Проектирование системы электроснабжения жилого района города

04 Втор.цепи.dwg

Сам.ГТУ 1140211 099 ПЗ
Цепи напряжения счетчика
Реле положения "включено
Выходным реле защиты
Максимальная токовая защита
Аварийное отключение
Реле положения "отключено
Блинкер не поднят автомат отключен
К преобразователю тока
(в схему телемеханики)
Токовые цепи измерения и учета
Принципиальная схема соединений вторичных цепей шкафа КРУ отходящей кабельной линии 10кВ
Автоматический выключатель
Переключатель универсальный
Арматура сигнальной лампы с белой линзой
Арматура сигнальной лампы с зеленой линзой
Арматура сигнальной лампы с красной линзой
Счетчик активной энергии
Блок-контакты привода
Блок-контакты выключателя
Электромагнит отключения
Электромагнит включения
Блок-контакт против "прыгания

01_Генеральный план.dwg

Сам ГТУ 140211 099 ПЗ
Наименование объекта
-ти этажный жилой дом

03_Схема э.п.dwg

Сам.ГТУ 140211 099 ПЗ
Сторонние потребители
Трансформаторы С. Н.

Дипломная работа.Нат.doc

Пояснительная записка содержит 112 страниц 11 таблиц.
В представленном дипломном проекте содержится
графических документов.
В пояснительной записке применены ключевые слова: расчетная нагрузка распределительные сети распред. устройство надежность электроснабжения потребителей ток короткого замыкания (КЗ) сечение линий мощность трансформаторов кабельные линии (КЛ) воздушные линии (ВЛ) главная понизительная подстанция (ГПП) распределительный пункт (РП) трансформаторная подстанция (ТП) и т.д.
В процессе проектирования системы электроснабжения жилого района города был произведен расчет сечения распределительной сети нагрузки на шинах 04 кВ ТП на шинах РП и ГПП расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Произведен выбор коммутационной и защитной аппаратуры. Произведен технико-экономический расчет освещены вопросы охраны труда и экологии.
Характеристика и классификация объектов. 7
Расчет электрических нагрузок.11
1. Определение расчетных нагрузок по элементам условного участка сети.12
2. Определение нагрузки на шинах 04 кВ ТП.18
3. Нагрузка распределительной линии 10 кВ.20
4. Нагрузка на шинах 10 кВ РП.24
5. Нагрузка на сборных шинах ЦП 10 кВ.24
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.25
1. Выбор трансформаторов ГПП.25
2. Выбор трансформаторов ТП.27
3. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах. 34
Выбор схемы питания ТП и потребителей.36
Расчет сечения сети.38
1. Выбор сечения жил кабелей по экономической плотности тока.38
2. Выбор сечения по нагреву.41
3. Проверка выбранного сечения по потери напряжения.44
Выбор конструктивного исполнения и схемы соединений ГПП.46
Расчет токов короткого замыкания (КЗ).47
Выбор и проверка аппаратуры РУ ГПП и сечения сети по термической стойкости 54.
Релейная защита 60.
Определение места повреждения кабельной линии.62
1. Виды повреждения кабельных линий (КЛ). 62
2. Определение характера повреждения. 63
3. Методы определения места повреждения в силовых кабелях.65
3.2. Индукционный метод. 79
3.3. Акустический метод. 85
3.4. Метод колебательного разряда. 88
3.5. Петлевой метод. 89
4. Выявление места повреждения на кабеле при раскопках. 91
Технико-экономические расчеты.
1. Расчет экономических показателей схемы внешнего электроснабжения.94
2. Расчет годовых эксплутационных расходов. 95
3. Расчет электроэнергетической слагаемой себестоимости электрической энергии.96
Дальнейшая индустриализация страны и развитие народного хозяйства предопределяют рост городов и поселков городского типа.
Застройка городов обуславливает необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей которые являются важнейшим элементом системы электроснабжения любого населенного пункта.
Для питания потребителей расположенных на территории городов создаются специальные системы электрических сетей которые по сравнению с электрическими сетями энергетических систем имеют свои характерные особенности.
Под системой электроснабжения города понимается совокупность электрических сетей всех напряжений расположенных на территории города и предназначенных
для электроснабжения его потребителей. Различают электроснабжающие сети напряжением 35-110 кВ и выше
и распределительные сети напряжением 04-6-10 кВ.
С помощью распределительных сетей осуществляется электроснабжение жилых домов общественно-коммунальных учреждений мелких средних а иногда и крупных промышленных потребителей. Через городские распределительные сети
в настоящее время передается до 40% выработанной в стране электрической энергии.
Развитие распределительных сетей связано также
с беспрерывным проникновением электричества во все сферы жизнедеятельности городского населения.
С увеличением электропотребления растут требования
к надежности электроснабжения что сказывается на стоимости сетей из-за необходимости дополнительных резервов.
В результате проблема рационального построения городских систем электроснабжения приобретает серьезное народно-хозяйственное значение.
Характеристика и классификация объектов.
По характеру электропотребления и показателям электрической нагрузки все потребители города разбиваются на следующие группы:
- потребители селитебной зоны
- промышленные потребители
- коммунальные потребители (водоснабжение канализация электрифицированный транспорт)
- потребители пригородных районов.
Основную группу потребителей селитебной территории составляют многоэтажные и малоэтажные жилые дома. Электрическая нагрузка домов определяется освещением квартир и различными электробытовыми приборами используемыми населением.
Важнейшим вопросом рационального построения распределительных сетей является установление требуемого уровня надежности элетроснабжения городских потребителей.
В зависимости от этих требований определяется объем резервных элементов в системе их питания что влияет непосредственным образом на все технико-экономические показатели сети.
Все виды электроприемников по надежности делятся Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на 3-и категории.
При создании системы электроснабжения конкретного потребителя питание каждой группы электроприемников должно рассматриваться самостоятельно.
К потребителям 1-й категории относятся электроприемники нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей повреждение уникального оборудования расстройство сложного технологического процесса нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Электроприемники 1-й категории должны обеспечиваться электрической энергией от двух независимых источников питания и перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода резервного питания.
Ко 2-й категории относятся приемники перерыв
в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции простоем рабочих механизмов и промышленного транспорта нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Для приемников
-й категории допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала. Их питание может предусматриваться от одного источника. Ввод резервного питания может осуществляться неавтоматически. Допускается питание рассматриваемых приемников по одной воздушной ЛЭП учитывая их высокую надежность и при наличии централизованного резерва последних.
Для приемников 3–й категории к которым относятся все остальные электроприемники допускаются перерывы электроснабжения на время необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения но
не свыше одних суток.
При создании системы электроснабжения и рассмотрении условий резервирования на разных ступенях системы следует различать отдельный приемник и совокупность приемников одной категории. Это обстоятельство касается приемников
категории так как при их большом объеме и значительной мощности в составе рассматриваемого потребителя они в ряде случаев могут относиться по надежности электроснабжения
к приемникам 2-й категории.
При использовании в СЭС кабелей не всегда могут быть выполнены требования ПУЭ о допустимом времени отключения
(не более 1 суток) приемников 3-й категории так как ремонт кабелей может продолжаться более суток что предопределяет резервирование кабельных линий последнее увеличивает надежность электроснабжения электроприемников.
Согласно «Указаниям по проектированию городских электрических сетей» школы и детские учреждения жилые дома выше 5-и этажей и т.п. являются в целом электроприемниками
Для электроприемников 2-й категории рекомендации ПУЭ (п.I-2-50) допускают упрощения систем их электроснабжения. Например возможен отказ от резервирования трансформаторов
и воздушных ЛЭП использование в аварийных случаях временных перемычек на стороне низшего напряжения шланговым проводом протяженностью до 50-и метров. Такими проводами
как правило оснащены дежурные бригады городских сетей.
Расчет электрических нагрузок
Расчетная электрическая нагрузка любого элемента СЭС жилых домов в зависимости от числа квартир питаемых от этих элементов равна
где Ркв.- расчетная электрическая нагрузка рассматриваемая элемента сети кВт;
Ркв.уд.- удельная нагрузка соответствующая числу квартир кВтквартира;
n - число квартир питающихся от данного элемента.
Расчетные нагрузки линий питающих лифты принимаются по установленной мощности при ПВ-1 с учетом коэффициента спроса:
где Рн.- расчетная электрическая нагрузка кВт;
Рп- паспортная мощность электродвигателя
ПВн- продолжительность включения по паспорту электродвигателя лифта ПВн=05 сек;
Рн.=РпПВн=45× 05=318 кВт.
Мощность резервных электродвигателей при определении расчетной нагрузки не учитывается.
Таким образом нагрузка лифтовых установок составит:
где kc.л.- коэф. спроса лифтов;
cosj - коэф.мощности для лифтов - cosj=06.
Расчетная нагрузка на вводе жилого дома (без встроенных потребителей) составит:
где Рс.- нагрузка силовых приемников (в частности лифтов) с учетом коэффициента участия силовых потребителей
в максимуме нагрузки квартир равного 09 [ПУЭ. I-2-59].
Суммарная нагрузка на вводе общественно-коммунального здания или предприятия определяется:
где Робщ. - удельная расчетная нагрузка одного показателя (посадочное место рабочее место и т.д.)
М- величина показателя.
1. Определение расчетных нагрузок по элементам условного участка сети.
Нагрузка линии 04 кВ ТП-1:
Sл.1 = Рквcos j + 09×Рном д.кслcos j + Рмаг.cos j + Ркафе.cos j +Рпарик..cosj
Sл.1 = 160 079092 +09×(5×45×05×0606)+0.2510008+50098+
+104×50098 +15×10097 = 25148 кВА
Sл.1 = Рквcos j + Рмаг.cos j + 09×Рном д.кслcos j
Sл.1 =288 075092+025 30008 +09×(8×4505×04506)=34571 кВА
2. Нагрузка на шинах 04 кВ ТП.
При питании от трансформаторных подстанций указанных выше потребителей полная нагрузка на шинах ТП составит:
3. Нагрузка распределительной линии 10 кВ.
Полная нагрузка линии питающей ТП – 1;ТП – 2;ТП – 3;ТП – 4
Коэффициент одновременности для линий 10 кВ принимается согласно ПУЭ § 1-2-57.
Полная нагрузка линии питающей ТП-7; ТП-6; ТП-5
Полная нагрузка линии питающей ТП-9; ТП-8; ТП-10; ТП-11; ТП-12
Общественно – коммунальные здания
Полная нагрузка линий 04 кВ
Категория надежности элементов эл.
4. Нагрузка на шинах 10 кВ РП.
Полная нагрузка на шинах 10 кВ РП составит:
SРП =(Sл.1 + Sл.2+ Sл.3)× 09; кВА;
SРП = (254776+137778+306779)× 09=6294 кВА;
5. Нагрузка на сборных шинах 10 кВ ГПП.
Для расчета принимаю суммарную нагрузку линий 10 кВ питающих промышленные предприятия Sпр.пр.=50 000 кВА; нагрузка жилого района SРП =6 294 кВА
Полная нагрузка на шинах 10 кВ ЦП составит:
SЦП = Sпр.пр.× кн.× SРП;
SЦП = 50000 × 06 × 6294 = 53 7764 кВА
Расчет результатирующей нагрузки на шинах ЦП выполнен применительно к утреннему максимуму поэтому учитывается коэффициент несовпадения – кн.=06 применительно к нагрузке распределительной сети.
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
1. Выбор трансформаторов ГПП.
Наиболее часто ГПП питающие промышленные предприятия выполняют двухтрансформаторыми.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки на шинах ЦП в нормальном режиме работы. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них определяется по условию:
Sном. тр. = ³ Sр 2×07 = Sр 14; кВА
Sном. тр. ³53 776414 =38 4117 кВА
Принимаю к установке трансформаторы с номинальной мощностью Sном. тр.=40000кВА
В аварийных условиях оставшийся трансформатор проверяют на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей 3-й категории надежности.
× 40000>537764 т.к. 56000 >537764 кВА;
Перегрузочная способность трансформаторов в аварийном режиме удовлетворяет условию: 14 Sном. тр. ³ Sр
Определим годовые потери электрической энергии - DWтр. для трансформаторов ГПП по следующей формуле:
DWтр= nDPх.х.×Твкл.+1nтр×.DPк.з.(Smax Sном. тр.)2××t
где nтр- число параллельно работающих трансформаторов
Твкл. – число часов работы трансформатора в году
t - число часов максимальных потерь ч.
t =(0124 +Тmax н.10 000)2×8760 где
Тmax н. – время использования максимума нагрузки потребителями Тmax н.=2190 чгод
t =(0124 +Тmax н.10 000)2×8760 = (0124 +219010000)2× 8760
DPх.х- приведенные потери холостого хода (х.х.);
.DPк.з - приведенные потери короткого замыкания(к.з.)
Определим приведенные потери холостого хода (х.х.)по формуле:
DPх.х=DPх.х+ кэк.× DQх.х.
где DQх.х. = Sном.тр.× Iх.х%.100% кВА;
кэк- экономический эквивалент реактивной мощности (коэф. превышения потерь) кэк=005 007 кВт кВА;
принимаю кэк=005 кВт кВА
DQх.х. =40000× 055100 = 220 кВА
Приведенные потери холостого хода:
DPх.х=34 +005× 220 = 45 кВт.
Приведенные потери короткого замыкания:
DPк.з.= DPк.з. + кэк.× DQк.з..кВт;
где DQк.з..= . Sном.тр.× Uк%.100% кВА
кэк- экономический эквивалент реактивной мощности (коэф. превышения потерь) кэк=005 007 кВт кВА
DQк.з..= 40000 ×105100 = 4200 кВА
DP к.з.=170 + 005× 4200 = 380 кВт
Таким образом годовые потери электрической энергии - DWтр.
для трансформаторов ГПП составят:
DWтр.=2× 45× 8760+12 × 380(38411740000 )2 ×10306=
DWтр=968 97217 кВт чгод
2. Выбор трансформаторов ТП.
Выбор мощности трансформаторов ТП производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме работы и с учетом необходимого резервирования в послеаварийном режиме
Sном. тр. = SТП кз.× N;
где N – число трансформаторов
кз. – коэф. загрузки трансформатора.
При преобладании нагрузок 2–й категории надежности и при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов а так же при нагрузках 3–й категории надежности коэф. загрузки тр-ра: кз. =09 095
Так как имеются потребители 2–й категории надежности то для расчета принимаются двухтрансформаторные подстанции.
В случае аварийного отключения одного из трансформаторов нагрузка потребителей 2–й категории надежности переводится на оставшийся в работе трансформатор.
Определим мощности трансформаторов ТП по формуле:
Sном. тр. = SТП кз. ×N
Sном. тр. =10752× 09 =59722 кВА
Sном. тр. =92112× 09 =51172 кВА
Sном. тр. =563482× 09 =31304 кВА
Sном. тр. =2712609 =3014 кВА
Sном. тр. =25739 09 =28599 кВА
Sном. тр. =544512× 09 =30251 кВА
Sном. тр. =728972× 09 =40498 кВА
Sном. тр. =330662× 09 =1837 кВА
Sном. тр. =9774 2× 09 =543 кВА
Sном. тр. =68972× 09 =38317кВА
Sном. тр. =755582× 09 =41977 кВА
Sном. тр. =655322× 09 =36407 кВА
Принимаю к установке силовые трансформаторы:
Принятые мною к установке трансформаторы двухтрансформаторных подстанций проверяются на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей
-й категории надежности по условию:
Условие не выполняется однако потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 49%) в аварийном режиме можно отключить.
В этом случае перегрузка трансформатора составит:
Кп. ав.=(1075-52675)630=087
Такая перегрузка трансформатора допустима в течении
суток (если приняты меры по усилению охлаждения трансформатора) так как начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП2×Sном.= 10752× 630=085 09
Условие не выполняется однако потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 57%) в аварийном режиме можно отключить.
В этом случае перезагрузка трансформатора составит
Кп. ав.=(9211-52603)630=063
Перегрузка трансформатора допустима в течении
суток начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП2×Sном.= 92112× 630=073 09
Условие не выполняется однако потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 15%) в аварийном режиме можно отключить.
Кп. ав.=(56348-8452)400=1197»12
Перегрузка трансформатора допустима в течении 5 суток
с продолжительностью по 8 часов в сутки начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП2×Sном.= 56348 2× 400=07 09
Условие выполняется.
× 250=350 >33066 кВА
Условие не выполняется а так как все потребители 2-й категории надежности то применяются трансформаторы большей мощности (1000 кВА).
× 1000=1400>9774 кВА
Условие выполняется.
Условие не выполняется а так как все потребители 2-й категории надежности то применяются трансформаторы большей мощности.
× 630=882> 6897 кВА -условие выполняется.
Условие не выполняется.
Потребители 3-й категории надежности составляют 80%.
В этом случае перегрузка трансформатора составит
Кп.ав.=(65532-52426)400=033
Перегрузка трансформатора допустима в течении 5 суток начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП2×Sном.= 65532 2× 400=082 09
Для однотрансформаторных ТП производится проверка перегрузочной способности трансформатора в часы максимальной загрузк: Кп.доп. Sном.тр.³SТП
где Кп.доп- коэф. превышения нагрузки трансформатора определяется в зависимости от Кз.1 и от продолжительности перегрузки.
6×Sном тр..=116 400=464>3014 кВА
Условие 116 Sном.тр.≥ SТП - выполняется.
6×Sном тр..=116×400=464>25739 кВА
условие 116 Sном.тр.≥ SТП - выполняется.
3. Годовые потери эл. энергии в трансформаторах .
Годовые потери эл. энергии в трансформаторах составят:
DWтр= nDPх.х.×Твкл.+1nтр×.DPк.з.(Sрасч. тр Sном. тр.)2××t;
DWТП-1= 2× 868 × 8760 + 12×328(59722630)2×10306=15359247 кВт×чгод
DQх.х. = 630×2100=126 кВА
DPх.х=805+005×126=868 кВт
DQк.з. = = 630×55100= 3465 кВА
DPк.з.=155+ 005.× 3465=328 кВт;
DWТП-2= 2× 868 × 8760 + 12×328(51172630)2×10306=15318872 кВт×чгод; DWТП-3= 2× 868 × 8760 + 12×19(31304400)2×10306=10782204 кВт×чгод
DQх.х. = 400×21100=84 кВА
DPх.х=57+ 005× 84=868 кВт
DQк.з. = = 400× 45100= 18 кВА
DPк.з.=10+ 005.× 18=19 кВт.;
DWТП-4= 612 × 8760 + 19 (3014400)2×10306=5472296 кВт×чгод;
DWТП5= 612 × 8760 + 19 (28599400)2×10306=5461218 кВт×чгод;
DWТП-6= 2× 612 × 8760 + 12×19 (30251400)2×10306=10778238 кВт×чгод;
DWТП-7=2× 868 × 8760 +12× 328 (40498630)2×10306=15277203 кВт×чгод;
DWТП-8= 2× 424 × 8760 + 12×13 (1837250)2×10306=7464649 кВт
DQх.х. = 250 ×23100=575 кВА
DPх.х=395+ 005× 575=424 кВт
DQк.з. = 250× 46100= 115 кВА
DPк.з.=072+ 005.× 115=1295 » 13 кВт;
DWТП-9=2× 142 × 8760 +12× 725 (5431000)2×10306=24989009 кВт×чгод
DQх.х. = 1000× 3100=300 кВА
DPх.х=127+ 005× 30=142 кВт
DQк.з. = 1000× 55100= 55 кВА
DPк.з.=45+ 005.× 55=725 кВт;
DWТП-10=2× 868 × 8760 +12× 328 (38317630)2×10306=15269882 кВт×чгод;
DWТП-11=2× 868 × 8760 +12× 328 (41977630)2×10306=15282397 кВт×чгод;
DWТП-12=2× 612 × 8760 +12× 19 (36407400)2×10306=10803348 кВт×чгод.
Выбор схемы питания ТП и потребителей.
В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой и (75-100 МВт) средней (от 5-75 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности.
Для предприятий малой и средней мощности как правило применяют схемы с одним приемным пунктом эл.энергии а так как имеются потребители 1-й категории надежности
то предусматривается секционирование шин приемного пункта
и питание каждой секции по отдельной линии.
Для питания приемников эл.энергии промышленных предприятий принимают схему с выключателями на высокой стороне -В.Н.
Для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое на ГПП установлены понижающие трансформаторы типа ТРДНС 40000110. Трансформаторы с расщепленной обмоткой используют
на понижающих подстанциях с целью ограничения токов короткого замыкания К.З.
Основные параметры трансформатора:
Для распределительных устройств 6-10 кВ понизительных подстанций для схемы с одной системой шин широко применяются КРУ различных типов: с маломасляными выключателями ВМП ВММ ВМПЭ ВК и МГГ с электромагнитными выключателями ВЭМ ВЭ и ВВТП с вакуумными выключателями ВНВП ВВТЭ
Для проектируемой ГПП в РУ-10 кВ применяются КРУ
с масляными выключателями.
Для элетроснабжения жилого района выбираю схему питающей сети 10 кВ с параллельной работой линий от ЦП до РП.
Так как имеются объекты 2-й категории надежности то целесообразно применять петлевую схему элетроснабжения приемников эл.энергии. Петлевая схема включает в себя радиальные линии 04 кВ в сочетании с петлевыми линиями 10 кВ которые в нормальном режиме разомкнуты вблизи точки токораздела.
Мощность трансформаторов ТП предусматривается
с резервом на случай питания потребителей при отключении одного из двух трансформаторо при этом резервирование трансформаторов для питания электроприемников 3-й категории надежности не предусматривается. Ввод резервных элементов петлевой сети осуществляется дежурным персоналом.
Схема создает требуемую надежность электроснабжения для основных городских потребителей и имеет хорошие технико-экономические показатели а так же удобна в эксплуатации
ее внедрение не требует никаких технико-экономических обоснований. Схема является основной для большинства городов России.
Расчет сечения сети.
Выбор пропускной способности линий и мощности трансформаторов производится по экономическим и техническим требованиям на основании установленного распределения суммарной нагрузки. При расчете сети учитываются нормальный и послеаварийный режим ее работы.
Нормальным является режим надежного электроснабжения при котором все элементы сети находятся
в работе и распределение нагрузки соответствует наивыгоднейшим условиям передачи электроэнергии.
Послеаварийные режимы соответствуют состоянию когда в сети по тем или иным причинам отсутствуют один и ли несколько элементов.
Выбранные параметры сети должны удовлетворять условиям работы в указанных режимах.
1. Выбор сечения жил кабелей по экономической плотности тока.
где Iрасч- расчетный ток линии в нормальном режиме А
gэк. – нормативное значение экономической плотности тока gэк.=16 Амм2
Расчетные токи линий в нормальном режиме.
IlЦПРП.=(SРП 2)3Uном.= 31473×10 = 18191 А
IlЦПТП-1.= (SТП-12)+ (SТП-22)+ (SТП-32)+ (SТП42) =
IlЦПТП-1=5375_+ 460 55+28174+13563 = 8182 А
IlТП-1ТП-2.= (SТП-2+ SТП-3+ SТП-4) 2 = 46055+28174+13563 = 5073 А
IlТП-1ТП-2= (SТП-2+ SТП-3+ SТП-4) 2 = 46055+28174+13563 = 5073 А
IlТП-2ТП-3 = (SТП-3+ SТП-4) 2 = 28174+13563 = 2413 А
IlТП-3ТП4= SТП-4 2 = 13563 = 784 А
IlРПТП-7.= (SТП-7+ SТП-6+ SТП-5) 2 = 36449+27223+1287 = 4424 А
IlТП-7ТП-6.= (SТП-6+ SТП-5) 2 = 27223+1287 = 2318 А
IlТП-6ТП5= SТП-5 2 = 1287 = 744 А
IlРПТП-9= (SТП-9+ SТП-8+ SТП-10+ SТП11+ SТП12)2 =
IlРПТП-9= 4887+ 16533+34485+37779+32766 =9852 А
IlТП-9ТП-8= (SТП-8+ SТП-10+ SТП11+ SТП12)2 =
IlТП-9ТП-8= 16533+34485+37779+32766 =7027 А
IlТП-8ТП-10= (SТП-10+ SТП-11+ SТП-12) 2 =34485+37779+32766 = 6071А
IlТП10ТП-11 = (SТП-11+ SТП-12) 2 = 37779+32766 = 4078 А
IlТП-11ТП-12= SТП-12 2 = 32766 = 1894 А
Fэк lРПТП-1.= I lРПТП-1..gэк.= 818216=5114 мм2
Fэк lТП-1ТП-2= I lТП-1ТП-2.gэк.= 507516=3172 мм2
Fэк lТП-2ТП-3= I lТП-2ТП-3.gэк.= 241316=1508 мм2
Fэк lТП-3ТП-4= I lТП-3ТП-4.gэк.= 78416=49 мм2
Fэк lРПТП-7= I lРПТП-7.gэк.= 442416=2765 мм2
Fэк lТП-7ТП-6= I lТП-7ТП-6.gэк.= 231816=1449 мм2
Fэк lТП-6ТП-5= I lТП-6ТП-5.gэк.= 74416=465 мм2
Fэк lРПТП-9= I lРПТП-9.gэк.= 985216=6158 мм2
Fэк lТП-9ТП-8= I lТП-9ТП-8.gэк.= 702716=4392 мм2
Fэк lТП-8ТП-10= I lТП-8ТП-10.gэк.= 607116=3794 мм2
Fэк lТП-10ТП-11= I lТП-10ТП-11.gэк.= 407816=2549 мм2
Fэк lТП-11ТП-12= I lТП-11ТП-12.gэк.= 189416=1184 мм2
Fэк lЦП-9РП= I lЦПРП.gэк.= 1819116=11369 мм2
2. Выбор сечений жил кабелей по нагреву.
Сечения проводников любого назначения должны удовлетворять условиям допустимого нагрева
в нормальных и послеаварийных режимах а так же
в период ремонта: Iдл.доп..≥ Iав.
Расчетные токи линий в послеаварийных режимах:
) Считаю что в результате аварии отключилась линия РПТП-1 (I с.ш.) тогда:
IlРПТП-1.= (SТП-1+ SТП-2+ SТП-3+ SТП-4) = 1075+9211+27126 = 16363 А
IlТП-1ТП-2.= (SТП-2+ SТП-3+ SТП-4) = 9211+56348+27126 = 10149 А
IlТ-2ПТП-3.= (SТП-3+ SТП-4) = 56348+27126 = 4825 А
IlТП-3ТП-4.= SТП-4 = 27126 = 1568 А
) Считаю что в результате аварии отключилась линия РПТП-7 (I с.ш.) тогда :
IlРПТП-7.= (SТП-7+ SТП-6+ SТП-5) = 72897+54451+25739 = 8848 А
IlТП-6ТП-5= SТП-5 = 25739 = 1488 А
) Считаю что в результате аварии отключилась линия РПТП-9 (I с.ш.) тогда:
IlРПТП-9.= (SТП-9+ SТП-8+ SТП10+ SТП11+ SТП12) =
= 9774+33066+6897+75558+65532 = 19704 А
IlТП-9ТП-8.= (SТП-8+ SТП10+ SТП11+ SТП12) =
= 33066+6897+75558+65532 = 14054 А
IlТП-8ТП-10.= (SТП10+ SТП11+ SТП12) = = 6897+75558+65532 = 12142 А
IlТП-10ТП-11.= (SТП11+ SТП12) = = 75558+65532 = 12142 А
IlТП-11ТП-12 = SТП12 = 65532 = 3788 А
) Считаю что в результате аварии отключилась линия
IlЦПРП = SРП = 6294 = 36382 А
) в результате аварии на линии ВЛ-110 кВ до ГПП
IlГПП = SЦП = 537764 = 310846 А
Марка и сечение кабеля
3. Проверка выбранного сечения жил кабелей по потере напряжения.
Выбранное сечение проверяется по потере напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено. Однако зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав потери напряжения в сети определяются потери у потребителей.
DU=3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)
где× Iр- расчетный ток линии А
rуд; xуд – активное и реактивное удельные сопротивления линий Омкм
sinj - соответствуют коэф.мощности в конце линий
Условие проверки: DU × 100 %5 %
DU lРПТП-1 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×1636× 02×(046×092+0086×038)=2633 В
DU lТП-1ТП-2 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×10149× 015×(092×092+0095×038)=2324 В
DU lТП-2ТП-3 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×4825× 02×(092×128+0099×038)=2029 В
DU lТП-3ТП4 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×1568× 018×(092×128+0099×038)=622 В
DU lРПТП7 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×8848× 03×(092×128+0099×038)=558 В
DU lТП-7ТП6 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×4636× 018×(092×128+0099×038)=1754 В
DU lТП-6ТП-5 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×1488× 01×(092×128+0099×038)=313 В
DU lРПТП-9 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×19704× 04×(092×034+0083×038)=4695 В
DU lТП-9ТП-8 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×14054× 018×(092×046+0086×038)=1995 В
DU lТП-8ТП-10 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×12142× 025×(092×064+038×009)=3272 В
DU lТП-10ТП-11 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×8156× 025×(092×128+038×0099)=4287 В
DU lТП-11ТП-12 =3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj)=
=3×3788× 04×(092×128+038×0099)=3185 В
Для всех линий условие DU × 100 %5 % соблюдается
следовательно сечения жил кабелей выбраны правильно.
Выбор конструктивного исполнения и схемы соединений ГПП.
Схема ГПП выбирается с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане.
Наиболее простыми и экономичными являются схемы подстанций с одной системой шин на первичном напряжении
-110 кВ. Для РУ 6-10 кВ широко используют схему с одной секционированной системой шин. Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы распределения электроэнергии.
В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат отключен.
Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва - АВР что согласно п.1-2-40 ПУЭ позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности электроснабжения.
Конструктивное исполнение ГПП определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. При нормальной окружающей среде РУ 35-220 кВ выполняют открытыми. Силовые трансформаторы всегда устанавливаются отрыто.
Для устройства РУ 6-10 кВ используют комплектные распределительные устройства (КРУ). КРУ состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами измерительными приборами и вспомогательными устройствами.
Расчет токов короткого замыкания.
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение К.З.
в сети или элементах электрооборудования вследствии повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.
Для снижения ущерба обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов К.З. а так же для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи К.З.
и по ним выбирать электрооборудование защитную аппаратуру
и средства ограничения токов К.З.
При возникновении К.З. имеет место увеличение токов
в фазах системы электроснабжения или электроустановок
по сравнению с их значением в нормальном режиме работы.
В свою очередь это вызывает снижение напряжений
в системе которое особенно велико вблизи места К.З.
Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К.З. однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и нессиметричных токов К.З.
Расчет токов К.З. с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения которые не дают существенных погрешностей:
- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания входящих в расчетную схему;
- трехфазная сеть принимается симметричной;
- не учитываются токи нагрузки;
- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;
- не учитываются емкости а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях.
Для расчета токов К.З. составляется расчетная схема системы электроснабжения.
Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему на которой указаваются все элемены системы электроснабжения и их параметры влияющие на ток короткого замыкания (К.З.).
Схема замещения представляет собой электрическую схему соответствующую расчетной схеме в которой
все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями
Рис. 1. Расчетная схема.
Рис. 2. Схема замещения.
За базисные единицы принимается номинальная мощность трансформатора и среднее напряжение ступени с точками К.3.
В соответствии с табл. 6.1 [2] определяются сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.
Суммарное сопротивление до точки К1
Суммарное сопротивление до точки К2
Суммарное сопротивление до точки К3
Так как выполняется условие: то активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока К.3. не учитываются.
Для выбора и проверки эл.оборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока К.3. (ударный ток)
Где Iп.о – значение периодической составляющей тока К.3. в начальный момент (если рассматривают систему бесконечной мощности то );
Куд – ударный коэффициент зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока К.3. (рис. 6.2 ).
Та= где xк и rк – соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи К.3.
Ударный ток в рассматриваемых точках составит:
Выбор и проверка аппаратуры РУ ГПП и сечения КЛ.
Проверка аппаратов и токоведущих частей РУ на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами К.3. для чего необходимо знать длительность К.3.
где t3 – время действия релейной защиты;
tn – полное время отключения выключателя;
При удаленном К.3. периодическая составляющая тока является незатухающей поэтому
Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного РУ и проверяются по более тяжелым условиям К.3.
Выключатели выбираются по номинальному току Iдл.ном отключающей способности а так же их проверяют на термическую стойкость и на динамическую стойкость.
Определение расчетных токов продолжительного режима на стороне ВН:
Расчетные токи на стороне Н.Н. при двух установленных трансформаторах:
где - перспективная полная нагрузка на стороне Н.Н. на 10-летний период; = 537764 кВ×А »5378×103 кВ×А
Выбираю выключатель на ВН трансформатора – ВМТ -110Б-201000 УХЛ1 трехполюсный U=110 кВ категория изоляции -Б номинальный ток отключения I ном.=20 кА предназначен для работы в районных с умеренным и холодным климатом.
Расчетные токи на шинах РП
Выбираем выключатели на отходящих линиях РУ ГПП и РУ РП. – ВМПЭ – 10-630-20 У3.
Разъединители выбираются по длительному номинальному току и номинальному напряжению затем проверяется на термическую и динамическую стойкость.
Выбираю разъединитель РНД3-2-110630 Т-1.
Трансформаторы тока.
На ВН выбираю следующие трансформаторы тока:
ТФЗМ -110Б-IУ1 и ТВТ -110-I-3005 и ТФЗМ -35Б-II- 30005
ТФЗМ -35Б-II- 30005
Для отключения токов нормального режима предназначены нагрузки ВН -16 (маломощный высоковольтный выключатель). Он имеет простейшее дугогасительное устройство с вкладышами из газогенерирующего материала. Значительную роль играют также специфические условия распределительных сетей где коммутационные операции с помощью ВН -16 производятся как правило без нагрузки или с отключением токов значительно меньших чем номинальный ток выключателя.
Наряду с выключателями нагрузки (ВН) широкое применение
в городских сетях получили предохранители типа ПК которые используются как для защиты отдельных элементов так и для защиты автоматических устройств.
Предохранители ПК на стороне 6-10 кВ трансформатора предназначены для защиты сети от повреждений внутри трансформатора и коротких замыканий на стороне напряжения 6-10 кВ последнего.
Проверка выбранного сечения КЛ на термическую стойкость:
где - значение установившегося тока К.3.
с – коэффициент соответствующий разности выделенного тепла
в проводнике после и до короткого замыкания; с = 095;
где tn - приведенное время действия К.З.;
- приведенное время действия апериодической и периодической составляющей;
Все выбранные сечения кабельных линий удовлетворяют условию:
Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать общеизвестным требованиям предъявленным ко всем устройствам релейной защиты: селективности быстродействия чувствительности надежности.
Во всех устройствах релейной защиты предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания (уставок) в определенных пределах. Расчет релейной защиты заключается в выборе уставок отвечающих приведенным основным требованиям.
Расчет уставок максимальной токовой защиты отходящей кабельной линии КЛ -10 кВ.
Выбор тока срабатывания МТ3 1 по условию:
где кн – коэффициент надежности учитывающий погрешность реле и необходимый запас
кв – коэффициент возврата реле ;
кс.з.п. – коэффициент самозапуска значение кс.з.п. зависит от вида нагрузки и ее параметров от схемы и параметров питающей сети от выбранных параметров срабатывания защиты и автоматики;
Iраб.мах – максимальный рабочий ток (ток нагрузки) защищаемого элемента.
Рабочий максимальный ток линии принимается равным
Учитывая что линия питает бытовую нагрузку принимается по опыту эксплуатации тогда
ток срабатывания реле защиты
где - коэффициент схемы;
nт – коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Определение места повреждения КЛ.
Одной из важных задач по обеспечению бесперебойности электрического снабжения потребителей электроэнергии является быстрое обнаружение повреждения и проведение ремонтно-восстановительных работ в сетях 6-35 кВ.
1. Виды повреждения кабельных линий.
Все кабельные линии питающие промышленные или коммунальные объекты должны удовлетворять определенным требованиям в отношении электрической прочности изоляции. Неудовлетворяющая этим условиям кабельная линия - КЛ относится к категории «поврежденных». Такая линия должна быть отключена от сети с обеих сторон.
Повреждения изоляции КЛ происходят по следующим причинам:
) заводские дефекты (трещины или сквозные отверстия
в свинцовой оболочке совпадения нескольких бумажных лент заусенцы на проволоках токоведущих жил и так далее)
) дефекты монтажа (неправильные шейки муфт надломы изоляции на жилах при разводке плохая пропайка соединительных зажимов неполная заливка муфт мастикой и так далее)
) дефекты прокладки (крутые изгибы на углах перекрутка кабеля изломы вмятины и так далее)
) пробои и вмятины нанесенные при раскопках на кабельных трассах
) коррозия свинцовой оболочки вызванная действием блуждающих токов или химическим составом грунта
) старение изоляции или ее перегрев.
Обрывы токоведущих жил в КЛ возникают при осадках или смещении грунта на трассе линии а также при перегорании жил во время короткого замыкания.
Повреждения кабельных линий носят различный характер
и могут быть подразделены на следующие виды:
) Повреждение изоляции вызывающее замыкание одной жилы на землю.
) Повреждение изоляции вызывающее замыкание двух или трех жил на землю либо двух или трех жил между собой в одном или разных местах.
) Обрыв одной двух или трех жил без заземления или
с заземлением как оборванных так и необорванных жил.
) Заплывающий пробой изоляции:
а) одной жилы на землю;
б) одной двух или трех жил между собой без заземления или
2. Определение характера повреждения.
Каждое определение места повреждения кабеля начинают
с выявления характера повреждения и в зависимости от него выбирают соответствующий метод измерения.
Приступая к измерению на кабельной линии необходимо убедиться в наличии плаката «Не включать работают люди»
на включающем аппарате; с противоположной стороны измеряемого кабеля надо вывесить плакат «Стой – высокое напряжение» так как в процессе измерения приходится подавать на жилы кабеля высокое напряжение. После этого надо проверить указателем отсутствие напряжения на кабеле и разрядить его наложением заземления (закоротки) на все три жилы. После снятия закоротки можно приступать к работе на кабеле
с измерительными приборами.
Определение характера повреждения кабельной линии КЛ низкого напряжения производится при помощи мегомметра. Измеряется сопротивление изоляции каждой токоведущей жилы КЛ по отношению к земле и между каждой парой токоведущих
к земле и между каждой парой токоведущих жил.
Определение целостности токоведущих жил производится
при установке закоротки с одного конца кабеля.
Для КЛ высокого напряжения характер повреждения выявляется поочередным испытанием каждой жилы
с заземлением и без заземления – выпрямленным напряжением от выпрямительной установки. Напряжение поднимается
Для определения характера сложного повреждения (двойные разрывы жил в разных местах) применяются приборы ИКЛ.
3. Методы определения места повреждения
К методам определения места повреждения КЛ предъявляются следующие требования:
Погрешность не должна превышать 3 м что обусловлено трудностью раскопок при расположении КЛ под усовершенствованными покрытиями.
Время определения места повреждения не должно превышать несколько часов что обусловлено необходимостью скорейшего ввода в эксплуатацию КЛ.
Высокая надежность применяемых аппаратов.
Безопасность производства работ.
Существующие методы ОМП силовых кабелей целесообразно разделить на две группы: относительные методы позволяющие определять расстояние от места измерения до места повреждения и абсолютные методы позволяющие указать место повреждения непосредственно на трассе (географически).
В соответствии с изложенным для определения места повреждения необходимо применение не менее двух методов: относительного и абсолютного.
Относительный метод обеспечивает быстроту ориентировочного определения места повреждения куда должен отправляться измеритель и уже абсолютным методом уточнить место для раскопок.
В настоящее время получили наибольшее распространение следующие методы ОМП силовых КЛ:
- абсолютные: индукционный акустический;
- относительные: импульсный колебательного разряда петлевой емкостный.
Большинство из этих методов применяется после осуществления прожигания поврежденного места изоляции КЛ
в целях снижения величины переходного сопротивления.
Для успешного использования средств и методов ОМП кабельной линии требуется чтобы характер замыкания был устойчивым а значение переходного сопротивления Rпер. в месте замыкания не превышало десятков или единиц Ома. Кроме того для наиболее эффективного использования методов ОМП в одних случаях требуется перевести однофазное замыкание
в многофазное а в других - желательно разрушить металлическую броню КЛ в месте повреждения. Все это обеспечивается путем прожигания изоляции в дефектном месте с помощью специальных прожигательных установок. Прожигание осуществляется за счет тепловой энергии выделяющейся в месте пробоя изоляции
при прохождении электрического тока. В процессе прожига изоляции переходное сопротивление Rпер. уменьшается в десятки сотни раз.
Коэффициент полезного действия h передачи энергии
от прожигательной установки к месту повреждения может быть рассчитан по формуле:
где Rпр – входное сопротивление прожигательной установки;
Rкл - сопротивление жил КЛ используемых в контуре прожигания;
Rпер. – переходное сопротивление в месте повреждения КЛ.
Из этой формулы видно что при значительном уменьшении переходного сопротивления Rпер. в процессе прожига также снижается что удлиняет процесс прожига.
Поэтому установки для прожига КЛ выполняют многоступенчатыми с различными значениями электрических характеристик на каждой из ступеней.
Обычно считается достаточным иметь три ступени прожигания основные технические характеристики которых приведены в таблице.
Напряжение источника
Внутреннее сопротивление источника кОм
генератор высокой частоты или сетевой тр-р.
Процесс прожигания характеризуется несколькими стадиями. Путь первоначального пробоя кабельной изоляции обычно существенно длиннее кратчайшего расстояния между жилой и оболочкой (однофазное замыкание на землю) или между жилами (многофазное К.З.) При пробое за счет тепловой энергии происходит разложение пропитывающего состава бумажно-масляной изоляции КЛ и выделение газа. При этом с одной стороны вытесняется пропиточный состав с трассы пробоя и
в месте пробоя еще сильнее снижается электрическая прочность изоляции. С другой стороны повышение давления увеличивает электрическую прочность изоляции. После пробоя давление снижается и полость начинает заполняться пропитывающим составом. Вследствие этого последующие пробои происходят при меньшем напряжении. Движение частиц пропитанной массы
в процессе повторяющихся пробоев приводит к некоторому смещению трассы пробоя. Многократное повторение пробоев приводит к образованию более или менее устойчивого разрядного канала с переходным сопротивлением Rпер100 Ом. Это начальная стадия прожигания. Характер замыкания неустойчивый.
При жирной пропитке особенно в муфтах вследствие заполнения разрядного канала пропиточной массой напряжение пробоя может немного повышаться и разрядный канал
не формируется – возникает так называемый заплывающий пробой.
Следующая стадия прожигания характеризуется разложением пропиточного состава вблизи разрядного канала и осушением прилегающей к нему области происходит обугливание стенок. В процессе прожигания на этой стадии в месте повреждения выделяется тепловая энергия разряда и тепловая энергия выделяемая при протекании тока через сопротивление обугленной изоляции. Характер замыкания из неустойчивого переходит в устойчивый Rпер 10 Ом.
Заключительная стадия прожигания характеризуется выплавлением с поверхности жилы и оболочки металлических частиц которые постепенно заполняют разрядный канал и образуют проводящий мостик с переходным сопротивлением Rпер в месте повреждения на уровне единиц или даже
В зависимости от условий в месте повреждения КЛ процесс прожигания идет по-разному:
- если повреждение возникло в сухом месте трассы КЛ то переходное сопротивление снижается до единиц Ом за десятки минут;
- если место повреждения оказалось в воде или мокром грунте то переходное сопротивление быстро снижается
до 2 кОм но в дальнейшем не снижается;
- если повреждение возникло в кабельной муфте то колебания переходного сопротивления и напряжения пробоя будут наблюдаться в течении 1-2 ч. Замыкание сохраняет неустойчивый характер.
Если на КЛ было замыкание на землю то есть через место повреждения достаточно долго протекал ток то в этом месте образуется металлический спай между жилой и оболочкой.
При некоторых методах ОМП например акуустическом этот спай необходимо разрушить.
Для определения мест повреждения силовых кабелей
в городских электросетях а также для профилактических испытаний силовых кабелей и электрооборудования напряжением до 10 кВ предназначена передвижная электротехническая испытательно - измерительная станция типа СПЭИИ.
Станция обеспечивает выполнение следующих работ:
) определение места повреждения силовых кабелей относительными методами:
- колебательного разряда;
) прожигание дефектной изоляции силовых кабелей;
) определение места повреждения силовых кабелей абсолютными методами:
) определение нужного кабеля в пучке;
) определение трасс и глубины залегания КЛ расположения ответвительных и соединительных муфт;
) испытание повышенным напряжением выпрямленного тока электрической прочности изоляции силовых кабелей
с рабочим напряжением до 10 кВ включительно;
) испытание повышенным напряжением переменного тока частоты
Гц электрической прочности изоляции электрооборудования;
) измерение сопротивления заземляющих устройств;
) измерение сопротивления изоляции электрических цепей;
) измерение силы тока напряжения и мощности в цепях переменного тока.
Электрооборудование станции состоит из следующих основных блоков:
) автономного питания;
) генератора импульсов;
) электромагнитного преобразователя частоты;
Блок автономного питания состоит из:
) генератора синхронного трехфазного;
) привода генератора.
Блок испытаний представляет собой аппарат АИД-70. Корпус источника испытательного напряжения аппарата и пульта управления соединяется с контуром защитного заземления.
Блок прожига включает в себя:
- устройство прожигающее;
- дроссель токоограничивающий;
- переключатель высоковольтный;
- тиристорный регулятор напряжения.
Устройство прожигающее включает в себя:
- трансформатор прожига с блоком исполнительных реле
для переключения ступеней прожига;
- полупроводниковый выпрямитель.
Реле и выпрямитель укреплены внутри заполненного маслом бака трансформатора.
Дроссель токоограничивающий представляет собой стержневой сердечник зашихтованный листовой электротехнической сталью и обмотку с отводами.
Переключатель высоковольтный представляет собой конструкцию на изоляционном основании с подвижными и неподвижными контактами. Переключатель обеспечивает подключение всех блоков станции к испытываемому кабелю после снятия заряда и заземления высоковольтного вывода станции.
Электромагнитные коммутаторы состоят:
) из основания на котором установлен тянущий электромагнит якорем которого через тягу соединен подвижный контакт;
) корпуса из электроизоляционного материала;
) крышки с неподвижным контактом.
Электромагнитный коммутатор с изоляционной тягой подвижного контакта F10 (см. схему) предназначен для заряда и разряда высоковольтных конденсаторов при работе импульсного генератора. В момент размыкания контактов коммутатора происходит заряд обкладок конденсаторов в момент замыкания контактов – разряд конденсаторов на жилу дефектного кабеля.
Электромагнитный коммутатор с изоляционной тягой подвижного контакта F12 (см. схему) предназначен для разрядки и заземления высоковольтных конденсаторов.
Управление работой электромагнита F10 осуществляется прерывателем А4 (см. схему).
Блок электомагнитного преобразователя образуется из преобразователя частоты и элементов схемы возбуждения генератора преобразователя.
Блок барабанов представляет собой стойку с пятью барабанами которая закреплена в высоковольтном отделении. На барабанах размещены провода и кабели для подключения внешнего источника электропитания заземления станции и испытания жил дефектного кабеля.
Принцип работы схемы станции.
Все обозначения блоков и элементов станции в тексте соответствуют обозначениям на принципиальной электрической схеме.
Электропитание станции может осуществляться как от генератора автономного питания G1 так и от постороннего источника переменного тока.
Переключение вида питания и видимый разрыв при отключении электропитания осуществляются разъемом Х1.
Электропитание на станцию подается через разъемы Х1
и магнитный пускатель К1.
В цепь катушки магнитного пускателя включены:
) выключатели конечные S4 S5 не позволяющие включать станцию при открытых дверях в высоковольтное отделение. При этом через нормально замкнутые контакты выключателей загорается световое табло Н10;
) контакты реле К10 и К3 отключающих станцию при:
- отсутствии соединения между клеммой «150» нулевым проводом питающего кабеля и стационарным контуром заземления;
- отсутствии соединения между клеммами «46» «150» и стационарным контуром заземления;
При этом загорается световое табло Н11.
) контакты реле К5 отключающего станцию при появлении на ее корпусе опасного напряжения нормально разомкнутые контакты которого включают световое табло Н12 а нормально замкнутые – отключают магнитный пускатель К1;
) кнопка включения пускателя
) кнопка отключения пускателя
В схеме предусмотрена максимальная мгновенная защита осуществляемая плавкими предохранителями F1 и F2.
При включении магнитного пускателя К1 напряжение питания подается:
) на схему управления внешней световой сигнализацией А3;
) на блок испытаний А6;
) на элементы управления трансформатором прожига Т8;
) на схему управления электромагнитным коммутатором А4.
Включением кнопки S10 напряжение питания подается на катушку магнитного пускателя К4 замыкаются контакты и блок-контакты пускателя и после включения S14 загорается световое табло Н13.
В схеме станции предусмотрено два режима работы трансформатора прожига: через тиристорный регулятор напряжения А7 или токоограничивающий дроссель L1. Переключение режима работы осуществляется переключателем S14. В зависимости от режима работы трансформатора прожига наибольшие выпрямленные напряжения по ступеням будут согласно табл.11.1.
Основным рабочим вариантом является работа трансформатора прожига Т8 через тиристорный регулятор.
Тиристорный регулятор А7 типа РОТ-63 применен для стабилизации тока первичной обмотки трансформатора. Заданная величина тока установленная потенциометром R1 поддерживается автоматически при изменении сопротивления нагрузки прожигающего устройства. Трансформатор тока Т5 является датчиком сигнала отрицательной обратной связи.
Применение токоограничивающего дросселя L1
- обязательно при работе трансформатора прожига Т8
в импульсном режиме;
) в случае проведения процесса прожига при сильно увлажненной изоляции кабеля;
) как резервный вариант при выходе из строя регулятора напряжения А7.
Индуктивность дросселя изменяется переключением отводов обмотки L1 с помощью переключателя S13.
Если переключатель S14 установлен в положение «ДРОССЕЛЬ» а переключатель S13 в положение – «30 А» «80 А» или «100 А» то первичная обмотка трансформатора Т8 подключается к сети через соответствующий отвод катушки L1 токоограничивающего дросселя и замкнутые контакты пускателя К4 амперметр РА 2.
Отводы вторичной обмотки трансформатора Т8 коммутируются контактами исполнительных реле К6-К9 подключение требуемой группы реле производится переключением переключателя S16 на ступени прожига: 15; 5; 10 и 25 кВ.
При прожиге на первых трех ступенях средняя точка вторичной обмотки трансформатора прожига заземляется через нормально замкнутые контакты реле К9 а отводы обмотки через контакты исполнительных реле подсоединяются по 2-х полупериодной схеме через выпрямители V21-V52 и V53-V84 к соответствующему контакту (104 – маркировка) высоковольтного переключателя S18-1 замкнутые контакты электромагнитного коммутатора F10-через кабель с барабана Бр6 к жиле дефектного кабеля.
При прожиге на ступени 25 кВ включаются реле К8 и К9.
Нормально замкнутые контакты реле К9 размыкаясь отключают от «земли» среднюю точку вторичной обмотки
а нормально разомкнутые контакты К9 замыкаясь заземляют вывод (89) обмотки трансформатора Т8.
и V53-V84 – собирается однополупериодная схема выпрямления.
При включении трансформатора прожига в блок генератора импульсов напряжение со вторичной обмотки трансформатора Т8 поступает на высоковольтные конденсаторы С12-С14 и заряжает их до напряжения
Переключатель S15 в положении – «АКУСТИКА» выполняет следующие функции: контакты S15-1 исключают возможность подачи напряжения на конденсаторы выше 5 кВ а контакты
S15-2 отключают электромагнитный коммутатор F-12 от обкладок конденсаторов.
Энергия накопленная на обкладках конденсаторов через высоковольтный переключатель S18 и контакты электромагнитного коммутатора F10 поступает в жилу дефектного кабеля в месте повреждения которого создаются мощные электрические разряды звуковые колебания от которых фиксируются на поверхности земли с помощью прослушивающих устройств.
Коммутирующим элементом в генераторе импульсов служит коммутатор F10 управление которым осуществляется элементами схемы прерывателя А4 при нахождении тумблера S11 в положении «АКУСТИКА».
Возможно и ручное управление частотой следования импульсов - кнопкой S17.
Дожиг дефектной изоляции кабеля может осуществляться на переменном токе через дроссель L1.
Цепь дожига замыкается через контакты переключателя S13 один из отводов катушки L1 контакты высоковольтного переключателя и далее как описано выше к жиле дефектного кабеля.
Источником переменного тока с частотой 800 Гц может быть электромагниный преобразователь. Подача напряжения на двигатель преобразователя производится через автоматический выключатель SF1.
Для регулирования величины выходного тока генератора преобразователя в цепь его обмотки возбуждения включен автотрансформатор Т3 питание на который подается через тумблер S11 для подачи в испытуемый кабель непрерывного сигнала тумблер S12 установить в положение ГВЧ.
Для получения модулированного выходного сигнала генератора преобразователя служит прерывающее устройство А4 включение которого обеспечивается тумблерами S12
в положение ГВЧ и S11 в положение ГВЧ.
3.2. Индукционный метод.
Индукционный метод основан на улавливании и анализе интенсивности магнитного поля звуковой частоты вдоль трассы кабельной линии. Метод надлежит применять во всех случаях когда в месте повреждения кабеля удается получить электрическое соединение жил через малое переходное сопротивление. Метод обеспечивает практически достаточно высокую точность.
При применении индукционного метода по кабелю пускают ток от генератора звуковой частоты (800-3000 Гц) при этом вокруг кабеля образуется магнитное поле напряженность которого пропорциональна величине тока в кабеле.
На поверхности земли над кабелем при помощи приемной рамки усилителя и телефона можно прослушать звучание которое распространяется по пути прохождения тока по кабелю.
При этом могут решаться следующие задачи:
- поиск трассы КЛ и определение глубины прокладки кабеля
а также соединительных муфт;
- выбор поврежденного кабеля из группы кабелей в кабельном сооружении;
- определение места повреждения КЛ.
Первая задача – определение трассы КЛ решается по схеме однопроводного подключения индукционного генератора (см. л. 6).
Генератор звуковой частоты с эдс Еr и внутренним сопротивлением Rr подключают между одной из жил КЛ
и заземленной оболочкой КЛ.
Ток генератора Ir устанавливается от 50 мА до нескольких ампер и контролируется амперметром «А». Для отстройки от помех особенно при большой глубине залегания кабеля приходится увеличивать ток генератора Ir до 15-20 А. Ток генератора Ir концентрированно протекает по жиле КЛ а возвращается к месту подключения генератора растекаясь по земле и оболочке КЛ. В этих условиях конфигурация магнитного поля по трассе КЛ в значительной мере определяется только током в жиле поэтому силовые линии магнитного поля системы токов «жила-земля» имеют форму окружностей (см. лист 6).
При поиске трассы КЛ интенсивность и направление силовых линий магнитного поля воспринимаются человеком с помощью головных телефонов Тф и вольтметра «V» кабелеискателя (см. лист 6).
Электрическое напряжение звуковой частоты подается
на телефоны и вольтметр от индукционной катушки (ИК) через голосовой фильтр и усилитель «У». Индукционная катушка имеет ось максимальной чувствительности (ОМЧ) к магнитному полю. Если фактическое направление силовых линий магнитного поля совпадает с ОМЧ то направление на входе фильтра «Ф» максимально. Если фактическое направление силовых линий магнитного поля перпендикулярно ОМЧ то напряжение на входе «Ф» равно нулю. Такое положение возникает в частности если ОМЧ направлена перпендикулярно то есть точно «нацелена»
В процессе поиска индукционная катушка укреплена
на рукоятке подобно миноискателю позволяющей перемещать ИК непосредственно у поверхности земли в следующих положениях: ОМЧ вертикальна; ОМЧ горизонтальна; ОМЧ направлена под углом ±450.
При перемещении ИК кабелеискателя по поверхности земли
в районе прохождения трассы КЛ магнитные силовые линии будут вызывать различные показания вольтметра кабелеискателя и силы звука в головных телефонах в зависимости от ориентации ОМЧ.
Если ОМЧ окажется расположенной параллельно жилам КЛ то есть будет «нацелена» вдоль трассы КЛ то показания вольтметра «V» и сила звука в головных телефонах окажутся нулевыми.
В зоне трассы КЛ показания вольтметра «V» и сила звука
в головных телефонах при перемещении ИК поперек трассы КЛ
по оси S изменяются достигая максимума непосредственно над жилами КЛ. Однако плавный характер этой зависимости
не позволяет точно найти место прохождения КЛ.
Для точной ориентации переходят на вертикальное положение ОМЧ. При перемещении ИК поперек трассы КЛ по оси S наблюдается резкое снижение показаний вольтметра «V»
и силы звука непосредственно над кабельной линией.
Для определения глубины залегания кабеля ОМЧ располагают под углом ± 450 и определяют точки по осям М и N
на поверхности земли в которых показания вольтметра «V» снижаются до нуля. Расстояние между этими точками равно двойной глубине прокладки кабеля 2h (см. лист 6).
Вторая задача – выбор поврежденного кабеля в пучке других кабелей – актуальна при поиске места повреждения в кабельном сооружении. Для ее решения используют схему двухпроводного подключения индукционного генератора к двум жилам КЛ
Таким же образом определяется и нужный неповрежденный кабель.
Ток Ir задают от 5 до 10 А в зависимости от уровня помех. Эпюра магнитного поля определяется магнитными силовыми линиями от двух проводников по которым протекают равные
но противоположно направленные токи (см. лист 6).
Выбор нужного кабеля из пучка производят путем анализа диаграммы показаний вольтметра кабелеискателя и силы звука при вращении накладной рамки.
Накладная рамка – это разновидность индукционной катушки расположенной непосредственно на поверхности оболочки КЛ. Направление ОМЧ этой накладной рамки всегда перпендикулярно поверхности оболочки КЛ. При вращении накладной рамки по поверхности оболочки КЛ в двух жилах которой протекает ток Ir индукционного генератора показания кабелеискателя изменяются. Если ОМЧ совпадает с осью Х
то есть a=00 или a=1800 (см. лист 6) то показания минимальны так как зависят от разности полей двух токов. Если ОМЧ совпадает с осью У которая перпендикулярна оси Х то показания вольтметра кабелеискателя максимальны так как зависят
от суммы магнитных полей двух токов. Следовательно поврежденный кабель характеризуется наличием двух максимумов и двух минимумов показаний вольтметра за один оборот накладной рамки.
Вследствие повреждения КЛ ток индукционного генератора может протекать не только по жилам одной КЛ
но и по оболочкам других КЛ в пучке поэтому при опытах
с вращением накладной рамки вокруг неповрежденного кабеля будут возникать ненулевые показания кабелеискателя однако интенсивность этих показаний и соответственно сила звука
в головных телефонах не будут изменяться. При изменении a от 00
до 3600 напряжение U const. Это свойство и используется
для поиска кабеля в пучке КЛ.
Рассмотренные примеры позволяют находить кабели отключенные от сети однако индукционный метод позволяет находить кабели находящиеся под напряжением и обтекаемые током нагрузки. В этом случае индукционный генератор подключают к КЛ не непосредственно а с помощью индукционной катушки.
В процессе ОМП после определения ориентировочного расстояния до места повреждения нахождения трассы КЛ и глубины прокладки кабеля переходят к решению третьей задачи – точному определению места повреждения КЛ индукционным методом. Для этого используется включение индукционного генератора по схеме «жила-жила» что возможно только
в случае если с помощью прожигания изоляции в месте повреждения удалось получить устойчивое соединение двух жил. Для обеспечения необходимой интенсивности магнитного поля
у поверхности земли сила тока генератора должна составлять 20А а иногда и 80А. Для практического выполнения этого требования необходимо с помощью прожигания снизить значение Rпер до 20-25 Ом. При вертикальном положении ОМЧ индукционной катушки относительно поверхности земли интенсивность звука и показание вольтметра «V» кабелеискателя зависят от положения жил кабельной линии под индукционной катушкой.
Если жилы КЛ расположены горизонтально то горизонтальные составляющие магнитных полей от токов в двух жилах равны и направлены противоположно друг к другу то есть взаимно уничтожаются а вертикальные составляющие – складываются. В этом положении возникает наибольшая сила звука в телефонах при a = 900.
Если жилы КЛ расположены вертикально то вертикальные составляющие магнитных полей очень малы и направлены противоположно друг к другу. В этом положении сила звука
в телефонах минимальна. Кабели имеют скрутку жил с шагом равным 05-2 м. При вертикальной ориентации ОМЧ ИК и перемещении кабелеискателя вдоль трассы КЛ сила звука и показания «V» с шагом периодически изменяются (см. лист 6).
В тех местах где имеется кабельная муфта «М» периодические колебания нарушаются и прослушиваются резкое усиление силы звука вызванное разводкой жил КЛ в муфте. За муфтой периодические колебания опять восстанавливаются.
Над местом короткого замыкания «К» где ток переходит
с одной жилы на другую сила звука резко увеличивается а через 051 м за местом повреждения – резко снижается (совершенно исчезают периодические изменения интенсивности). Именно этот характер изменения интенсивности звука и показаний «V»
и используется для точного ОМП индукционным методом.
3.3. Акустический метод.
Акустический метод основан на прослушивании над местом повреждений звуковых колебаний вызванных искровым разрядом
в канале повреждения. Этим методом можно найти место заплывающего пробоя КЛ а также произвести ОМП на участках КЛ находящихся в воде. Эффективность метода зависит
от интенсивности звуковых колебаний сопровождающих искровой разряд. Если значение Rпер мало и искровой разряд не возникает то акустический метод применить невозможно. Диапазон возможных значений Rпер для успешного применения акустического метода равен от 40 Ом до 1 мОм. При любом виде повреждения
с помощью прожигания обеспечивают наличие отверстия
в оболочке кабеля или муфты.
Свинцовая и полиэтиленовая оболочка легко плавятся и их прожигание занимает немного времени. Алюминиевая оболочка проплавляется не всегда и слышимость разрядов в зоне повреждения получается очень слабой. В процессе прожигания оболочек КЛ может образоваться проходящий мостик между поврежденными жилами и значение Rпер окажется меньше 40 Ом. Для обеспечения возможности применения акустического метода после разрушения оболочки КЛ делают попытку разрушить проводящий мостик между поврежденными жилами и увеличить переходное сопротивление Rпер. Для этого используют прожигательную установку (см. лист 6).
Значение емкости конденсатора «С» должно быть не менее 115 мкФ пробивное напряжение разрядника «Р» равно около 2025 кВ. Бросок тока через переходное сопротивление при пробое разрядника «Р» достигает сотен ампер и под действием теплоты и динамических усилий проводящий мостик может разрушиться. Повторение пробоев для разрушения спая в месте повреждения следует вести не более 1020 мин. Если за это время не удается добиться разрушения спая то дальнейшие попытки нецелесообразны.
Схема включения аппаратуры применяемой при ОМП акустическим методом изображена на листе 6.
Генерирование импульсов разрядного тока в месте повреждения осуществляется в момент пробоя разрядника «Р» и разряда конденсатора «С» на поврежденную жилу кабельной линии. В месте повреждения КЛ возникает искровой разряд и звуковой удар. Для увеличения силы звука увеличивают емкость конденсатора «С» а также подключают неповрежденные жилы кабельной линии обладающие емкостью на землю и накапливающие электрический разряд параллельно
с конденсатором «С».
Звук от удара можно прослушивать на поверхности земли
с помощью стетоскопа – длинной деревянной трости
с контактным диском внизу и слуховой раковины вверху. Для увеличения чувствительности кабелеискателя используют акустические микрофоны - Ам подключенные через фильтр «Ф» и усилитель «У» к телефонам Тф (см. лист 6).
Сила звука от акустического разряда зависит от нескольких причин. Увеличение энергии разряда (напряжения и емкости) очевидно увеличивает силу звука. Наличие отверстия в оболочке кабеля или муфты а также механические свойства грунта определяют проводимость звука. Наилучшие результаты акустический метод обеспечивает при Rпер ≥ 2 кОм.
Если Rпер 2 кОм то акустический метод может оказаться неэффективным особенно при значительном уровне уличных или промышленных шумов. Интенсивность звуковых ударов существенно возрастает в месте повреждения «М».
Эффективность метода существенно зависит
от технического совершенствования аппаратуры кабелеискателей.
3.4. Метод кабельного разряда.
Этот метод используется при заплывающем пробое когда с помощью прожигания не удается обеспечить устойчивый характер повреждения и снизить Rпер до приемлемого значения. Он может быть использован также для ОМП при первом же пробое во время испытаний изоляции КЛ. Оба варианта использования существенно экономят время на ОМП и уменьшают вероятность повреждения соседней КЛ во время прожига изоляции. Физическая основа метода заключается в возникновении колебаний напряжения на участках от каждого из концов КЛ до места повреждения.
С помощью источника испытательного напряжения (с ЭДС) через зарядный резистор R=10 кОм подают отрицательное напряжение на одну из жил кабельной линии. В момент пробоя изоляции КЛ в обе стороны от места повреждения будут распространяться волны положительной полярности.
От разомкнутых концов КЛ они отразятся с изменением полярности дойдут вновь до места повреждения и так далее.
Распространение и отражение волн приводит к появлению колебаний уровня напряжения в месте установки прибора. Период этих колебаний Те зависит от расстояния до места пробоя и скорости распространения волн напряжения в КЛ по формуле .
Из-за потерь энергии в процессе распространения волн напряжения период колебаний постепенно увеличивается крутые фронты волн напряжения сглаживаются. Поэтому с целью повышения точности ОМП измеряется длительность только первого полупериода колебаний . Тогда искомое расстояние находится по формуле .
Приборы по методу колебательного разряда могут быть использованы для ОМП с помощью высоковольтного зондирующего импульса. Схема измерений по этому методу соответствует схеме на листе но вместо резистора «R» включается разрядник а источник испытательного напряжения «Е» снабжается высоковольтным конденсатором. Для увеличения емкости
к источнику «Е» могут подключаться здоровые жилы кабельной линии.
Физическая основа метода ОМП с помощью высоковольтного зондирующего импульса единая с методом колебательного разряда и основана на измерении полупериода колебательных напряжений обусловленных распространением и отражением волн напряжения на участке от конца кабельной линии до места повреждения.
3.5. Петлевой метод.
При устойчивом замыкании одной или двух жил КЛ
без обрыва с переходным сопротивлением Rпер не более 510 кОм может использоваться петлевой метод. Физическая основа метода заключается в точном измерении соотношения активного сопротивления двух участков жил кабельной линии.
Первый участок – часть жилы от места установки аппаратуры до места повреждения второй участок – оставшаяся часть поврежденной жилы от места повреждения до конца кабеля плюс неповрежденная жила кабеля. Измерение соотношения осуществляется с помощью 4-ех плечевого моста постоянного тока на одном конце кабельной линии. На другом конце КЛ для образования второго участка жил необходимо осуществить электрическое соединение поврежденной жилы
с используемой неповрежденной.
Батарею с ЭДС «Е» присоединяют к земле и средней точке между резисторами R1 и R2 гальванометр «G» присоединяют между жилами кабельной линии. Так как сопротивление жил кабеля мало по сравнению с сопротивлениями R1 и R2 то соединительные провода от жил кабельной линии
до гальванометра «G» могут оказать влияние на результат измерения. Для уменьшения влияния эти соединительные провода выполняют из меди сечением не менее 4 мм2 с латунными зажимами. Соединение поврежденной и неповрежденной жил
на другом конце КЛ делают медным канатиком с зажимами
из латуни что обеспечивает весьма малое сопротивление этого соединения. При сборке схемы гальванометр «G» включают
в последнюю очередь. Установку равновесия моста производят постепенным подбором значений R1 и R2. Цепь батареи каждый раз следует замыкать лишь кратковременно во избежании
ее быстрого разряда. ЭДС батареи для питания моста выбирается в зависимости от переходного сопротивления в месте повреждения.
Значение Rпер определяют предварительно мегаоммером а
в случае если оно больше 10 кОм то его снижают путем прожигания. В условиях балансировки моста записывают значения R1 и R2 и делают вычисления
Для повышения достоверности и точности ОМП с целью контроля делают дополнительное измерение при измененной схеме подключения моста к жилам КЛ (R2 переключается
с неповрежденной жилы на поврежденную жилу а R1 – на неповрежденную). В этом случае расчет по выражению дает расстояние .
Если сумма двух результатов значит измерения сделаны с погрешностью и их следует повторить проверив контактные соединения схемы.
Петлевой метод может быть использован для ОМП при трехфазных К3 однако при этом в схеме измерений необходимо использовать жилы неповрежденной КЛ проложенной параллельно с поврежденной.
Определенные трудности с пересчетом длин возникают для участков КЛ выполненных с различным сечением жил
и материалом жил кабельных линий.
4. Выявление места повреждения на кабеле при раскопках.
Определив абсолютным методом место повреждения кабеля на трассе приступают к его раскопке для ремонта. Раскопка места повреждения КЛ должна производиться непосредственно самим эксплуатационным персоналом или под его постоянным надзором и контролем.
Раскапывать трассу кабеля разрешается исключительно лопатами. Применение ломов пневматических инструментов и клиньев допускается только для снятия верхнего покрова
на глубину не более 025 м. При приближении к кабелю на ширину лопаты роются контрольные шурфы на расстоянии 05 м
от предполагаемой трассы КЛ.
После обнаружения кабеля раскопка расширяется до ширины будущей траншеи.
Первым признаком места повреждения КЛ является наличие характерного запаха горелого джута оплетки кабеля. Предполагаемое место повреждения кабеля тщательно очищается от земли. Если повреждение произошло аварийно то его разрушение от токов короткого замыкания бывает настолько значительным что выгорают свинец и броня с образованием видимого отверстия или вмятины которые легко обнаруживаются на ощупь.
В тех случаях когда повреждение кабеля произошло при профилактических испытаниях обнаружить его значительно труднее так как при прожигании места дефекта изоляции кенотронной или газовой установкой разрушается главным образом изоляция между жилой и свинцом. Свинцовая оболочка
в результате прожигания в большинстве случаев также прожигается образуя отверстие в броне доходящее до 1 см2
и более за исключением редких случаев когда она остается нетронутой. Броня покрыта джутовым покровом и поэтому иногда с внешней стороны никаких признаков повреждения обнаружить не удается.
Для выявления таких скрытых повреждений необходимо тщательно очистить предполагаемое место повреждения кабеля от земли и по возможности приподнять его. В месте раскопки
за кабелем устанавливается наблюдение а на одном из его концов осуществляется прожигание.
В большинстве случаев в самом начале прожига из-под витков брони поврежденного места кабеля появляется струйка дыма выделяется пропиточная масса и чувствуется запах горелого джута. В последующий момент место повреждения кабеля начинает нагреваться и может быть выявлено прощупыванием рукой.
Повреждение в муфте после прожигания до малых переходных сопротивлений более заметно чем в кабеле.
При вскрытии кожуха ощущается острый запах горелой заливочной массы в месте пробоя наблюдается проплавление свинцовой трубы и вытекание заливочной массы.
1. Расчет экономических показателей схемы внешнего электроснабжения.
Капитальные затраты на элементы системы электроснабжения состоят из расходов на оборудование строительные и монтажные работы:
где - капитальные затраты на -тый элемент схемы электрического снабжения руб.;
- соответственно затраты на оборудование строительные и монтажные работы руб;
Капитальные затраты для рассматриваемой схемы
где - капитальные затраты в одноцепную линию;
- то же по ГПП с двумя трансформаторами.
Капитальные затраты в линии:
где - удельные затраты на 1 км линий определяется по справочным материалам
Тип и мощность подстанции ГПП-110-IV-2×40000Бр
КГПП = 3376 тыс. руб.
2. Расчет годовых эксплуатационных расходов.
где - суммарные амортизационные отчисления по всем элементам схемы тыс. рубгод;
- суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения (заработная плата рабочих занятых обслуживанием и текущим ремонтом стоимость расходных материалов) тыс. рубгод;
- суммарная стоимость потерь энергии в элементах схемы электроснабжения за год тыс. рубгод;
Суммарные амортизационные отчисления:
где - норма амортизации для -того элемента схемы электрического снабжения (табл. П1.3 );
n - количество элементов схемы.
Суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения:
где - годовой норматив расходов на обслуживание для - того элемента схемы электроснабжения (табл. П1.3 )
Суммарная стоимость потерь энергии определяется по формуле:
где - годовые потери электроэнергии в элементах схемы кВт.ч;
- удельная стоимость электроэнергии (потерь) руб.кВт. ч;
где а – годовая основная ставка двухставочного тарифа за кВт максимальной нагрузки руб.кВт;
в - дополнительная ставка двухставочного тарифа за потребленную электроэнергию руб.кВт.ч;
3. Расчет электроэнергетической слагаемой себестоимости электроэнергии.
Для расчета электроэнергетической слагаемой необходимо определить затраты по передаче и трансформированию электроэнергии.
где Са – амортизационные отчисления от стоимости основных фондов энергохозяйства тыс. руб.год;
Сэ – стоимость электроэнергии потребляемой за год тыс. руб.год;
Сз.п. – заработная плата персонала за год тыс. руб.год;
См – стоимость материалов расходуемых за год на текущий ремонт и обслуживание энергохозяйства тыс. руб.год;
Сс.с. – отчисления на социальное страхование тыс. руб.год;
Спр. – прочие годовые расходы тыс. руб.год.
Расчет стоимости годового расхода электроэнергии - Сэ.
Для населения и коммунальных предприятий стоимость электроэнергии определяется по одноставочному тарифу.
Количество электроэнергии потребляемой населением и коммунально-бытовыми службами за год:
Расчет заработной платы персонала.
Основная заработная плата рабочих включает в себя оплату по тарифным ставкам и премии выплачиваемые по повременно-премиальной системе:
где - коэффициент учитывающий премии рабочим из фонда заработной платы
- количество рабочих - того разряда (П1.6 П1.7 );
- часовая тарифная ставка - того разряда руб; (П1.8 );
- действительный годовой фонд времени работы ч;
где Пр – число рабочих дней в году по календарю для пятидневной рабочей недели Пр =247 дней.
Кп – коэффициент использования рабочего времени в течении года
Основная заработная плата ИТР определяется по штатному расписанию (П1.7 )
Дополнительная заработная плата включает в себя выплаты
несвязанные с рабочим временем (оплата очередных и ученических отпусков времени выполнения государственных обязанностей и др.)
- коэффициент учитывающий расход на дополнительную заработную плату;
Годовой фонд заработной платы персонала:
Отчисления на социальное страхование предназначены для выплаты пенсий пособий по временной нетрудоспособности и финансирования некоторых других социальных мероприятий.
- норматив отчислений на социальное страхование
Затраты на материал.
Годовая стоимость материалов расходуемых на текущий ремонт и эксплуатацию может быть определена косвенно в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:
где - доля затрат на материалы от основной заработной платы рабочих .
Величина прочих расходов за год по электроснабжению жилого района и коммунально-бытовых потребителей определяется косвенно.
где - доля прочих затрат от основной заработной платы рабочих
Удельная электроэнергетическая слагаемая:
Смета годовых эксплуатационных расходов.
Наименование статей затрат
Основная заработная плата эксплуатационников и ремонтников
Дополнительная заработная плата
Заработная плата руководителей и специалистов
Отчисления в социальный фонд
Затраты на материалы
Калькуляция себестоимости одного потребляемого кВт. час электроэнергии.
Статьи расходов и другие показатели
При расчете осн. ставки по тарифу
Количество электроэнергии получаемое из энергосистемы
Коэффициент мощности
Годовые эксплуатационные расходы
Всего годовых затрат
Себестоимость 1 кВт. ч
Оперативное обслуживание действующих электроустановок (ЭУ) распределительных сетей предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования систем электроснабжения и электроприемников контроль и учет электроэнергии оперативные переключения в электросетях обеспечивающие бесперебойное снабжение электроэнергией. Оперативное обслуживание ЭУ осуществляется инженерно-техническим дежурным и оперативно-ремонтным электротехническим персоналом.
Обязанности закрепленного за данной ЭУ дежурного (оперативно-ремонтного) персонала определяются местными инструкциями в которых должны быть изложены также основные конкретные меры по электробезопасности и пожарной безопасности применительно к эксплуатируемому электрооборудованию.
Оперативное обслуживание ЭУ может осуществляться как одним лицом так и бригадами из двух человек и более.
При обслуживании ЭУ напряжением выше 1000 В старший
в смене (бригадир) или одиночный дежурный должны иметь квалифицированную группу по технике безопасности (ТБ) не ниже IV а в ЭУ до 1000 В – не ниже группы III.
Осмотр электрооборудования находящегося под напряжением сопряжен с опасностью поражения электрическим током которая возникает при случайном прикосновении
к неизолированным токоведущим частям или приближении к ним на такое близкое расстояние когда возможно перекрытие воздушного промежутка и поражение через электрическую дугу. Поэтому лицо производящее осмотр должно иметь достаточную квалификацию и знание ТБ. Помимо дежурного персонала единоличный осмотр ЭУ разрешается административно-техническому персоналу имеющему квалификационную группу V (в ЭУ до 1000 В – IV группу).
Во избежание поражения электрическим током во время осмотра действующих ЭУ необходимо соблюдать следующие меры предосторожности: при осмотре ЭУ выше 1000 В одним лицом не разрешается проникать за ограждение и входить
При обнаружении во время осмотра случайного замыкания какой-либо токоведущей части ЭУ на землю запрещается
до отключения поврежденного участка приближаться к месту такого замыкания на расстояние менее 4 м в закрытых РУ и 8 м
в ОРУ во избежание поражения шаговым напряжением.
Самостоятельное единоличное обслуживание ЭУ напряжением до 1000 В включая периодические осмотры проверки измерения и текущий ремонт разрешается рабочим – электрикам имеющим квалифицированную группу не ниже III.
Оперативные переключения в РУ ТП производятся дежурным или оперативно-ремонтным персоналом по наряду распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала в соответствии с установленным на предприятии режимом работы.
Распоряжение о переключениях может быть передано устно или по радиосвязи с записью его в оперативном журнале. Список лиц имеющих право производить оперативные переключения утверждается главным инженером предприятия.
В РУ напряжением выше 1000 В сложные оперативные переключения производимые более чем на одном присоединении должны выполняться двумя лицами причем старший из них по должности контролирует и руководит действиями младшего который непосредственно управляет коммутационными аппаратами.
Одному лицу из числа дежурного или оперативно-ремонтного персонала разрешается выполнять переключения только в ЭУ оборудованных блокировками разъединителей недопускающими их отключения под нагрузкой. Одному дежурному разрешается переключения в РУ напряжением до 1000 В.
Мероприятия по обеспечению безопасности ремонтно-наладочных работ в электроустройствах.
Техническая эксплуатация ЭУ предусматривает планово-предупредительные ремонты (ППР) установленного электрооборудования электрические испытания наладку систем автоматики и релейной защиты и др. Кроме того не исключены работы по предупреждению и ликвидации возможных аварий и неполадок. Эти работы сопряжены с опасностью поражения электрическим током.
Работы согласно требованиям правил техники безопасности (ПТБ) производимые в действующих ЭУ в отношении принятия мер безопасности разделяются на следующие три категории:
Работы выполняемые со снятием напряжения производимые в ЭУ где со всех токоведущих частей электроустановки в том числе и вводов снято напряжение и приняты меры препятствующие подаче напряжения
на токоведущие части к месту работы.
При снятии напряжения со стороны как высшего напряжения так и низшего напряжения осуществляется текущий ремонт силового трансформатора. Ревизия и чистка аппаратуры распределительных устройств подстанций и ремонтно-строительные работы в электропомещениях производятся при полном снятии напряжения со всех токоведущих частей.
Работы выполняемые без снятия напряжения вблизи токоведущих частей и на токоведущих частях ЭУ находящихся под напряжением.
К ним относятся работы требующие принятия технических или организационных мероприятий по предотвращению возможности приближения работающих людей и используемой ими ремонтной оснастки и инструмента
к токоведущим частям на опасное расстояние а также работы производимые непосредственно на токоведущих частях находящихся под напряжением с помощью средств защиты и приспособлений.
Так без снятия напряжения допускаются: работа на заземленных кожухах электрооборудования (окраска корпусов машин и аппаратов нанесение на них надписей и укрепление табличек) вывешивание и установка постоянных плакатов и надписей взятие пробы и доливка масла в баки трансформаторов и выключателей измерения электроизмерительными клещами присоединение и отсоединение под напряжением переносных электроприемников и контрольно-измерительных приборов фазировка силовых трансформаторов кабельных линий и др.
Работы выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением при которых исключено случайное прикосновение работающих людей или приближение к токоведущим частям на опасное расстояние и не требуется принятия технических или организационных мер (непрерывный надзор) для предотвращения такого приближения.
К таким работам относятся: чистка от пыли кожухов электрооборудования при наличии в РУ постоянного ограждения токоведущих частей уборка электропомещений замена перегоревших ламп в арматуре ремонт и окраска стен и другие работы в ЭУ в пределах до постоянных ограждений токоведущих частей.
До начала ремонтных или наладочных работ необходимо выполнить технические и организационные мероприятия по обеспечению электробезопасности работающих.
Техническими мероприятиями по обеспечению безопасности работ в ЭУ являются:
) отключение ремонтируемого электрооборудования и принятия мер против ошибочного его обратного включения или самовключения;
) установка временных ограждений неотключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов «Не включать – работают люди» или «Не включать – работа на линии» и др.
) присоединение переносного заземления – закоротки к заземляющей шине стационарного заземляющего устройства и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях которые для безопасности производства работ подлежат замыканию накоротко и заземлению;
) наложение переносных заземлений на отключенные токоведущие части ЭУ сразу после проверки отсутствия напряжения или включения специальных заземляющих ножей разъединителей имеющихся в РУ;
) ограждение рабочего места и вывешивание предписывающих и предупреждающих плакатов таких как: «Стой – опасно для жизни» «Стой – высокое напряжение» и т.п.
Эти технические мероприятия выполняет допускающий
к работе по разрешению лица отдающего распоряжение
на производство работ. Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам указанным в наряде или распоряжении характеру и месту работы за правильный допуск к работе.
Организационными мероприятиями по обеспечению безопасного производства работ в ЭУ являются следующие:
- оформление работы нарядом распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации
- оформление в наряде допуска рабочих к работе
- надзор во время работы
- оформление в наряде окончания работ
Оформление наряда требуется на те работы которые производятся со снятием напряжения с ремонтируемой электроустановки а также на работы выполняемые без снятия напряжения вблизи или непосредственно на токоведущих частях находящихся под напряжением.
По распоряжению могут производиться следующие виды работ:
а) работы без снятия напряжения с токоведущих частей вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением продолжительностью не более одной смены;
б) внеплановые и небольшие по объему работы продолжительностью до 1 часа вызванные производственной необходимостью.
в) некоторые виды работ в ЭУ напряжением до 1000 В со снятием напряжения продолжительностью не более одной смены.
К выполняемым по распоряжениям работам в течение одной смены без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением относятся следующие:
а) уборка коридоров и служебных помещений в ЗРУ до постоянного ограждения помещений щитов управления;
б) работы по ремонту строительной части зданий ЗРУ фундаментов электрооборудования перекрытий кабельных каналов и т.п.;
в) надзор за сушкой временно отключенных трансформаторов и другого оборудования обслуживание маслоочистительной аппаратуры работы по проверке воздухоочистительных фильтров масляных трансформаторов и замене сорбентов в них.
Эти работы могут выполняться одним лицом из числа дежурного (оперативного) персонала или двумя лицами ремонтного персонала с квалификационной группой производителя работ не ниже III.
Без снятия напряжения вблизи и на токоведущих частях находящихся под напряжением разрешается работа на кожухах электрооборудования присоединение аппаратуры для сушки масла а также изменения нагрузки электроизмерительными клещами смена предохранителей до 1000 В проверка оперативной штангой нагрева контактов в ошиновке и т.п.
Эти работы выполняются не менее чем двумя лицами включая лицо оперативного персонала с квалификационной группой не ниже IV которое осуществляет непрерывный надзор
за работающими. Второе лицо может иметь квалификационную группу не ниже III.
В электроустановках напряжением до 1000 В допускается работа без наряда по распоряжениям выполняемая со снятием напряжения а именно: ремонт магнитных пускателей автоматических выключателей рубильников контакторов
и других аппаратов установленных вне щитов и сборок ремонт осветительной установки электропроводки; замена плавких вставок открытого типа. Эти работы как правило выполняются двумя лицами из числа ремонтного персонала одно из которых должно иметь квалификационную группу не ниже III
другое – не ниже II.
В отдельных случаях с-ведома отдающего распоряжение допускается выполнять эти работы одному лицу из числа ремонтного персонала с квалификационной группой не ниже III.
Пожарная опасность электроустановок.
Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин трансформаторов различных электромагнитов. Опасной в отношении пожара является изоляция проводов (резина бумага полиэтилен и т.д.) и кабелей. Безопасность электроустановок содержащих маслонаполненное электрооборудование и аппараты а так же оборудование покрытое и пропитанное маслами лаками битумами и т.п.
в отношении пожара обеспечивается требованиями приведенными в соответствующих главах ПУЭ и СНиП.
Наибольшую пожарную опасность представляют маслонаполненные аппараты – трансформаторы баковые выключатели высокого напряжения а также кабели с бумажной изоляцией пропитанной маслоканифолевым составом.
В силовых трансформаторах с масляным охлаждением
не исключено межвитковое К3 в результате которого в части обмотки (витке) возникает настолько большой ток что изоляция быстро разлагается с выделением горючих газов. При отсутствии надлежащей защиты отключающей поврежденный трансформатор не исключен взрыв газовой смеси
с разрушением стенок кожуха и последующим выбросом горящего масла в помещение.
Очень опасны в пожарном отношении кабели высокого напряжения с бумажной изоляцией пропитанной компаундом содержащим минеральное масло проложенные открыто
в помещении или в кабельных сооружениях. Кабельное хозяйство электростанций и подстанций должно выполняться таким образом чтобы при пожаре возникшем из-за нарушения изоляции кабелей или другим причинам было исключено нарушение работы всего объекта.[II.-3-79. ПУЭ]
Для защиты трансформаторов от возгорания необходимо производить осмотры контролировать температуру и давление трансформаторного масла своевременно проводить текущие и капитальные ремонты трансформаторов.
При возгорании трансформатора тушение огня нужно производить при полном снятии напряжения. При тушении запрещается использовать воду так как при вытекании трансформаторного масла тушение огня водой может привести к увеличению площади пожара. Для тушения необходимо использовать порошковые огнетушители или песок.
Согласно п. IV-2-74. ПУЭ расстояние от маслонаполненного оборудования до жилых и общественных зданий должны быть:
не менее 16 м – при степени огнестойкости этих зданий и сооружений –I или I I;
не менее20 м - при степени огнестойкости этих зданий и сооружений – I I I;
не менее24 м - при степени огнестойкости этих зданий и сооружений – IV и V.
Согласно п. IV-2-88. ПУЭ расстояние от отдельно стоящих зданий ЗРУ до жилых и общественных зданий должны быть:
не менее 7 м – при степени огнестойкости этих зданий и сооружений –I или I I;
не менее9 м - при степени огнестойкости этих зданий и сооружений – I I I;
не менее10 м - при степени огнестойкости соседнего здания и сооружения по противопожарным требованиям – IV и V.
Нормативы для определения электрических нагрузок при проектировании системы электроснабжения жилых и общественно-бытовых зданий М.:1999 г.
А.А. Федоров Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоиздат. 1987 г.
В.А. Козлов Н.И. Блик Д.Л. Файбисович. Справочник по проектированию электроснабжения городов. Л.: Энергоатомиздат. 1986 г.
В.А. Козлов. Городские распределительные электрические сети.
Л.: Энергоиздат. 1982 г.
В.А. Козлов. Электроснабжение городов. М.: Энергия. 1977 г.
В.Б. Атабеков Я.Т. Кулешов И. А. Фридкин. Справочник
по городским электрическим сетями подстанциям. М.: 1963 г.
Справочник по проектированию электроснабжения. М.: Энергоатомиздат. 1985 г.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ). М.: Энергоатомиздат. 1985 г.
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин. Электрооборудование станций
и подстанций. М.: Энергоатомиздат. 1987 г.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков. Электрическая часть элекростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат. 1989 г.
М.А. Шабад. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.: Энергоатомиздат. 1985 г.
Я.Л. Арцишевский. Определение мест повреждения линий электропередачи в сетях с изолированной нейтралью. М.: Высшая школа. 1989 г.
Методические указания «Технико-экономические расчеты в электроснабжении промышленных объектов. Самара:1992 г.
Б.А. Князевский. Охрана труда в электроустановках. М.: Энергоатомиздат. 1983 г.
Г.Н. Яговкин. Основы обеспечения безопасности жизнедеятельности на машиностроительных предприятиях. Учебное пособие. Самара: Самарский государственный технический университет. 2005 г.

06_Методы.dwg

Сам.ГТУ 140211 099 ПЗ
Схема включения аппаратуры и эпюра
показаний кабелеискателя для контактного
метода ОМП жил или оболочки КЛ.
Внутренняя оболочка КЛ
Метод колебательного
Схема однопроводного подключения
индукционного генератора
Показания кабелеискателя
при вращении накладной
при индукционном методе
поиска трассы и определе-
Структурная схема кабелеискателя для
индукционного метода ОМП
Схема двухпроводного подключения
Показания кабелеискателя при индукционном
методе поиска места повреждения на
Схема измерений петлевым методом
Схема включения аппаратуры при ОМП
акустическим методом
кабелеискателя и эпюра его показаний
Схема включения аппаратуры для уве-
личения Rпер в месте повреждения
Схема включения прибора (а) и временная
диаграмма при ОМП методом колебательного
Схемы подключения аппаратуры

02 План.dwg

Сам ГТУ 140211 099 ПЗ
ВЛ-110кВ (правая цепь)
ВЛ-110кВ (левая цепь)
Установка трехполюсного
разъединителя с приводом

05_Схема э.п.dwg

Сам.ГТУ 140211 099 .. ПЗ
Сторонние потребители
Трансформаторы С. Н.