Понижающая подстанция 220/35/10 кв с разработкой индивидуальной части проекта анализ грозозащиты ору 220 кв

ПЗ.docx

Министерство транспорта Российской Федерации
Федеральное агентство железнодорожного транспорта
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ»
Факультет среднего профессионального образования -
Хабаровский техникум железнодорожного транспорта
ПЦК «Электроснабжение»
ПОНИЖАЮЩАЯ ПОДСТАНЦИЯ 2203510 кВ С РАЗРАБОТКОЙ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА АНАЛИЗ ГРОЗОЗАЩИТЫ ОРУ 220 кВ
ДП 13.02.07 ПЗТ 41 ЭЛЖ ПЗ
(должность уч. степень звание) дата
(должность уч.степень звание) дата
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
«Дальневосточный государственный университет путей сообщения»
(Факультет среднего профессионального образования -
Хабаровский техникум железнодорожного транспорта) «Электроснабжение»
(наименование УСП) (название ПЦК)
(код наименование направления или специальности)
Рассмотрено на предметно-цикловой
комиссии «Электроснабжение»
Протокол № от « » 2022г.
Зам. начальника УМУ (по УР)
на выпускную квалификационную работу студента
Новикова Ольга Сергеевна
Тема ВКР Понижающая подстанция 2203510 кВ с разработкой индивидуальной части проекта «Анализ грозозащиты ОРУ 220 кВ»
утверждена приказом по университету от« » апреля 2022г. №
Срок сдачи студентом законченной ВКР« » июня2022г.
Исходные данные к проекту:
1 Схема внешнего электроснабжения
2 Номер проектируемой подстанции: 8
3 Мощность короткого замыкания на шинах 220 кВ районной подстанции:
4 Длина воздушной линии электропередач (км) напряжением 220кВ:
5 Характеристики проектируемой подстанции:
5.1 Среднесуточные действующие значения токов наиболее и наименее загруженных плеч питания:
- Наиболее загруженное плечо питания
- Наименее загруженное плечо питания
5.2 Максимальный рабочий ток фидера =635А
5.3 Количество фидеров: 6
5.4 Мощность трансформаторов собственных нужд
5.5 Мощность передаваемая нетяговым потребителям от шин 10 кВ =5300 кВА
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)
2 Расчет мощности подстанции и выбор силовых трансформаторов
3 Определение эквивалентного сопротивления до точек КЗ
4 Расчет параметров короткого замыкания
5 Расчет максимальных рабочих токов
6 Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов на основные присоединения подстанции
7 Выбор и проверка высоковольтных выключателей
8 Выбор и проверка высоковольтных разъединителей
9 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока
10 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения
11 Выбор прочего оборудования на все присоединения подстанции
2 Индивидуальная часть
2.1 Анализ грозозащиты ОРУ 220кВ
3.1 Требование к освещению производственных помещений на подстанции
4 Электробезопасность
4.1 Техника безопасности при работах на кабельных линиях
Список используемых источников
Перечень графического материала
1 Однолинейная схема проектируемой подстанции
2 План проектируемой подстанции
3 Разрез проектируемой подстанции
4 Компьютерная презентация
Наименование раздела
выдачи задания24 апреля 2020г.
Календарный план выполнения выпускной квалификационной работы
Наименование этапов выполнения выпускной квалификационной работы
выполнения этапов ВКР
Изучение теоретического материала составление библиографии
Написание теоретических глав и параграфов
Изучение и подбор фактического материала
Написание практических глав и параграфов
Подготовка и написание введения и заключения
Представление работы на ПЦК
Получение отзыва руководителя
Представление работы на рецензию
Оформление допуска к защите
Подготовка доклада и иллюстрированного материала к защите
1 Разработка схемы главных электрических соединений9
2 Распределительное устройство 220 кВ13
3 Распределительное устройство 35 кВ15
4 Распределительное устройство 10 кВ16
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ16
1 Расчет и выбор мощности силовых трансформаторов на подстанции16
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ17
РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ РАБОЧИХ ТОКОВ ОСНОВНЫХ ПРИСОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ26
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ29
1 Выбор выключателей30
2 Выбор разъединителей35
3 Выбор трансформаторов тока36
4 Выбор трансформаторов напряжения39
5 Выбор жестких шин.43
6 Выбор и проверка жестких шин47
7 Выбор изоляторов48
9 Выбор комплектных распределительных устройств52
АНАЛИЗ ГРОЗОЗАЩИТЫ ОРУ 220 кВ55
1 Защита от прямых ударов молнии55
1 Требование к освещению производственных помещений на подстанции64
2 Безопасность при эксплуатации установок ПС66
ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ67
1 Техника безопасности при работах на кабельных линиях67
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ74
Целью выполнения дипломной работы является практическое применение теоретических знаний формирование навыков проектирования электрических устройств и решения конкретных инженерных задач.
Дипломная работа предусматривает выбор основного силового оборудования ОРУ подстанции разработку однолинейной схемы главных электрических соединений подстанции и плана подстанции с размещением основного силового оборудования расчет параметров и выбор оборудования собственных нужд подстанции расчет заземляющего устройства.
Проектирование устройств электроснабжения базируется на требовании обеспечить надежную и экономичную работу электроустановок. Принятие проектных решений выполняется на основе типовых проектов. В данной дипломной работе будет рассчитана отпаечная понижающая подстанция.
Рис. 1. Схема питания подстанций
Номер расчетной подстанции: 8 (отпаечная).
Мощность короткого замыкания на шинах 220 кВ районной подстанции:
Длина воздушной линии электропередач (км) напряжением 220кВ:
Характеристики проектируемой подстанции:
Среднесуточные действующие значения токов наиболее и наименее загруженных плеч питания:
Максимальный рабочий ток фидера =635 А
Количество фидеров: 6
Мощность трансформаторов собственных нужд
Мощность передаваемая нетяговым потребителям от шин 10 кВ =5300 кВА
1 Разработка схемы главных электрических соединений
Главные схемы электрических соединений станций и подстанций представляют собой совокупность электрического оборудования (генераторов силовых и измерительных трансформаторов сборных шин коммутационных аппаратов и т. д.) определенным образом соединенного между собой для совместной работы. Эту физическую реальность часто изображают в виде чертежа на котором в упрощенном изображении с помощью символов показывают элементы электрооборудования соединенные в том порядке какой имеет место в натуре. Схемами в графическом виде удобно пользоваться при рассмотрении многих практических вопросов эксплуатации станций и подстанций в том числе и при ликвидации аварий.[7]
Существует большое разнообразие главных схем которое обосновывается типом подстанции местоположением их в энергосистеме и значением для энергосистемы режимом и схемой энергосистемы в целом и особенно значением токов короткого замыкания (к. з.) в данной точке энергосистемы. [7]
Согласно ПУЭ все потребители электрической энергии делятся на три категории.
Электроприемники первой категории - электроприемники перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей угрозу для безопасности государства значительный материальный ущерб расстройство сложного технологического процесса нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства объектов связи и телевидения.[1]
Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.[1]
Поэтому схемы электроснабжения выполняют таким образом что при повреждении или ремонте любого элемента обеспечивается его резервирование и тем самым сохраняется непрерывное питание электроподвижного состава.
Число трансформаторов устанавливаемых на ПС принимается как правило два. Установка более двух трансформаторов принимается на основе технико-экономических расчетов а также в тех случаях когда на ПС требуется два средних напряжения. [3]
В распределительной сети энергосистемы строительство новой ПС быть направлено на обеспечение:
необходимой надежности построения схем электрической сети при которой обеспечиваются требования ПУЭ а также отраслевых норм;
требований нормативных документов и инструкций касающихся внешнего электроснабжения отдельных потребителей (групп потребителей);
оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.) при которых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в соответствии с требованиями «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» в нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической сети;
исключения перегруженных участков электрической сети с целью снижения потерь электроэнергии (ликвидация «очагов» потерь);
ограничения токов к.з. [3]
Количество комплектов ограничителей перенапряжений нелинейных (ОПН) 35-750 кВ и место их установки выбираются в соответствии с требованиями ПУЭ уровнем испытательных напряжений защищаемого оборудования исходя из принятых на расчетный период схем электрических соединений числа ВЛ и трансформаторов.
Оперативная блокировка предназначена для предотвращения неправильных действий с разъединителями и заземляющими разъединителями (заземлителями).
Оперативная блокировка должна исключать:
подачу напряжения разъединителем на участок электрической схемы заземленной включенным заземлителем а также на участок электрической схемы отделенной от включенных заземлителей только выключателем;
включение заземлителя на участке схемы не отделенном разъединителем от других участков которые могут быть как под напряжением так и без напряжения;
отключение и включение разъединителями токов нагрузки.[1]
Разъединители 35 кВ и выше должны иметь механическую и электромагнитную блокировку со своими заземлителями. [3]
Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций электрических и тепловых сетей соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.[1]
Электрической частью энергосистемы называется совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы.
Подстанцией называется электроустановка служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии распределительных устройств устройств управления и вспомогательных сооружений.
Распределительное устройство (РУ) - электроустановка служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты сборные и соединительные шины вспомогательные устройства (компрессорные аккумуляторные и др.) а также устройства защиты автоматики телемеханики связи и измерений.
Открытое распределительное устройство (ОРУ) - РУ все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе.
Заземление - преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети электроустановки или оборудования с заземляющим устройством.[1]
Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители. Если при использовании естественных заземлителей сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимое значение а также обеспечиваются нормированные значения напряжения на заземляющем устройстве и допустимые плотности токов в естественных заземлителях выполнение искусственных заземлителей в электроустановках до 1 кВ не обязательно. Использование естественных заземлителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов короткого замыкания или к нарушению работы устройств с которыми они связаны.[1]
Независимый источник питания - источник питания на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания.[1]
Силовой трансформатор - трансформатор предназначенный для преобразования электрической энергии в электрических сетях и в установках предназначенных для приема и использования электрической энергии.[2]
Трансформаторы тока - электрический аппарат в котором первичная обмотка включается в цепь последовательно (в рассечку токопровода) а вторичная замыкается на некоторую нагрузку (измерительные приборы и реле).
Трансформатор напряжения – трансформатор служащий не для преобразования напряжения основного потока передаваемой мощности а для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Разъединитель– это коммутационный аппарат который предназначен для отключения и включения электрической сети без нагрузки либо с незначительной нагрузкой не более 15 А.
Высоковольтный выключатель - основной аппарат для включения и отключения высоковольтных цепей (выше 1000 В) переменного тока при нормальном и аварийном (КЗ) режимах.
Изолятор - электротехническое устройство предназначенное для электрической изоляции и механического крепления электроустановок или их отдельных частей находящихся под разными электрическими потенциалами.[2]
Шина - проводник с низким сопротивлением.
Шины при переменном должны быть обозначены трехфазном токе: шины фазыА -желтым фазыВ -зеленым фазыС -красным цветами. [1]
Ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН) - электрические аппараты предназначенные для защиты оборудования систем электроснабжения от коммутационных и грозовых перенапряжений. [2]
Защита от грозовых перенапряжений РУ и ПС осуществляется:
от прямых ударов молнии - стержневыми и тросовыми молниеотводами;
от набегающих волн с отходящих линий - молниеотводами от прямых ударов молнии на определенной длине этих линий защитными аппаратами устанавливаемыми на подходах и в РУ к которым относятся разрядники вентильные (РВ) ограничители перенапряжений (ОПН) разрядники трубчатые (РТ) и защитные искровые промежутки (ИП). [1]
Трансформатор собственных нужд:
На всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.
От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается.
Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов различным секциям РУ и др.)
На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.
Для сети собственных нужд переменного тока необходимо принимать напряжение 380220 В с заземленной нейтралью.[3]
2 Распределительное устройство 220 кВ
Для РУ 220 кВ в зависимости от надежности и резервирования сети следует применять схемы:
с одинарной системой шин секционированной выключателем или двумя развилками из двух выключателей включенными как правило в цепи питающих присоединений;
с двойными секционированными системами шин.
Схемы с обходной системой шин а также с количеством выключателей на цепь более одного должны приниматься только при специальном обосновании.Применение отделителей и короткозамыкателей не допускается. Для РУ 220 кВ предусматривается установка элегазовых выключателей.[3]
Элегазовые высоковольтные выключатели сочетают в себе преимущества различных типов выключателей:
возможно использование элегазовых выключателей на любое из напряжений применяемых в отечественной энергетике;
небольшие масса и габаритные размеры конструкции элегазовых выключателей в сочетании с бесшумной работой привода;
дуга гасится в замкнутом газовом объеме без доступа в атмосферу;
безвредная для человека экологически чистая инертная газовая среда элегазового выключателя;
увеличенная коммутационная способность элегазового выключателя;
работа в режиме переключения больших и малых токов без возникновения перенапряжения что автоматически исключает наличие устройств ОПН (ограничение перенапряжения);
высокая надежность элегазового выключателя межремонтный период увеличен до 15 лет;
пожаробезопасность оборудования.
К недостаткам элегазовых выключателей следует отнести:
высокую стоимость оборудования и текущие затраты на эксплуатацию так как требования к качеству элегаза очень высоки;
температура окружающей среды влияет на агрегатное состояние элегаза что требует применения систем подогрева выключателя при пониженных температурах (при -40°С элегаз становится жидкостью);
коммутационный ресурс элегазового выключателя ниже чем у аналогичного вакуумного выключателя;
необходимы высококачественные уплотнения резервуаров и магистралей так как элегаз очень текуч.[8]
Так как расчетная подстанция является отпаечной то все требования предъявляемые к подстанции должны также относиться и к РУ.
Было выбрано типовое решение схемы РУ на 220 кВ [4] – схема 4Н: два блока линия – трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.
Ремонтная перемычка выполненная двумя разъединителями с заземляющими ножами и участком шин с трансформаторами тока включается тогда когда необходимо перевести оба трансформатора на питание от другой воздушной линии. Наличие двух разъединителей обеспечивает возможность безопасного осмотра и ремонта. Для подключения цепей защиты установлены трансформаторы тока. Трансформаторы напряжения устанавливаются для подключения релейной защиты органов учета энергии и контроля уровня напряжения. Вводы ЛЭП присоединяются разъединителями с моторным приводом таким образом отключение от поврежденного участка происходит по телеуправлению.
3 Распределительное устройство 35 кВ
На понижающих трансформаторных подстанциях переменного тока с первичным напряжением 220 кВ ОРУ 35 кВ применяют для питания промышленных и сельскохозяйственных потребителей прилегающего к подстанции района. ОРУ 35 кВ выполняют с одинарной секционированной выключателем системой шин. ОРУ 35 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе или от двух трансформаторов при отключенном секционном выключателе и автоматическом включении резерва на нем.
Основную часть его присоединений составляют районные фидеры. ОРУ 35 кВ с одной рабочей секционированной выключателем секции сборных шин используется если присоединений меньше десяти. При большем числе присоединений должна быть использована схема с двумя рабочими системами шин. Для ОРУ 35 кВ предусматривается установка вакуумных выключателей с электромагнитным приводом. Для подключения защит и электроизмерительных приборов применяют малогабаритные трансформаторы тока.
4 Распределительное устройство 10 кВ
На понижающих подстанциях переменного тока с первичным напряжением 110 или 220 кВ РУ 10 кВ применяют для питания нетяговых промышленных потребителей прилегающего к подстанции района. Согласно исходным данным количество фидеров питающих нетяговых потребителей равно шести. РУ 10 кВ выполняют с одинарной секционированной выключателем системой шин.
Электрические сети 3-35 кВ должны работать с изолированной или заземленной через резистор или дугогасящий реактор нейтралью.[3]
Наличие трансформаторов собственных нужд и понижающих трансформаторов определится в зависимости от местных условий и особенностей схемы подстанции. При выборе выключателей согласно [3] в РУ 10 кВ используются элегазовые или вакуумные выключатели. Для подключения защит и электроизмерительных приборов применяют малогабаритные трансформаторы тока.
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1 Расчет и выбор мощности силовых трансформаторов на подстанции
Число трансформаторов на подстанциях определяется категорийностью потребителя электроэнергии в данном случае присоединяемые объекты относятся к потребителям первой категории и поэтому на рассматриваемой ПС должны быть установлены не менее двух трансформаторов одинаковой мощности.
Исходя из этих соображений мощность трансформатора определится из выражения:
где kзагр – коэффициент загрузки трансформатора kзагр=08;
Sнагр– нагрузка потребителей МВА;
n – количество трансформаторов на ТП.
Нагрузка потребителей для данной подстанции:
Тогда полная мощность трансформатора по формуле (1) равна
Таким образом выбираем трёхфазный трехобмоточный трансформатор типа ТДТН 40000 2203510 - 2Определим коэффициент загрузки в нормальном режиме:
Определим коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:
Коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режимах полностью удовлетворяют предъявленным требованиям.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Исходя из задания подстанция питается от ЛЭП 220 кВ и по способу подключения к ней является отпаечной потребители (в основе своей – это нетяговые потребители) питаются на напряжении 35 и 10 кВ. Учитывая выше сказанное а также опираясь на литературу [2] выбираем структурную схему подстанции.
Рис.2 Структурная схема подстанции
Согласно ПУЭ[1] выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех РУ и однофазного замыкания на землю для РУ питающего напряжения. Для чего на основании схемы внешнего электроснабжения исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная (Рис. 2) и расчетная схема (Рис. 3).
Рис 3. Расчетная схема подстанции
Чтобы определить расчетный ток КЗ с целью выбора или проверки электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания необходимо предварительно выбрать расчетные условия отвечающие требованиям ПУЭ в частности расчетную схему электроустановки. [4]
Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями а также витковые замыкания в электрических машинах.
Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение и вследствие этого пробой изоляции набросы на провода линий электропередачи обрывы проводов с падением на землю механические повреждения изоляции кабельных линий при земляных работах удары молнии в линии электропередачи и др.
Чаще всего КЗ происходят через переходное сопротивление например через сопротивление электрической дуги возникающей в месте повреждения изоляции. Иногда возникают металлические КЗ без переходного сопротивления. Для упрощения анализа в большинстве случаев при расчете токов КЗ рассматривают металлическое КЗ без учета переходных сопротивлений.
В трехфазных электроустановках возникают трех- и двухфазные КЗ. Кроме того в трехфазных сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями дополнительно могут возникать также одно- и двухфазные КЗ на землю (замыкание двух фаз между собой с одновременным соединением их с землей).
При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях поэтому его называют симметричным. При других видах КЗ фазы сети находятся в разных условиях в связи с чем векторные диаграммы токов и напряжений искажены. Такие КЗ называют несимметричными.
Короткие замыкания как правило сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений превосходящих в несколько раз номинальные значения.
Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции вызвать сваривание и выгорание контактов потерю механической прочности шин и проводов и т. п. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить в течение заданного расчетного времени нагрев токами КЗ т. е. должны быть термически стойкими.
Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Если не принять должных мер под действием этих усилий токоведущие части и их изоляция могут быть разрушены. Токоведущие части аппараты и электрические машины должны быть сконструированы так чтобы выдерживать без повреждений усилия возникающие при КЗ т. е. должны обладать электродинамической стойкостью.
Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети особенно вблизи места повреждения.
Резкое понижение напряжения при КЗ может привести к нарушению устойчивости параллельной работы генераторов и к системной аварии с большим народнохозяйственным ущербом.
Для обеспечения надежной работы энергосистем и предотвращения повреждений оборудования при КЗ необходимо быстро отключать поврежденный участок.
Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.
При аналитических расчетах токов КЗ исходные схемы замещения в которых представлены различные элементы исходных расчетных схем следует путем последовательных преобразований приводить к эквивалентным результирующим схемам замещения содержащим эквивалентную ЭДС. Так как исходная схема замещения не содержит замкнутых контуров то она легко преобразуется в эквивалентную результирующую схему путем замены нескольких источников имеющих разные ЭДС и разные сопротивления но присоединенных в одной точке одним эквивалентным источником. Так же для определения эквивалентного результирующего сопротивления следует использовать известные способы преобразования такие как преобразование треугольника сопротивлений в эквивалентную звезду сопротивлений звезду сопротивлений в эквивалентный треугольник сопротивлений и т.д. [4]
Так как отсутствуют данные о сечениях проводов допустимое удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности воздушных линий напряжением 220 кВ принимаем равным 04 Омкм. [4]
Рис.4. Схема замещения ЛЭП
Определим параметры схемы замещения.
Сопротивления источников питания XИП1 и XИП2 исходя из исходных данных равны
Сопротивление обмоток силовых трансформаторов XВН XСН XНН равны
где UНОМ=220 кВ; номинальная мощность трансформатора
uВС=105% uВН=175% uСН=65%.
Рассчитаем сопротивления ЛЭП по формуле:
- удельное сопротивление ЛЭП Омкм согласно [7].
Преобразуем схему замещения
Рис.5. Преобразованная схема замещения
Производим преобразования:
Рис. 6. Преобразованная схема замещения
Расчет максимальных и ударных токов короткого замыкания распределительных устройств.
При проверке электрических аппаратов расчетным максимальным видом тока КЗ является трехфазный ток КЗ.[7]
Расчет тока КЗ до точки К1.
Определим трехфазный ток короткого замыкания для точки К1
где UсрВН=220кВ среднее номинальное напряжение трансформатора
Определим ударный ток в точке К1
где КУД – ударный коэффициент определяемый по формуле:
где XЭКВ и RЭКВ - соответственно индуктивная и активная составляющие результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ т.к. XЭКВ>> RЭКВ КУД=18 [7].
Расчет тока КЗ до точки К2.
Определим сопротивление до точки К2
где nВС-коэффициент трансформации определяемый по формуле
где UВН=230 кВ номинальное напряжение трансформатора ВН;
UСН=35 кВ номинальное напряжение трансформатора СН.
Определим ток КЗ до точки К2 и ударный ток по формулам (6) и (7)
Расчет тока КЗ до точки К3.
Определим сопротивление до точки К3 и коэффициент трансформации по формулам (9) и (10)
Определим ток КЗ до точки К3 и ударный ток по формулам (6) и (7)
Сведем результаты расчета в таблицу (1).
Таблица 1 - Результаты расчета тока КЗ
РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ РАБОЧИХ ТОКОВ ОСНОВНЫХ ПРИСОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ
Принимается наибольший рабочий ток присоединения с учетом допустимой нагрузки длительностью не менее 30 минут. При расчете максимальных рабочих токов присоединений учитывается возможность 15-кратной нагрузки трансформаторов в наиболее благоприятном режиме увеличение токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или линий. Для выбора линий нетяговых потребителей предусматривается запас на перспективу который принимают равным 30% существующей мощности потребителей.
Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции производится на основании номинальных параметров оборудования. Расчет производится согласно методике изложенной в [4].
Электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения с его номинальным напряжением и током.
Расчет производится по следующим формулам:
Максимальный рабочий ток для питающих вводов подстанции А:
где – количество понижающих трансформаторов на подстанции;
– номинальная мощность трансформатора МВА;
– номинальное напряжение ступени кВ;
= 15 - 2 - коэффициент учитывающий транзит энергии через шины подстанции.
Максимально рабочий ток для вводов силовых трансформаторов А:
где - коэффициент перегрузки трансформатора [2]
Максимально рабочий ток для сборных шин переменного тока А:
где - коэффициент распределения нагрузки по сборным шинам [2].
Максимально рабочий ток для фидеров районной нагрузки А:
где - номинальная мощность фидера [2].
Максимально рабочий ток для фидеров переменного тока:
Результаты расчетов максимальных рабочих токов для всех потребителей и расчетные выражения представлены в таблице (2).
Таблица 2 - Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанции
Максимальный рабочий ток А
Питающий ввод подстанции 220 кВ
Ввод силового трансформатора 220 кВ
Сборная шина 220 кВ
Ввод силового трансформатора 35 кВ
Ввод силового трансформатора 10 кВ
Фидер районной нагрузки 10 кВ
Для проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по термической устойчивости в режиме КЗ необходимо проверить величину теплового импульса для всех РУ.
где – периодическая составляющая тока КЗ А;
– относительное значение теплового импульса для источников питания неограниченной мощности
– постоянная времени цепи КЗ
– время протекания тока КЗ с;
– время срабатывания основной защиты с;
– время срабатывания выключателя
Результаты расчетов приведены в таблице (3).
Таблица 3 – Расчёт теплового импульса.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Выбор электротехнического оборудования осуществляет Заказчик на основании технических требований к оборудованию представленных Проектировщиком. Технические требования к оборудованию составляются на основании технико-экономических расчетов и сравнения различных вариантов компоновки ПС.
При проектировании ПС должно применяться оборудование и материалы соответствующее Российским стандартам и сертифицированные в установленном порядке. [3]
1 Выбор выключателей
При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:
в ОРУ 110-750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;
в РУ 35 кВ должны предусматриваться вакуумные выключатели;
в РУ 10 кВ должны предусматриваться вакуумные выключатели;
в цепях шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов должны применятся элегазовые выключатели как правило снабженные устройствами синхронизированной коммутации обеспечивающими надежную работу выключателей.[3]
Выбор и методику расчета произведем по [14]. При выборе выключателей его паспортные параметры сравнивают с расчётными условиями работы.
Пример выбора и проверки выключателя в ОРУ-220 кВ ВГТ-220II-402500У1 (при заполнении выключателя элегазом):
где - номинальное напряжение кВ;
- рабочее напряжение распределительного устройства кВ.
По длительно допустимому току:
где - номинальный ток выключателя А;
- максимальный рабочий ток присоединения где устанавливают выключатель А.
По отключающей способности:
где - номинальный ток отключения кА;
- максимальный ток короткого замыкания кА.
По электродинамической стойкости:
1. По предельному периодическому току
где - предельный сквозной ток кА
- максимальный ток короткого замыкания кА
2. По ударному току кА:
По термической стойкости:
где - предельный ток термической стойкости равный
- время прохождения тока термической стойкости равное 3 с;
- тепловой импульс тока к.з. .
Результаты выбора и расчета сводим в таблицу (4).
Таблица 4 - Выбор выключателей
Наименование РУ или присоединения
Секционный выключатель 10 кВ
Секционный выключатель 35 кВ
Приводы выключателей служат для включения и отключения выключателей за счет энергии поступающей в них от внешнего источника. По виду используемой энергии они могут быть электромагнитными пневматическими и пружинными. По способу включения и отключения выключателей приводы подразделяют на полуавтоматические осуществляющие включение выключателя с помощью приложения мускульной силы а отключение как дистанционно от ключа (устройства репейной защиты) так и вручную и автоматические осуществляющие включение и отключение выключателя дистанционно (от релейной защиты) а также отключение вручную.
Основными частями привода являются:
силовое устройство служащее для преобразования подведенной к приводу энергии в механическую;
операционный и передаточный механизмы служащие для передачи движения от силового устройства к механизму выключателя и для удержания его во включенном положении;
отключающее устройство.
Выключатель ВГТ-220II-402500У1 управляется пружинным приводов типа ППрК. Приводы серии ППрК - пружинные с моторным и ручным заводом пружин.
Привод предназначен для дистанционного (оператором или посредством автоматики) и местного управления высоковольтными выключателями снабженными отключающими пружинами.
Приводы обеспечивают динамическое включение выключателя удержание его во включенном положении и отключение точнее - освобождение подвижных частей выключателя для его отключения собственными пружинами. При этом интервал между двумя включениями должен быть не менее 15 с.
Для выключателя ВГТ-220II-402500У1 применяется привод серии ППрК-1800 С У1.
Таблица 5 – Паспортные данные привода ППрК-1800 С У1
Энергия передаваемая выключателю при максимальном натяжении пружин Дж
Электродвигатель завода пружин
Асинхронный трёхфазный
Номинальное напряжение питания электродвигателя В
Мощность электродвигателя Вт
Ток статора А при 380220 В
Пусковой ток статора А при 380220 В
Время завода рабочих пружин с не более
Номинальное напряжение постоянного тока питания электромагнитов В
Масса со шкафом кг не более
Выключатель ВВЭ-М-10-201000У1 управляется электромагнитным приводом типа ПЭМУ.
Приводы предназначены для автоматического дистанционного управления высоковольтными выключателями имеющими собственные отключающие пружины и характеризующиеся статической работой включения ориентировочно от 100 до 600 Дж а также для местного ручного отключения этих аппаратов и домкратного включения.
Для выключателя ВВЭ-М-10-201000У1 применяется привод серии ПЭМУ-200.
Таблица 6 – Паспортные данные привода ПЭМУ-200
Условное значение потенциальной (статической) работы включения при номинальном напряжении на зажимах включающего электромагнита Дж
Номинальное напряжение постоянного тока электромагнитов включения отключения катушки контактора В
Максимальное значение тока потребляемого электромагнитами и катушкой контактора при напряжении 110220В А:
Потребляемая мощность кВт
Номинальное сопротивление обмоток электромагнитов при 20 С и напряжении 110220 В Ом:
Масса привода кг не более
Масса привода со шкафом кг не более
Выключатели вакуумные наружной установки серии ВР35НС с кремнийорганической и воздушной изоляцией в полюсах (без трансформаторного масла) и приводом с использованием принципа двухпозиционной "магнитной защелки" соответствуют техническим условиям ТУ У 22588376.002-96 а также ГОСТ 687-78. Выключатели серии ВР35НС предназначены для коммутации электрических высоковольтных цепей при нормальных и аварийных режимах сетей трехфазного переменного тока с изолированной или частично заземленной нейтралью с номинальным напряжением 35 кВ частотой 50 (60) Гц.
Выключатели серии ВР35НС применяется как комплектующее для открытых распределительных устройств 35кВ.
Вакуумные выключатели серии ВР35НС разработаны на смену воздушным и масляным выключателям обладая целым рядом преимуществ над ними. К основным таким преимуществам прежде всего следует отнести:
механический ресурс до 30000 циклов ВО; коммутационный ресурс 55 циклов ВО при номинальном токе отключения; коммутационный ресурс 30000 циклов ВО при номинальном токе; цельнолитая кремнийорганическая изоляция полюсов по сравнению с применяемой ранее и по сравнению с керамическими покрышками позволила значительно уменьшить массу и габариты выключателя существенно повысить надежность изоляции;
применение полимерной изоляции в конструкции полюса позволило отказаться от традиционного заполнения полюса трансформаторным маслом что значительно повысило надежность и пожаробезопасность выключателя;
применяемость в схемах на постоянном и переменном оперативном напряжении; минимум обслуживания; гарантийный срок эксплуатации 25 года.
Оперативное отключение производится цилиндрической пружиной установленной на выключателе и срабатывающей при воздействии электромагнита отключения. [11]
2 Выбор разъединителей
Разъединители предназначены для создания видимого разрыва цепи при отключении питания линии. Это необходимо прежде всего для безопасности при выполнении ремонтных работ [4]. Для предотвращения неправильных операций все разъединители должны быть сблокированы с соответствующими выключателями а заземляющие ножи — со своими разъединителями. Подобные блокировки разъединителей называются оперативными. Оперативная блокировка разъединителя с выключателем должна запрещать: отключение и включение разъединителем активной и реактивной мощности. На схеме главных электрических соединений оперативная блокировка обозначается пунктиром.
В ОРУ 220 кВ были выбраны разъединители типа РГ-2201000УХЛ1 пользуясь при этом условиями выбора и проверки.
Условие выбора по номинальному напряжению по формуле
Условие выбора по номинальному току по формуле
Условие поверки по электродинамической стойкости по формуле
Условие поверки по термической стойкости по формуле
где -ток термической стойкости кА;
-время протекания тока термической стойкости
Выбор разъединителей производим аналогично выбору выключателей без проверки отключающей способности. Результаты выбора представлены в таблице (7).
Таблица 7 - Выбор разъединителей
Наименование присоединения или РУ
3 Выбор трансформаторов тока
Измерительные трансформаторытока предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений наиболее удобных для подключения измерительных приборов реле защиты устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих так как цепи высшего и низшего напряжения разделены а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.
Первичная обмотка трансформатора тока (ТТ) включается в электрическую цепь последовательно (в рассечку токопровода) а вторичная замыкается на некоторую нагрузку (измерительные приборы и реле) обеспечивая в ней ток пропорциональный току в первичной обмотке. В ТТ высокого напряжения первичная обмотка изолирована от вторичной (от земли) на полное рабочее напряжение. Один конец вторичной обмотки обычно заземляется. Поэтому она имеет потенциал близкий к потенциалу земли.
Измерительные трансформаторы тока выбирают в зависимости от мест установки по следующим параметрам (на примере для ОРУ-220 кВ) [10]:
где номинальное напряжение кВ;
рабочее напряжение распределительного устройства кВ.
По длительно-допустимому току:
где номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока;
максимальный рабочий ток присоединения где устанавливают трансформатор.
По ударному току кА:
По термической стойкости:
где предельный ток термической стойкости кА;
время протекания тока термической стойкости 3с;
тепловой импульс тока КЗ .
По подключенной нагрузке ко вторичной цепи:
гдеподключаемая нагрузка ко вторичной обмотке трансформатора;
номинальное сопротивление вторичной обмотки:
где = 75ВА – номинальная мощность вторичной обмотки;
= 5А – номинальный ток протекающий по вторичной обмотке.
Таким образом . Обмотки неподключенные к нагрузке закоротим.
Класс точности трансформаторов тока для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 05.[1]
Результаты выбора трансформаторов тока приведены в таблице (8).
Таблица 8 - Выбор трансформаторов тока
Тип трансформатора тока
Класс точности номинальная мощность ВА
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряженияпредназначен для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает в режиме близком к холостому ходу так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое а ток потребляемый ими невелик.
В ОРУ 220 кВ отпаечной подстанции был выбран измерительный трансформатор напряжения НКФ-22058 У1 пользуясь при этом условиями выбора и проверки.
Условие проверки по нагрузке вторичной цепи по формуле
где - номинальная мощность измерительного трансформатора напряжения Вт;
- мощность потребляемая измерительными приборами и реле подключёнными к вторичной обмотке;
где - сумма активных мощностей приборов и реле Вт;
- сумма реактивных мощностей приборов и реле вар;
где - полная мощность потребляемая приборами ВА;
- коэффициент мощности прибора
Класс точности трансформаторов напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 05.[1]
Рисунок 7 - Схема подключения измерительного трансформатора НКФ- 220
Таблица 9.1 - Нагрузка трансформатора напряжения НКФ-220
Число катушек напряжения в приборе шт
Потребляемая мощность одной катушкой ВА
Общая потребляемая мощность
Счётчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Полная мощность потребляемая от трансформатора напряжения НКФ-220
Условие проверки удовлетворяются так как
В РУ-35 кВ был выбран трансформатор напряжения типа ЗНОМ- 35- 65
Рисунок 8 - Схема подключения ЗНОМ- 35- 65 в ОРУ 35 кВ
Таблица 9.2 для расчета мощности подключенной к измерительному трансформатору напряжения приведена в пояснительной записке на следующей странице.
Таблица 9.2 - Нагрузка трансформатора напряжения ЗНОМ- 35- 65
Электронное реле защиты фидера 275 кВ
Определитель места КЗ на контактной сети
Полная мощность потребляемая от трансформатора напряжения ЗНОМ- 35- 65.
В РУ-10 кВ был выбран трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-10
Рисунок 9 - Схема подключения ЗНОЛ - 10
Таблица 9.3 для расчета мощности подключенной к измерительному трансформатору напряжения приведена в пояснительной записке на следующей странице.
Таблица 9.3 Нагрузка трансформатора напряжения ЗНОЛ-10
катушек напряжения в приборе шт
Полная мощность потребляемая от трансформатора напряжения ЗНОЛ-10
Результаты выбора трансформаторов тока приведены в таблице (9).
Таблица 9 -Выбор трансформаторов напряжения
Тип трансформатора напряжения
Класс точности и номинальная мощность ВА
Предельная мощность ВА
5 Выбор жестких шин.
Согласно п. 1.3.28 ПУЭ сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ по экономической плотности тока не выбираются; выбор сечения шин производится по нагреву (допустимому току).
Iдоп - допустимый ток для шины выбранного сечения с учетом поправки при расположение шин плашмя 610 А.
Далее жесткие шины проверяют на термическую стойкость при коротких замыканиях по выражению:
где q - выбранное сечение мм2;
Вк - тепловой импульс тока короткого замыкания;
С = 91 - расчетный коэффициент для алюминиевых шин.
Проверка шин на электродинамическую стойкость: шинная конструкция считается электродинамически стойкой если максимальное расчетное напряжение в материале шин доп и максимальные расчетные нагрузки на изоляторы Fрасч не превосходят допустимых значений т. е.
где доп Fдоп - допустимые напряжение в материале и нагрузка на изолятор.
Согласно ПУЭ допустимое напряжение доп принимается равным 70% временного сопротивления разрыву (предела прочности) материала шин В т. е.
Допустимая нагрузка на изолятор Fдоп принимается равной 60 % от минимальной разрушающей нагрузки Fразр приложенной к головке изолятора т. е.
Fдоп = 06Fразр. (28)
Если центр масс поперечного сечения шины удален от вершины опорного изолятора допустимая нагрузка при изгибе изолятора должна быть уменьшена в соответствии с формулой
Fдоп = 06FразрH(h+H) (29)
где h - расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины;
Н - расстояние от головки изолятора до опасного сечения (сечения где наиболее вероятна поломка) изолятора.
Жесткие шины укрепленные на изоляторах представляют собой динамическую колебательную систему находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы возникающие при коротком замыкании имеют составляющие которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины-изоляторы совпадут с этими значениями то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает.
Частоту собственных колебаний для алюминиевых шин можно определить как:
J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей шины см4;
q - поперечное сечение шины см2.
Изменяя длину пролета и форму сечения шин добиваются того чтобы механический резонанс был исключен то есть f0 > 200 Гц.
Механический расчет однополосных шин:
Определяется наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании Нм:
a - расстояние между фазами м.
Находится напряжение в материале шины возникающее при воздействии изгибающего момента:
W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия см3
Полученное значение напряжения в материале шин сравнивается с допустимым.
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по номинальному напряжению и допустимой нагрузке. Проходные изоляторы кроме этого выбираются по номинальному току ().
- проверка сечения на нагрев проводится по допустимому току;
- проверка на термическое действие тока к.з. не производится так как ошиновка выполнена голыми проводами на открытом воздухе;
- проверка на электродинамическое действие токов короткого замыкания (на схлестывание) не производится так как токи к.з. для ОРУ 35 220 кВ меньше 20 кА;
- проверка по условию короны: необходима для гибких проводников ОРУ при напряжении 110 кВ и выше.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля кВсм
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=082);
r0 – радиус провода см.
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению
где U – линейное напряжение кВ;
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
При горизонтальном расположении фаз:
где D – расстояние между соседними фазами см.
Провода не будут коронировать если выполняется условие
6 Выбор и проверка жестких шин
В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами.
При токах больше 3000 А рекомендуется применять шины коробчатого сечения т.к. они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта а также лучшие условия охлаждения. Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6 – 10 кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели с помощью которых шины закреплены на изоляторах допускают продольное смещение шин.
Ток продолжительного режима
Принимаем шину коробчатого сечения алюминиевые 2(1255565) мм;
С учётом поправочного коэффициента на температуру 094 определим
Проверка по термической стойкости:
Тепловой импульс тока к.з.:
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
Шины термически стойкие.
Проверка на механическую прочность.
Принимаем что шины соединены жёстко тогда момент сопротивления Wyo-yo=167 см3.
Напряжение в материале шин:
а = 08 – расстояние между фазами.
расч= ф.мах доп = 40 МПа.
Таким образом шины механически прочны.
Выбор изоляторов для крепления гибких токоведущих частей
Для крепление гибких токоведущих частей в РУ 35 кВ и 220 кВ выбираются подвесные тарельчатые изоляторы типа ПСД-70Е:
- для напряжения 220 кВ- 16 изоляторов;
- для напряжения 35 кВ - 5 изоляторов.
Там где выбранные изоляторы выступают в роли натяжных гирлянд их количество увеличивается на один.
Для крепления и изоляции жестких шин РУ 10 кВ выбираются опорные изоляторы типа ОФ-10-375
Условия выбора по напряжению по формуле
где - номинальное напряжение изолятора кВ;
Условие выбора по разрушающей нагрузке по формуле
где - сила действующая на изолятор при коротком замыкании Н;
- разрушающая нагрузка на изгиб изолятора для ОФ-10-375 равна 3680Н;
где - ударный ток трехфазного короткого замыкания кА;
- расстояние между соседними изоляторами одной фазы для РУ 10 кВ 125м.;
- расстояние между осями шин соседних фаз для РУ-10 кВ 035м;
Для крепления и изоляции жестких шин РУ 10 кВ выбираются проходные изоляторы типа ПНМ-10630-750.
Условия выбора по напряжению фарфоровых опорных изоляторов
Условие выбора по номинальному длительному току по формуле
Условие выбора по допустимой нагрузке формуле
Условие проверки на термическую стойкость по формуле
где -тепловой импульс тока короткого замыкания для расчетной точки подстанции кАс
С- коэффициент учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы
ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный. ОПН предназначен для защиты изоляции электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений. ОПН состоят из колонок металлооксидных варисторов выполненных на основе оксида цинка с малыми добавками других металлов. Эти колонки заключаются в полимерные или фарфоровые покрышки.
Выбор ограничителей перенапряжения
Для ограничителя перенапряжения (ОПН) основными характеристиками являются:
– класс номинального напряжения;
– наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение;
– пропускная способность по току;
– максимальная амплитуда импульса тока.
Чтобы определить расчётную величину рабочего напряжения ограничителей необходимо знать расчётную величину максимального допустимого на ограничителе напряженияUнр которое для сетей 220 кВ определяется по формуле:
Время действия повреждения (время действия релейной защиты) составляет – 05 сек. В соответствии с этим коэффициент КВ учитывающий увеличение величины допустимого напряжения за счет сокращения кратности воздействия на ОПН исходя из условий теплового баланса имеет значение равное 152.
Расчетная величина длительного допустимого напряжения на ограничителе определяется по формуле:
По длительному допустимому напряжения выбираем ОПН–220200
При выборе ОПН за основу принимается поглощаемая ограничителем энергия которая предварительно определяется по формуле:
где U – величина неограниченных перенапряжения;
Uост– остающееся напряжение на ограничителеUост=463 кВ;
Z – волновое сопротивление линии Z=470 Ом ;
Т – время распространения волны;
N – количество последовательных токовых импульсов.
Значение U можно рассчитать по формуле:
где U0– напряжение волны перенапряжений в месте ее возникновения;
k – коэффициент полярности
l – длина защищенного подхода.
Время распространения волны рассчитывается по следующей формуле:
где – коэффициент затухания волны;
с– скорость распространения волны.
Таким образом поглощаемая энергия:
Определяем удельную энергоемкость:
Окончательно выбираем ОПН–220200-10(I) – УХЛ.
Выбор ОПН для других РУ выполняется аналогично результаты выбранных ОПН сведем в таблицу (10).
Таблица 10 – Выбранные ОПН
ОПН–220200-10(I) – УХЛ
9 Выбор комплектных распределительных устройств
Комплектное распределительное устройство (КРУ) – это распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами.
Комплектное распределительное устройство подразделяются на КРУ внутренней и наружной установки. Комплектные распределительные устройства 6 – 10 кВ имеют два конструктивных исполнения в зависимости от установки аппаратов ВН: в выкатном исполнении (КРУ в которых аппарат ВН расположен на выкатной тележке) и в дистанционном исполнении (КСО и КРУН). Достоинствами КРУ являются: возможность быстрой замены аппарата резервным установленным на тележке вдвигаемой в ячейку вместо аппарата подлежащего осмотру или ремонту; компактность устройств чему в большей степени способствует применение специальных скользящих втычных контактов вместо громоздких разъединителей; надежная защита токоведущих частей от прикосновения и уплотнения для предотвращения запыления.
Шкафы с полностью готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа где их устанавливают соединяют сборные шины на стыках шкафов подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУ безопасно в обслуживании так как все части находящиеся под напряжением закрыты металлическим кожухом.
В дипломном проекте на напряжение 10 кВ рационально принять КРУ серии K – 61 с выключателями ВВЭ-М-10-201000У1 на большие отключаемые токи КЗ.
КРУ серии К – 61 имеет:
- тросоустойчивую фарфоровую изоляцию;
- высоковольтные коммутационные аппараты расположенные на выкатных частях;
- высокочувствительную дуговую защиту;
- автоматическое управление электроподогревом внутри КРУ при низких температурах и высокой влажности.
КРУ серии К – 61 рассчитаны на применение всех типов высоковольтных выключателей данного напряжения: вакуумного и элегазового. Выкатные части с высоковольтным выключателем унифицированы. Работоспособность КРУ проверена при землетрясении до 9 баллов. Срок службы – 30 лет.
Таблица 11 - Выбор КРУ
Рисунок 10 – Общий вид шкафов КРУ серии К-61.
Наличие различных исполнений шкафов КРУ по главным электрическим цепям даёт возможность изготавливать РУ как с кабельными так и с воздушными выводами.
КРУ безопасны в работе:
– имеется надёжная блокировка от неправильных действий обслуживающего персонала;
– смотровые окна обеспечивают наблюдение за оборудованием под напряжением;
– при помещении выкатной части в ремонтное положение автоматически работающие шторки защищают обслуживающий персонал от случайного прикосновения к токоведущим частям под напряжением;
– предусмотрено заземление любого участка главных цепей КРУ с помощью стационарных установленных заземляющих разъединителей.
В таблице 12 приведены параметры шкафа КРУ серии K – 61.
Таблица 12 – основные параметры шкафа КРУ серии K – 61
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Электродинамическая стойкость кА
Тип привода к выключателю
Трансформатор напряжения
Ограничители перенапряжения
АНАЛИЗ ГРОЗОЗАЩИТЫ ОРУ 220 кВ
1 Защита от прямых ударов молнии
Электротехнические установки в отношении мер электробезопасности разделяются на:
электроустановки выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими — более 500А — токами замыкания на землю);
электроустановки выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);
электроустановки до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;
электроустановки до 1 кВ с изолированной нейтралью.
Электрической сетью с эффективно заземленной нейтралью называют трехфазную электрическую сеть выше 1 кВ в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 14. Под коэффициентом замыкания на землю понимается отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.
Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например через трансформаторы тока). Изолированная нейтраль — нейтраль трансформатора или генератора не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации измерения защиты заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства имеющие большое сопротивление.
Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным электрическим соединением с заземляющим устройством которое представляет собой совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлитель — проводник или совокупность металлически соединенных между собой проводников находящихся в соприкосновении с землей. Заземляющим проводником называется проводник соединяющий заземляемые части заземлителя.
Различают следующие виды заземлений:
защитное — для обеспечения электробезопасности; рабочее — для обеспечения нормальных режимов работы установки;
молниезащитное — для защиты электрооборудования от перенапряжений и молниезащиты зданий и сооружений. В большинстве случаев одно и то же заземление выполняет несколько функций одновременно.
Если на заземлитель подать потенциал то в точках земли расположенных в непосредственной близости от него возникнут потенциалы измеряемые относительно удаленной точки. С удалением от места расположения заземлителя потенциал уменьшается (зависимость обратно пропорциональна расстоянию) и в удаленных точках близок к нулю. Таким образом в качестве точек нулевого потенциала могут служить точки достаточно удаленные от заземлителя (обычно достаточно расстояние в несколько десятков метров).
Крутизна кривой распределения потенциалов зависит от проводимости грунта: чем меньше проводимость грунта тем более пологую форму имеет кривая тем дальше расположены точки нулевого потенциала.
Сопротивление которое оказывают току заземлитель и грунт называется сопротивлением растеканию. В практике сопротивлению растекания соответствует термин "сопротивление заземлителя". Сопротивление заземлителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к току стекающему с заземлителя в землю.
Удельное сопротивление грунта зависит от его характера температуры содержания в нем влаги и электролитов. Геофизические изыскания верхних слоев земли показали что электрическая структура грунта в большинстве случаев имеет вид выраженных слоев с различным сопротивлением и практически с горизонтальными границами. В горизонтальном направлении удельное сопротивление обычно изменяется незначительно. В верхнем слое до глубины примерно 3 м наблюдаются заметные сезонные изменения удельного сопротивления вызываемые изменениями температуры количества и интенсивности выпадающих осадков и другими факторами. Наибольшее сопротивление имеет место в зимнее время при промерзании грунта и в летнее время при его высыхании. Измерение удельного сопротивления грунта обязательно чтобы не тратить лишние средства на сооружение заземлений и чтобы не пришлось после сооружения установки осуществлять дополнительные мероприятия по расширению заземляющих устройств. Для получения достоверных результатов измерение удельного сопротивления следует производить для всех сезонов года. Чаще они проводятся в теплое время года а увеличение сопротивления при высыхании или промерзании грунта учитывается повышающими коэффициентами.
Искусственные заземлители обычно выполняются из стальных вертикальных электродов (труб уголков стержней) с расположением верхнего конца у поверхности земли или ниже уровня земли на 05 — 07 м. При этом способе сопротивление заземления относительно стабильно из-за малости изменения влажности и температуры грунта.
При выборе размеров вертикальных электродов исходят из обеспечения требуемого сопротивления заземлителя при наименьшем расходе металла механической устойчивости электрода при погружении в грунт устойчивости к коррозии электродов расположенных в грунте.
Устойчивость к коррозии электрода в земле в основном определяется его толщиной и площадью поверхности на единицу его длины. Для этих условий наиболее оптимальными являются круглые стержни имеющие при равных сечениях наибольшую толщину и наименьшую поверхность. Сопротивление растеканию электрода определяется в основном его длиной и мало зависит от поперечных размеров электрода. Рекомендуется принимать длину вертикальных стержневых электродов 2 — 5 м а электродов из стального уголка 25 — 3 м. Применение электродов большей длины целесообразно при высоком сопротивлении грунта и малой площади отводимой под устройство заземлителя.
Погруженные в грунт вертикальные электроды соединяют стальными полосами или круглой сталью на глубине 05 — 07 м приваренными к верхним концам вертикальных электродов. Обычно заземлитель состоит из нескольких параллельно соединенных электродов расположенных на относительно небольших расстояниях друг от друга. Это вызывает экранирование приводящее к относительному уменьшению объема грунта при растекании тока с каждого электрода и увеличивает сопротивление заземлителя.
Согласно ПУЭ открытые подстанции и ОРУ 20-500 кВ должны быть защищены от прямых ударов молний.
Защита подстанции от прямых ударов молний осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами.
Необходимо защитить линейные порталы молниеотводами так как высота остальных элементов подстанции значительно ниже и они попадают в зону защиты молниеотводов.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода в плане графически изображается окружностью соответствующего радиуса. Центр окружности находится в точке установки молниеотвода.
Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой до 150м при расстоянии между молниеотводами равном L изображена на рисунке ниже. Из рисунка видно что зона защиты между двумя стержневыми молниеотводами имеет значительно большие размеры чем сумма зон зашиты двух одиночных молниеотводов. Часть зоны защиты между стержневыми молниеотводами в сечении проходящем через оси молниеотводов является совместной а остальные ее части называются торцевыми.
Определение очертаний торцевых частей зоны защиты выполняется по расчетным формулам используемым для построения зоны защиты одиночных молниеотводов.
Рисунок 11 - Зоны защиты двойного стержневого молниеотвода
В плане торцевые части представляют собой полуокружности радиусом ro или rx которые ограничиваются плоскостями проходящими через оси молниеотводов перпендикулярно линии соединяющей их основания.
Совместная часть зоны защиты ограничивается сверху ломаной линией которую можно построить по трем точкам: две из них лежат на молниеотводах на высоте ho а третья расположена посередине между ними на высоте hc.
В процессе эксплуатации изоляция электрооборудования находится под воздействием как рабочего напряжения так и возможных внешних и внутренних перенапряжений являющихся импульсом или волной напряжения накладывающейся на номинальное напряжение сети.
Грозовые перенапряжения обладают самой большой кратностью при этом являются самыми короткими по времени воздействия и наиболее тяжёлыми для электроустановок. Коммутационные перенапряжения напротив имеют небольшую кратность но могут существовать часами.
В результате атмосферных воздействий согласно статистики повреждается большое количество оборудования. Удар молнии несёт угрозу для электроустановок всех классов напряжения вне зависимости от их устройства. К примеру при прямом ударе молнии в провод ВЛ 110 кВ почти всегда происходит перекрытие изоляции. Для линий 500-1150 кВ опасными являются 30-40% аналогичных ситуаций. Даже высокая импульсная прочность линейной изоляции ВЛ 500-1150 кВ не может обеспечить грозоупорность линии при прямом ударе молнии в провод
Рисунок 12 – Статистика ТН по типу оборудования
Рисунок 13 – Анализ причини ТН при атмосферных перенапряжениях %
В настоящее время актуальность проблемы грозовых перенапряжений в системах электроснабжения (далее – СЭС) обусловлена ещё и повышением грозовой активности и как следствие увеличением количества технологических нарушений (далее ТН) вызванных влиянием атмосферных перенапряжений. К примеру в сетях на территории Сибири количество ТН по причине атмосферных перенапряжений увеличилось в два раза за год по сравнению с аналогичным периодом. Причём статистика ТН различного оборудования (рис.12) относительно общего количества ТН за соответствующий год также подверглась изменениям хоть и в меньшей степени. Проведен анализ причин ТН при атмосферных перенапряжениях (рис 13).
Снизить влияние грозовых перенапряжений на работу систем электроснабжения можно лишь путём построения комплексной системы защиты
Защиту ОРУ выполним стержневыми молниеотводами размещенными на линейных и шинных порталах и отдельностоящими молниеотводами. Высота молниеотвода на линейном портале и отдельностоящего 220 кВ – 19 метров.
Эффективная высота молниеотвода [11]:
где – высота молниеотвода (19 м)
Определяем радиус зоны защиты от одного молниеотвода на уровне земли
Определяем радиус зоны защиты от одного молниеотвода на уровне линейного портала
где – высота защищаемого объекта (линейного портала) составляет 11 м.
Наименьшая высота внутренней зоны на примере двух молниеотводов расположенных на расстоянии друг от друга:
Половина ширины внешней зоны на уровне линейного портала определяется по следующей формуле:
где – высота защищаемого объекта (м).
2 Расчет сети заземления
Сопротивление искусственного заземлителя не должно превышать 05 Ом.
Определяем площадь контура заземления:
Принимаем диаметр вертикальных электродов (м)
Сечение вертикальных электродов:
Проверка сечения на термическую стойкость:
где - - максимальный ток короткого замыкания (кА)
- предельное время работы защиты (сек)
- коэффициент термической стойкости.
Сечение проходит проверку на термическую стойкость
Проверка сечения на коррозионную стойкость:
где - - вспомогательные коэффициенты
Принимаем первоначально расстояние между полосами (м)
Общая длина полос в сетке:
Принимаем число ячеек:
Длина стороны ячейки
Длина горизонтальных полос в сетке:
Количество вертикальных электродов в сетке:
Принимаем длину вертикальных электродов (м)
Определяем стационарное сопротивление заземлителя:
где - - вспомогательный коэффициент.
Определяем коэффициент:
Определяем импульсное сопротивление заземлителя:
Сопротивление не превышает максимального значения следовательно расчет проведен верно.
1 Требование к освещению производственных помещений на подстанции
При соответствующем технико-экономическом обосновании в целях безопасного производства работ сохранения жизни и здоровья работников минимизации последствий аварий инцидентов и других происшествий охраны объектов на их территорияхв зданияхи помещениях ПС должно монтироваться и надежно функционировать искусственное освещение.
Виды искусственного освещения:
Аварийное освещение;
Ремонтное освещение.
Рабочее освещение– это освещение обеспечивающее нормируемые осветительные условия (освещенность качество освещения)в помещениях и в местах производства работ вне зданий и создающееблагоприятные условия труда возможность передвижения людей и транспорта во время отсутствия или недостатка естественного освещения. Рабочее освещение устанавливается в видеобщегоосвещения иликомбинированногоосвещения.
Общее освещение– это освещение при котором светильники размещаются в верхней лоне помещения равномерно (общее равномерное освещение) или применительно к расположению оборудования.
Комбинированное освещение– это освещение при котором к общему освещению добавляется местное.
Местное освещение–это освещение дополнительное к общему создаваемое светильниками концентрирующими световой поток непосредственно на рабочих местах.
Общее освещение производственных помещений устраивается так чтобы исключалось ослепление работников выполняющих работы.
Для рабочего освещения площадок и мест производства работ расположенных вне зданий высота установки осветительных приборов должна быть:
для автомобильных дорог – не менее 65 м;
для территории – не менее 35 м.
Освещенность на уровне земли или дорожных покрытий прилежащих участков (площадок проездов стоянок автотранспорта) должна быть не менее 2 лк а железнодорожных путей переездов на территории хозяйствующего субъекта не менее 05 лк.
Аварийное освещениеразделяется на
освещениебезопасности;
эвакуационноеосвещение.
Освещение безопасностипредназначено для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения. Светильники рабочего освещения и светильники освещения безопасности в производственных и общественных зданиях и на открытых пространствах должны питаться от независимых источников.
Светильники и световые указатели эвакуационного освещения в производственных зданиях с естественным освещением присоединяются к сети не связанной с сетью рабочего освещения начиная от щита подстанции (распределительного пункта освещения) или при наличии только одного ввода начиная от вводного распределительного устройства.
В производственных зданиях без естественного света в помещениях где может одновременно находиться 20 человек и более независимо от наличия освещения безопасности должно предусматриватьсяэвакуационное освещениепо основным проходам и световые указатели «выход» автоматически переключаемые при прекращении их питания на третий независимый внешний или местный источник (аккумуляторная батарея дизель-генераторная установка и пр.) не используемый в нормальном режиме для питания рабочего освещения освещения безопасности и эвакуационного освещения или светильники эвакуационного освещения и указатели «выход» должны иметь автономный источник питания.
При отнесении всех или части светильников освещения безопасности и эвакуационного освещения к особой группе первой категории по надежности электроснабжения надо предусматривать их питание от третьего независимого источника. Использование сетей питающих силовые электроприемники для питания освещения безопасности и эвакуационного освещения в производственных зданиях без естественного освещения не допускается.
Дежурное освещениеследует устраивать для охраны и осмотра помещений в нерабочее время. Для этой цели следует выделять часть светильников рабочего или аварийного освещения. В помещениях с непрерывным технологическим процессом дежурное освещение не требуется.
Ремонтное (переносное)освещениепредусматривают на таких операциях где стационарным освещением невозможно создать нормируемый уровень освещенности а также для осмотра ремонта и наладки производственного (технологического) оборудования. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжения не выше 50 В а при повышенной опасностипоражения электрическим током – не выше 12 В.
Охранное освещениедолжно предусматриваться при отсутствии специальных технических средств охраны вдоль границ и территорий промышленных объектов в ночное время. Общее освещение территории организации допускается спомощью прожекторов и (или) светильников напряжением 127 либо 220 В.
2 Безопасность при эксплуатации установок ПС
Наряду с указаниями настоящей инструкции необходимо руководствоваться “Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок”.
В конструкции подстанции предусмотрены следующие технические мероприятия обеспечивающие возможность безопасного обслуживания:
а) все находящееся под высоким напряжением оборудование установлено на высоте 25 м. от нулевой отметки до основания изоляторов;
б) токоведущие части и участки сети ОРУ конструктивно необорудованные аппаратными ножами заземления при выполнении работ закорачиваются и заземляются переносными закоротками входящими в комплект заводской поставки;
в) для ограждения тех токоведущих частей блоков 35 кВ которые могут оказаться под напряжением предусмотрены инвентарные ограждение с приспособлением для их запирания.
г) в конструкции подстанции предусмотрена электромеханическая блокировка предупреждающие ошибочные оперативные действия с коммутационными аппаратами;
д) электрическое питание к осветительным установкам и к розеткам местного освещения подается дистанционно из ячейки КРУ 10 кВ собственного расхода;
е) для питания ламп переносного местного освещения в шкафах смонтированных на блоках ОРУ установлены розетки на 12 В;
ж) все металлоконструкции трансформаторов шкафов и оснований аппаратов приводов и блоков труб электропроводки и кабельных трасс нормально не находящиеся под напряжением при монтаже должны быть надежно заземлены к контуру заземления;
з) осветительные установки позволяют выполнять работы по замене ламп без снятия напряжения на подстанции;
и) хранение средств по технике безопасности и инструмента на подстанции предусмотрено в ОПУ или в помещении для ремонтного персонала.
1 Техника безопасности при работах на кабельных линиях
Все работы по техническому обслуживанию электроустановок проведению в них переключений выполнению строительных монтажных наладочных ремонтных работ испытаний и измерений должны проводится в соответствии с Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок а так же в соответствии с целым рядом других Правил и инструкций.
Перед началом проведения работ должен быть выполнен комплекс организационных и технических мероприятий.
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работ в электроустановках являются: оформление работ нарядом распоряжением или перечнем работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации; допуск к работе; надзор во время работы; оформление перерыва в работе перевода на другое место окончания работы.
При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:
произведены необходимые отключения и приняты меры препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;
на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;
проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;
наложено заземление (включены заземляющие ножи а там где они отсутствуют установлены переносные заземления);
вывешены указательные плакаты «Заземлено» ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.
При производстве работ на кабельных линиях необходимо соблюдать целый ряд специфических требований. Вот некоторые основные из них.
Применение землеройных машин отбойных молотков ломов и кирок для рыхления грунта над кабелем допускается производить на глубину при которой до кабеля остается слой грунта не менее 30см. Остальной слой грунта должен удаляться вручную лопатами.
Перед началом раскопок кабельной линии должно быть произведено контрольное вскрытие линии.
В зимнее время к выемке грунта лопатами можно приступать только после его отогревания. При этом приближение источника тепла к кабелям допускается не ближе чем на 15см.
При рытье траншей в слабом или влажном грунте когда есть угроза обвала их стены должны быть надежно укреплены.
В сыпучих грунтах работы можно вести без крепления стен но с устройством откосов соответствующих углу естественного откоса грунта.
Грунт извлеченный из котлована или траншеи следует размещать на расстоянии не менее 05м от бровки выемки. Разработка и крепление грунта в выемках глубиной более 2м должны производиться по плану производства работ.
В грунтах естественной влажности при отсутствии грунтовых вод и при отсутствии расположенных поблизости подземных сооружений рытье котлованов и траншей с вертикальными стенками без крепления разрешается на глубину не более: 1м – в насыпных песчаных и крупнообломочных грунтах; 125м – в супесях; 15м – в суглинках и глинах.
В плотных связанных грунтах траншеи с вертикальными стенка ми рыть роторными и траншейными экскаваторами без установки креплений допускается на глубину не более 3м. В этих случаях спуск работников в траншеи не допускается. В местах траншеи где необходимо пребывание работников должны быть устроены крепления или выполнены откосы.
На рабочем месте подлежащий ремонту кабель следует определить:
при прокладке в туннеле коллекторе канале – прослеживанием сверкой раскладки с чертежами и схемами проверкой по биркам;
при прокладке кабелей в земле – сверкой их расположения с чертежами прокладки.
Для этой цели должна быть предварительно прорыта контрольная траншея (шурф) поперек кабелей позволяющая видеть все кабели.
Во всех случаях когда отсутствует видимое повреждение кабеля следует применять кабелеискательный аппарат.
Перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты необходимо проверить отсутствие напряжения с помощью специального приспособления состоящего из изолирующей штанги и стальной иглы или режущего наконечника.
В туннелях коллекторах колодцах траншеях где проложено несколько кабелей и других кабельных сооружениях приспособление должно быть с дистанционным управлением. Приспособление должно обеспечить прокол или разрезание оболочки до жил с замыканием их между собой и заземлением.
Кабель у места прокалывания предварительно должен быть закрыт экраном.
При проколе кабеля следует пользоваться спецодеждой диэлектрическими перчатками и средствами защиты лица и глаз при этом необходимо стоять на изолирующем основании сверху траншеи на максимальном расстоянии от прокалываемого кабеля.
Прокол кабеля должны выполнять два работника: допускающий и производитель работ или производитель и ответственный руководитель работ; один из них непосредственно прокалывает кабель а второй – наблюдает.
Если в результате повреждений кабеля открыты все токоведущие жилы отсутствие напряжения можно проверять непосредственно указателем напряжения без прокола кабеля.
Для заземления прокалывающего приспособления могут быть использованы заземлитель погруженный в почву на глубину не менее 05м или броня кабеля. Присоединять заземляющий проводник к броне следует посредством хомутов; броня под хомутом должна быть зачищена.
В тех случаях когда броня подверглась коррозии допускается присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке кабеля.
На кабельных линиях электростанций и подстанций где длина и способ прокладки кабелей позволяют пользуясь чертежами бирками кабелеискательным аппаратом точно определить подлежащий ремонту кабель допускается по усмотрению выдающего наряд не прокалывать кабель перед его разрезанием или вскрытием муфты.
Вскрывать соединительные муфты и разрезать кабель в тех случаях когда предварительный прокол не делается следует заземленным инструментом надев диэлектрические перчатки используя средства защиты лица и глаз стоя на изолирующем основании.
При перекатке барабана с кабелем необходимо принять меры против захвата его выступами частей одежды.
Не допускается при прокладке кабеля стоять внутри углов поворота а также поддерживать кабель вручную на поворотах трассы. Для этой цели должны быть установлены угловые ролики.
Перекладывать кабель и переносить муфты следует после отключения кабеля. Перекладывать кабель находящийся под напряжением допускается при условиях:
перекладываемый кабель должен иметь температуру не ниже 5°С;
муфты на перекладываемом участке кабеля должны быть укреплены хомутами на досках;
для работы должны использоваться диэлектрические перчатки поверх которых для защиты от механических повреждений должны быть надеты брезентовые рукавицы;
работа должна выполняться работниками имеющими опыт прокладки под надзором ответственного руководителя работ имеющего группу V в электроустановках напряжением выше 1000 В и производителя работ имеющего группу IV в электроустановках напряжением до 1000 В.
Работу в подземных кабельных сооружениях а также осмотр со спуском в них должны выполнять по наряду не менее 3 работников из которых двое – страхующие. Между работниками выполняющими работу и страхующими должна быть установлена связь.
Для освещения рабочих мест в колодцах и туннелях должны применяться светильники напряжением 12 В или аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении. Трансформатор для светильников напряжением 12 В должен располагаться вне колодца или туннеля.
В данной дипломной работе была разработана отпаечная понизительная подстанция 2203510 кВ схема ее главных электрических соединений. Был произведен расчет токов короткого замыкания и максимальных рабочих токов который позволил сделать выбор основного электротехнического оборудования. Выбор основного электрооборудования произведен по классу напряжения и максимальному рабочему току и проверен на термическую и динамическую стойкость также был учтено географическое расположение подстанции. Все оборудование выбрано для умеренного холодного климата:
Элегазовый выключатель ВГТ-220II-402500 У1
Вакуумный выключательВВЭ-М-10-201000У1
Вакуумный выключатель ВР35НС
А так же приводы выключателей. Разъединители:
Разъединитель горизонтально-поворотного типа РГ-2201000УХЛ1
Разъединитель горизонтально-поворотного типа РГ-352000УХЛ1
Трансформаторы тока трансформаторы напряжения :
Трансформатор тока элегазовый с фарфоровой изоляцией ТОГФ-220-У1
Трансформатор тока ТОЛ-35-III-4 УХЛ1
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10
Масляный трехобмоточный НКФ 220-58 У1
Масляный трехобмоточный ЗНОМ-З5-65 У1
Масляный трехобмоточный ЗНОЛ-10-66 У1
Заземляющее устройство рассчитано по условию требований к напряжению прикосновения и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве. Защита ПС от прямых ударов молнии осуществляется при помощи молниеотводов установленных на конструкциях ОРУ 220 кВ и отдельностоящих молниеотводов.
Таким образом применение справочной и технической литературы развило умение принимать инженерные решения и ориентирование в сфере норм и стандартов закрепленных в конструкторской документации. Изучено основное электротехническое оборудование его назначения и критерии выбора в зависимости от указанных условий.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
Правила устройств электроустановок. ПУЭ. – 7-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоиздат. 2003. – 392.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СО 153-34.20.122-2006.
Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД153-34.0-20.527-98.
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»
Костенко М. В. и др. Заземления в сетях высокого напряжения и средства защиты от перенапряжений. Учебное пособие. – Л.: ЛПИ 2003.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М: Энергоатомиздат 2012.
РД 153–34.3–35.125–99 «Руководство по защите электрических станций от грозовых и внутренних перенапряжений» Под научной ред. Н. Н. Тиходеева – С.-Петербург: ПЭИПК Минтопэнерго РФ 2009.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат 2007.
Петров Е.Б. Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию М.: Маршрут 2004.- 246с.
Почаевец В.С. Электрооборудование и аппаратура электрических подстанций: Учебное иллюстрированное пособие для студентов вузов техникумов колледжей и учащихся образовательных учреждений ж.- д. транспорта осуществляющих начальную профессиональную подготовку.- М.: УМК МПС России 2002.- 56с.
Почаевец В.С. Электрические подстанции: Учебник для техникумов и колледжей ж.- д. транспорта.- М.: Желдориздат 2001.- 512с.
Казаков В.А. Электрические аппараты. Учебное пособие для высших учебных заведений.- М.: ИП РадиоСофт 2009.- 372с.