Реконструкциия ПС 110/10 Моршиха Макушинского района

СПЕЦВОПРОС.cdw

Проект реконструкции подстанции 10010 кВ "Моршиха"
Соеденительная муфта
-повышение заглубления кабеля
-соеденительная муфта
-участок кабеля в металлической трубе
R1 и R2 - регулируемые плечи моста
L - молная длина кабеля
lx - расстояние до повреждения
Изображение импульсов на экране прибоа ИКЛ-5

Релейная защита.cdw

Проект реконструкции подстанции 11010 кВ "Моршиха
максимальной токовой
защиты от перегрузок
автоматический выключатель
Контроль цепи выключения
Контроль цепи отключения
Газовая защиты трансформатора
Цепи реле отключения
Сигнализация понижения
защита трансформатора
Аварийное отключение
Шинки предупредительной
Неисправность защиты
Сигнал газовой защиты
повышение температуры
понижение уровня масла
(отключение от защит трансформатора
ОРУ 110 кВ силовой трансформатор
В шкафу ТН-10 кВI(II) c
В блоке выключателей 110 кВ

Главная электрическая схема.cdw

Существующая схема электрических
соединении подстанции
Схема электрических соединении подстанции
после проекта реконструкции
Проект реконструкции подлстанции 11010 кВ "Моршиха
Разъединитель РНДЗ.2-110630
Отделитель ОД-110630
Заземлитель ЗОН-110М-У1
Разъединитель РВЗ-10630-У3
Разъединитель РВП-10400
Короткозамыкатель КЗ-110
Трансформатор тока ТШЛ-0
Трансформатор тока ТФН-110М
Трансформатор тока ТВЛМ-10
Трансформатор силовой
Трансформатор собственных
Трансформатор напряжения
Предохранитель ПКТ-10
Предохранитель ПКН-10
Выключатель маломасляный
Разъединитель РНДЗ-1-110630
Разъединитель РНДЗ-2-110630
Заземляющий нож ЗН-10
Трансформаторы тока ТВТ-110
Трансформатор тока ТПЛ-10-У3
Выключатель элегазовый
Выключатель вакуумный
Предохранитель ПКН-001-10-У3
Деревообрабатывающий
Перемычка на первых опорах

План подстанции.cdw

Проект реконструкции подстанции 11010 кВ "Моршиха
Разъединитель РНДЗ.1-110630
Разъединитель РНДЗ.2-110630
Трансформатор напряжения
Блок опорных изоляторов
Выключатель элегазовый
Заземлитель ЗОН-110М-У1
Ошиновка ОРУ 110кВ ОЖ-3
Шина ПШ-34 типа УМ-3
Комплектное распределительное
устройство наружной установки
Шина ПШ-34 типа УМ-2
Трансформатор силовой
Ошиновка трансформатора на
стороне 110 кВ АС-15024
стороне 10 кВ АСО-40022
Наземный кабельный лоток
помеченные знаком "*"
должны быть меньше указанных.

Собственные нужды (с шинами N и PE).cdw

Проект реконструкции подстанции 10010 кВ "Моршиха"
Трансформаторы собственных нужд
Рубильник трехполюсный
Автоматический выключатель
Панель шиносоединительных
Секция шин АШВ-3*50-У3
Щит управления ОПМ-6-У1

Ситутационный план.cdw

с обозначение места
Проект реконструкции подстанции 11010 кВ "Моршиха
юго-западная окраина
Деревообрабатывающий
Условные обозначения
- зона жилого массива
- двухцепная ЛЭП на бетонных опорах
- одноцепная ЛЭП на металлических опорах

БЖД.cdw

Проект реконструкции подстанции 10010 кВ "Моршиха"
Зона защиты на уровне земли
Зона защиты на высоте 11
Молниеотвод выполнен из стали марки Ст.40 уголок 40х40 ГОСТ 1050-88.
Молниеприемник выполнен из стали марки Ст.20 ГОСТ 1050-88.
Категория молниезащиты 2.
Защита подстанции от прямых ударов молнии выполнена
тремя стержневыми молниеотводами.
Материал вертикальных электродов Ст.40
Общее число вертикальных электродов 63.
Суммарная длина вертикальных полос 252м.
Материал горизонтальных электродов Ст.40 50х5мм ГОСТ
Суммарная длина горизонтальных полос 650м.
Присоединение оборудования к контуру заземления
осуществлять полосовой сталью Ст.40 50х5мм ГОСТ 1050-88
Места пересечения заземлителей соединить сваркой.
Ограждение подстанции
Контур заземления подстанции
Стальная шина 50х5мм
Устройство заземлителя молниеотвода

Технико- экономические показатели проекта.cdw

Технико-экономические
Проект реконструкции подстанции 11010 кВ "Моршиха
Относительная важность
Диаграмма качества исполнения функций
Относительная стоимость
Функционально-стоимостная диаграмма
Наименование показателей
Отчисления на эксплуотацию
Тариф на покупаемую электроэнергию
Затраты на покупку электроэнергии
Общие затраты без инвестиций
Выручка от реализации электроэнергии
Коэфичиент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
График окупаемости проекта
Качество исполнения функции
Таблица формирования денежного потока

ТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра энергетики и технологии металлов
Проект реконструкции подстанции 11010 кВ
«Моршиха» Макушинского района
Д И П Л О М Н Ы Й П Р О Е К Т
Расчетно-пояснительная записка
Специальность – "Электроснабжение" (140211)
Ученое звание ученая степень Фамилия И.О.

СПИСОК ИСАОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Барыбина Ю.Г. Федоров Х.Е. Справочник по проектированию электроснабжения. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 532 с.
Беркович М.А. Автоматика энергосистем. – М.: Энергоатомиздат 1985. - 208 с.
ГОСТ 12.1.019-79 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.
ГОСТ 27514-87 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ
ГОСТ 30323-95 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания
Засынкин А.С. Релейная защита трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 240 с.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД
21.122-87Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 56 с.
Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок. – М.: Энергосервис 2002. – 375 с.
Л.Л. Коновалова Л.Д. Рожкова. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие для техникумов. - М. Энергоатомиздат. 1989 - 528с.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок – Екатеринбург: Уральское юридическое издание 2003 – 160с.
Моисеева Н.К. Карпушин М.Г. Основы теории и практики функционально-стоимостного анализа. – М.: Высшая школа 1988. – 273 с.
Мошкин В.И. Болотов В.В. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов направления 140200 специальность "Электроснабжение" 140211. Курган 2006. – 34 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 640 с.
Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. 3-е изд. - М.:Энергия 1979.-40 с.
Падалко Л.П. Пекеис Г.Б. Экономика энергетических систем. – Киев: Наукова дерика 1994. – 307 с.
Правила устройства электроустановок ПУЭ. 7-е изд. переработанное и дополненное – М.: Энергоатомиздат 2005. – 640 с.
Мошкин В.И. Проектирование электрической части подстанций систем электроснабжения. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» – Курган: Изд-во КГУ 2005. – 43 с.
Расчет токов короткого замыкания. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Переходные процессы в системах электроснабжения» для студентов специальности «Электроснабжение» Сост. В.И. Мошкин. – Курган: Изд-во КГУ 2005. – 31 с.
Релейная защита трансформаторов с использованием микропроцессорного устройства РС83-ДТ2. Методические указания для дипломного проектирования защит трансформаторов раздела «Релейная защита» для студентов специальности 140211 Сост. Д.Н. Шестаков. – Курган: Изд-во КГУ 2010. – 43 с.
Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В. Чиркова. – М.: Издательский центр «Академия» 2004. – 448 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Под общей редакцией А.А. Федорова т.2 Электрооборудование. - М.: Энергостомиздат 1987.- 592 с.: ил.
Справочник энергетика 32т. – М.: Энергоатомиздат 1990.
Старков А.С. Федоров Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1997. – 345 с.
Экономика энергетики. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 140211 «Электроснабжение» Сост. А.С. Таранов. – Курган: Изд-во КГУ 2005. – 34 с.
Электрические сети и станции. Под общей редакцией Л.Н. Бебтизанова. М.-Л. Госэнергоиздат 1963.
Электротехнический справочник. Под общей редакцией А.Т. Голованова и др. - М.: Госэнергоиздат 1967
Александров А.М. Дифференциальные защиты трансформаторов. Учебное пособие. – С. – Петербург.: ПЭИПК 2002. – 189 с.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (с изм. и доп.). – М.: Издательство НЦ ЭНАС 2004. – 192с.
Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий (3-е изд. с изм. и доп.). – М.: Энергоатомиздат 2000. - 91 с.
ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.
Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное электронное текстовое издание. – E.: ГОУ ВПО УГТУ – УПИ – 2005. – 52 с.
ГОСТ 689-90 РАЗЪЕДИНИТЕЛИ и заземлители переменного тока и напряжения свыше 1000 В
ГОСТ 12.1.030-81 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.
Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД 34.21.122-87Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 56 с.
Справочная книга для проектирования электрического освещения. Под ред. Г.М. Кнорринга.- Л.: Энергия 1976.
СНиП 23.05-95 Естественное и искусственное заземление.

РПЗ.doc

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА . .8
ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ИХ АНАЛИЗ .. 9
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 11
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ . . 14
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 15
1 Виды и причины и последствия от токов короткого замыкания ..15
2 Назначение и порядок выполнения расчётов . . 15
3 Расчёт токов короткого замыкания . . 16
ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ . 24
1 Выбор оборудования распределительного устройства высокого напряжения .24
1.1 Выбор гибких шин .. 24
1.2 Выбор выключателей .. 25
1.3 Выбор разъединителей .29
1.4 Выбор трансформаторов тока ..30
1.5 Выбор трансформаторов напряжения 34
1.6 Выбор ограничителей напряжений и заземлителей .36
2 Выбор оборудования распределительного устройства низшего напряжения ..36
2.2 Выбор выключателей .. .37
2.3 Выбор предохранителей . .39
2.4 Выбор трансформаторов тока 10 кВ . .39
2.5 Выбор трансформаторов напряжения . . ..41
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ .. 43
1 Выбор трансформаторов собственных нужд 43
2 Источник оперативного тока на подстанции 45
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ..46
1 Общие сведения . . .46
2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2 . 48
2.1 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора .50
2.2 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора 56
2.3 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора .58
2.4 Расчёт уставок защиты от перегрузок (МТЗ 3) трансформатора . 61
3 Газовая защита ..64
СПЕЦВОПРОС: ОТЫСКАНИЕ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ В КАБЕЛЬНЫХ ЛИНЫХ ЛИНИЯХ . 65
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 86
1 Безопасность производственной деятельности 86
2 Экологичность проекта . .97
3 Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях ..99
ОРГАНИЗАЦИОННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА 105
1 Функционально-стоимостный анализ проектируемого варианта .105
2 Расчёт окупаемости и экономическая оценка проекта . .122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .. .127
Уникальность электроэнергетики нашей страны обусловлена прежде всего тем что она создавалась как единый технологический комплекс для одновременного электроснабжения более 70 регионов России. Региональный принцип разделения генерирующих источников связанных магистральными линиями электропередачи высокого напряжения и единая система оперативно-диспетчерского управления обеспечили наилучшие в мире показатели безаварийной работы электроэнергетики страны.
В настоящее время на проектировании подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников накопивших значительный опыт. Однако бурный прогресс в науке и технике в частности в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.
Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом который определяет все свойства особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме а также принципиальное решение вопросов защиты степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.
Системы электроснабжения как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований обеспечивать требуемую надежность быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании обладать гибкостью обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.
Подстанция «Моршиха» 11010 кВ однотрансформаторная построенная в 1986 году обслуживается персоналом районных электрических сетей (РЭС) без постоянного дежурства.
ПС запитана по двум ВЛ-110 кВ длиной 235 км от с. Макушино и 331 км от с. Дубровное.
От подстанции 6 ВЛ-10 кВ для питания подстанций 1004 кВ обеспечивающих электроснабжение потребителей относящихся ко II и III категории по надёжности электроснабжения. Это – жилищно – коммунальный сектор объекты учебные и социальные различные сельскохозяйственные объекты и деревообрабатывающий комбинат увеличивший нагрузку подстанции с 2000 года.
Максимальная нагрузка на подстанции в зимний период составляет 7000 кВА согласно графику (Рисунок 2.1) и транзитная нагрузка составляет 25000 кВА согласно документации подстанции.
Целью дипломного проектирования является реконструкция подстанции для повышения надёжности электроснабжения потребителей для которых данная подстанция является единственным источником электроэнергии в том числе и для электроприёмников II категории по надёжности электроснабжения составляющие примерно 30% от всех потребителей.
В задачи дипломного проекта входят – проектирование установки второго трансформатора изменение схемы на стороне 110 кВ и применение в ней современных коммутационно-защитных аппаратов выбор двух современных КРУН-10 кВ современных устройств релейной защиты и автоматики расчёт нового заземляющего устройства проверка расчётами существующей молниезащиты и расчёт нового наружного освящения.
При реконструкции подстанции руководствовался директивными и другими нормативными документами в частности Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20-501.95) Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 и Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий РД153-34-03.301-00 (ВППБ 01-02-095) Нормативно технического проектирования подстанции (НТПП).
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
На подстанции 11010 кВ «Моршиха» в настоящее время установлено следующее основное оборудование выпуска шестидесятых годов:
ОРУ 110 кВ (выполнено по схеме «Блок трансформатор - линия»):[140211-10-СХ.02.Э3]
разъединители РНДЗ-2-1101000;
короткозамыкатели КЗ -110;
КРУН 10 кВ (выполнено по схеме «одна секция шин»):
выключатели ВМГ-10-20630;
Трансформатор: - Т2: ТМН-6300110.
На подстанции имеется заземляющее устройство молниезащита и освящение.
Территория подстанции огорожена сплошным деревянным забором высота которого составляет 25 м.
За время эксплуатации а также в силу достижений в науке и технике оборудование установленное на подстанции морально и физически устарело следовательно не обеспечивает требуемой надежности так как утратило свой ресурс.
На подстанции устанавливаем второй трансформатор а первый трансформатор оставляем без замены т.к. состояние трансформатора удовлетворительное работал с небольшими нагрузками. Первый трансформатор будет заменён в случае существенного ухудшения его параметров или выхода из строя. Молниезащита находится в хорошем состоянии в проекте будет произведён проверочный расчёт эффективности молниезащиты. Заземление на подстанции планируется заменить на новое а старое заземление будет использоваться в качестве дополнительного. В проекте будет произведён расчёт освящения подстанции.
ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ИХ АНАЛИЗ
Основными требованиями при выборе числа и мощности трансформаторов являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности) а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.
Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии данного узла.
Мощность силовых трансформаторов также выбирают с учетом экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и того что нагрузка трансформаторов в нормальных и послеаварийных режимах не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.
Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-97) требует применения на подстанциях 35 кВ и выше трансформаторов с встроенными устройствами для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Исходя из того что в процессе эксплуатации ПС «Моршиха» был построен деревообрабатывающий комбинат относящийся ко II категории по надёжности электроснабжения то для обеспечения требуемой надежности электроснабжения на ПС 11010 должен быть установлен второй трансформатор [16].
Строим суточный график нагрузок трансформаторов на основе зимних замеров на ПС «Моршиха» которые приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Данные зимних замеров на ПС «Моршиха»
Рисунок 2.1 – Суточный график нагрузок трансформаторов
Таким образом в течении суток один час трансформатор работает с перегрузкой. Пользуясь этим графиком нагрузки можно выбрать необходимую мощность трансформатора что выполнено в разделе 3 РПЗ.
ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики включая промышленность жилищно-коммунальное и сельское хозяйство отдельные учреждения организации фирмы. Надежность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов.
Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы так как потери в них на 12-15 % ниже а расход активных материалов и стоимость на 20-25 % меньше чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Правильный выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции является одним из основных вопросов рационального построения схем электроснабжения. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечить питание всех электроприемников обслуживаемого района.
Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения числа часов использования максимума темпа роста нагрузок стоимости электроэнергии допустимой перегрузки трансформаторов.
В соответствии с НТПП [14] и ГОСТом 14209-97 [30] на подстанциях 35-750 кВ всегда следует выбирать трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы) и только в исключительных случаях возможно использование группы из однофазных или группы из двух трехфазных трансформаторов половинной мощности.
На подстанциях 35-750 кВ всех категорий как правило предусматривают установку двух трансформаторов мощность каждого из них выбирается как правило не более 70% максимальной нагрузки подстанции.
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком отражающим как максимальную так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции а также продолжительность максимума нагрузки. В данном случае используется суточный график нагрузки приведенный на Рисунке 2.1. Максимальная нагрузка при этом составляет .
Рассчитываю ориентировочную мощность одного трансформатора по формуле [17] :
Стандартная ближайшая меньшая мощность
Намечаю к установке второй трансформатор ТМН-6300110 так как на подстанции уже имеется такой же трансформатор и возможное дальнейшее увеличение нагрузок.
При рассмотрении графика нагрузок очевидно что данный трансформатор по систематической нагрузке проходит так как перегрузка трансформатора составила один час что согласно [17] допускается перегрузка в 2 раза.
Проверяю трансформатор на аварийную перегрузку.
Коэффициент начальной нагрузки К1 определяется по формуле:
где S1 S2 Sm - значения нагрузки в интервалах t1 t2 tm.
Коэффициент перегрузки К2 определяется по формуле:
где S1 S2 Sм - значения перегрузки в интервалах h1 h2 hm.
Пользуясь таблицами приведенными в [17] определяю допустимую норму аварийных перегрузок K2 и ее продолжительность h. Для трансформаторов с системой охлаждения М и среднегодовой температурой to=10o C h= 24 ч.
Следовательно данный трансформатор ТМН-6300110 проходит как по систематическим так и по аварийным перегрузкам и он устанавливается на подстанции.
Паспортные данные трансформатора ТМН-6300110 представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Паспортные данные трансформатора ТМН-6300110 [31]
Пределы регулирования Uнн
Таким образом был выбран трансформатор ТМН-6300100 и оставлен старый для дальнейшей работы на подстанции.
ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
На подстанция «Моршиха» 11010 кВ силовой трансформатор Т1 со стороны высшего напряжения подключен по упрощенной схеме через отделитель ОД и короткозамыкатель КЗ. Ответвления от питающих линий заведены на подстанцию через линейные разъединители.
Имеющаяся схема не удовлетворяет требованиям по надежности электроснабжения потребителей проектируемой подстанции а также не обеспечивают надёжную работу всей сети при некоторых аварийных режимах. Поэтому в проектном варианте планируется использование схемы мостика с ремонтной перемычкой. На стороне ВН взамен ОД и КЗ устанавливаю элегазовые выключатели ВГБУ-110 разъединители типа РНДЗ-2-1101000 ОПН вместо разрядников РВС-110 РВП-110 и трансформатор напряжения на 2 С.Ш. типа НКФ-110-83У1.
Данная схема отличается наглядностью достаточной надежностью гибкостью и простотой технического обслуживания. А главное позволяет обеспечить высокий уровень надежности электроснабжения потребителей питающихся от данной подстанции а также повышает надежность работы всей сети в целом.
На стороне 10кВ добавляю вторую секцию шин К2 в составе КРУН-10кВ секционный выключатель BBTEL-10630 и секционный разъединитель РВЗ. Будет произведена замена ячеек КРУН серии К-47 на ячейки КРУН типа К-59. В ячейке КРУН типа К-59 установлены вакуумные выключатели BBTEL-10630 в отличии он К-47 в которой установлены масляные выключатели в К-59 имеется электронагреватель для обогрева механической части привода.
Проектируется две отходящие линий от секции шин К2-10кВ
трансформатора Т-2 одна из которых предназначены для электроснабжения
сельскохозяйственных потребителей другая линия - для деревообрабатывающего завода. Оставшиеся свободные ячейки предназначены для резервного электроснабжения.
Таким образом была выбрана главная схема на проектируемой подстанции добавлена вторая система шин в составе КРУН типа К-59 с вакуумными выключателями.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1 Виды причины и последствия коротких замыканий
Причинами КЗ обычно являются нарушения изоляции вызванные ее механическими повреждениями старением набросами посторонних предметов на провода линий электропередачи проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.) прямыми ударами молнии перенапряжениями неудовлетворительным уходом за оборудованием.
При КЗ токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением а напряжения снижаются особенно вблизи места повреждения.
Протекание больших токов КЗ вызывает повышенный нагрев проводников а это ведет к увеличению потерь электроэнергии ускоряет старение и разрушение изоляции может привести к потере механической прочности токоведущих частей и электрических аппаратов.
К мерам уменьшающим опасность развития аварий относятся: выбор рациональной схемы сети правильный выбор аппаратов по условиям КЗ применение токоограничивающих устройств и т.п.
Для осуществления указанных мероприятий необходимо определить токи КЗ и учитывать характер их изменения во времени.
2 Назначение и порядок выполнения расчетов
Расчет токов КЗ предназначен для решения следующих задач:
для сопоставления оценки и выбора главной схемы электрической подстанции;
выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
проектирования заземляющих устройств;
анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
анализа устойчивости работы энергосистем.
Расчет токов трехфазного КЗ выполняю в следующем порядке:
)составляю расчетную схему рассматриваемой электроустановки намечаю расчетные точки КЗ;
)на основании расчетной схемы составляю эквивалентную схему замещения все сопротивления на которой нумеруются;
)определяю величины сопротивлений всех элементов схемы замещения в именованных единицах и указываем на схеме замещения; обозначаю расчетные точки КЗ;
)путем постепенного преобразования относительно расчетной точки КЗ привожу схему замещения к наиболее простому виду чтобы каждый источник питания или группа источников характеризующаяся определенными значениями эквивалентной ЭДС и ударного коэффициента kУД были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;
)определяю по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ Iп0 а затем ударный ток iУД периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t (Iпt iаt).
3 Расчет токов короткого замыкания
Произвежу расчет трехфазного тока короткого замыкания и определяю периодическую составляющую последнего тока для наиболее тяжелого режима работы сети. Токи рассчитываются со стороны высшего и низшего напряжения подстанции. При расчётах токов КЗ принимаются допущения [5]:
)все источники участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ работают одновременно с номинальной нагрузкой;
)короткое замыкание наступает в такой момент времени при котором ток КЗ будет иметь наибольшее значение;
)ЭДС всех источников совпадают по фазе;
)не учитываются ёмкости а следовательно и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;
)не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
)сопротивление места КЗ считается равным нулю;
)расчётные напряжения каждой ступени принимаются на 5% выше номинального напряжения сети;
)напряжение источников питания остаются неизменным;
На рисунках 5.1 и 5.2 приведены расчетная схема и схема замещения ПС «Моршиха».
Рисунок 5.1 – Расчетная схема ПС «Моршиха»
Рисунок 5.2 – Схема замещения ПС «Моршиха»
Исходные данные для расчета:
Т1: трансформатор ТМН-6300110: Sном=63 МВ·А uк = 11%.
Т2: трансформатор ТМН-6300110: Sном=63 МВ·А uк = 11%.
Л1: одноцепная ВЛ с проводом АС-15024: х0=0420 Омкм L=331 км.
Л2: одноцепная ВЛ с проводом АС-15024: х0=0420 Омкм L=235 км.
Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах.
Рассчитаю токи короткого замыкания в максимальном режиме.
Токи КЗ в максимальном режиме (взято из документации ПС «Моршиха»):
- на шинах ПС «Дубровное» IКЗma
- на шинах ПС «Макушино» IКЗmax=4815 A.
Принимаю базисную мощность SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаю среднее номинальное напряжение UБ = 115 кВ .
Сопротивление систем в относительных единицах
Сопротивление воздушных линий
Сопротивление трансформаторов
Эквивалентное сопротивление систем и линий
Определяю ток короткого замыкания в точке К1 (шины 110 кВ).
Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая IПt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания и равной ее начальному значению IП0 )
Ударный ток короткого замыкания в точке К1
где ky = 18 - ударный коэффициент.
iуд.= 184827 = 12288 А.
Апериодическая составляющая тока к.з.
iat1= 4827 е –006005 =2048 А
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей для установок напряжением выше 1000 В величина Та = 005 с. [18]
Рабочий ток в утяжеленном режиме
Iраб.ут=14Sн.тUн;(5.9)
Iраб.ут=146300115=4428 A.
Определz. ток короткого замыкания в точке К2 (шины 10 кВ).
Ударный ток короткого замыкания в точке К2
iуд = 183105= 7904 А.
iat2 = 3105 е –006005 = 1317 А.
Мощность трёхфазного к.з.
Iраб.ут=14630011=485 A.
Рассчитаем токи короткого замыкания в минимальном режиме.
Токи КЗ в минимальном режиме (взято из документации ПС «Моршиха»):
- на шинах ПС «Дубровное» IКЗm
- на шинах ПС «Макушино» IКЗmin=1335 A.
Принимаю базисную мощность SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаю среднее номинальное напряжение UБ = 115 кВ.
Сопротивление систем в относительных единицах:
Ток короткого замыкания в точке К1
Определяю ток короткого замыкания в точке К2 (шины 10 кВ).
Ток короткого замыкания в точке К2
Результаты расчетов свожу в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Расчет токов КЗ
Расчетные токи короткого замыкания на шинах ВН и НН подстанции получились небольшие следовательно дополнительных устройств для снижения этих токов не требуется. Выпускаемые в настоящее время выключатели способны отключить такой ток без дополнительных мер по снижению токов К.З. (Iоткл.ном=40 кА для ВН и Iоткл.ном=125 кА для НН)
ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
1 Выбор оборудования распределительного устройства высокого напряжения
1.1 Проверка гибких шин
Токоведущие части со стороны 110кВ выполнены гибкими проводами АС-15024. Сечение проверяю по экономической плотности тока.
при Тmax=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия [16].
где- ток нормального режима без перегрузок;
- нормированная плотность тока Амм2
Smax=7000кВА (максимальная нагрузка на суточном графике нагрузок) Sтранз.=25000 (транзитная мощность проходящая через подстанцию так как подстанция является проходной и все подстанции в этом районе закольцованы).
Выбранный провод марки АС-15024 так как проходит по экономической плотности тока.
Проверяю провод по длительно допустимому току
Проверка на схлёстывание не выполняется так как ток трехфазного короткого замыкания .
Проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
1.2 Выбор выключателей
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
)надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
)быстрота действия т.е. наименьшее время отключения;
)пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
)легкость ревизии элементов конструкции выключателя;
)взрыво и пожаробезопасность;
)удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .
В соответствии с ГОСТ 687 – 78E выключатели характеризуются следующими параметрами:
)номинальный ток отключения - наибольший ток КЗ (действующее значение) который выключатель способен отключить при напряжении равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций;
)допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения . Нормированное значение определяется для момента расхождения контактов . Если с то принимают ;
)цикл операций - выполняемая выключателем последовательность коммутационных операций с заданными интервалами между ними;
)стойкость при сквозных токах характеризуется токами термической стойкости и электродинамической стойкости (действующее значение) - наибольший пик (амплитудное значение); эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений препятствующих дальнейшей работе;
)номинальный ток включения - ток КЗ который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при и заданном цикле;
)собственное время отключения - интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасящих контактов.
Время отключения - интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах.
Время включения - интервал времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.
На основании параметров предусмотренных ГОСТ 687 – 78E производим расчет выключателей высокого напряжения. Выбираю элегазовый выключатель марки ВГБУ - 110 - 402000.
Каталожные данные выключателей высокого напряжения и расчетные параметры сети приведены и сопоставлены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Выбор выключателей на стороне 110кВ [36]
Каталожные данные выключателя ВГБУ-110-402000
Выбор вводных выключателей произведен исходя из тока проходящего через трансформатор в случае когда он работает на обе системы шин низшего напряжения (аварийный режим):
Выбор секционного выключателя произведён исходя из того что через секционный выключатель проходит нагрузки.
Расчет апериодической составляющей тока короткого замыкания (по методике изложенной в [18]):
где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания (для РУ повышенного напряжения подстанции с [18]).
Расчет интеграла Джоуля :
Здесь - максимальное время отключения повреждения на этом участке (включая действие релейной защиты).
Определяем номинальное допускаемое значение апериодической составляющем в отключаемом токе для времени (по [20]):
где определена из графика для времени с [20].
Таким образом выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям приведённым в ГОСТ 687 – 78.
1.3 Выбор разъединителей
Разъединители устанавливаемые в открытых распределительных устройствах должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.
Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.
Выбор разъединителей выполнен: согласно [32]
-по напряжению установки: ;
-по электродинамической стойкости:;
-по термической стойкости:.
Выбираем разъединитель РНДЗ-110630 их обозначение QSG1 QSG10 [140211-10-СХ.02.Э3] Параметры разъединителя приведены в таблица 6.2.
Таблица 6.2 - Выбор разъединителей [36]
Каталожные данные разъединителя РНДЗ-110630
Вывод: сравнивая расчётные и каталожные данные (Таблица 6.2) видим что разъединители выбраны правильно.
1.4 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод и две обмотки: первичную и вторичную. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы создающие ток .
Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации:
где и - номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока не является строго постоянной величиной и может отличаться от номинального значения вследствие погрешности обусловленной наличием тока намагничивания. Токовая погрешность определяется по выражению:
Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей: сечения магнитопровода магнитной проницаемости материала магнитопровода средней длины магнитного пути значения . В зависимости от предъявляемых требований выпускаются трансформаторы тока с классами точности 02; 05; 1; 3; 10. Указанные цифры представляют собой токовую погрешность в процентах номинального тока при нагрузке первичной обмотки током 100—120% для первых трех классов и 50—120 % для двух последних. Для трансформаторов тока классов точности 02; 05 и 1 нормируется также угловая погрешность.
Погрешность трансформатора тока зависит от вторичной нагрузки (сопротивление приборов проводов контактов) и от кратности первичного тока по отношению к номинальному. Увеличения нагрузки и кратности тока приводят к увеличению погрешности.
При первичных токах значительно меньших номинального погрешность трансформатора тока также возрастет.
Трансформаторы тока класса 02 применяются для присоединения точных лабораторных приборов класса 05 — для присоединения счетчиков денежного расчета класса 1 — для всех технических измерительных приборов классов 3 и 10 — для релейной защиты.
Трансформатор тока выбираю: согласно [16]
)по напряжению установки ;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
)по конструкции и классу точности;
)по электродинамической стойкости: ;
где - ударный ток КЗ по расчёту;
- кратность электродинамической стойкости по каталогу;
- номинальный первичный ток трансформатора тока;
- ток электродинамической стойкости.
)по термической стойкости: ;
где - тепловой импульс по расчёту;
- кратность термической стойкости по каталогу;
)по вторичной нагрузке
где - вторичная нагрузка трансформатора;
- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
Сопротивление приборов определяется по выражению:
где - мощность потребляемая приборами;
- вторичный номинальный ток прибора.
Сопротивление контактов принимаем 01 Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо выдержать условие:
Сечение соединительных проводов определяем по формуле:
где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;
- расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока м.
Таблица 6.3 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Нагрузка по фазам ВА
Самая нагруженная фаза «А». Общее сопротивление приборов:
Для ТФЗМ-110-У1 в классе 05 Ом.
Допустимое сопротивление провода: Ом.
Для подстанции применяю кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина которого 60 м трансформаторы тока соединены в неполную звезду поэтому тогда:
Принимаю контрольный кабель с аллюминевыми жилами сечением 4мм2.
Таким образом вторичная нагрузка составляет:
Таблица 6.4 – Расчёт трансформатора тока 110кВ
Вывод: Выбраны трансформаторы тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 1005А класс точности 0510Р10Р.
1.5 Выбор трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Первичная обмотка трансформатора напряжения включена на напряжение сети а ко вторичной обмотке (напряжение ) присоединены параллельно катушки измерительных приборов и реле. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме близком к холостому ходу так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое а ток потребляемый ими невелик.
Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением:
где U1ном U2ном – номинальные первичное и вторичное напряжения соответственно.
Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения
Так же как и в трансформаторах тока вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180°. Это определяет угловую погрешность. В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 02; 05; 1; 3. Погрешность зависит от конструкции магнитопровода магнитной проницаемости стали и от cosφ вторичной нагрузки.
Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле подключенных ко вторичной обмотке трансформатора напряжения не должно превышать номинальную мощность трансформатора напряжения так как в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.
В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток.
Трансформаторы напряжения выбираются: согласно [16]
)по конструкции и схеме соединения обмоток;
)по классу точности;
где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду что для однофазных трансформаторов соединённых в звезду принимается суммарная мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенная мощность одного трансформатора;
- нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения ВА.
Нагрузка приборов определяется по формуле:
Таблица 6.5 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ
Наименование прибора
Мощность потребляемая одной катушкой ВА
Потребляемая мощость
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ВА.
Выбираю трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами:
)номинальное напряжение обмотки:
- основной вторичной – В;
- дополнительной вторичной – 100 В;
)номинальная мощность в классе точности 05 ВА.
)предельная мощность 2000 ВА.
Их обозначение TV1 TV2 (140211-10-CX.02.Э3)
1.6 Выбор ограничителей перенапряжений и заземлителей
Для защиты оборудования от различного вида перенапряжений на подстанциях повсеместно используются ограничители перенапряжений. Они обеспечивают необходимую защиту всего оборудования и отличаются достаточно высокой надежностью.
Принимаю согласно [16] к установке в нейтраль силового трансформатора ограничитель перенапряжений типа ОПНН-11085-У1. [36]
Для защиты коммутационного и силового оборудования принимаем к установке ограничители перенапряжений типа ОПН-11085-У1. [36] их обозначение RU3 RU4.
Выбираем заземлитель типа ЗОН-110М-У1. [36] их обозначение QSG11 QSG12 [140211-10-CX.02.Э3]
2 Выбор оборудования распределительного устройства низкого напряжения
Шинный мост 10кВ выполняю гибкими проводами.
Выбор сечения шин проводится по длительно допустимому току из условия нагрева для максимальных нагрузок утяжелённого режима.
Максимальное значение тока нагрузки
Сечение выбираю по экономической плотности тока.
при Тmax=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия [16]. По формулам (6.2) и (6.1).
Выбираю провод марки АСО-40022 . [31]
Проверяю провод по допустимому току
2.2 Выбор выключателей
Выключатель в цепи силового трансформатора 11010 кВ на стороне НН выбираю по утяжелённому режиму.
Секционный выключатель выбираю из условия:
Вводной выключатель выбирается из условия:
Методика выбора аналогична как для выключателей 110кВ.
Принимаю к установке выключатель марки BBTEL-10-125630-У2. Их обозначения на схеме [140211-10.CX.02.Э3] Q3 Q10. Выбор выключателей представлен в таблице 6.6.
Таблица 6.6 – Выбор выключателей на стороне 10кВ [36]
Каталожные данные выключателя BBTEL-10-125630-У2
Расчёт ведётся по формулам (6.9) (6.10) (6.11) (6.12).
Определяю номинальное допускаемое значение апериодической составляющем в отключаемом токе для (из каталожных данных выключателя):
Таким образом видно что выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям.
2.3 Выбор предохранителей
В цепи 10 кВ трансформаторов собственных нужд ТСКС-4010-У3 устанавливаем предохранители типа ПКТ 103-10-100-125-У3. (ООО «Уралэнерго»)
В цепи 10кВ трансформаторов напряжения выбираю предохранитель типа ПКН-001-10-У3.
2.4 Выбор трансформаторов тока 10 кВ
Выбираются аналогично ТТ для ВН. [16]
Определяю максимальный рабочий ток протекающий по вводным выключателям 10 кВ (при отключении одного из трансформаторов и включенном секционном выключателе):
Выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-М У2 =400А класс точности вторичной обмотки 0510Р. Данные расчётов сведены в таблице 6.7. Их обозначение на TA7 TA15 [140211-10-CX.02.Э3]
Таблица 6.7 – Выбор трансформаторов тока 10кВ
Таблица 6.8 – Вторичная нагрузка трансформатора тока
Самая нагруженная фаза «А». Общее сопротивление приборов:
Для ТПЛ-10-М У2 в классе точности 05 Ом.
Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами ориентировочная длина которого 4м.
Принимаем контрольный кабель с аллюминевыми жилами сечением 4мм2.
2.5 Выбор трансформатора напряжения
Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в таблице 6.9
Таблица 6.9 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10кВ
Вторичная нагрузка трансформатора
Выбираем трансформатор напряжения НТМИ-10-66 со следующими параметрами:
- дополнительной вторичной – В;
)предельная мощность 960 ВА.
Выбор всего оборудования его технические характеристики приняты по [13].
Вывод: Выбранный трансформатор напряжения НТМИ-10-66 удовлетворяет всем условия значит выбор произведён верно.
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ
1 Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов конструктивного выполнения подстанции наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования способа обслуживания и вида оперативного тока.
Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях выполненных по упрощённым схемам без синхронных компенсаторов – это электродвигатели обдува трансформаторов обогрева приводов шкафов КРУН а также освещение подстанции.
Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи система связи телемеханики система охлаждения трансформаторов.
Мощность потребителей СН невелика поэтому они присоединяются к сети 380220В которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
Нагрузка СН подстанции определяется как по установленной мощности с применением и подсчитывают по формуле:
где - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять .
Мощность трансформаторов выбирается из условия:
- коэффициент допустимой аварийной перегрузки его можно принять равным 14.
Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током. Трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 10кВ.
Таблица 7.1 - Нагрузка собственных нужд подстанции
Установленная мощность
Охлаждение ТМН-6300110
Подогрев выключателей и приводов
Подогрев шкафов КРУН
Подогрев приводов разъединителей
Отопление освещение ЗРУ с ОПУ
Расчётная нагрузка при :
Так как к установке предполагается два трансформатора собственных нужд:
Принимаем два трансформатора ТСКС-4010 У3. Мощность каждого 40 кВА.
Выбор выполнен согласно методике изложенной в [1317].
2 Источник оперативного тока на подстанции
Для питания цепей управления коммутационных аппаратов релейной защиты автоматики и сигнализации применяю оперативный ток. Основным требованием которое предъявляется к источникам оперативного тока является готовность их к действию в любых условиях в том числе и во время КЗ когда напряжение на шинах подстанции может снизиться до нуля. На проектируемой ПС применен переменный оперативный ток.
В качестве источника оперативного тока для питания защит применено комбинированное питание от трансформатора тока (ТА) и напряжения (ТV) одновременно (Рисунок 7.1) т.е. используем выпрямленный ток.
Рисунок 7.1 – Принципиальная схема комбинированного питания оперативных цепей
Выпускаемые заводами блоки питания серий БПТ и БПН подключаются к трансформаторам тока и напряжения соответственно. Установленные в блоке выпрямители питают оперативные цепи суммируемым оперативным током. Напряжение 100 В к блокам питания БПН-1 приходит от ТV1-110кВ к блоку питания БПН-2 от ТV2-110кВ блоки питания БПТ-1002 №1 и №2 запитаны от комплектов выносных трансформаторов тока ТФЗМ-110кВ.
ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
В процессе эксплуатации электрических сетей и электроустановок возникают повреждения и анормальные режимы работы приводящие к резкому увеличению тока и понижению напряжения в элементах системы электроснабжения. Особенно опасны короткие замыкания.
В большинстве случаев при КЗ возникает электрическая дуга с высокой температурой приводящей к разрушению электрических аппаратов изоляторов и токоведущих частей. Так как при КЗ к месту повреждения притекают большие токи то возможен перегрев неповрежденных токоведущих частей что вызывает развитие аварии.
Для обеспечения надежного электроснабжения предотвращения разрушения оборудования электроустановок и сохранения устойчивой работы элементов системы необходимы возможно быстрое отключение поврежденного участка или элемента а также ликвидация опасного анормального режима. В основном для этих целей используют специальные автоматические устройства в виде релейной защиты отключающей выключатели.
При отключении выключателей электрическая дуга в месте повреждения гаснет прохождение тока КЗ прекращается и восстанавливается напряжение на неповрежденной части сети.
При нарушении нормального режима работы иногда нет необходимости в отключении электрооборудования а достаточно дать предупредительный сигнал обслуживающему персоналу на подстанции; при его отсутствии - оборудование автоматически отключается но обязательно с выдержкой времени.
Одним из основных видов анормальных режимов являются перегрузки представляющие серьезную опасность для изоляции электродвигателей трансформаторов и генераторов. Защита от перегрузок осуществляется с выдержкой времени большем чем у защит от КЗ. Защита от перегрузок в сетях не предусматривается так как в правильно спроектированной сети перегрузки маловероятны.
Таким образом релейной защитой называют защиту электрических установок от возможных повреждений и анормальных режимов работы осуществляемую посредством автоматических устройств. Основным назначением РЗ являются выявление места повреждения и быстрое автоматическое отключение выключателем поврежденного участка или оборудования а также обнаружение нарушения нормального режима работы с последующей подачей предупредительного сигнала обслуживающему персоналу или отключением оборудования с выдержкой времени.
Основные требования предъявляемые к релейной защите:
Селективностью или избирательностью защиты называется способность защиты отключать при КЗ только поврежденный участок сети;
Отключение КЗ должно производиться с возможно большей быстротой для ограничения размеров разрушения оборудования повышения эффективности автоматического повторного включения линий и сборных шин уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей и сохранения устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и энергосистемы в целом. Последнее из перечисленных условий является главным;
Для того чтобы защита реагировала на отклонения от нормального режима которые возникают при КЗ (увеличение тока снижение напряжения и т. п.) она должна обладать определенной чувствительностью в пределах установленной зоны ее действия.
Чувствительность защиты принято характеризовать коэффициентом чувствительности kч. Для защит реагирующих на ток КЗ
I с.з - наименьший ток при котором защита начинает работать (ток срабатывания защиты);
Требование надежности состоит в том что защита должна безотказно работать при КЗ в пределах установленной для нее зоны и не должна работать неправильно в режимах при которых ее работа не предусматривается.
2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2
Необходимо выбрать параметры настройки устройства РС83-ДТ2 для
защиты трансформатора ТМН-6300110 со схемой соединения обмоток Y - l 1:
– на стороне высшего напряжения – звезда;
– на стороне низшего напряжения – треугольник.
Паспортные данные трансформатора:
– номинальная мощность трансформатора – 63 MBА
– номинальное напряжение – 115 кВ11 кВ.
– диапазон регулирования РПН ± 9·178%.
Максимальная нагрузка трансформатора – Sнагр.max = 7000 кВ·А. (максимальная нагрузка судя по суточному графику нагрузок).
Максимальное время защит линий отходящих от шин НН трансформатора
tmax= 17 c. (взято в на преддипломной практике).
Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме работы энергосистемы на стороне 110 кВ (точка К1) и шинах 10 кВ (точка К2) при ведены в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Токи короткого замыкания для расчета уставок защит трансформатора
на стороне 110 кВ (К1)
на стороне 10 кВ (К2)
На рисунке 8.1 показано место установки защиты трансформатора и точки повреждения в которых необходимо знать токи КЗ для расчёта уставок защиты.
Рисунок 8.1 – Расположение точек КЗ для расчёта уставок защит трансформатора
Так как защиты трансформатора подключены к трансформаторам тока
установленным на стороне высшего напряжения трансформатора поэтому не -
обходимо знать какие токи протекают по ним при повреждении на шинах низшего напряжения. Приведение токов КЗ в точке К2 к стороне ВН трансформатора выполняется по формуле:
где - ток трехфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ (в точке К2);
kT - коэффициент трансформации силового трансформатора равный от-
ношению номинальных напряжений -11511 кВ. Он приводит значение тока
короткого замыкания найденного на ступени напряжения 10 кВ к ступени
По формуле (8.2) ток трехфазного короткого замыкания в максимальном
режиме на шинах 10 кВ (точка К2) приведенный к стороне ВН трансформатора равен:
По формуле (8.2) ток трехфазного короткого замыкания в минимальном
3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора
Дифференциальная защита трансформатора выполнена с применением
устройства РС83-ДТ2. [19] Для выбора его параметров сначала необходимо выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов тока устанавливаемых на всех сторонах защищаемого трансформатора. Методика этого выбора приведена в таблице 8.2.
Таблица 8.2 – Выбор трансформаторов тока на сторонах защищаемого трансформатора
Наименование величины
Численное значение для сторон
Номинальный ток трансформатора ТМН-6300110 А
Схема соединения обмоток силового трансформатора
Схема соединения трансформаторов тока
Коэффициент схемы (Ксх)
Расчётный коэффициент трансформации трансформаторов тока
Принятый коэффициент трансформации трансформаторов тока
При выборе тока срабатывания защиты необходимо обеспечить не действие защиты в двух режимах работы защищаемого трансформатора:
- при включении трансформатора только со стороны источника питания когда в момент включения в питающей обмотке трансформатора появляются значительные броски тока намагничивания.
Для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора устройство снабжено фильтрами тока по второй и по пятой гармоникам. Рекомендуемая производителем уставка срабатывания - 20% от составляющей первой гармоники дифференциального тока.
- при трехфазных К.З. вне зоны действия защиты (повреждение на шинах низшего напряжения) когда через трансформатор проходит максимальный сквозной ток внешнего короткого замыкания. Это обеспечивается использованием тормозной характеристики у реле РС83-ДТ2.
Тормозная характеристика имеет постоянный коэффициент торможения.
Он выбран исходя из условия отстройки от токов небаланса при внешнем КЗ и предельных условиях:
-погрешность трансформаторов тока: 10%;
-диапазон регулирования РПН трансформатором: 1602%;
-погрешность за счет не точного выравнивания токов в плечах защиты: 5%.
Тормозная характеристика чувствительной ступени дифференциальной защиты устройства РС83-ДТ2 имеет постоянный коэффициент торможения равный 05.
Ток начала торможения выбирается из соображений не действия торможения при номинальном токе нагрузки трансформатора. Так как трансформаторы тока стороны НН выбираются по номинальному току силового трансформатора поэтому при токах нагрузки меньших номинальных в реле будет протекать вторичный ток менее 5 А. Для обеспечения недействия торможения от токов нагрузки можно принять ток начала торможения равный Iторм. = 50 А.
Рассчитываются уставки:
- определяются коэффициенты выравнивания по току для каждой из сторон.
Для стороны ВН где трансформаторы тока собираются в треугольник коэффициент выравнивания определяется по формуле:
где - номинальный первичный ток трансформатора тока установленного со стороны ВН трансформатора;
- номинальный ток стороны ВН силового трансформатора.
Для стороны НН где трансформаторы тока собраны в звезду коэффициент выравнивания определяется по формуле:
где - номинальный первичный ток трансформатора тока установленного со стороны НН трансформатора;
- номинальный ток стороны НН силового трансформатора.
- выбирается ток срабатывания дифзащиты и дифотсечки.
Выбирается уставка чувствительной ступени дифзащиты в долях номи-
нального тока трансформатора:
(в долях от номинального тока трансформатора).
Для трансформатора мощностью 63 МВ·А уставку чувствительной ступени дифзащиты в долях номинального тока трансформатора примем
После выбора коэффициентов выравнивания уставки по току определяются по формулам:
где 5 – номинальный вторичный ток трансформатора тока;
- уставка дифзащиты в долях номинального тока трансформатора (принимаем равным 05÷10);
- коэффициент выравнивания по току для ВН.
где - коэффициент выравнивания по току для ВН.
Для обеспечения действительной уставки срабатывания защиты не менее
выбранной ранее уставки необходимо принять ближайшую большую уставку
которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2. Поэтому уставка тока срабатывания защиты по стороне ВН принимается
Из соображений указанных ранее уставка тока срабатывания защиты по стороне НН принимается
Действительный ток срабатывания чувствительной ступени дифзащиты
где - ток уставки срабатывания защиты на стороне ВН;
- коэффициент трансформатора тока на стороне ВН;
- коэффициент схемы на стороне ВН.
Проверим коэффициент чувствительности защиты при КЗ на стороне НН (в точке К2) при отсутствии торможения по формуле:
где - минимальный ток двухфазного КЗ в точке К1;
- ток срабатывания реле токовой отсечки.
По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке К2 найдем ток двухфазного КЗ по формуле:
Отсюда следует что чувствительная ступень дифференциальной защиты устройства РС83-ДГ2 удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.
Грубая ступень дифотсечки отстраивается от броска тока намагничивания по величине уставки тока срабатывания. Для средних условий ее ток срабатывания должен быть равен (5÷6)·Iном. т-ра.
Грубая ступень дифференциальной отсечки не отстраивается по времени от броска тока намагничивания трансформатора и должна быть отстроена по току. Можно принять уставку по току равной 5·Iном.т-ра при напряжении 35 кВ или 6·Iном.т-ра - при напряжении 110 кВ.
Поэтому уставка грубой ступени дифотсечки в долях номинального тока трансформатора выбирается равной: .
Вторичный ток срабатывания определяется по ранее приведенной формуле:
По стороне ВН принимаем ближайшую большую уставку которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2 -
По стороне НН принимаем ближайшую большую уставку которую мож-
но выставить в устройстве РС83-ДТ2 -
Действительный ток срабатывания грубой ступени дифотсечки будет равен:
Проверим коэффициент чувствительности дифотсечки при КЗ на стороне
ВН (в точке К1) по формуле (7.8).
По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в
точке K1 найдем ток двухфазного КЗ по формуле (7.9):
Отсюда следует что грубая ступень дифотсечки устройства РС83-ДТ2
удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.
Выбор времени срабатывания дифзащиты и дифотсечки.
В первом приближении можно считать что при токе срабатывания рав-
ном 05 номинального тока трансформатора выдержку времени необходимо
установить порядка 020 с а при токе срабатывания равном номинальному -
Поэтому уставку выдержки времени срабатывания дифзащиты и дифот-
сечки примем равную 010 с.
4 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора
Токовая отсечка в трехфазном исполнении от всех видов коротких замы-
каний. Она отстраивается от максимального тока внешнего короткого замыкания по формуле:
где - коэффициент отстройки учитывает ошибку в определении токов и необходимый запас принимаем =13.
- максимальное значение периодической составляющей тока в месте установки защиты при трёхфазном КЗ на стороне низшего напряжения.
Ток внешнего короткого замыкания - это ток КЗ в точке
К2 приведенный к стороне высшего напряжения в нашем примере он равен:
Токовая отсечка выполняется по трехрелейной схеме с соединением
трансформаторов тока в треугольник. Ток срабатывания реле токовой отсечки (МТЗ 1) равен:
где - ток токовой отсечки;
- коэффициент схемы трансформатора тока на стороне ВН.
Ток срабатывания реле токовой отсечки может изменятся от 20 до 600 А
с шагом 01 поэтому за ток уставки токовой отсечки принимаем ближайший
больший ток который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.
Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания токовой
Для проверки чувствительности необходимо знать двухфазный ток ко-
роткого замыкания на выводах 110 кВ трансформатора в минимальном ре-
жиме работы энергосистемы.
Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ на стороне ВН (в точке K1) по формуле (7.8):
Таким образом выполняем резервную защиту трансформатора токовой
отсечкой (МТЗ 1) с использованием устройства РС83-ДТ2.
- выбирается время срабатывания токовой отсечки.
Так как уставка токовой отсечки выбрана по формуле (8.12) то токовая отсечка будет действовать только при повреждениях в трансформаторе и поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается tT0= 01 с.
5 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора
При расчете максимально-токовой зашиты следует принимать следую-
щие параметры: коэффициент возврата реле - ; коэффициент запаса
для отстройки тока нагрузки - ; коэффициент согласования с защита-
ми предыдущих линий - согласно [37].
МТЗ защищает от всех видов между фазных коротких замыканий для
резервирования основных защит трансформатор устанавливается на- стороне
высшего напряжения и собирается по схеме треугольника. МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки в максимальном режиме. Поэтому вычисляем максимальный ток нагрузки трансформатора по формуле:
где SНАГ.ВН - максимальная нагрузка трансформатора кВ·А;
UНОМ.ВН - номинальное напряжение стороны ВН трансформатора кВ.
Тогда ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:
где - коэффициент отстройки защиты (11-12) согласно [37];
- коэффициент самозапуска двигателя согласно [38];
- коэффициент возврата МТЗ блока защит РС83-ДТ2 = 095 согласно [37];
- наибольшее значение тока нагрузки трансформатора.
Ток срабатывания МТЗ 2 равен:
Максимально-токовая зашита подключена к тем же трансформаторам тока что и токовая отсечка со схемой соединения в треугольник. Ток срабатывания реле максимально-токовой зашита (МТЗ 2) равен:
Ток срабатывания реле МТЗ 2 может изменятся от 20 до 600 А с шагом 01 поэтому за ток уставки МТЗ 2 принимаем ближайший больший ток который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.
Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания МТЗ 2
где - ток срабатывания реле максимально - токовой защиты (МТЗ 2)
Необходимо проверить коэффициент чувствительности МТЗ 2 при КЗ на стороне НН (в точке К2) по формуле (8.8).
Отсюда следует что максимально-токовая зашита (МТЗ 2) устройства
РС83-ДТ2 удовлетворяет требованиям чувствительности к МТЗ.
- выбирается время срабатывания максимально-токовой зашиты (МТЗ 2) устройства РС83-ДТ2 по следующей формуле:
t - ступень селективности для учебных расчетов равна 05 с.
Время срабатывания МТЗ 2 равно:
Используем выдержку времени в МТЗ 2 устройства РС83-ДТ2.
6 Расчёт уставок защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора
Защита от перегрузки устанавливается на питающей стороне трансформатора и действует на сигнал.
Ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН определяется по формуле:
где - коэффициент отстройки защиты от перегрузки равен 105;
- коэффициент возврата токового реле блока защит РС83-ДТ2 равен
- номинальный ток трансформатора в месте установки защиты от перегрузки.
Ток срабатывания защиты от перегрузки равен:
Защита от перегрузки включена на те же трансформаторы тока что и токовая отсечка и максимально-токовая зашита со схемой соединения в треугольник. Поэтому ток срабатывания реле защиты от перегрузки (МТЗ 3) равен:
Ток срабатывания реле МТЗ 3 может изменятся от 20 до 600 А с шагом 01 поэтому за ток уставки МТЗ 3 принимаем ближайший ток который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.
- время действия защиты от перегрузок выбирается больше чем время действия всех защит по формуле (8.19).
Время срабатывания защиты от перегрузок МТЗ 3 равно:
Используем выдержку времени в МТЗ 3 устройства РС83-ДТ2.
В таблице 8.3 приведены выбранные параметры настройки (уставки) защит трансформатора выполненных с применением устройства РС83-ДТ2. [37]
Таблица 8.3 – Параметры настройки защит трансформатора устройства РС83-ДТ2
Наименование параметра
Диапазон регулирования
Дифференциальная защита
Коэффициент выравнивания по току для стороны ВН :
Коэффициент выравнивания по току для стороны НН :
Чувствительная степень дифференциальной защиты (ДТ)
Уставка чувствительности ступени ДТ на стороне ВН :
(05÷100) А шаг 01 А
Уставка чувствительности ступени ДТ на стороне НН :
Уставка выдержки времени срабатывания ДТ t:
Диапазон уставок по току начала торможения:
Коэффициент торможения
Уставка фильтра тока по второй гармонике от составляющей первой гармоники ифференциального тока
Продолжение таблицы 8.3
Уставка фильтра тока по пятой гармонике от составляющей первой гармоники ифференциального тока
Грубая ступень дифференциальной защиты (ДО)
Уставка грубой ступени ДО по стороне ВН :
Уставка грубой ступени ДО по стороне НН :
Уставка времени срабатывания ДО t:
Максимально-токовая защита
Уставка токовой отсечки (МТЗ 1) I>:
Уставка выдержки времени (МТЗ 1) при IIУСТ>1 t:
Уставка максимально-токовой защиты (МТЗ 2) I>>:
Уставка выдержки времени (МТЗ 2) при IIУСТ > 1 t:
Уставка защиты от перегрузки (МТЗ 3)
Уставка выдержки времени (МТЗ 3) при IIУСТ > 1 t:
Газовая защита устанавливается на трансформаторах автотрансформаторах преобразовательных агрегатах и реакторах с масляным охлаждением имеющих расширители. В данном случае она применяется для защиты трансформатора.
Газовая защита получила широкое применение в качестве чувствительной при возникновении внутренних повреждений (межвитковых замыканиях) сопровождаемых электрической дугой или нагревом деталей что приводит к разложению масла изоляционных материалов и образованию летучих газов.
Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал а при бурном газовыделении происходящем при КЗ - сигнал на отключение трансформатора. Помимо этого газовая защита реагирует на понижение уровня масла в баке трансформатора.
Опасным внутренним повреждением является «пожар в стали» магнитопровода возникающий при нарушении изоляции между листами стали сердечника что ведёт к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи.
Вывод: таким образом был произведён расчёт параметров настройки микропроцессорной защиты РС83-ДТ2 и выбрана газовая защита BF-80Q.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ КАБЕЛЕЙ
Чтобы определить место повреждения кабеля необходимо установить
характер его повреждения. Для этого мегомметром 2500 В измеряют сопротивление изоляции токоведущих жил кабеля относительно земли и между каждой парой жил. Проверяют отсутствие обрыва жил. После этого устанавливают зону в границах которой имеется повреждение а затем уже непосредственно на трассе кабельной линии отыскивают место повреждения.
Зону повреждения кабеля определяют следующими основными методами: емкостным петлевым импульсным и методом колебательного разряда. Точное выявление места повреждения производят абсолютным индукционным или акустическим методами.
Наиболее характерными причинами повреждения изоляции кабелей являются следующие:
- трещины или сквозные отверстия в свинцовой оболочке совпадение
нескольких бумажных лент заусенцы на проволоках токоведущих жил
в результате заводских дефектов;
- надломы изоляции жил при разводке плохая пропайка соединительных зажимов неполная заливка муфт мастикой непропаянные шейки муфт в результате дефектов монтажа;
- крутые изгибы на углах изломы вмятины перекрутка кабеля в результате дефектов прокладки;
- пробои и вмятины от неаккуратной раскопки на кабельных трассах;
коррозия свинцовой оболочки вызванная действием блуждающих токов или химическим составом грунта;
- перегрев или старение изоляции.
При аварии сначала определяют характер повреждения. В кабельных
линиях возможны следующие повреждения:
- пробой или нарушение изоляции вызывающие замыкание одной жилы на землю;
- замыкание двух или трех жил на землю;
- замыкание двух или трех жил между собой в одном месте;
- замыкание двух или трех жил между собой в разных местах;
- обрыв одной двух или трех жил без заземления;
- обрыв одной двух или трех жил с заземлением оборванных;
- обрыв одной двух или трех жил с заземлением необорванных;
- заплывающий пробой изоляции.
Перед началом работ по выявлению характера повреждения кабельную
линию отключают с обеих сторон проверяют на отсутствие напряжения и
выполняют ее разрядку наложением заземления на каждую фазу.
Большинство повреждений определяют измерением сопротивления изоляции каждой
токоведущей жилы кабельной линии по отношению к земле и между каждой
парой токопроводящих жил.
При различных видах повреждений а также при повреждениях связанных с проведением профилактических испытаний повышенным напряжением необходимо быстро ремонтировать кабельные линии во избежание нарушения нормальной схемы электроснабжения. Чаще всего происходят механические повреждения кабельных линий при производстве различных земляных работ из-за невыполнения требований правил охраны электрических сетей. Часто причиной выхода из строя кабельной линии является пробой соединительных и концевых муфт из-за их некачественного монтажа.
Короткое замыкание перегрев жил смещение и осадка грунта приводят к обрыву токоведущих жил кабеля.
В целях определения места повреждения кабеля выявляют прежде всего вид повреждения и в зависимости от этого выбирают соответствующий метод измерения. В кабельных линиях низкого напряжения выявление вида повреждения осуществляют с помощью мегомметра которым измеряют сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы кабельной линии по отношению к земле и между каждой парой жил. При определении целостности токоведущих жил мегомметром предварительно устанавливают закоротку с одного конца кабеля.
В кабельных линиях высокого напряжения вид повреждения определяют путем поочередного испытания каждой жилы (с заземлением и без заземления остальных) постоянным током от установки типа АИИ-70 медленным подъемом напряжения до испытательного.
При двойном разрыве кабеля повреждении изоляции жил в разных местах для выявления характера повреждения применяют приборы типа ИКЛ-4 и ИКЛ-5.
Увеличение сопротивления в месте повреждения выполняют прожиганием изоляции кабеля. Если между поврежденными фазами или поврежденной фазой и землей отсутствует непосредственный контакт (имеется переходное сопротивление) место повреждения обнаружить затруднительно. Для снижения переходного сопротивления в месте повреждения кабель прожигают с помощью установок действие которых основано на использовании выпрямленного тока высокой частоты и т.д. Этот процесс требует от персонала высокой квалификации так как выбор режимов прожигания зависит от характера повреждения и состояния кабельной линии. Прожигание заканчивают при снижении переходного сопротивления до требуемого значения. При повреждении кабеля в сухом грунте прожигание заканчивают через 10 20 мин при этом сопротивление снижается до нескольких десятков Ом.
Установки для прожигания должны иметь достаточную мощность поэтому рекомендуется «ступенчатый способ» прожигания. По мере снижения напряжения пробоя и переходного сопротивления уменьшается напряжение установок для пробоя что позволяет увеличить максимальный ток проходящий через место повреждения.
Напряжение и максимальный ток первой ступени прожигания составляют 30 50 кВ и 01 05 А второй ступени — 5 8 кВ и 5 10 А третьей ступени — 0005 05 В и 100 А. Сначала к кабельной линии прикладывают напряжение первой ступени и после нескольких минут повторения пробоев разрядное напряжение снижают до значения позволяющего включение второй ступени прожигания. Прожигание в течение 5 10 мин на второй ступени приводит к снижению напряжения пробоя до нуля. Затем включается третья ступень и через несколько минут импульсным методом можно измерить расстояние до места повреждения.
После прожигания изоляции поврежденной жилы проверяют целостность изоляции остальных жил так как возможно их повреждение. Если обнаружится пробой проводят новый цикл прожигания этих жил а место повреждения определяют по схеме «фаза — фаза».
Если при прожигании изоляции напряжение не уменьшается или после
нескольких пробоев при сниженном напряжении электрическая прочность
изоляции вновь возрастает прожигание прекращают и место повреждения
определяют методом колебательного разряда или акустически. Такое повреждение часто встречающееся в соединительных муфтах называют заплывающим пробоем.
Рассмотрим основные методы и приборы или средства используемые
при определении зоны повреждения кабеля.
При определении зоны повреждения кабельных линий импульсным методом используют прибор ИКЛ-5 (испытатель кабелей и линий) или приборы Р5-1А Р5-5 Р5-8 Р5-9 Р5-10 .
Этот метод основан на измерении времени между моментом посылки в
кабель прибором ИКЛ-5 кратковременного электрического импульса и моментом возврата импульса отраженного от места повреждения. На экране
электронно-лучевой трубки прибора ИКЛ-5 при измерении видны линии импульса и масштабных отметок времени (Рисунок 9.1 а). Отметки времени следуют через 2 мкс. Во время измерения совмещают начало импульса с началом масштабных отметок и отсчитывают число отметок от начала импульса а до его отражения b. Расстояние от начала линии до места повреждения определяют умножением отсчитанного числа отметок на скорость распространения импульса. На Рисунок 9.1. а а показан экран электронно-лучевой трубки прибора ИКЛ-5 в момент измерения на линии имеющей короткое замыкание жил кабеля (отраженный импульс своей вершиной направлен вниз). Для указанного случая число отметок 28 поэтому место повреждения от начала линии находится на расстоянии м где 160 — скорость распространения импульса по кабельным линиям ммкс.
Импульсным методом определяют устойчивые однофазные и междуфазные короткие замыкания при переходных сопротивлениях не более 100 Ом обрыв одной двух или всех жил кабелей. Этот метод используют для кабелей
любых конструкций так как сечение материал их жил а также длина
кабельной линии практически не влияют на скорость распространения импульсов.
Измерители неоднородностей линий Р5-10 Р5-12 Р5-13 Р5-15 Р5-17.
Приборы предназначены для обнаружения мест характера и расстояния до повреждения в силовых кабелях связи воздушных линиях электропередачи и связи.
Дополнительные возможности приборов типа Р5:
-измерение длины кабелей (в бухтах после прокладки в траншеях на кораблях самолетах и других объектах для заготовки кабелей и проводов необходимых длин);
-измерение волнового сопротивления кабелей контроль согласования нагрузок;
-измерение времени задержки (запаздывания) импульсных сигналов
в соединительных трактах (СВЧ-техника ЭВМ-разработка
-измерение коэффициента укорочения кабелей при известной длине производство ремонт);
-измерение коэффициента укорочения кабелей при известной длине.
В основу приборов положен импульсный способ определения расстояния до неоднородности волнового сопротивления (повреждения) и оценки ее величины. Приборы выгодны для предприятий и организаций прокладывающих и эксплуатирующих кабельные линии электропередачи связи коммуникации; производящих кабели и провода; разрабатывающих монтирующих и эксплуатирующих антенно-фидерные тракты приемо-передающих и ретрансляционных станций; всем кто заинтересован в надежности и долговечности создаваемых и эксплуатируемых коммуникаций. Приборы предназначены для работы в жестких условиях эксплуатации. Конструктивно просты малогабаритны надежны в работе.
Процесс измерения достаточно прост: подключают прибор только к
одному концу измеряемого кабеля. Отсчет расстояния производят непосредственно в единицах длины.
Рисунок 9.1 – Изображение импульсов на экране прибора ИКЛ-5:
a – при измерении на линии имеющей короткое замыкание жил кабеля
б – при обрыве жилы в муфте
– линия импульса; 2 – сетка; 3 – линия отметок
Метод колебательного разряда основан на измерении периода (или
полупериода) собственных электрических колебаний в кабеле возникающих
в момент пробоя. Поврежденная жила кабеля заряжается от выпрямительной установки до напряжения пробоя. После пробоя возникает колебательный разряд при этом расстояние до места повреждения на кабеле пропорционально периоду собственного колебания. Для измерения периода собственных колебаний служит электронный микросекундомер ЭМКС-58 М или измеритель расстояния до места повреждения кабеля Щ 4120. При определении места однофазного повреждения целые жилы кабеля изолируют при пробое между жилами на одну из них подают напряжение а остальные две заземляют через сопротивление более 1000 Ом.
Петлевой метод (Рисунок 9.2) основан на измерении соотношения активных сопротивлений двух участков жил линии: первый участок — поврежденная жила от одного конца кабеля до места повреждения второй участок — от места повреждения до другого конца кабеля плюс его неповрежденная жила. При определении зоны повреждения кабельной линии петлевым методом неповрежденную и поврежденную жилы кабеля соединяют на одном конце перемычкой а к другому концу подключают специальный кабельный или любой другой измерительный мост.
Уравновешивая мост определяют расстояние от места измерения до места повреждения:
где L — полная длина кабельной линии м;
r1 и r2 — сопротивления плеч моста Ом.
Измерения производят с обоих концов кабельной линии. После первого
измерения меняют местами перемычку и измерительный мост. Петлевой метод используют при замыкании одной или двух жил на оболочку без обрыва. Для выявления трехфазного замыкания необходим дополнительный провод в качестве которого служит параллельно проложенный кабель.
Рисунок 9.2 – Схема определения места повреждения петлевым методом
— жилы кабеля; 2 — перемычка; R1 и R2 — регулируемые плечи моста
Петлевой метод применяют при переходном сопротивлении жилы не более 500 Ом. При большем переходном сопротивлении используют мост высокого напряжения с источником питания от 2 до 20 кВ. Управление резисторами моста осуществляют с помощью изолирующей штанги.
При междуфазных повреждениях кабеля с переходным сопротивлением не более 50 Ом целесообразно для определения места повреждения применять индукционный метод.
Индукционный метод основан на улавливании магнитного поля над кабелем по которому пропускается ток звуковой частоты (800 1000 Гц). Генератор звуковой частоты подключают к петле короткого замыкания (Рисунок 9.3). При этом вокруг кабеля образуется магнитное поле напряженность которого пропорциональна значению тока в кабеле. Электромонтер следуя по трассе кабельной линии с приемной рамкой усилителем и телефонными наушниками прослушивает звуковые сигналы от генератора которые будут слышны на том участке трассы где по кабелю проходит ток т.е. до тех пор пока не дойдет до места повреждения. За местом повреждения громкость звука в телефоне резко снижается. Следует учитывать что до места повреждения слышны четкие периодические усиления звука из-за того что жилы кабеля скручены и на протяжении шага скрутки (1 15 м) меняют свое положение в пространстве.
Индукционным методом определяют место повреждения при устойчивых двухфазных и трехфазных коротких замыканиях и переходном сопротивлении 20 25 Ом.
Разновидностью индукционного метода является метод накладной рамки (Рисунок 9.4). Генератор звуковой частоты подключают к поврежденной
жиле и оболочке кабеля. На кабель накладывают рамку стороны которой
расположены симметрично относительно кабеля и вращают ее. При этом за
один оборот рамки до места повреждения звук в телефоне 2 раза достигает
Рисунок 9.3 – Схема определения замыкания между жилами кабеля
индукционным методом
– место повреждения; 2 – кабель в трубе; 3 – соединительная муфта;
G – генератор ГЗТЧ-4; Р – приемная антенна; У – усилитель; В – телефон
максимума и минимума. За местом повреждения в телефоне слышится монотонное звучание без усилений и ослаблений звука. Этот метод преимущественно применяется на открыто проложенных кабельных линиях.
Акустический метод основан на прослушивании с поверхности земли
звуковых колебаний вызываемых искровым разрядом в месте повреждения.
При устойчивых замыканиях в поврежденную жилу кабеля подаются периодические импульсы постоянного тока через разрядник от накопительного конденсатора (Рисунок 9.5а). При пробое искрового промежутка в месте повреждения возникает разряд что вызывает акустический шум который прослушивается с поверхности земли с помощью стетоскопа или приборов преобразующих механические колебания в электрические. Вместо накопительных конденсаторов можно использовать емкости неповрежденных жил кабеля (Рисунок 9.5 б).
Для определения места повреждения кабеля при заплывающем пробое
поврежденная жила заряжается до пробивного напряжения (Рисунок 9.5 в).
Акустический метод не допускается использовать при металлическом
соединении жилы с оболочкой так как в месте повреждения отсутствуют
Рисунок 9.4 – Отыскание места повреждения методом накладной рамки:
а – характер звучания до места повреждения; б – характер звучания за местом повреждения; в – шурф до места повреждения; г – шурф за местом повреждения 1 – кабель; 2 – накладная рамка с усилителем и телефоном
Рисунок 9.5 – Схемы определения места повреждения кабеля
а – при устойчивом замыкании в месте повреждения; б – с использованием емкости неповрежденных жил; в – при заплывающих пробоях в муфте 1 – конденсатор; 2 – разрядник; 3 – фаза сабеля; 4 – телефонные наушники; 5 – пьезо-датчик с усилителем; 6 – поврежденное место на кабельной линии; 7 – металлическая оболочка
искровые разряды а также при значительном уровне уличных или промышленных шумов.
Определение глубины залегания кабеля. Для определения глубины
залегания кабеля используют ту же схему питания что и для определения
трассы кабеля при схеме «фаза — земля» (Рисунок 9.6 а).
Рамку усилителя ставят в вертикальное положение и определяют трассу кабеля; место трассы отмечают линией. Поворачивают рамку таким образом чтобы ее ось была под углом 45° к вертикальной плоскости проходящей через кабель. Отводят рамку усилителя в сторону от проведенной линии над трассой кабеля. В зоне отсутствия электродвижущей силы (Э.Д.С.) (нет звука в телефоне) проводят вторую линию. Расстояние между обеими линиями равно глубине залегания кабеля (Рисунок. 9.6 г).
Определение кабеля в пучке других кабелей. Для определения нужного кабеля в пучке других кабелей применяют схему двухпроводного включения генератора на здоровые жилы кабеля закороченные с противоположного конца перемычкой без земли (Рисунок 9.7 а).
Ток генератора устанавливают от 5 до 10А в зависимости от помех
создаваемых пучком кабелей. Рамку кабелеискателя ставят в вертикальное
положение и пересекая ею откопанный пучок кабелей находят нужный кабель по частоте звука соответствующей включенному генератору. На оболочке
Таблица 9.1. Рекомендуемые методы определения мест повреждений изоляции кабеля в зависимости от вида повреждений
Переходное сопротивление (после прожигания). Ом
Метод точного определения места повреждения на трассе кабельной линии
Импульсный колебательного разряда петлевой
Колебательного разряда петлевой
Метод измерения потенциалов накладной рамки
Акустический метод измерения потенциалов
на землю) в одном месте
Импульсный петлевой (если есть неповрежденная жила)
мпульсный колебательного разряда Колебательного разряда
Индукционный акустический
Двойное замыкание на землю
Петлевой колебательного разряда
Акустический (с предварительным разрушением мостика)
Обрывы токопроводящих жил без
Импульсный колебательного разряда
Продолжение таблицы 9.1
Обрывы токопроводящих жил с
200 с дожиганием до двухфазного короткого замыкания
найденного кабеля наблюдается резкое изменение силы звука по обеим
сторонам кабеля. Кабель очищают от земли со всех сторон и проверяют
накладной рамкой (Рисунок 9.8). Накладную рамку включают на вход кабелеискателя. Если накладную рамку используют без усилителя то ток пропускаемый по кабелю увеличивают до 20 А.
Рисунок 9.6 – Определение трассы кабеля по схеме «фаза – земля»:
а – схема подключения генератора с заземлением противоположного конца жилы;
б – схема подключения генератора без заземления противоположного конца жилы;
в – характер изменения звука при пропускании тока звуковой частоты;
г – определение глубины залегания кабеля
Рисунок 9.7 – Определение трассы кабеля по схеме «фаза – фаза»: а – схема подключения генератора; б – характер изменения звука при пропускании тока звуковой частоты
Рисунок. 9.8 – Определение нужного кабеля в пучке накладной рамкой 1 – кабель; 2 – накладная рамка
Вращая ярмо накладной рамки вокруг оболочки искомого кабеля получаем в наушниках два максимума и два минимума силы звука.
Определение трассы кабельной линии. Трассу кабеля определяют включением генератора звуковой частоты преимущественно по схеме «фаза – фаза» или по схеме фаза – земля».
Один вывод генератора присоединяют к жиле кабеля противоположный конец которой заземляют другой вывод генератора также заземляют. Значение тока работающего генератора должно быть не менее 1 5 А.
При движении по трассе ось приемной рамки должна быть расположена вертикально к поверхности земли (Рисунок 9.6).
Для определения трассы кабельной линии оператор передвигается вдоль кабеля от его начала держа приемную рамку вертикально и слегка перемещая ее в горизонтальной плоскости поперек оси кабельной линии. В телефоне при этом будет улавливаться минимальная громкость звука над кабелем. При отклонении рамки вправо или влево от трассы кабеля звук в телефоне будет усиливаться. Таким образом трассу кабеля определяют по линии минимальной слышимости звука.
При пропускании тока звуковой частоты по двум фазам кабеля максимум громкости звука будет слышен над кабелем (Рисунок 9.7). При этом вследствие скрутки жил кабеля по мере перемещения вдоль линии будет происходить периодическое изменение слышимости (соответствующее шагу скрутки жил 1 15 м).
В практике измерений применяют емкостной метод определения трассы (Рисунок 10.6 б) на частоте 1 или 10 кГц.
Генератор звуковой частоты при этом включают на емкость неповрежденной жилы кабеля. Напряжение генератора желательно увеличить до 1 кВ. Картина магнитного поля будет та же что и при включении генератора по схеме Рисунок 9.6 а.
Отыскание места повреждения кабельной линии при замыкании
между двумя жилами. Когда две жилы кабельной линии имеют замыкание
между собой с переходным сопротивлением не более 10 Ом или через оболочку в одном месте то место повреждения определяется легко и быстро индукционным методом с ошибкой не превышающей шаг повива. В этом случае генератор звуковой частоты подсоединяют к двум поврежденным жилам (Рисунок 9.9).
При такой схеме питания от генератора до места повреждения протекает пара токов которая образует в кабеле результирующее радиальное магнитное поле.
При перемещении вдоль кабеля это радиальное магнитное поле из-за наличия скрутки жил поворачивается вокруг оси кабеля перемещаясь по спирали.
Такое переменное магнитное поле можно принимать как рамкой с вертикальной магнитной осью так и с горизонтальной. Так как радиальное магнитное поле пары токов поворачивается то наводимая в рамках ЭДС будет иметь минимальные и максимальные значения со смещением по кабелю на половину шага скрутки.
Рамка с горизонтальной магнитной осью при максимальной слышимости находится в верхней половине магнитного поля а нижней половиной поля рамка не пронизывается. Рамка с вертикальной магнитной осью находится на оси магнитного поля и пронизывается большим числом магнитных и силовых
Рисунок 9.9 – Определение повреждения при замыкании между двумя жилами:
а – схема подключения генератора; б – кривая слышимости при прохождении испытателем вдоль трассы кабельной линий.
Поэтому рамка в вертикальном положении при максимальной слышимости будет иметь большую ЭДС т.е. более эффективна. Предварительно определив зону повреждения включив генератор и нагрузив его до соответствующего тока необходимо прослушать кабель на небольшом промежутке в начале испытуемого участка на наличие минимумов и максимумов слышимости по повивам. Место повреждения может быть найдено если при перемещении вдоль трассы над кабелем повивы жил по сигналу обнаруживаются. При поиске повреждения требуется начать прослушивание сигнала в зоне повреждения за несколько метров до повреждения.
При прохождении по трассе в местах расположения муфты длина интервалов между точками с максимальной слышимостью нарушается а слышимость резко усиливается из-за увеличения результирующего магнитного поля за счет большого расстояния между жилами в муфте (Рисунок 9.10). По этим признакам определяют расположение муфты кабеля. Над местом прохождения при наличии повивов слышимость сигнала значительно усиливается и затем обрывается. Не всегда однако по всей длине кабеля звук прослушивается хорошо. На некоторых участках трассы звук исчезает или вместо прерывистого звучания слышен расплывчатый «минимум звука» вызываемый неправильной скруткой жил кабеля большой глубиной залегания экранировкой кабеля металлическими трубами. Поэтому особое внимание надо обращать на концевой эффект. Если звук ослабевает плавно или обрывается без заметного усиления значит кабель ушел на большую глубину или заложен в металлической трубе. Если же звук усиливается то рамка находится над местом повреждения (см. Рисунок 9.10).
Слышимость звука в телефоне кабелеискателя при прослушивании поврежденной кабельной линии зависит от многих факторов: тока протекающего по жилам кабельной линии; уровня помех создаваемых магнитными полями воздушных транспортных и кабельных линий; коэффициента усиления кабелеискателя. При питании кабеля от источника 1000 Гц помехи проявляются еще значительнее.
Рисунок 9.10 – Кривая изменения звучания по трассе кабельной линии при
подключении генератора по схеме «фаза – фаза»: а – шаг скрутки (повива) жил; б – длина муфты (б>а) 1 – повышение заглубления кабеля; 2 – теплопровод; 3 – соединительная муфта; 4 – участок кабеля в металлической трубе; 5 – место повреждения
ЭДС индукции в рамке кабелеискателя от помехи иногда превышает ЭДС полезного сигнала. Поэтому увеличение частоты питания кабельной линии до 10 кГц улучшает условия отстройки от самых интенсивных помех. Для кабелей имеющих повреждение на большой глубине залегания в зоне сильных электропомех чтобы получить более отчетливую слышимость увеличивают ток высокой частоты до 10 80 А. Для лучшего эффекта используют направленность рамки кабелеискателя. При повороте рамки кабелеискателя из вертикального положения в горизонтальное параллельно оси кабеля слышимость в наушниках увеличивается поле помехи прослушивается слабее.
Если до места повреждения большое расстояние то петля из двух жил
кабеля на частоте 1000 Гц представляет собой большое индуктивное сопротивление и пропустить достаточный ток для прослушивания не удается при полном напряжении генератора тогда необходимо установить трансформатор повышающий напряжение на нагрузке.
Для увеличения тока нагрузки возможно скомпенсировать индуктивность кабельной линии емкостным сопротивлением батареи конденсаторов переменной емкости. При последовательном резонансе в петле останется только активное сопротивление и следовательно будет протекать ток максимальной величины. В сомнительных случаях или при очень плохой слышимости рекомендуется делать измерения с двух сторон. При этом звучание должно прекратиться в одном и том же месте трассы.
Отыскание места повреждения кабельной линии при однофазном замыкании жилы на оболочку. При однофазном повреждении кабелей с пластмассовой оболочкой при подсоединении генератора по схеме «поврежденная фаза – земля» если повреждение находится до первой муфты то над кабелем до повреждения будут обнаруживаться повивы (Рисунок 9.11).
Отыскание места повреждения по минимуму сигнала. Метод используется в том случае когда поврежденная жила приварилась к оболочке и нет возможности применить другой метод.
Генератор звуковой частоты подключают по схеме «поврежденная жила – земля». Ток нагрузки устанавливается 5 10 А. При прослушивании сигнала звуковой частоты кабелеискателем с вертикальной рамкой в зоне повреждения точно над кабелем слышимость сигнала минимальная. А при отклонении рамки вправо или влево от трассы кабеля телефон и стрелочный индикатор кабелеискателя будут фиксировать резкое увеличение сигнала. При прослушивании сигнала точно над кабелем в месте повреждения телефон и стрелочный индикатор кабелеискателя будут фиксировать увеличение сигнала. Кабелеискатель должен быть селективным по частоте чтобы выделить полезное «всплывание нуля» обусловленное повреждением на уровне мешающего фона создаваемого многочисленными помехами частота которых отлична от частоты генератора. Если в указанной зоне есть соединительная муфта то она как правило дает ложное увеличение сигнала. Увеличение
Рисунок 9.11 – Уточнение места повреждения наружной оболочки методом постоянного тока
сигнала может возникнуть и над хорошим кабелем. Необходимо проверить кабель и далее. Если это будет повторяться то повреждение находится у последнего увеличения сигнала.
Прослушивание сигнала по минимуму и обнаружение повреждения данным методом осуществляется с большим трудом и не дает 100% гарантии.
Отыскание места повреждения методом накладной рамки. Этот
метод применяют для определения места повреждения открыто проложенных кабелей. Он может быть применен также для кабелей проложенных в земле. В этом случае необходимо произвести раскопку насыпных шурфов в зоне повреждения кабеля.
Генератор включают по схеме «поврежденная жила – земля». Ток в поврежденной жиле устанавливают до 5 А (рамка с усилителем) и 25 А (рамка без усилителя). Если кабель проложен в земле то на трассе кабельной линии в зоне места повреждения раскапывают шурфы и на открытых кабелях сопоставляются характеры изменения напряженности магнитного поля при вращении рамки вокруг оси кабеля по его оболочке (см. Рисунок 9.4). Если шурф расположен до места повреждения то за один оборот накладной рамки вокруг оси кабеля в телефоне будут прослушиваться два максимума и два минимума звучания. Если шурф расположен за местом повреждения кабеля то в этом случае за один оборот накладной рамки вокруг кабеля в телефоне будет прослушиваться неизменяющееся и заметно ослабленное звучание.
Таким образом по различию характера звучания определяют поврежденный участок трассы. Если расстояние между шурфами небольшое то раскопав перемычку между ними находят место повреждения кабеля. При большом расстоянии между шурфами раскапывают дополнительный шурф уменьшая зону расположения места повреждения и т.д. Этот метод возможно применять только при наличии металлического замыкания между жилой и оболочкой кабеля.
Определение местных повреждений защитных покрытий трубопроводов кабельных линий напряжением 110—500 кВ высокого давления. Схема обнаружения местных повреждений антикоррозионных покрытий на трубопроводах показана на Рисунок 9.12. Напряжение 20 100 В постоянного тока периодически подается между стенкой трубопровода (могут использоваться контрольные выводы) и анодным заземлителем. На поверхности земли над трубопроводом измеряют разность потенциалов между двумя электродами 6 и 8 один из которых неподвижен а другой перемещается вдоль трубопровода.
Рисунок 9.12 – Схема нахождения местных повреждений защитных покрытий: 1 – выключатель; 2 – заземление; 3 – батарея 20 100 В; 4 – вольтметр; 5 – миллиамперметр; 6 – неподвижный электрод; 7 – вольтметр с большим внутренним сопротивлением 100 кОм; 8 – электрод перемещаемый вдоль трассы в процессе измерений; 9 – кабельный колодец; 10 – трубопровод КЛ с защитным покрытием; 11 – диаграмма измеренных потенциалов вдоль КЛ
Для измерения потенциалов должен использоваться вольтметр с высоким внутренним сопротивлением 400 кОмВ. Покрытие считается неповрежденным если включение батареи не вызывает изменений показаний вольтметра. При расположении подвижного электрода над местом повреждения покрытия или над плохо защищенным участком поверхности трубопровода вольтметр даст отклонение при включении батареи.
В качестве примера приведем технологическую карту определения места повреждения кабеля (Рисунок 9.13).
Приборы для поиска трассы определения глубины залегания и места повреждения кабеля. Большинство повреждений определяют измерением сопротивления изоляции каждой токопроводящей жилы кабельной линии по отношению к земле между каждой парой токопроводящих жил.
Рисунок 9.13 – Сетевой график для определения места повреждения кабеля:
– испытательный трансформатор с регулятором напряжения; 2 – выпрямитель; 3 – конденсатор; 4 – разрядник; 5 – регулятор тока прожига или регулятор напряжения АСМН-40-220; 6 – прожигающий трансформатор; 7 – выпрямитель ВП-10; 8 – генератор звуковой частоты; 9 – согласующий трансформатор для генератора АТО-8-1000 или ГИС-45-2; 10 – высоковольтный переключатель
Чтобы проверить целость токопроводящих жил устанавливают перемычку
между тремя фазами с одного конца кабеля. Если мегаомметром не удается
определить характер повреждения проводят испытания высоким напряжением изоляции жил по отношению к металлической оболочке кабеля и между собой.
Перечень оборудования применяемого при отыскании места повреждения кабельных линий технические условия по которым его изготавливают и завод-изготовитель приведены в таблице 9.2.
Комплект приборов предназначенный для поиска трассы определения глубины залегания и места повреждения силовых кабельных линий напряжением 04 10 кВ индукционным методом включает в себя генератор звуковой частоты специальный 100ГС-201 генератор звуковой частоты специальный 8ГС-101 прибор для обнаружения мест повреждения кабеля ОПК 101 и прибор для поиска трассы ПТ-101.
Прибор для поиска трассы ПТ-101 предназначен для поиска электрических кабелей находящихся под рабочим напряжением частотой 50 Гц и их простых повреждений.
Таблица 9.2 – Оборудование применяемое при отыскании места повреждения кабельных линий
Конденсатор ИК-25-12У4
-д «Конденсатор» г. Серпухов
Трансформатор ИОМН-10020
-д ТЭРЗ г. С-Петербург
Трансформатор ИОМ-712
Выпрямитель полупроводниковый ВП-10
Выпрямитель полупроводниковый ВП-60
Автоматический регулятор тока прожига АРТП
-д «Мегаомметр» г. Умань
Продолжение таблицы 9.2
Измеритель неоднородностей
-д «Электроаппарат» г. Брянск
Измеритель расстояния до места повреждения кабеля Щ-4120 (ОП-101)
-д «Мегаомметр» г. Умань;
з-д «Импульс» г. Краснодар
Комплект приборов для отыскания места повреждения в кабельных линиях (ОПК-101) Комплект аппаратуры типа КИИ-83
ЛСПП «Спецэнергоавтоматика»
г. Львов; з-д «Импульс» г. Краснодар ВНИИЭ г. Москва
Генератор частоты 1000 Гц (100ГС-201 ПГС-101)
Преобразователь частоты
СКТБ ВКТ Мосэнерго; з-д «Импульс» г. Краснодар
-д электроаппаратов г. Запорожье
В последнем случае его используют совместно с генераторами 100ГС-201 или 8ГС-101. Прибор также применяют для поиска трубопроводов находящихся под напряжением катодной защиты частотой 100 Гц.
Прибор для обнаружения мест повреждения кабеля ОПК-101 используется в комплекте с генераторами 100ГС-201 или 8ГС-101 для поиска мест повреждения индукционным методом а также совместно со специальным микрофоном для поиска мест повреждения акустическим методом.
Генератор звуковой частоты специальный 100ГС-201. Генератор обеспечивает выходной сигнал синусоидальной формы с коэффициентом гармоник не более 10%. Рабочие частоты генератора стабилизированные кварцевым резонатором – 526 1024 и 8928 Гц. Выходная мощность генератора при нагрузке 025 8 Ом в режиме НГ на частотах 526 и 1024 Гц – не менее 100 Вт. Режимы генерации – НГ и с амплитудной манипуляцией импульсами частотой 3 и 02 Гц.
Генератор звуковой частоты специальный 8ГС-101. Генератор обеспечивает выходной сигнал синусоидальной формы с коэффициентом гармонии не более 10%. Рабочие частоты генератора стабилизированные кварцевым резонатором – 1024 и 8928 Гц. Выходная мощность генератора на нагрузке 1 400 Ом в режиме НГ – не менее 8 Вт. Режимы генерации – НГ на частоте 1024 и с амплитудной манипуляцией импульсами 3 Гц на частотах 1024 и 8928 Гц.
Прибор для обнаружения мест повреждения кабеля ОПК-101. Прибор представляет собой поисковый приемник с рабочими частотами 526 1024 и 8928 Гц. В качестве датчика используется магнитная антенна с фиксацией относительно телескопической штанги на угол 045 90°. Чувствительность приемника не хуже 50 мкВ промежуточная частота (частота звуковой изоляции) – 825 Гц. Полоса пропускания при неравномерности не более 2 дБ – не менее 10 Гц.
Мощность подводимая к головным телефонам – не менее 10 мкВт. Прибор обеспечивает дискретную и плавную регулировку усиления точную подстройку частоты гетеродина регулировку чувствительности стрелочного индикатора контроль напряжения источников питания и индикацию перегрузки входных каскадов.
Прибор для поиска трассы ПТ-101. Прибор представляет собой трассоискатель с рабочими частотами 50 100 и 1024 Гц. В качестве датчика используется магнитная антенна с фиксацией относительно телескопической штанги на угол 045 90°. Чувствительность прибора – не хуже 1 мкВ. Мощность подводимая к головным телефонам – не менее 10 мкВт. Прибор обеспечивает дискретную и плавную регулировку усиления регулировку громкости контроль напряжения источника питания и индикацию перегрузки входных каскадов.
Вывод: таким образом разобраны способы определения повреждений в кабельных линиях и их реализация на основе представленных приборов.
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Безопасность производственной деятельности
В стадии реализации проекта необходимо решить ряд задач касающихся безопасности и экологичности проекта.
Подстанция 11010 кВ «Моршиха» является объектом повышенной опасности. Это прежде всего определяется опасностью поражения обслуживающего персонала электрическим током а также вредным воздействием электрического и магнитного полей на все окружающие биологические организмы.
Данный проект реконструкции предусматривает установку второго трансформатора поэтому необходимо пересмотреть вопросы связанные с молниезащитой и защитным заземлением электрооборудования на территории подстанции а также рассмотреть ряд других не менее важных вопросов касающихся данного раздела.
Электроэнергетика характеризуется также величиной индивидуального риска гибели людей. Основной причиной (256%) несчастных случаев со смертельными исходами становится неудовлетворительная организация производства.
При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:
-поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;
-влияние электромагнитного поля на организм;
-поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;
-поражение обслуживающего персонала находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыканиях на землю;
-возможность падения персонала с высоты;
-возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;
Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал в проекте необходимо предусматривать следующие мероприятия:
-установку заземляющего контура и заземление оборудования;
-установку молниезащиты для защиты электрооборудования от попадания молнии.
-обеспечение достаточного освящения для работы персонала ПС.
Защитное заземление. Анализ условий труда характеризует проектируемую подстанцию как не требующую выполнений каких-либо специальных условий для обеспечения безопасного ведения работ на территории подстанции.
Согласно ПУЭ глава 1.7 для безопасного ведения работ на территории подстанции необходимо обеспечить защиту обслуживающего персонала от поражения электрическим током и одним из самых эффективных методов по обеспечению данных мер является применение защитного заземления.
Заземляющие устройства в электроустановках 110 кВ и выше должны проектироваться так чтобы в любое время года на всей территории подстанции напряжение прикосновения под которое может попасть человек не превышало допустимого напряжения . Безопасная величина зависит от времени его воздействия на человека. Рекомендуемые величины приведены в таблице 10.1.
Таблица 10.1 – Допустимое напряжение прикосновения [17]
Длительность воздействия с
В связи с большим сроком эксплуатации существующего заземляющего устройства (ЗУ) и недопустимости снижения уровня безопасности обслуживающего персонала необходимо новое ЗУ.
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей соединительных полос полос уложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос уложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м [33].
Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно как правило превышать 10 кВ в противном случае возникает опасность пробоя изоляции кабелей низкого напряжения.
)площадь подстанции:
)удельное сопротивление верхнего слоя грунта: ;
)удельное сопротивление нижнего слоя грунта: ;
)глубина промерзания грунта: ;
)глубина заложения заземлителя: ;
)длина вертикального заземлителя: ;
)расстояние между вертикальными заземлителями: .
Расчет производится в следующем порядке:
Намечается схема заземляющего устройства.
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей соединительных полос полос уложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос уложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м. Сложный заземлитель заменяется расчетной квадратной моделью (рисунок 10.1) при условии равенства их площадей S общей длины горизонтальных проводников глубины их заложения t числа и длины вертикальных заземлителей l и глубины их заложения. При проведении расчета многослойный грунт заменяется двухслойным: верхний толщиной h1 с удельным сопротивлением ρ1 (слой сезонных изменений) нижний – с удельным сопротивлением ρ2.
В замен деревянному забору ограду ПС выполним металлической сеткой стойки ограды электрически соединены с металической сеткой. Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства расположенных вдоль нее с внутренней стороны не менее 2 м. [33]
Рисунок 10.1 – Расположение заземляющего устройства
– площадь занятая оборудованием;
– заземляющий контур;
– ограждение подстанции;
Общая длина горизонтальных полос составляет .
)определяется время в и находится допустимое напряжение прикосновения.
Допустимое напряжение прикосновения (таблица 10.1):
)определяется коэффициент напряжения прикосновения по формуле:
где - параметр зависящий от ;
- коэффициент учитывающий сопротивление стекания тока со ступней на землю;
- длина вертикального заземлителя;
- суммарная длина горизонтальных заземлителей;
а - расстояние между вертикальными заземлителями;
S - площадь заземляющего устройства.
где - сопротивление тела человека при расчетах принимают равным ;
- сопротивление растеканию тока от ступней в землю принимают ;
- удельное сопротивление верхнего слоя земли Омм.
Величина параметра [17]:
Для контура выбираю вертикальные заземлители длиной 4 м. Суммарная длина горизонтальных заземлителей 650 м. Расстояние между вертикальными заземлителями 3 м.
)напряжение на заземлителе:
что в пределах допустимого (меньше 10 кВ);
)находится допустимое сопротивление заземляющего устройства:
где - ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном коротком замыкании (с некоторым запасом может быть принят равным току трехфазного КЗ ).
)заземляющее устройство преобразуется в расчетную модель квадратной формы площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же как в реальной модели рисунок 10.1.
Сторона квадратной модели .
Число ячеек по стороне модели:
принимаю (принимается ближайшее целое).
Длина стороны ячейки:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура:
Общая длина вертикальных заземлителей:
По расчетной модели определяется сопротивление реального заземляющего устройства для чего рассчитывается относительная глубина заложения заземлителя:
Относительная глубина:
где - глубина заложения заземлителя.
Нахожу значение параметра А необходимого для уточненного значения сопротивления заземляющего устройства:
Определяю относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчетной модели . Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями тогда
что меньше допустимого .
Нахожу напряжение прикосновения:
что меньше допустимого значения 450 В.
Определяю наибольший ток стекающий с заземлителей подстанции при однофазном коротком замыкании:
Проверяю термическую стойкость полосы 50x5 мм2. Минимальное сечение полосы по условиям термической стойкости при замыкании на землю при приведенном времени прохождения тока замыкания tп = 2 с
где С=74 – коэффициент шин постоянный для стали.
Таким образом полоса 50х5 мм² удовлетворяет условию термической стойкости.
Окончательно принимаем число вертикальных заземлителей – 63Расстояние между вертикальными заземлителями – 3 м. В качестве вертикальных заземлителей применяем круглые стальные стержни диаметром 20 мм в качестве горизонтальных заземлителей – стальные полосы 50×5 мм.
Напряжение на заземляющем устройстве менее 10 кВ поэтому дополнительные меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики не предусматриваются.
Вывод: Из расчетов видно что спроектированный контур заземления удовлетворяет всем необходимым требованиям по обеспечению электробезопасности. Следовательно может быть использован на спроектированной подстанции совместно с существующим контуром заземления который используется как искусственный или повторный заземлитель.
Расчёт осветительной сети ОРУ. Для освещения ОРУ рассчитаю прожекторное освещение.
Преимуществами прожекторного освещения является:
- облегчение эксплуатации за счет резкого сокращения числа мест требующих обслуживания;
- благоприятные условия освещения вертикальных поверхностей.
Недостатками прожекторного освещения является:
- необходимость квалифицированного ухода за прожекторами;
- большее слепящее действие по сравнению со светильниками.
Высота установки выбирается с учетом требований ограничения слепящего действия и экономических соображений оправдывающих увеличение высоты. Расчет произведен согласно [35].
Установленная мощность прожекторного освещения определяется по формуле:
где m – коэффициент равный 05 Втлм;
Ен – норма освещенности принимаем равной 5лк [16];
Кз – коэффициент запаса равный 13;
А – освещаемая площадь равная 2537 м2;
Определим установленную мощность прожекторного освещения по формуле (10.16):
Для освещения подстанции «Моршиха» выбираю восемь прожекторов типа ИО 04- 1000 -001 с галогеновыми лампами КГ-1000-5 по два прожектора на опору. Степень защиты данных прожекторов IP54.
Осевая сила света с лампой КГ-1000-5 определяется по формуле:
где - световой поток лампы КГ-1000 равный 22000 лм согласно [35];
- световой поток лампы КГ-1500 равный 33000 лм согласно [35].
Тогда по формуле (10.17) получим:
Минимальная высота установки прожектора определяется по формуле:
Тогда по формуле (10.18) получим:
Принимаем высоту h=13м.
Угол наклона в вертикальной плоскости:
где Фл – световой поток лампы КГ-1000 равный 22000 лм;
n – КПД прожектора равный 044 [35];
- половинный максимальный угол рассеивания в вертикальной плоскости равный 13° [35];
- половинный максимальный угол рассеивания в горизонтальной плоскости равный 15° [35].
Светораспределение прожектора моделируется формулой:
где M n – справочные коэффициенты приведены в [35].
Освещение в любой точке:
где в – угол рассеивания.
Определим угол рассеивания по формуле:
в = arctg hl –(10.22)
Освещенность ближайшей к прожектору точки Еб по формуле (10.21):
где в = arctg 13525-21.93=66.
Суммарная освещенность в ближайшей к прожектору точке:
= 0+285+486+121=892лк.
Освещенность середины Ес:
Освещенности от четырех точек установки прожекторов равны:
Суммарная освещенность точки середины:
Вывод: Таким образом был произведён расчёт освещения ОРУ. Рассчитал что для необходимой освещенности ОРУ потребуется 8 прожекторов. Которые необходимо расположить на двух молниеотводах и двух специальных опорах.
2 Экологичность проекта
Влияние подстанции на окружающую среду разнообразно. Вредное действие биологически активных электрического и магнитного полей проявляется только при очень высоких напряженностях возникающих на расстоянии до 1-15 м от проводов фаз ВЛ и представляет опасность при работе под напряжением.
Необходимо обратить внимание на то что предельно допустимый уровень напряженности электрического поля (ЭП) согласно [28] составляет 25 кВм поэтому пребывание эксплуатационного персонала в ЭП с уровнем напряженности превышающим 25 кВм без применения индивидуальных средств защиты не допускается.
На ПС «Моршиха» уровень напряженности составляет .
При уровне напряженности ЭП не превышающем 5кВм пребывание персонала в ЭП допускается в течение всего рабочего дня.
Допустимая напряженность (Н) или индукция (В) магнитного поля для условий общего (на все тело) и локального (на конечности) воздействия в зависимости от продолжительности пребывания в магнитном поле определяется в соответствии с таблицей 10.2.
Таблица 10.2 - Допустимые уровни магнитного поля [28]
Допустимые уровни магнитного поля Н (Ам)В (мкТл) при воздействии
Допустимое время пребывания в электрическом и магнитном поле может быть реализовано одноразово или дробно в течении рабочего дня.
При соблюдении этих условий обеспечивается самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.
Подстанция не относится к категории взрывоопасных установок поэтому специальных мер по взрывобезопасности не предусматривается. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформатора в соответствии с п. 4.2.69 ПУЭ на подстанции предусмотрен маслоприёмник под силовыми трансформаторами соединенные трубами с закрытым маслосборником ёмкостью 50м3. Емкость маслосборника рассчитана на задержание полного объема масла из наибольшего единичного оборудовании плюс 20 м3 воды. Пожаротушение на подстанции производится первичными средствами: огнетушителями углекислотными ОУ5 песком и т.д. Подстанция не оказывает вредного влияния на атмосферный воздух т.к. при эксплуатации отсутствуют выбросы. При производстве работ не допускается:
- захламление территории строительными материалами отходами и мусором загрязнение токсичными веществами;
- вылив и утечки горюче-смазочных материалов;
На территории подстанции имеется контейнеры для бытовых и строительных отходов. При эксплуатации сооружения воздействия на водные объекты не производится. Применяемые строительные материалы химически не агрессивны и соответствующими нормативными документами рекомендованы к использованию.
3 Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях
Расчет молниезащиты подстанции. Согласно требованиям таблицы 1 РД 34.21.122-87 [34] для ряда объектов ожидаемое количество поражений молнией является показателем определяющим необходимость выполнения молниезащиты и ее надежность.
Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год производится по формуле:
для зданий и сооружений прямоугольной формы
где - наибольшая высота здания или сооружения м;
- соответственно ширина и длина здания или сооружения м;
- среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
Для зданий и сооружений сложной конфигурации в качестве и рассматриваются ширина и длина наименьшего прямоугольника в который может быть вписано здание или сооружение в плане.
Для произвольного пункта на территории России удельная плотность ударов молнии в землю n определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах. Для Курганской области она составляет 55 чгод тогда n=4 и
Расчет и построение зон защиты молниеотводов
Трансформаторная подстанция согласно ПУЭ создает зону класса В-I (защита от прямых ударов молнии). В соответствии с таблицей 1 РД 34.21.122-87 тип зоны защиты – зона А; категория молниезащиты II. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми молниеотводами М1 М2 и М3. Зона защиты трех стержневых молниеотводов М1 М2 и М3 представлена на рисунке 10.2. Заземлители молниезащиты - естественные (железобетонные основания молниеприемников).
Рисунок 10.2 – Зона защиты трех стержневых молниеотводов
На рисунке 10.2 представлены две зоны: 1 - это зона защиты на уровне земли 2 – зона защиты на высоте 5 м.
Согласно РД 34.21.122-87 расчет молниеотводов подобной конфигурации производится для каждого молниеотвода по отдельности а определение rcx попарно для молниеотводов в зависимости от конфигурации.
Провожу расчет молниеотводов:
; ; ; высота защищаемых зон - высота основного коммутационного оборудования ОРУ 110 кВ; - высота основного токоведущего оборудования ОРУ 110 кВ; - высота вводных порталов ВЛ 110 кВ и вводных порталов силовых трансформаторов; расстояние между молниеотводами М1 и М2 составляет а между М1 и М3 (М2 и М3) . [140211-10-ПЛ.06.00]
Для первого молниеотвода и соответственно для второго и третьего:
Габаритные размеры торцевых областей зон защиты на уровне земли:
Габаритные размеры торцевых областей зон защиты на уровне hкj:
Для молниеотводов М1 и М2 Определяю и . Для случая когда согласно РД 34.21.122-87:
Для молниеотводов М1 и М3 (М2 и М3) определяем и . Согласно РД 34.21.122-87 этот случай характеризуется как . Тогда параметры зоны защиты определяются как:
Технические характеристики молниезащиты:
)Категория молниезащиты
)зона защиты типа А;
)высота молниеотводов м;
)материал молниеприёмников - сталь основания молниеприёмников железобетонные.
Вывод: таким образом была расщитана молниезащита из 3 молниеотводов которые защищают данную подстанцию от прямых попаданий молнии.
Предупреждение возникновения пожара. Произвожу оценку чрезвычайных ситуаций – их последствия меры предотвращения и меры по ликвидации.
Пожар в одном трансформаторе приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Пожар окружающего природного массива может привести к пожару на территории подстанции при переносе огня.
Для снижения риска распространения пожара как с территории подстанции на прилегающую зону так и наоборот предусматривается противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м.
Более подробно рассмотрим наиболее опасный случай – пожар на подстанции:Рисунок 10.3 – Дерево причин возникновения пожара на подстанции
Начальные условия возникновения пожара:
)не герметичность оболочки выключателя (уменьшение давления элегаза);
)отказ работы приводов выключателя: ВГБУ-110 BBTEL-10-125630-У2;
)износ изоляции в самом трансформаторе из-за большого срока службы – ТМН 6300110;
)не соблюдение правил ТБ при работе на действующем электрооборудовании (работа трансформатора в режиме перегрузки больше допустимого времени );
)природный катаклизм (ураганный ветер (механическое повреждение трансформатора) удар молнии и т. д.);
)нарушение норм и правил проведения сварочных работ (сварка на участке с сухой травой радом с ёмкостями масла);
)провисание проводов и сильное загрязнение изоляторов (обледенение проводов не своевременная очистка изоляторов ОРУ-110 кВ);
)ослабление контактных соединений и их перегрев;
) короткое замыкание в электрических цепях;
) отказ релейной защиты РС83-ДТ2;
Меры по предотвращению и ликвидации пожара [29]:
)своевременный плановый осмотр и ремонт оборудования;
)установка средств автоматического отключения неисправного электрооборудования;
)установка автоматической системы пожаротушения;
)соблюдение персоналом требований ПТЭ и ПТБ при работе в электроустановках;
)ежегодная проверка знаний и проведение инструктажа по технике безопасности среди персонала.
Вывод : В этом разделе дипломного проекта проанализированы вредные и опасные факторы воздействия на персонал и окружающую среду возможные на проектируемой подстанции. Выполнив расчет молниезащиты и заземляющего контура и реализовав их на подстанции тем самым предупрждаются возможные чрезвычайные ситуации. Принято решение о необходимости установки автоматического отключения неисправного электрооборудования. Необходимы также профессиональные знания и соблюдения персоналом требований ПТЭ и ПТБ при работе в электроустановках. Соблюдая правила безопасности на подстанции персоналом а так же имея необходимое оборудование и средства можно с большой вероятностью говорить об исключении аварий последствия которых могли бы негативно повлиять на людей или экологию окружающей среды.
ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
1 Функционально-стоимостной анализ проектируемого варианта
Корректирующая форма ФСА
) Порядок проведения корректирующей формы ФСА.
Структурная модель (СМ) - это упорядоченное представление элементов объекта и отношений между ними дающее представление о составе материальных составляющих объекта их основных взаимосвязях и уровнях иерархии.
Рисунок 11.1- Структурная модель
) Построение функциональной модели объекта.
Функциональная модель (ФМ) - это логико-графическое изображение состава и взаимосвязей функций объекта получаемое с помощью их формулировки и установления порядка подчинения.
В ФСА под функцией понимают внешнее проявление свойств какого-либо объекта в данной системе отношений.
Рисунок 11.2 - Функциональная модель
F1 - электроснабжение потребителей;
f1.1 - обеспечение бесперебойного электроснабжения;
f1.2 - обеспечение безопасного электроснабжения;
f1.3 - обеспечение управления и учёта электроснабжения;
f1.1.1 - резервирование подачи электроэнергии;
f1.1.2 - обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;
f1.2.1 - защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;
f1.2.2 - защита от токов короткого замыкания;
f1.3.1 - устройство телемеханики;
f1.3.2 - устройство автоматического учёта электроэнергии;
f1.1.1.1 - использование секционированной системы шин;
f1.1.1.2 - замена трансформатора;
f1.1.1.3 - выполнения секционирования;
f1.1.2.1 - установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;
f1.1.2.2 - установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;
f1.2.1.1 - установка ограничителей перенапряжения;
f1.2.1.2 - установка молниезащиты;
f1.2.2.1 - установка основной защиты трансформатора;
f1.2.2.2 - установка резервной защиты трансформатора.
) Построение совмещенной функционально-стоимостной модели системы.
Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.
Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.
Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз) начиная с первого. Для главной и второстепенной т.е. для внешних функций объекта при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества параметров свойств) по значимости (важности).
Нормирующим условием для функции является следующее:
n - количество функций расположенных на одном уровне ФМ и относящихся к общему объекту вышестоящего уровня.
Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.
) Определение относительной важности функции (R).
Учитывая многоступенчатую структуру ФМ наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня Rij по отношению к изделию в целом:
где G - количество уровней ФМ.
В случае если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ ее значимость определяется для каждой из них отдельно а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений Rij по каждой ветви ФМ (от iго уровня до первого) проходящей через эту функцию.
) Оценка качества исполнения функций (Q).
Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:
где - относительная значимость n-го потребительского свойства;
РnV - степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;
m - количество свойств.
Важным элементом качества исполнения функций является функциональная организованность изделий которая определяется следующими показателями:
- показатель актуализации функций который определяется коэффициентом актуализации:
где FП - необходимые функции;
Fоб - общее количество действительных функций;
- показатель сосредоточения функций который определяется коэффициентом сосредоточения:
где Fосн - количество основных функций;
- показатель совместимости функций определяющийся коэффициентом совместимости:
где Fс - функции согласования;
- показатель гибкости функций который определяется коэффициентом гибкости:
где Fр - количество потенциальных функций;
FП - количество необходимых функций.
Выражение качества выполнения функций будет иметь вид:
) Определение абсолютной стоимости функций.
Функционально необходимые затраты - минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации) организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.
Абсолютная стоимость реализации функций Sабс определяется по формуле:
где Sизг - затраты связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование изготовление (модернизацию) пуско-наладочные работы обучение персонала;
Sэкспл - эксплуатационные затраты;
Sтр - затраты связанные с трудоемкостью реализации функции;
Sэн - энергозатраты на реализацию функции;
Sпроч - прочие затраты на реализацию функции.
) Определение относительной стоимости реализации функций
Относительная стоимость реализации функций SотнF определяется по формуле:
где SSабс - суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта. Определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;
SабсFij - абсолютная стоимость реализации jой функции iго уровня ФМ.
) Построение функционально-стоимостных диаграмм (ФСД) и диаграмм качества исполнения функций (КИФ)
Данные диаграммы строятся для базового и проектного варианта исследуемой системы. Они имеют целью выявление зон диспропорции т.е. зон избыточной затратности реализации функции а также определение зон функциональной недостаточности (низкого качества исполнения функций).
Диаграммы ФСД и КИФ строятся для базового варианта (до принятия и реализации проектного решения) и проектного варианта.
Функционально-стоимостные диаграммы и диаграммы качества исполнения функций для базового и проектируемого варианта представлены на рисунках 11.3 11.4 и 11.5 11.6 соответственно.
Таблица 11.1 - ФСМ базового варианта
Наименование функции
Значимость функции r
Относительная важность функции R
Качество исполнения функции Q
Абсолютная стоимость реализации функции Sабс
Относительная стоимость реализации функции Sотн
обеспечение бесперебойного электроснабжения
обеспечение безопасного электроснабжения
Продолжение таблицы 11.1
обеспечение управления и учёта электроснабжения
резервирование подачи электроэнергии
обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах
защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений
защита от токов короткого замыкания
устройство телемеханики
устройство автоматического учёта электроэнергии
использование секционированной системы шин
установка второго трансформатора
выполнения секционирования
установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ
установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ
установка ограничителей перенапряжения
установка молниезащиты
установка основной защиты трансформатора
установка резервной защиты трансформатора
Рисунок 11.3 - Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта
Рисунок 11.4 – Диаграмма качества исполнения функций базового варианта
Таблица 11.2 – ФСМ проектируемого варианта
Продолжение таблицы 11.2
Замена трансформаторов
Рисунок 11.5 - Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта
Рисунок 11.6 - Диаграмма качества исполнения функций проектируемого варианта
Таблица 11.3 – ФСМ проектируемого варианта
Продолжение таблицы 11.3
2 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта
Проведем оценку экономической эффективности проекта.
Следующие допущения:
) горизонт расчета принимаем 10 лет. Шаг расчета устанавливаем 1год;
) тариф на покупаемую электроэнергию для шага 0 принимаем 11 руб.кВт·ч. Принимаем также что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 10% в год. Тариф на электроэнергию отпускаемую потребителям с шин 10 кВ принимаем на 1% выше;
) норму дисконта принимаем равной 015;
) норму отчислений на эксплуатацию принимаем 6 % на все оборудование;
) инфляцию не учитываем.
Инвестиционные вложения в проект представлены в таблице 11.4.
Таблица 11.4 Инвестиционные вложения в проект
Трансформатор силовой
Выключатель элегазовый 110кВ
Выключатель вакуумный 10 кВ
Разъединитель 110 кВ
Ограничитель перенапряжения
Окупаемость проекта достигается за счёт выручки от продажи электрической энергии потребителям а также за счёт повышения качества электроэнергии отпускаемой в сеть.
Схема формирования денежного потока представлена в таблице 11.5.
В первую строку таблицы вносим инвестиционные вложения в проект.
Остальные расчеты проводим в таблице 11.5.
Далее для каждого шага определяю отчисления на обслуживание из расчета 6% от инвестиционных вложений и заполняем вторую строку таблицы.
В третью строку таблицы вносим тариф на электроэнергию увеличивая его с каждым шагом на 10%.
Затраты на покупку электроэнергии (строка 4) определяем по формуле из [24]:
ЗW=(ΣPi·Tнб+ΔРΣ·)·Сэ (11.11)
где ΣР Tнб=6000 чгод; =4800 чгод;
Сэ - стоимость электроенергии;
ΔРΣ= ΔРПС+ ΔРхх;(11.12)
ΔРПС=05· ΔРK·S²н.б S²ном.т ;(11.13)
ΔРПС=05·0044·70² 126²=001 МВт;
ΔРΣ= 001+0012=0022 МВт.
На шаге 1 затраты на покупку электроэнергии составят
ЗW1=(597·6000+0022·4800)·121=4346998 тыс.руб.год.
В пятую строку таблицы помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных второй и четвертой строк.
В шестую строку помещаем результаты получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат – это выручка от продажи электроэнергии потребителям. Ее определяем по формуле из [24]:
РW=ΣPi· Tнб·11·Сэ . (11.14)
На шаге 1 выручка от продажи электроэнергии составит
РW1=597·6000·11·121=4767642 тыс.руб.год.
Приведенный эффект на каждом шаге расчета определяем вычитая из результата строки 6 общие затраты (без инвестиций) и заполняем строку 7.
В восьмую строку помещаем значения коэффициента дисконтирования определяемого по формуле из [24]:
В соответствии с принятыми допущениями норма дисконта Е=015. Для шага 1 коэффициент дисконтирования
В последней строке таблицы 11.5 определяем на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен инвестиционным вложениям (-118600 тыс.руб). На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект с учетом коэффициента дисконтирования
ЧДД1= ЧДД0+( РW1- ЗW1)· 1;(11.16)
ЧДД1= -118600+(349484)·087= -881949 тыс.руб.
Расчет чистого дисконтированного дохода на остальных шагах производим аналогично все результаты расчета сводим в таблицу 11.5.
Таблица 11.5 - Расчет чистого дисконтированного дохода
Величина показателя по шагам (годам)
Отчисления на эксплуатационное обслуживание
Продолжение таблицы 11.5
Тариф на покупаемую электроэнергию
Затраты на покупку электроэнергии
Общие затраты (без инвестиций)
Выручка от реализации электроэнергии
Коэффициент дисконтирования
Чистый дисконтированный доход
График окупаемости проекта представлен на рисунке 11.7.
Рисунок 11.7 – График окупаемости проекта
Вывод: Срок окупаемости проекта составил 55 лет. Отсюда можно сделать вывод что проектное решение реконструкции подстанции было верным.

Список абривиатур.doc

РНДЗ - разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами;
ОД - отделитель двухколонковый;
РВС( О) - разрядник вентильный стационарный (облегченный);
РВП - разъединитель внутренней установки с поступательным движением главных ножей;
ВМГ(П) - выключатель маломасляный с гидравлическим (с пневматическим) приводом;
ТМ(Г) - трансформатор трехфазный имеющий охлаждение в виде естественной циркуляции воздуха и масла и (грузоупорное исполнение);
ТМН - трансформатор трехфазный с системой РПН имеющий охлаждение в виде естественной циркуляции воздуха и масла;
АС(О) - провод сталеалюминиевый (облегченный);
ВГБУ - выключатель элегазовый баковый У- конструктивное исполнение;
ВВTEL - выключатель вакуумный серии
ТФЗМ - трансформатор тока с фарфоровой изоляцией и обмотками звеньевого типа модернизированный;
ТФН - трансформатор тока с фарфоровой изоляцией наружной установки;
ТП(Ш)Л - трансформатор тока проходной (шинный) с литой изоляцией;
НКФ - трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке;
ТВТ - трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор;
РВЗ - разъединитель внутренней установки с заземляющими ножами;
НТМИ - трансформатор напряжения трехфазный с естественным масляным охлаждением для измерительных целей;
ОПН(Н) - ограничитель перенапряжения нелинейный (в нейтрали трансформатора);
ЗОН - заземлитель однополюсный нейтрали трансформатора;
ЗН - заземляющий нож;
ПКТ(Н) - предохранитель кварцевый для защиты понижающих трансформаторов (трансформаторов напряжения);
ТСКС – трёхфазный сухой для ячеек КРУ собственные нужды

Речь к защите.doc

Здравствуйте уважаемая комиссия! Меня зовут – . разрешите представить вам тему моей дипломной работы.
Назвать тему дипломного проекта.
Тема моего дипломного проекта - Проект реконструкции подстанции 11010 кВ «Моршиха» Макушинского района.
Исходными данными являлись: схема электроснабжения мощность силового трансформатора суточный график нагрузок токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах которые были взяты в ходе преддипломной практики.
Питание проектируемой подстанции осуществляется по двум одноцепным ВЛ-110кВ что показано на 1листе графической части.
Выбор тарансформатора
Была произведена обработка графиков нагрузок и рассчитана технически приемлемая мощность трансформаторов 63 МВА.
На подстанции на стороне 110 кВ принята схема мостика с ремонтной перемычкой а на стороне 10 кВ принята схема с одиночной секционированной выключателем системой шин.
Что показано на листе 2 графической части.
Рассказать расчет токов короткого замыкания.
Высоковольтное оборудование устанавливаемое на ПС должно быть устойчиво к токам КЗ. Поэтому был произведен расчет токов короткого замыкания и сделан вывод что ограничения токов КЗ не требуется так как выпускаемые промышленностью коммутационные аппараты способны отключить все токи КЗ имеющие место на проектируемой подстанции.
На проектируемой подстанции приняты в открытой части гибкие шины выполненные проводами марки АС. Соединение трансформаторов с шинами ОРУ и с КРУН выполняется также сталеалюминевыми проводами марки АСО. В КРУН применяется жесткая ошиновка.
В качестве РУ - 10 кВ используются комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) серии К - 59 с вакуумными выключателями ВВTEL - 10.
Так же на подстанции было выбрано оборудование: высоковольтные выключателитрансформаторы тока трансформаторы напряжения разъединители ограничители перенапряжения предохранители.
Для питания потребителей собственных нужд приняты два трансформатора собственных нужд типа ТСКС – 4010-У3.
А так же была добавлена защитная шина PE.
В данном проекте в качестве защиты трансформатора от повреждений и не нормальных режимов было использовано микропроцессорное устройство РС83-ДТ2. На основе этого устройства была рассмотрена
-дифференциальная защита;
-максимально токовая защита;
Для повышения надёжности электроснабжения потребителей ПС «Моршиха» было принято устройство сетевой автоматики АВР.
Принимаем к использованию на подстанции выпрямленный оперативный ток.
Для регулирования напряжения на подстанции используются устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) установленные на силовых трансформаторах.
Для проектируемой подстанции произведен расчет заземляющего устройства по допустимому напряжению прикосновения рассчитанное заземляющее устройство удовлетворяет требованиям ПУЭ. Показать на лист БЖД на заземление.
Освещение подстанции осуществляется восьмью прожекторами ИО-04-1000-001. Было рассчитано что для необходимой освещенности ОРУ потребуется 8 прожекторов. Которые необходимо расположить на двух молниеотводах и двух специальных опорах. Показать на лист БЖД молниезащиты.
При анализе исходных данных объекта проектирования была использована корректирующая форма ФСА. Которая позволила выявить функции обладающие низким качеством и избыточной затратностью.
Предложенное проектное решение позволило устранить указанные недостатки. Методом дисконтирования денежных потоков произведено технико-экономическое обоснование проектного решения. Установлена их экономическое состояние и период окупаемости который составил 55 лет.
Показать на лист экономики.
В разделе для углубленной разработки рассмотрен следующий вопрос: отыскания места повреждения в кабельных линиях.
При определении зоны повреждения кабельных линий импульсным методом используют прибор ИКЛ-5 (испытатель кабелей и линий).
Этот метод основан на измерении времени между моментом посылки в
кабель прибором ИКЛ-5 кратковременного электрического импульса и моментом возврата импульса отраженного от места повреждения.
На экране электронно-лучевой трубки прибора ИКЛ-5 при измерении видны линии импульса и масштабных отметок времени. Расстояние от начала линии до места повреждения определяют умножением отсчитанного числа отметок на скорость распространения импульса. Показать на лист 8.
Петлевой метод основан на измерении соотношения активных сопротивлений двух участков жил линии: первый участок — поврежденная жила от одного конца кабеля до места повреждения второй участок — от места повреждения до другого конца кабеля плюс его неповрежденная жила. При определении зоны повреждения кабельной линии петлевым методом неповрежденную и поврежденную жилы кабеля соединяют на одном конце перемычкой а к другому концу подключают измерительный мост.
Уравновешивая мост определяют расстояние от места измерения до места повреждения: показать на лист 8
Индукционный метод основан на улавливании магнитного поля над кабелем по которому пропускается ток звуковой частоты (800 1000 Гц). Генератор звуковой частоты подключают к петле короткого замыкания. При этом вокруг кабеля образуется магнитное поле напряженность которого пропорциональна значению тока в кабеле. Электромонтер следуя по трассе кабельной линии с приемной рамкой усилителем и телефонными наушниками прослушивает звуковые сигналы от генератора которые будут слышны на том участке трассы где по кабелю проходит ток т.е. до тех пор пока не дойдет до места повреждения. За местом повреждения громкость звука в телефоне резко снижается. Следует учитывать что до места повреждения слышны четкие периодические усиления звука из-за того что жилы кабеля скручены и на протяжении шага скрутки (1 15 м) меняют свое положение в пространстве. показать на лист 8
Над местом прохождения при наличии повивов слышимость сигнала значительно усиливается и затем обрывается. Не всегда однако по всей длине кабеля звук прослушивается хорошо. На некоторых участках трассы звук исчезает или вместо прерывистого звучания слышен расплывчатый «минимум звука» вызываемый неправильной скруткой жил кабеля большой глубиной залегания экранировкой кабеля металлическими трубами. Поэтому особое внимание надо обращать на концевой эффект. Если звук ослабевает плавно или обрывается без заметного усиления значит кабель ушел на большую глубину или заложен в металлической трубе. Если же звук усиливается то рамка находится над местом повреждения. показать на лист 8
Подвести итог своему выступлению.
Ну вот собственно и все наверное что я хотел вам сегодня рассказать..
Поблагодарить за внимание.
Благодарю за внимание!

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.doc

В данной работе был разработан проект реконструкции подстанции «Моршиха» 11010 кВ Макушинского района выполнен выбор оборудования и разработано конструктивное исполнение.
Подстанция выполняется по схеме «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и автоматизированной перемычке и ремонтной перемычкой со стороны линии». На подстанции установлен второй трансформатор ТМН-6300110 со в встроенными трансформаторами тока. Выбраны выключатели трансформаторы напряжения тока собственных нужд. На стороне НН была установлена вторая система шин К2 и произведена замена ячеек на КРУН К-59. На отходящих линиях устанавливаем вакуумные выключатели BB TEL. Секционный выключатель тоже ВВ TEL-10. При выборе электрооборудования рассматривались различные типы оборудования и выбраны те которые удовлетворяют как в нормальном так и в аварийном режимах.
Выполнен расчёт релейной защиты понижающих трансформаторов (дифференциальная защита МТЗ трансформатора МТЗ от перегрузки токовой отсечки).
Разобраны способы определения повреждений в кабельных линиях и приборы с помощью которых реализуются эти методы.
Выполнены мероприятия по электробезопасности объекта (расчёт молниезащиты и заземления подстанции).
Произведены расчёты экономической части проекта: функционально структурный анализ расчёт срока окупаемости проекта который составил 6 лет.
Таким образом в данном дипломном проекте были рассмотрены все основные вопросы проектирования и эффективной работы подстанции.

АННОТАЦИЯ.doc

Пояснительная записка 129 листа 30 рисунок 25 таблиц 8 листов чертежей формата А1 36 источников использованной литературы.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОДСТАНЦИЯ ТРАНСФОРМАТОР ГРАФИКИ НАГРУЗКИ РАСПРЕДЕЛЕИТЕЛЬНОЕ УСТОРОЙСТВО ПОТРЕБИТЕЛИ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ МОЛНИЕЗАЩИТА.
Объектом проектирования является понизительная подстанция 11010 кВ «Моршиха» Курганских электрических сетей.
Целью проектирования является: изменение главной схемы подстанции на стороне высокого напряжения выбор оборудования (высоковольтного) для подстанции; выбор схемы собственных нужд подстанции; выбор релейной защиты силовых трансформаторов расчет контура защитного заземления и молниезащиты.
В экономической части дипломного проекта произведено экономическое обоснование проектного решения и выбор оборудования с помощью поиска новых решений с использованием функционально-стоимостного анализа объекта проектирования.
Проектирование производится на основе последних разработок и расчетов что делает проект реконструкцией подстанции современным и своевременным.
Данный проект можно принять к строительству в связи с его оптимальными показателями по капитальным затратам и расходом на эксплуатацию. Выбранное оборудование является новейшим и рекомендуется к установке на вновь проектируемых подстанциях.