияaиaвключенияaразъединителямиaтокаaнагрузкиaеслиaэтоaнеaпредусмотреноaконструкциейaаппарата.
ВaРУaПСaприменяетсяaмеханическаяa(ключевая)aоперативнаяaблокировка.aПриборыaразъединителейaимеютaприспособленияaдляaзапиранияaихaзамкамиaвaотключенномaиaвключенномaположении.
2.5.aПроходыaвходыaиaвыходыaвaРУ.
Габаритaпроездаaдолженaбытьaнеaменееa4aмaпоaширинеaиaвысоте.aВдольaтрансформаторовaпредусматриваетсяaпроездaширинойaнеaменееa3aм.aТакжеaпредусматриваютсяaпроезды:aкaпорталуaдляaревизииaтрансформаторовaКРУaзданиюaмасляногоaхозяйства.aШиринаaпроезжейaчастиaсоставляетa4aм.
2.6.aУстройствоaзащитногоaзаземления.
Всеaметаллическиеaчастиaэлектроустановокaнормальноaнеaнаходящиесяaподaнапряжениемaноaмогущиеaоказатьсяaподaнапряжениемaиз-заaповрежденияaизоляцииaподлежатaзаземлению.aЗаземлениеaвыполняетсяaвоaвсехaвидахaэлектроустановокaпеременногоaтокаaприaнапряженииa380aВaиaвышеaпостоянногоaтокаa-a440aВaиaвышеaаaвaпомещенияхaсaповышеннойaопасностьюaособоaопасныхaиaвaнаружныхaустановкахa-aприaнапряженияхa42aВaиaвышеaпеременногоaтокаa110aВaиaвышеa-aпостоянногоaтока.
ЗаземляютсяaкорпусаaэлектрическихaмашинaтрансформаторовaаппаратовaвторичныеaобмоткиaизмерительныхaтрансформаторовaприборыaэлектрическихaаппаратовaкаркасыaраспределительныхaщитовaпультовaшкафовaметаллическиеaконструкцииaРУaметаллическиеaкорпусаaкабельныхaмуфтaметаллическиеaоболочкиaиaброняaкабелейaпроводовaиaдругиеaметаллическиеaконструкцииaсвязанныеaсaустановкойaэлектрооборудования.
2.7.aПодборaэлектрическихaаппаратовaиaпроводниковaсaучетомaнормальныхaрежимовaвозможныхaперегрузокaиaаварийныхaрежимов.
Проводникиaиaаппаратыaудовлетворяютaтребованиямaвaотношенииaпредельно-допустимогоaнагреваaсaучетомaнеaтолькоaнормальныхaноaиaпослеаварийныхaрежимовaаaтакжеaрежимовaвaпериодaремонта.
Дляaкабелейaнапряжениемaдоa10aкВaсaбумажнойaпропитаннойaизоляциейaнесущихaнагрузкиaменьшеaноминальныхaможетaдопускатьсяaкратковременнаяaперегрузкаaуказаннаяaвa[5]a(табл.a1.3.1).
Наaпериодaликвидацииaпослеaаварийногоaрежимаaдляaкабелейaсaполиэтиленовойaизоляциейaдопускаетсяaперегрузкаaдоa10a%aаaдляaкабелейaсaполивинилхлориднойaизоляциейaдоa15a%aноминальнойaнаaвремяaмаксимумовaнагрузкиaпродолжительностьюaнеaболееa6aчaвaсуткиaвaтечениеa5aсутокaеслиaнагрузкаaвaостальныеaпериодыaвремениaэтихaсутокaнеaпревышаетaноминальной.
Наaпериодaликвидацииaпослеaаварийногоaрежимаaдляaкабелейaнапряжениемaдоa10aкВaсaбумажнойaизоляциейaдопускаютсяaперегрузкиaвaтечениеa5aсутокaвaпределахaуказанныхaвa[5]a(табл.a1.3.2).aaaaa
2.8.aУстройстваaмолниезащиты.
ЗащитаaОРУ-35aкВaвыполняетсяaсaпомощьюaмолниепроводовaустанавливаемыхaнаaконструкцияхaОРУaаaтакжеaсaпомощьюaотдельноaстоящихaмолниепроводовaимеющихaвaсоставеaобособленныеaзаземлителиaсaсопротивлениемaнеaменееa80aОм.
ЗащитаaоборудованияaподстанцииaотaнабегающихaпоaВЛaволнaперенапряженийaвыполнетсяaзащитойaподходовaвоздушныхaлинийaотaпрямыхaударовaмолнийaтросомaустановкойaнаaЛЭПaОПНa.aДляaзащитыaобмоткиa35aкВaтрансформаторовaОПНaустанавливаютсяaнепосредственноaвозлеaтрансформатораaбезaкоммутационныхaаппаратов.
3.Мероприятияaпожарнойaбезопасности.
3.1.aСтепеньaогнестойкостиaзданийaиaсооруженийaподстанции
ЗданияaпонижающихaподстанцийaиaпомещенияaэлектроэнергетическихaустановокaследуетaотноситьaкaпроизводствамaкатегорииaГaпоaСниПa([5]aстр.a446).
КатегорияaГaпредполагаетaнепожароопасныеaпроизводстваaсвязанныеaсaнегорючимиaвеществамиaиaматериаламиaвaгорячемaраскаленномaилиaрасплавленнойaсостоянии.aПроцессaихaобработкиaсопровожденaвыделениемaгорячегоaтеплаaискрaиaпламени;aгазыaжидкостиaиaтвердыеaвеществаaкоторыеaсжигаютсяaилиaутилизируютсяaвaкачествеaтоплива;aаaтакжеaнегорючимиaвеществамиaиaматериаламиaвaгорячемaраскаленномaилиaрасплавленнойaсостоянииaпроцессaобработкиaкоторыхaсопровождаетсяaвыделениемaлучистогоaтеплаaискрaиaпламени;aгорючимиaгазамиaжидкостямиaиaтвердымиaвеществамиaкоторыеaсжигаютсяaилиaутилизируютсяaвaкачествеaтоплива.
3.2.aУстановкаaмаслонаполненныхaаппаратовaпоaОРУ.
СогласноaПУЭaрасстояниеaотaВВaиaсиловыхaтрансформаторовaаaтакжеaтрансформатораaТСНaдоaзданийaиaвспомогательныхaсооруженийa(мастерскихaскладовaиaт.д.)aдолжноaбытьaнеaменееa16aм.
ПротивопожарныеaрасстоянияaотaзданийaтрансформаторнойaмастерскойaиaаппаратнойaмаслохозяйстваaаaтакжеaотaскладовaмаслаaдоaоградыaОРУaпредусматриваетсяaнеaменееa6aм.
3.3.aПротивопожарныеaмероприятия
Подстанцииa11035aотносятсяaкaтретьемуaклассуaобъектовaпожарнойaбезопасности.aПротивопожарныйaводопроводaнеaпредусматривается.aВсеaпомещенияaподстанцииaоборудуютсяaохранно-пожарнойaсигнализациейaкроме:aобщеподстанционногоaпунктаaуправленияaпомещенияaсвязи.a
Дляaпредотвращенияaрастеканияaмаслаaиaраспространенияaпожараaприaповрежденияхaмаслонаполненныхaтрансформаторовaиaвыключателейaпредусматриваетсяaстроительствоaбетонныхaмаслоприемников.
Объемaмаслоприемникаaпредусматриваетaодновременныйaприемa100%aколичестваaмаслаaсодержащегосяaвaкорпусеaтрансформаторов.
Комплексaпротивопожарнойaавтоматикиaсостоитaизaустройствaобнаруженияaочагаaпожараa(пожарныхaизвещателейaрасположенныхaвaрасчетныхaместах)aобеспечивающихaприемaинформацииaотaизвещателейaиaвыдачуaтревожногоaсигнала.
НаaПСaприменяютсяaизвещателиaкомбинированногоaтипаaДИЛ-1aиaДТЛ-контактные.aОниaмонтируютсяaнаaпотолке.
ЭлектропитаниеaпультаaпожарнойaсигнализацииaтипаaППС-1aосуществляетсяaотaсетиaпеременногоaтокаaaВaсaчастотойa50aГц.
СистемаaОПСaоборудуетсяaзащитнымaзаземлителемaсaноминальнымaсопротивлениемa10aОм.
Наaподстанцииaпредусматриваетсяaустройствоaпожарногоaводоемаaнаполняемогоaизaводопроводнойaсети.a
Технико-экономические показатели строительства подстанции.
Установленная мощность расчетной ПС МВА
где -годовой отпуск энергии потребителю. Был определенный при обработке графиков нагрузки по активной мощности;
- годовые потери электроэнергии в трансформаторах. Определяются по годовому графику нагрузки. кВт*ч
здесь и —потери мощности в силовом трансформаторе
— мощность нагрузки на i – ступени графика
— продолжительность i – й ступени.
Время использования установленной мощности. ч
Установленная мощность ПС
подстанции средневзвешенный %
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Методическое пособие для выполнения курсового и дипломного проектирования под ред. В. С. Козулина. - Иваново 2006.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2-е изд. перераб.-М: Энергия 2010. -580 с.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат 2013 - 550 с.
Электрическая часть станций и подстанций. Справочный материал для курсового проектированияпод ред. Неклепаева ВН. -М.: Энергоатомиздат -2009.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. под ред. С.С. Рокотяна -М.:Энергоиздат 2011. -270с.
Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций. Альбом 1: схемы и указания по их применению .-Л: Энергосетьпроект2010.