Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,85 Мб
Опубликовано:

2012-06-23

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ

1 ВВЕДЕНИЕ

В связи с повсеместным расширением производства, строительства новых предприятий, жилых микрорайонов увеличивается и потребление электроэнергии. В данный момент многие подстанции очень сильно устарели или же их мощности не хватает для питания всех потребителей. Чтобы устранить эту проблему необходимо строить новые подстанции с возможностью их дальнейшего расширения, реконструировать и модернизировать уже имеющиеся подстанции. Все это должно происходить по новым требованиям экономичности и надежности.

2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектируемая районная понизительная подстанция служит для приема, преобразования и дальнейшей передачи электроэнергии потребителям.

Все установленное на подстанции оборудование должно быть не очень дорогим, иначе затраты, потраченные на строительство или реконструкцию подстанции будут большими вследствие чего она не окупится и станет не выгодной для эксплуатации.

Также все оборудование должно проходить проверку по разным критериям, чтобы во время эксплуатации возникало как можно меньше аварийных ситуаций и не создавалось угрозы для работы персонала.

На данной подстанции по ПУЭ устанавливается 2 трансформатора, это делается из-за того что на ней присутствуют потребители I и II категории. Перерыв в электроснабжение которых для I категории допускается лишь на время автоматического восстановления питания, а для II категории - на время, необходимое для включения резервного питания силами дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Перерыв же в электроснабжении потребителей III категории допускается на время не превышающего одних суток. Дабы избежать больших перерывов в электроснабжении схема подстанции на стороне высшего напряжения имеет неавтоматическую перемычку благодаря которой можно эксплуатировать оба имеющихся трансформатора через одну линию, или же наоборот, отключать один из трансформаторов. Со стороны низшего напряжения резервирование идет через секционный выключатель, который соединяет две секции шины.

Для обнаружения и предотвращения аварийных режимов на подстанции имеется релейная защита и автоматика. Задача релейной защиты заключается в том, чтобы найти неисправный участок, сообщить об этом персоналу и как можно быстрее подать сигнал на его отключение. К автоматике относятся АПВ и АРВ. АПВ устанавливается на линейных выключателях, а АПВ на секционном выключателе.

3 ОБРАБОТКА ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

По исходным данным графиков нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки и максимальной нагрузке на шинах высшего напряжения, строим зимний и летний суточные графики нагрузок.

Для начала, активную нагрузку, данную нам в процентах, переведем в МВт, по формуле:

где Pmax = 52 МВт, а затем приводим к полной мощности:

Таблица 3.1 - Суточный график нагрузки активной и полной мощности в именованных единицах

Время суток, часы	Активная нагрузка, МВт		Полная нагрузка, МВА

	Потребители, подключенные к РУ НН		Потребители, подключенные к РУ НН
	зимой	летом	зимой	летом
0-6	15,6	5,2	19,5	6,5
6--12	41,6	10,4	52	13
12--18	52	31,2	65	39
18--24	36,4	20,8	45,5	26

Рисунок 3.1 Суточный график нагрузки активной мощности в относительных единицах

Рисунок 3.2 Суточный график нагрузки активной мощности в именованных единицах

Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, а летнего - 182.

По зимнему суточному графику вычисляем коэффициент нагрузки:

Коэффициент нагрузки по летнему суточном графику вычисляем аналогично.

По полученным зимнему и летнему суточным графикам построим годовой график по продолжительности нагрузок:

Рисунок 3.3 Годовой график по продолжительности нагрузок

Количество электроэнергии, проходящей через проектируемую подстанцию за год:

Среднегодовая нагрузка РУ НН

Коэффициент заполнения графика

Продолжительность использования максимальной нагрузки подстанции

Время максимальных потерь подстанции

Таблица 3.2 - Результаты расчета по определению параметров , , , ,

Wгод, МВт*ч	Pcp,МВт	Кн	Тим	τ
234093,6	26,723	0,514	4501,8	2888,02

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ПО ВЫБОРУ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:

где Smax - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

Кав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (Кав=1,4) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30 % (Кав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения ) по шкале ГОСТ 9680-77.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=1,4.

Ближайшее номинальное по шкале ГОСТ 9680-77Е значение: 40 МВА.

Для технико-экономического расчета выбираем тип трансформатора с учетом максимальной расчетной мощности при отключенных потребителях 3 категории по надежности электроснабжения.

S = 27,857 МВА - ТРДН - 40000/110;

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические данные трансформаторов

Тип	Sном, МВ∙А	Пределы регулирования	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном обмоток, кВ		ик, %	Рк, кВт	Рх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
			ВН	НН
ТРДН-40000/110	40	±9x1,78%	115	10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260

Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку.

В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

где Sном - номинальная мощность трансформатора.

Smax ВН - максимальная нагрузка трансформатора

n - количество трансформаторов на подстанции

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Реактивные потери холостого хода трансформатора

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора

Приведенные потери холостого хода трансформатора:

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора

При этом принимают SНН,1 = SНН,2 = 0,5SН и Ркз,НН,1 = Ркз,НН,2 = 0,5Ркз,ВН-НН двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой, τВН = τНН1 = τНН2 = 2888 ч.

Проведем расчет трансформатора марки ТРДН 40000/110.

кВт;

Р’кз,НН,1 = Р’кз,НН,2 = 0,5∙701,2=350,6 кВт;

Расчет технико-экономических параметров выбранного варианта приведен ниже.

Технико-экономическое обоснование проекта

. При определении капиталовложений в энергообъект были использованы справочные материалы [12].

. Норма доходности рубля (норма дисконта) Е=10%=0,01 (рекомендации консультанта).

. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2012 по 2024 год (рекомендации консультанта).

. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений [12].

.Горизонт расчёта (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

.Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

год - 20%

год - 50%

год - 30%

. Расчет капиталовложений в энергообъект.

При расчете капиталовложений на сооружение подстанции были использованы справочные материалы [12], где в табл.7.15 и 7.16 приведены УСП ПС 35 кВ и выше в ценах 2000 года без учета НДС.

УСП приведены для открытых ПС 35 кВ и выше и закрытых ПС 110-220 кВ с гибкой ошиновкой, выполненных по типовым схемам электрических соединений РУ и ориентированных на применение оборудования отечественного производства.

Базисные показатели стоимости ПС соответствуют средним условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения.

В показатели стоимости ПС включены также стационарные устройства для ревизии трансформаторов (500 кВ и выше) и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СО 153-34.47.37-2003).

Базисные показатели стоимости ПС необходимо корректировать с учетом НДС=18%, а также привести к ценам текущего года (2012г.), используя коэффициенты, представленные в межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом КО-ИНВЕСТ, раздел 1 - капитальные вложения. Коэффициент удорожания составляет 3,58.

Для получения полной стоимости ПС к показателям табл.7.15 и 7.16. добавляют затраты, среднее значение которых составляют:

,0 - 1,5 % - благоустройство и временные здания и сооружения;

,0 - 11,0 5 - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;

,5 - 5,0 % - прочие работы и затраты.

Принимаем kблаг=1,175.

Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли, которая принимается с учетом расчетных значений площади земельного участка под ПС.

Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений, исполнения и компоновки ПС. При использовании типовых схем электрических соединений и оборудования отечественного производства примерно площадь постоянного отвода земли принимается по данным табл.7.17 [12].

где S,м2 - площадь постоянного отвода земли; для открытой ПС 110/10-10 согласно [12], табл.7.17, составляет 10000 м2;

р/м2 - рекомендации консультанта по экономической части проекта.

млн.р.

Таким образом, капиталовложения в реализацию варианта с двумя трансформаторами типа ТРДН-40000/110, с учетом всех рекомендаций, составят

где KКТП - стоимость открытой комплектной трансформаторной подстанции блочной на напряжение 110/10, согласно [12].

8. Расчет срока окупаемости инвестиций в проекте ведем с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где Rt- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета;

Зt - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

Т- продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

Кд - сумма дисконтированных капиталовложений

Где Кt -капиталовложения на t-м шаге;

аt - коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта ЕВН, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, ЕВН (ВНД) является решением уравнения:

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции определяется по формуле:

где Пчист - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

- стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Т- период ввода объекта в эксплуатацию.

. Пример расчета ЧДД за 2015 год для двухтрансформаторной подстанции с трансформаторами типа ТРДН-40000/110

) В = СТ ∙W∙ Y =2,79∙ 234093,6∙0,5 = 326560,6 тыс.руб

) Капиталовложения в подстанцию распределим по годам строительства следующим образом:

год - 20% от К = 56985,8 тыс.руб.

год - 50% от К = 142464,6 тыс.руб.

год - 30% от К = 85478,8 тыс.руб.

) Ипот =CT∙∙∆W = 2,79∙3342,17= 9324,66 тыс.руб,

) Иобсл = 0,06∙K =0,06∙299820,2= 17095,8тыс.руб.

Иобсл - рассчитывается с 2015г по 2023 г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.

5) ПВАЛ = В - Ипот - Иобсл =326560,6 - 9324,66 -17095,8= 300140,2 тыс.руб

6) Н = 0,6∙ПВАЛ = 0,6∙300140,2 =180084,1 тыс.руб

7) Пчист = ПВАЛ - Н = 300140,2-180084,1 = 120056,1 тыс.руб

8) Удельная себестоимость трансформации электроэнергии

руб/кВт∙ч

9) ЧДД2015 = ПЧИСТ 2015 - 0 =120056,1 - 0 = 120056,1 тыс.руб (так как в 2015 году не было инвестиций)

10) ЧДД = ЧД∙α =120056,1 ∙1 =120056,1 тыс.руб

11) Эинт = -75791,2 + (-248173,3) + (-342200) + 120056,1 = -222143,9 тыс.руб, где

-222143,9 - ЧДД за 2012 год,

,8- ЧДД за 2013 год,

,8- ЧДД за 2014 год,

,2 - ЧДД за 2015 год.

12) Рентабельность продукции:

9) Средняя рентабельность рассчитывается после расчета вышеуказанных показателей по всем годам по формуле:

9) Индекс доходности:

руб/руб

9) Внутренняя норма доходности Евн = 0,4911

Результаты расчётов ожидаемых технико-экономических показателей по данному проекту представлены в таблицах 4.3, 4.4. Графическое определение срока окупаемости инвестиций представлено на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Расчеты технико-экономических показателей

Показатели	Обозначения	Ед. изм.	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023

Выручка от реализации	В	тыс. руб.				326560,6	335924,3	346458,5	356992,7	367527,0	379231,6	389765,8	401470,5	413175,2
Капиталовложения	К	тыс. руб.	56985,8	142464,6	85478,8
Тариф на электроэнергию	Сэ	руб/кВт· час	2,55	2,63	2,71	2,79	2,87	2,96	3,05	3,14	3,24	3,33	3,43	3,53
Уд. Стоимость трансформации эл. Энергии	Sу	руб/кВт· час				0,32	0,32	0,32	0,32	0,32	0,31	0,31	0,31	0,31
Затраты на потери эл. Энергии в СЭС	Ипот	тыс. руб.				9324,66	9592,04	9892,83	10193,63	10494,42	10828,64	11129,43	11463,65	11797,87
Отчисления на эксплуатационное обслуживание	Иобсл	тыс. руб.			17095,8	17095,8	17095,8	17095,8	17095,8	17095,8	17095,8	17095,8	17095,8
Валовая прибыль	П	тыс. руб.				300140,2	309236,5	319469,9	329703,4	339936,8	351307,2	361540,7	372911,1	384281,6
Налоги и сборы	Инал	тыс. руб.				180084,1	185541,9	191682,0	197822,0	203962,1	210784,3	216924,4	223746,7	230568,9
Чистая прибыль	Пчист	тыс. руб.				120056,1	123694,6	127788,0	131881,3	135974,7	140522,9	144616,3	149164,4	153712,6
Чистый доход(без дисконтирования)	ЧД	тыс. руб.	-56985,8	-142464,6	-85478,8	120056,1	123694,6	127788,0	131881,3	135974,7	140522,9	144616,3	149164,4	153712,6
Коэффициент дисконтирования	α	о.е.	1,33	1,21	1,10	1,00	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47
Чистый дисконтированный доход	ЧДД	тыс. руб.	-75791,2	-172382,2	-94026,6	120056,1	112562,1	106064,0	98911,0	92462,8	87124,2	80985,1	76073,9	72244,9
Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом	Эинт	тыс. руб.	-75791,2	-248173,3	-342200,0	-222143,9	-109581,8	-3517,8	95393,2	187856,0	274980,2	355965,3	432039,2	504284,1
Рентабельность продукции	ρ	%				36,8	36,8	36,9	36,9	37,0	37,1	37,1	37,2	37,2

Таблица 4.4 - Технико-экономическое обоснование

Показатель	Единица измерения	Значение
Напряжение	кВ	110/10
Мощность	МВА	2Ч40
Число часов использования максимума	ч∙год	4501,8
Капиталовложения	тыс. руб.	284929,19
Интегральный эффект	тыс. руб.	504 284,15
Индекс доходности	руб/руб	1,47
Срок окупаемости	лет	5
Рентабельность продукции	%	25,61
ВНД проекта	%	49,11

Рисунок 4.1 - Графическое определение сроков окупаемости проектов

Вывод:

На основании анализа экономической эффективности можно утверждать, что рассматриваемый проект является экономически выгодным, так как срок окупаемости составляет 5 лет, что меньше срока окупаемости инвестиций 8 лет, который является наиболее объективным для энергетики.

Кроме того, в проект стоит вкладывать средства, так как индекс доходности проекта больше единицы (ИД=1,47 руб./руб.).

ВНД проекта 49,11%. При расчете ожидаемых технико-экономических показателей энергетического объекта, задавались нормой доходности рубля 10%. Фактическое значение нормы доходности рубля гораздо выше. Окончательное решение за инвестором после того, как он сравнит ВНД проекта с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (40% от мощности).

Sав=65∙0,6=39 МВА

Sдоп=Sном∙Кав=40∙1,4=56 МВА

Sдоп > Sав

>39

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.

5 ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

Так как подстанция является ответвительной, выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии на ВН и две, секционированные выключателем, системы шин на НН.

Работа схемы:

в нормальном режиме выключатели Q1, Q2, Q3, Q4, Q5 и Q6 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS3 и QS2. Разъединители QS1, QS4, QS5, QS6, QS7, QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется по двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители, а затем через трансформаторы;

при выводе в ремонт линии W1(W2) или ее повреждении отключаются выключатель Q1, Q3 и Q4 (Q2, Q5 и Q6) и трансформатор Т1 (Т2) на некоторое время остается без питания, при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР), будут включены секционные выключатели QB1 и QB2 и электроснабжение потребителей не нарушиться;

при повреждении трансформатора Т1 (Т2) газовая защита, дифференциальная защита или максимально токовая защита отключает выключатели на низшей стороне Q3 и Q4 (Q5 и Q6) трансформатора и на высшей стороне Q1 (Q2). После этого на стороне низшего напряжения действием АВР будет включен секционный выключатель и электроснабжение потребителей не нарушиться.

Недостатком данной схемы является, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор.

Рисунок 5.1 - Главная схема электрических соединений ПС (упрощенная)

6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Определение необходимости ограничения токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) производится для выбора (проверки) электрических аппаратов, шин кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ (реакторов), а также проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

В этом разделе будем проводить расчет токов симметричного КЗ для двух расчетных точек: на шинах ВН и НН проектируемой подстанции.

Определим исходные данные для расчета. Трансформаторы и генераторы выбираем по каталогу в соответствии с исходными данными.

Генераторы

Таблица 6.1- Исходные данные генераторов

Вид	Рн, МВт	UН, кВ		cos𝜑	Sн,МВА	n, шт.
ТВФ-120-2	100	10,5	0,192	0,8	125	1

Трансформаторы

Таблица 6.2 - Исходные данные трансформаторов

Вид	n, шт.	Sн,МВА	Uквн-сн,%	Uквн-нн,%	Uксн-нн,%
АТДЦТН-63000/220/110 (Т5,Т6)	2	63	11	35,7	21,9
ТРДЦН-63000/110 (Т26,Т27)	2	63	-	10,5	-
ТДН-16000/110 (Т15,Т16)	2	16	-	10,5	-

Таблица 6.3 - Исходные данные ЛЭП

Обозначение	L, км
W3	140
W6	80
W8	55
W9	20
W10	10
W11	10

Система

Таблица 6.4 - Исходные данные системы

Uном, кВ	Sкз, МВА
220	3000

Расчет будем производить в относительных единицах с приближенным приведением. Принимаем следующие базисные условия:

Sб=1000 МВА,

Uб=Uср.ст.= Uосн.ст.=115 кВ

Составляем однолинейную расчетную схему замещения.

Рисунок 6.1 - Расчетная схема замещения

Определим сопротивления элементов схемы замещения. Все расчеты далее производятся в относительных единицах, но для удобства написания знак * опускается (если величина в именованных единицах, ставится ее размерность).

Сопротивление системы:

где Sб - базисная мощность

Sс - мощность системы

Сопротивления линий:

где Xo - погонное реактивное сопротивление линии

l - длина линии

nц - количество цепей в линии

Uб.ст. - напряжение ступени, где расположена линия

Сопротивления обмоток двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН [9, c.101]:

где Uк вн - напряжение короткого замыкания для обмотки высшего напряжения

Uк нн - напряжение короткого замыкания для обмотки низшего напряжения

Sном - номинальная мощность трансформатора

nт - количество однотипных трансформаторов

Uк вн-нн - напряжение короткого замыкания между обмотками ВН и НН.

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора

Сопротивление генераторов:

где Xd” - сверхпереходное сопротивление генератора

Рассчитаем токи КЗ при коротком замыкании на шинах ВН (точка К1). Преобразуем схему замещения в эквивалентную и определим результирующие сопротивления цепей генератора и системы. Сопротивления нагрузок не учитываем, так как они косвенно учтены в расчетных кривых.

Рисунок 6.2 - Эквивалентная схема замещения для К1

Рисунок 6.3 - Эквивалентная схема замещения для К1

Определяем результирующее сопротивление схемы (см. рисунок 6.3):

Находим коэффициенты токораспределения по ветвям. Полагаем С=1, тогда:

Расчетные сопротивления ветвей:

Для всех моментов времени:

По расчетным кривым определим периодические составляющие тока КЗ для ТЭЦ:

Для определения периодической составляющей токов КЗ в именованных единицах необходимо рассчитать суммарный номинальный ток источника, приведенный к ступени напряжения, где рассматривается КЗ.

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0 секунд:

Периодическая составляющая тока трехфазного КЗ в момент времени 0,1 секунд будет равна сумме токов от генератора и от системы в момент времени 0,1 секунд:

Определим ударный ток трехфазного КЗ в точке К1. Ударные коэффициенты ку и постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. Та взяты из [9, с 25]: ку=1,8, Та=0,042с.

Определим апериодическую составляющую тока трехфазного КЗ в точке К1 для момента времени τ=tсв+0,01 с (0,01 с - минимальное время срабатывания релейной защиты). На стороне ВН предполагается устанавливается высоковольтный выключатель, среднее время срабатывания которого равно tсв=0,05 с (τ=0,06 с).

Расчет тока КЗ при коротком замыкании на шинах НН (точка К2) производится аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 6.5

Таблица 6.5 - Сводная таблица токов КЗ в расчетных точках.

Точка КЗ	Iпk(0), кА	Iпk(0,1), кА	iу, кА	iа,τ, кА
На шинах ВН	3,494	3,393	8,867	1,484
На шинах НН	1,666	1,666	4,229	0,708

Таким образом, расчет показал, что токи, возникающие при КЗ на проектируемой подстанции, малы и современные выключатели вполне способны отключить их. Следовательно, ограничения токов КЗ не требуется.

7 ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

.1 Выбор и проверка сборных шин на стороне НН

На стороне 10 кВ ПС применяются жесткие шины прямоугольного сечения. Выбор сборных шин проводится по максимальному длительному току нагрузки. Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле:

Выбираем однополосные шины прямоугольного сечения из сплава алюминия АД331Т1 100´8 мм с площадью поперечного сечения 797 мм2 и допустимым длительным током Iдоп.= 1625 А [2]. Шины на изоляторах располагаем плашмя.

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие q>qmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле:

где Та=0,042 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ на шинах НН;отк=tрз+tо.в.=0,06 с - расчетное время отключения КЗ, включает в себя время срабатывания релейной защиты и полное время отключения выключателя. Для выключателя tо.в.=0,05 с, минимальное время срабатывания релейной защиты составляет tрз=0,01 с.

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле:

где с - функция, зависящая от типа и материала проводника. Для алюминиевых шин с =91 Ас1/2/мм2 [9. табл. 3.16].

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Определяем пролет l

, [3, стр. 220],

где f0, Гц - собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;

l, м, длинна пролета между изоляторами;

J, см4, момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы;

q, см2, поперечное сечение шины;

, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4

где b - высота шины,см

h - ширина шины,см

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,58 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, равно:

где а - расстояние между осями соседних фаз (определяется габаритными размерами ячейки КРУН), примем а=0,22 м;

iу - ударный ток трехфазного КЗ на шинах НН, А

Напряжение в материале однополосной шины:

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярный действию усилия, см3. Для шины, расположенной плашмя:

где l - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.

Шины будут динамически стойкими, если напряжение в материале шин не будет превышать допустимого sдоп.>sрасч..Выбираем в качестве материала для шин алюминий.

Таблица 7.1 - выбор сборных шин на низшем напряжении

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	Uуст = Uном
Iраб max НН = 1618,497 А	Iдоп = 1625 А	Iраб max НН < Iдоп
qmin = 6,07 мм2	qст = 797 мм2	qmin < qст
σ расч = 0,095 МПа	σ доп = 137,2 МПа	σ расч < σ доп

7.2 Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН

Выберем опорные изоляторы для сборных шин 10 кВ. Предлагается поставить изоляторы опорные стержневые И16-80 УХЛЗ с Uном,из=10 кВ (Uном,из>Uном,уст.) [7. табл. 5.7], Fразр=16000 Н, h=130 мм.

Проверка на допустимые нагрузки.

где кзап - коэффициент запаса прочности, принимаем кзап=0,6

где Кh=2,85 - поправочный коэффициент на высоту шины, расположенной плашмя.

Условие Fрасч < Fдоп. (34,46 Н < 9600 Н) выполнено, значит, опорные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор проходных изоляторов. Выбираем изоляторы наружно-внутренней установки ИП-10/2000-12,5 УХЛ 1 [2], U=10 кВ, Iном = 2000А, Fmin изг =12500 Н, h = 640 мм.

Проверка на максимально допустимый ток.

I раб max = 1618,497 А

Iном = 2000 А

Условие I раб max < Iном выполняется.

Проверка по допустимой нагрузке.

где- расстояние от торца головки проходного изолятора до оси ближайшего опорного изолятора шины той же фазы, см

, Н;

Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н.

Условие Fрасч < Fдоп. (Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н) выполнено, значит, проходные изоляторы проходят по механической прочности.

Выбор и проверка шин между трансформатором и КРУ (НН)

Определим максимальный рабочий ток в цепи НН силового трансформатора по формуле 7.1:

Проверим выбранные шины на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие q>qmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле 7.2:

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле 7.3:

Условие qmin < qст выполняется (6,07 мм2 < 797 мм2).

Для проверки шин на электродинамическую стойкость произведем механический расчет шинных конструкций.

Электродинамическая стойкость.

Определяем пролет l

, [3, стр. 220], где

f0, Гц, собственная частота колебательной системы шины. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает, поэтому примем f0 = 200 Гц;

l, м, длинна пролета между изоляторами;

q, см2, поперечное сечение шины;

, см2;

см2;

, м2;

Т. к. шины расположены плашмя

, см4;

см4;

м2;

м.

Т. е. принимаем l = 1,42 м.

Этот вариант дает экономию в количестве изоляторов, принимаем l = 0,95 м (в соответствии с конструкцией КРУН)

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, определим по формуле 7.4:

Напряжение в материале однополосной шины определим по формуле 7.5:

Таблица 7.2 - выбор сборных шин на низшем напряжении между трансформатором и КРУ (НН)

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uуст =10 кВ	Uном =10 кВ	Uуст = Uном
Iраб max НН = 1618,497 А	Iдоп = 1625 А	Iраб max НН < Iдоп
qmin = 6,07 мм2	qст = 797 мм2	qmin < qст
σ расч = 0,095 МПа	σ доп = 137,2 МПа	σ расч < σ доп

7.3 Выбор и проверка изоляторов сборных шин на стороне НН между трансформатором и КРУ (НН)

Проверка на допустимые нагрузки.

Условие Fрасч < Fдоп. (34,46 Н < 9600 Н) выполнено, значит, опорные изоляторы проходят по механической прочности.

Проверка на максимально допустимый ток.

I раб max = 1618,497 А

Iном = 2000 А

Условие I раб max < Iном выполняется.

Проверка по допустимой нагрузке.

, Н;

- расстояние от торца головки проходного изолятора до оси ближайшего опорного изолятора шины той же фазы, см

, Н;

Fрасч = 6,68< Fдоп = 7500 Н.

Выбор и проверка кабелей на отходящих линиях

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

На линиях, отходящих к потребителям, выберем силовые кабели типа ААШв, так как кабели будут прокладываться в земле со средней коррозионной активностью, без блуждающих токов. Сечение жил будем выбирать по экономической плотности тока по формуле 7.11. Для кабелей jЭК = 1,2 А/мм2.

где n - число отходящих фидеров

Выбираем алюминиевые кабели на 10 кВ 3х жильные, прокладка в земле со средней коррозийной активностью без блуждающих токов с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке [7. табл. 4.7].

Марка кабеля ААШв 3х150, Iдоп = 275 А [7. табл. 7.10]

Найдем рабочий максимальный ток кабеля:

где kθ - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, он равен 1 [4,стр. 409]

kн - поправочный коэффициент на число рядом проложенных в земле кабелей, он равен 1 [7, стр. 408]а.п - коэффициент, учитывающий дополнительную аварийную перегрузку кабелей, он равен 1 [4, стр. 410]

Условие Iдоп > Iраб max (275 А > 269 А) выполняется.

Проверка на термическую стойкость.

Проверим выбранных кабелей на термическую стойкость при КЗ, используя приближенный способ. Требуется проверить условие q>qmin. Для этого определим интеграл Джоуля по формуле 7.2:

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле 7.3:

Условие qmin < qст выполняется (5,526 мм2 < 150 мм2).

Таблица 7.3 - Выбор кабелей на отходящие линии 10 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст= Uном
Iраб max =269,75 А	Iдоп = 180 А	Iдоп > Iраб max
qmin = 5,526 мм2	qкаб = 50 мм2	qmin < qст

Выбор и проверка токоведущих частей на стороне ВН

Ошиновку открытых РУ 110 кВ выполняем гибкой. Применяем сталеалюминевые провода марки АС. Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока. Найдем рабочий ток на стороне ВН по формуле:

Экономическое сечение рассчитывается по формуле 7.11:

Согласно ПУЭ, условию проверки на коронирование при напряжении 110 кВ удовлетворяют провода с минимально допустимым сечением 70 мм2. Выбираем провод АС-240/29 с Iдоп.= 610 А.

Проверим провод на максимальный длительный ток нагрузки. Максимальный рабочий ток на стороне ВН определяется по формуле:

Условие Iдоп.> Imax.раб.ВН выполнено (610 А > 294,272 А).

Определим минимальное допустимое термически стойкое сечение по формуле 7.3:

Условие qmin < qст выполняется (0,486 мм2 < 610 мм2).

На электродинамическую стойкость не проводим ввиду больших расстояний между фазами.

Проверку по условиям коронирования не производим, т.к. по ПУЭ для напряжения 110 кВ этому условию удовлетворяют все провода, сечения которых больше 70 мм2.

Выбор изоляторов на стороне высшего напряжения

На стороне 110 кВ выбираем опорные подвесные изоляторы типа ПС - 70 Е в количестве 8 шт. на фазу.

.4 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка выключателей на стороне ВН

На стороне высшего напряжения выбираем выключатель вакуумный ВБЭ-110-20/1250 У3 предназначен для выполнения коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с заземленной нейтралью при номинальном напряжении 110кВ и номинальной частоте 50 Гц [2].

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (110 кВ = 110 кВ)

2. По номинальному току:

Imax.раб.ВН ≤ Iном выкл (210,19 А ≤ 1250 А)

3. Проверка по отключающей способности:

3.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 20 кА ≥ Iпk = 3,497 кА

.2 Отключение полного тока к.з.:

где - дополнительное относительное содержание апериодического тока в токе отключения

,884 кА ≥ 6,41 кА

4. Проверка на термическую стойкость:

кА2·с ≥ 1,956 кА2·с

5. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный.

Таблица 7.4 - Выбор и проверка выключателя на стороне ВН.

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВБЭ-110-20/1250 У3
Uном уст = 110 кВ	Uном выкл = 110 кВ	Uном уст ≥ Uном выкл
Imax.раб.ВН =210,19А	Iном выкл = 1250 А	Iном выкл ≥ Imax.раб.ВН
Iпk = 3,494 кА	Iном откл = 20 кА	Iном откл ≥ Iпk

=6,41 кА=

=57,884 кА
Iпk = 3,494 кА	I пр скв = 125 кА	I пр скв ≥ Iпk

К выключателю выбираем электромагнитный привод типа ШПЭ-44П.

.5 Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Выбираем КРУН К 59-У1 м. Для этого КРУН предусматривается установка вакуумного выключателя ВВЭ-М-10 [2]. Вакуумные выключатели серии ВВЭ-М-10 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ.

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

2. По номинальному току:

Imax.раб.НН ≤ Iном выкл (1618,497 А ≤ 2000 А)

3. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения

. Проверка по отключающей способности:

4.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ≥ Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

,4108 кА ≥ 2,349 кА

6. Проверка на термическую стойкость:

кА2·с ≥ 0,278кА2·с

7. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

Электромагнитный привод входит в комплект. Номинальное напряжение привода 220 В. Ток постоянный. Ток потребления электромагнитом включения 100 А, отключения - 2,5 А.

Таблица 7.5 - Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВВЭ-М-10
Uном уст = 10 кВ	Uном выкл = 10 кВ	Uном уст ≥ Uном выкл
Imax.раб.НН= =1618,497 А	Iном выкл = 2000 А	Iном выкл ≥ Imax.раб.НН
Iпk = 1,666 кА	Iном откл = 40 кА	Iном откл ≥ Iпk
= =2,349 кА
iуд(3) = 4,229 кА	iпр скв = 128 кА	iпр скв ≥ iуд(3)
Iпk = 1,666 кА	I пр скв = 40 кА	I пр скв ≥ Iпk

7.5 Выбор и проверка выключателей на отходящих фидерах

Проверка выключателей:

. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (10 кВ = 10 кВ)

. По номинальному току:

Imax.раб.НН ≤ Iном выкл (1618,497 А ≤ 2000 А)

. По конструкции и роду установки: выкатного исполнения

. Проверка по отключающей способности:

4.1 Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 кА ≥ Iпk = 1,666 кА

Отключение полного тока к.з.:

,4108 кА ≥ 2,349 кА

5. Проверка на термическую стойкость:

кА2·с ≥ 0,278кА2·с

6. Проверка на электродинамическую стойкость

кА

Таблица 7.5 - Выбор и проверка выключателей на стороне НН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	ВВЭ-М-10
Uном уст = 10 кВ	Uном выкл = 10 кВ	Uном уст ≥ Uном выкл
Imax.раб.НН = =1618,497 А	Iном выкл = 2000 А	Iном выкл ≥ Imax.раб.НН
Iпk = 1,666 кА	Iном откл = 40 кА	Iном откл ≥ Iпk
= =2,349 кА
iуд(3) = 4,229 кА	iпр скв = 128 кА	iпр скв ≥ iуд(3)
Iпk = 1,666 кА	I пр скв = 40 кА	I пр скв ≥ Iпk

Выбор и проверка разъединителей

Выбор разъединителей производится по номинальному напряжению, номинальному току, по конструкции и роду установки. Выполняется проверка на электродинамическую и на термическую стойкость. Выбор также проведем в табличной форме. К каждому аппарату по каталогу выбирается привод.

Выбираем разъединители для наружной установки РДЗ-110/1000Н.УХЛ1 со встроенным приводом ПР-2Б-УХЛ1 [2]

Тип	Uном, кВ	Iном, А	Iдин, кА	Iтер, кА	tтер, с	Тип привода

РДЗ-110/1000Н.УХЛ1	110	1000	63	25	3	ПР-2Б-УХЛ1

Проверка выключателей:

1. По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном раз (110 кВ = 110 кВ)

2. По номинальному току:

Imax раб ВН ≤ Iном раз (210,19 А ≤ 1000 А)

3. Наружная установка, двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами

4. Проверка на динамическую стойкость:

Iдин стойк = 80 кА ≥ Iпk = 3,494 кА

5. проверка на термическую стойкость

5.1. главных ножей:

кА2·с ≥1,96 кА2·с

.2. заземляющих ножей:

Таблица 7.6 - Выбор и проверка коммутационных аппаратов на стороне ВН

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
	РДЗ-110/1000Н.УХЛ1
Uном уст =110 кВ	Uном раз =110 кВ	Uном уст = Uном раз
Imax раб ВН = 210,19 А	Iном раз = 1250 А	Iном раз ≥ Imax раб ВН
Iпk = 3,494 кА	Iдин стойк = 80 кА	Iдин стойк ≥ Iпk

Главные ножи: =1875 кА2·с

Заземляющие ножи: =625 кА2·с

.6 Выбор контрольно-измерительных приборов

Выбор трансформаторов тока встроенных в силовые трансформаторы

Выбираем трансформатор типа ТВТ 10-I-5000/5 с параметрами:

Iном 1=5000А, Iном 2=5А, Uном=10 кВ [4,табл. 5.11].

Iраб max НН = 1618,497 < Iном 1=5000А.

Выбираем трансформатор типа ТВТ 110-I-1000/5 с параметрами Iном 1=300А,

Iном 2=5А, Uном=110 кВ [4, табл. 5.11].

Iраб max ВН =210,19 < Iном 1=150А

Данные трансформаторы используются для продольной дифференциальной защиты трансформатора.

Выбор трансформатора тока, расположенного на РУ ВН

Выбираем трансформатор типа ТФЗМ-110Б-1 У1 с параметрами Iном 1 = 150-300 А,

Iном 2=5А, Uном=110 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max ВН =210,19 < Iном 1=300А

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,05 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.7.

Таблица 7.7 - Приборы подключённые к ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1 [3,стр.635]

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	ЩП02М	5,5	0,5

Сечение проводов во вторичной цепи:

где ρ - удельное сопротивление провода, ρ = 0,0283 Ом·мм2/м

lрасч - расчетная длина провода, lрасч = Кск·l

Кск=1, т.к. на стороне ВН установлено 3 ТТ, соединенных в полную звездую [9. стр. 321].

lрасч=1·80=80 м.

Электродинамическая стойкость

Iдин = 30 кА > iуд(3) = 4,383 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.8

Таблица 7.8 - Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uном РУВН=110 кВ	Uном ТТ=110 кВ	Uном РУВН = Uном ТТ
Iраб max ВН =117,709 А	Iном 1=150 А	Iраб max ВН < Iном 1
iуд(3) = 4,383 кА	Iдин = 30 кА	Iдин > iуд(3)

Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 10 кВ

Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10-1-1с параметрами Iном 1=2000А,

Iном 2=5А, Uном=10 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max НН = 1618,5< Iном 1=2000А.

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,1 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.9 [4, стр.387 ; 3,стр.635]

Таблица 7.9 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	ЩП02М	5,5	0,5
Счётчик ватт-часов	СЭБ-2А.05	10	1
Счётчик вольт-ампер - часов реактивный	СР4-И689	2,5	1,5
Ваттметр	Ц301МЦ	3	0,5

Применим схему соединения трансформаторов тока в полную звезду, т.к. эта схема применяется для включения защиты от всех видов однофазных и междуфазных КЗ. В схеме применяется 3 трансформатора тока.

Сечение во вторичной цепи:

Электродинамическая стойкость

Iдин = 212 кА > iуд(3) = 4,23 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.8.

Таблица 7.10- Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uном РУНН=10 кВ	Uном ТТ=10 кВ	Uном РУНН = Uном ТТ
Iраб max НН = 1618,5 А	Iном 1=2000 А	Iраб max НН < Iном 1

Выбор трансформаторов тока, расположенных рядом с секционными выключателями на сборных шинах низшего напряжения

Выбираем трансформатор типа ТШЛП-10 с параметрами Iном 1=2000А,

Iном 2=5А, Uном=10 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max НН =1618,5 < Iном 1=2000А.

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,05 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.10.

Таблица 7.10 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	ЩП02М	5,5	0,5
Счётчик ватт-часов	СЭБ-2А.05	10	1
Счётчик вольт-ампер - часов реактивный	СР4-И689	2,5	1,5
Ваттметр	Ц301МЦ	3	0,5

Сечение проводов во вторичной цепи:

Электродинамическая стойкость

Iдин = 30 кА > iуд(3) = 4,383 кА

Термическая стойкость

Сечение проводов во вторичной цепи:

lрасч=1·80=80 м.

Электродинамическая стойкость

Iдин = 100 кА > iуд(3) = 4,23 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.11.

Таблица 7.11 - Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uном РУНН=10 кВ	Uном ТТ=10 кВ	Uном РУНН = Uном ТТ
Iраб max НН = 1618,5 А	Iном 1=2000 А	Iраб max НН < Iном 1

Выбор трансформаторов тока, расположенных на отходящих линиях

Выбираем трансформатор типа ТОЛ-10 с параметрами Iном 1=300 А,

Iном 2=5А, Uном=10 кВ, класс точности 0,5 [4,табл. 5.9].

Iраб max НН = А < Iном 1=300 А.

z2 ном = 1,2 Ом

где rконт = 0,05 Ом;

Приборы сведены в таблицу 7.12

Таблица 7.12 - Приборы подключённые к ИТТ ТШЛК-10

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	ЩП02М	5,5	0,5
Счётчик ватт-часов	СЭБ-2А.05	10	1
Счётчик вольт-ампер - часов реактивный	СР4-И689	2,5	1,5
Ваттметр	Ц301МЦ	3	0,5

Сечение во вторичной цепи:

Электродинамическая стойкость

Iдин = 212 кА > iуд(3) = 4,23 кА

Термическая стойкость

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.13.

Таблица 7.13 - Проверка ИТТ ТФЗМ-110Б-1 У1

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uном РУНН=10 кВ	Uном ТТ=10 кВ	Uном РУНН = Uном ТТ
Iраб max НН = 269,75 А	Iном 1=300 А	Iраб max НН < Iном 1

Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ

Трансформаторы напряжения на ПС выбирают по номинальному напряжению, роду установки, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке. Определим вторичную нагрузку ТН на РУ НН. Она не должна превышать номинальную мощность ТН S2ном в принятом классе точности (0,5). Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [9, табл. 4.11].

Таблица 7.14 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Место установки	Наименование прибора	Тип	Потребляемая мощность катушки, ВА	Число катушек	cosf	sinf	Число приборов	Потребляемая мощность
								Р, Вт	Q, вар
Сборные шины	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения	Э335	2	1	1	0	1	2	0
	Вольтметр для измерения трех фазных напряжений	Э335	2	1	1	0	1	2	0
Ввод 10 кВ	Ваттметр	Д335	1,5	2	1	0	1	3	0
	Счетчик активной энергии	И674	3 Вт	2	0,38	0,92	1	6	14,5
	Счетчик реактивной энергии	И689	3 Вт	2	0,38	0,92	1	6	14,5
Отходящие линии	Счетчик активной энергии	И674	3 Вт	2	0,38	0,92	6	36	87,2
	Счетчик реактивной энергии	И689	3 Вт	2	0,38	0,92	6	36	87,2
Итого								91	203,4

Полная нагрузка равна:

Предполагая, что на стороне 10 кВ применено комплектное РУ наружной установки, выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ.09-10У2, Uном = 10 кВ, S2 ном = 75 ВА в классе точности 0,5.

Три трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность 3·75=225 ВА, что больше S2⅀.

Сечение соединительных проводов от ТН до измерительных приборов определяется по условию допустимых потерь напряжения по формуле:

где Р2 - активная нагрузка ТН, Р2=91 Вт;

l - длина проводов вторичной цепи, l=100 м;

U2ном - вторичное номинальное напряжение ТН, U2ном=100 В;

g - удельная проводимость материала провода, gAl=32 м/Ом·мм2;

DUдоп - допустимая потеря напряжения во вторичной цепи ТН. При наличии во вторичной цепи ТН счетчиков DUдоп не должна превышать 0,5% от U2ном.

Выбираем кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2.

Выбор предохранителей

Плавкие предохранители применяются для защиты цепей с малыми токами. На проектируемой ПС предусматривается установка предохранителей в первичных и вторичных цепях трансформаторов напряжения. Выбор предохранителей производится по номинальному напряжению, номинальному длительному току плавкой вставки, роду установки и предельному отключаемому току.

В первичной цепи ТН - 10 кВ:

Для защиты ТН - 10 кВ используем предохранитель ПКТ101-10-2-12,5У3 [4 табл. 5.4].

Во вторичной цепи ТН - 10 кВ:

Выбираем предохранитель ПН2 с предельным током отключения 100 кА Условие Iотк.пр>Iпk выполняется (100 кА > 1,666 кА).

Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне низшего напряжения выбираем: ОПН-10/12-10/250(I) [9]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.

На стороне высшего напряжения выбираем ОПН 110/80-10/900(III) [4]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.

В нейтрали силового трансформатора выбираем ОПН на ступень ниже 110 кВ, т.е напряжением 35 кВ: ОПН-35/38-10/900(III) [4]. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.15.

Таблица 7.15 - Характеристики выбранных ОПН

Наименование параметра	ОПН-10/12-10/250(I)	ОПН-35/38-10/900(III)	ОПН 110/80-10/900(III)
Класс напряжения сети, кВ	10	35	110
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ	12	38	102
Остающееся напряжение на ОПН, не более, кВ, при импульсе тока:
250 А 30/60 мкс	32,7	91,7	192
500 А 30/60 мкс	34,1	92,5	194	35,8	96,0	201
5000 А 8/20 мкс	-	-	210
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	65	100	100
Удельная энергия, кДж/кВ	1,4	5,4	5,4
Масса, не более, кг	2,2	28,5	51,5
Высота Н, мм	305	665	1215

8 ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

.1 Релейная защита (РЗ)

Релейная защита (РЗ) является важнейшей частью автоматики электроустановок и энергосистем. Ее основная задача состоит в том, чтобы обнаружить поврежденный участок электрической системы и как можно быстрее выдать сигнал на его отключение. Дополнительная задача РЗ заключается в сигнализации о возникновении аномальных режимов. РЗ выполняется с помощью реле различных типов. В соответствии с принятой схемой электрических соединений и требованиями ПУЭ ПС оборудуется следующими видами релейной защиты:

. Максимальная токовая защита линий с независимой выдержкой времени, характеризуется двумя параметрами - током срабатывания и выдержкой времени. Ток срабатывания защиты Iс.з - ток , при котором защита приходит в действие, - должен быть больше максимального рабочего тока защищаемой линии.

. Токовая отсечка - защита, селективность действия которой обеспечивается соответствующим подбором тока срабатывания. В большинстве случаев отсечки выполняют без выдержки времени. Токовая отсечка не должна работать при КЗ на смежной линии. Поэтому ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока КЗ в начале смежных линий или в конце защищаемой линии.

. Дифференциальная защита является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних перенапряжений. Она работает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами ТТ, и не имеет выдержки времени. Может выполняться как дифференциальная отсечка или как дифференциальная защита. В последнем случае она выполняется с быстронасыщающимися трансформаторами или с реле с торможением.

. На трансформаторах небольшой мощности эффективно используется наиболее простая быстродействующая защита - токовая отсечка. Защита подключается к ТТ, установленным с питающей стороны силового трансформатора.

. Защита от сверхтоков внешних КЗ предназначена для отключения трансформаторов при внешних КЗ, если отказывают защиты присоединений или сборных шин. Она также является резервной защитой от внутренних повреждений в трансформаторах. Защита включается на ТТ со стороны источника питания.

. Защита от перегрузки силовых трансформаторов, которая выполняется с действием на сигнал. Такая защита состоит из реле тока и реле времени.

. Защита от замыканий на землю включается на фильтр токов нулевой последовательности. Защита включается на ТТ в нейтрали силового трансформатора. На многообмоточных трансформаторах с несколькими заземленными нейтралями устанавливается направленная защита нулевой последовательности.

. Для трансформаторов, работающих с заземленной нейтралью, может быть выполнена простая, быстродействующая и чувствительная защита от замыканий на кожух (баковая защита). При перекрытии вводов через реле защиты проходит полный ток замыкания на землю, и защита срабатывает.

. Трансформаторы мощностью от 1000 кВА имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака. При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образуются газы, которые устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющем бак трансформатора с расширителем. При утечке масла опускается нижний поплавок, защита срабатывает и отключает трансформатор от сети.

8.2 Защита силовых двухобмоточных трансформаторов

.2.1 Расчёт параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора ТРДН - 40000/110 на реле типа ДЗТ - 21

Проблема повышения коэффициента чувствительности дифференциальных защит трансформаторов является актуальной на сегодняшний день, так как практика показывает, что чувствительность защиты с реле ДЗТ - 11 лишь с трудом удовлетворяет предельным минимальным значениям [14]. Защиты трансформаторов на современных полупроводниковых дифференциальных реле ДЗТ - 21 обладают более совершенной системой отстройки от токов небаланса и бросков тока намагничивания, и как следствие обладают в 3 - 5 раз большей чувствительностью по сравнению с защитами на электромеханических реле ДЗТ - 11 [14]. В связи с этим в данном проекте рассматривается установка комплекса релейной защиты двухобмоточных силовых трансформаторов с расщепленной обмоткой НН на более современные полупроводниковые реле. Трансформаторы имеют систему регулирования под нагрузкой (РПН) на стороне ВН 9Ч1,783%.

Расчёт ведём в соответствии с изложенной в [14] методикой:

1. Определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующих его номинальной мощности.

, (8.1)

где − номинальная мощность защищаемого трансформатора,

кВА;

− номинальное напряжение высокой, средней или низкой

стороны трансформатора, кВ.

Ток на стороне ВН:

А.

Ток на стороне НН:

А.

. В соответствии со схемой соединения обмоток силового трансформатора выбираем схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТА) . При этом устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ - 21.

Коэффициенты ТА имеют следующие значения:

На стороне ВН:

На стороне НН:

3. Определение вторичных токов в плечах защиты.

, (8.2)

где − номинальный расчётный первичный ток на сторонах

защищаемого трансформатора, А;

− коэффициент схемы соединения обмоток ТА;

для ;

для .

− коэффициент трансформации ТА для данной стороны.

На стороне ВН:

А .

На стороне НН:

А .

4. Номинальный ток принятого ответвления трансреактора реле на основной стороне определяется выражением:

(8.3)

Принимаем по [9, табл.4.1] А.

5. Расчётный ток ответвления трансреактора реле на неосновной стороне определяется по формуле:

, (8.4)

Для стороны НН:

А.

Поскольку полученное значение тока практически не отличается от номинального тока ответвления №4 трансреактора [14, табл. 4.1], то нет необходимости устанавливать выравнивающий автотрансформатор.

6. Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле определяется по формуле:

, (8.5)

где − коэффициент трансформации выравнивающего

трансформатора на стороне, где осуществляется

торможение. Если автотрансформатора нет, то .

Сторона ВН (основная): А;

Сторона НН, А.

На основании [14, табл.4.4] выбираем номинальный ток, равный или ближайший меньший расчётного, и номер принятого ответвления приставки и промежуточных трансформаторов тока цепи торможения:

Для стороны ВН: А, номер ответвления - 4;

Для стороны НН: А, номер ответвления - 3;

Результаты расчётов помещены в таблицу 4.1.

Таблица 8.1- Результаты расчётов

Наименование величин	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		110 кВ	10 кВ

Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на основной стороне, А

по [14, табл.4.1]3−
Расчётный ток ответвления трансреактора на неосновных сторонах, А	−3,61
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на неосновной стороне, А	По [14, табл. 4.1]	−	3,63
Номер используемого ответвления трансреактора	По [14, табл. 4.1]	5	3
Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле, А	3,54,05

Номинальный ток принятого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки), А

,63

,25


Номер используемого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки)	По [14, табл. 4.4]	4	3

7. Определение первичного тормозного тока, соответствующего началу торможения.

Торможение осуществляется на всех сторонах силового трансформатора, тогда выбор уставки «начало торможения» производится по выражению . Первичный тормозной ток определяется по формуле:

, (8.6)

где ;

− коэффициенты токораспределения соответственно для сторон ВН, НН в расчётном нагрузочном режиме.

Можно условно считать, что расчётный режим соответствует номинальному току в обмотках ВН и току в обмотке НН с коэффициентами .

А.

8. Определение тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения.

Ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения определяется по формуле:

, (8.7)

где - составляющая тока небаланса от

погрешности трансформатора тока (4.10);

− коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую; − коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов; − относительное значение погрешности трансформаторов тока.

Составляющая тока небаланса от регулирования коэффициента

трансформации защищаемого трансформатора находится по формуле:

(8.8)

где − относительная погрешность, обусловленная регулированием

напряжения на стороне ВН;

− коэффициент токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по обмотке ВН в расчётном режиме внешнего КЗ.

Составляющая тока небаланса от несовпадений расчётных токов и номинальных токов используемых ответвлений автотрансформаторов тока рассчитывается по формуле:

, (8.9)

где − расчётные значения токов на неосновных сторонах для

выбора схемы включения автотрансформаторов тока или трансреактора реле ДЗТ - 21;

− номинальные токи принятых ответвлений.

9. Определение первичного минимального тока срабатывания защиты

Первичный минимальный ток срабатывания защиты (её чувствительный орган) с ДЗТ - 21 определяется из двух основных условий [14]:

) отстройки от расчётного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

, (8.10)

где − коэффициент отстройки.

) отстройки от тока небаланса переходного режима при внешнем коротком замыкании:

(8.11)

За основу для настройки принимается большее из этих двух значений.

По первому условию А.

По второму условию А.

Тогда за основу для настройки реле принимается А.

10. Определение относительного минимального тока срабатывания реле.

Ток срабатывания чувствительного органа реле устанавливается специальным пусковым сопротивлением. Значение этого тока определяется по формуле [14]:

, (8.12)

где − коэффициент трансформации трансформатора тока для

расчётной стороны;

− коэффициент схемы для расчётной стороны.

Расчётной стороной, то есть стороной, для которой взяты все величины в выражении (4.15), принимается та неосновная сторона, где ток принятого ответвления трансреактора или автотрансформатора, то есть в максимальной степени отличается от расчётного, то есть от . В данном случае такой стороной является сторона НН, тогда:

А.

В формуле ток , определённый для напряжения 110 кВ, приводится к 10 кВ.

11. Определение коэффициента торможения защиты.

Коэффициент торможения выбирается из условия недействия защиты от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ в максимальном режиме работы системы.

, (8.13)

где − коэффициент отстройки;

А − максимальный ток внешнего трёхфазного короткого замыкания (на шинах НН);

− расчётный ток небаланса, определяемый по формулам (8.9), (8.10), (8.11), (8.12) для тока внешнего трёхфазного КЗ в максимальном режиме. При этом рекомендуется принимать , а .

Полученное расчётное значение выставляется на реле ДЗТ - 21 при помощи переменного резистора.

12. Расчёт тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки

Большая эффективность тормозных свойств реле ДЗТ - 21 при наличии апериодических составляющих в токе КЗ может дать отрицательные результаты [14]. Для обеспечения надёжности и уменьшения времени действия реле при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне, в том же комплекте ДЗТ - 21 предусмотрена дифференциальная токовая отсечка, то есть дифференциальная защита без отстройки от апериодической составляющей и без тормозных свойств. Первичный ток срабатывания дифференциальной токовой отсечки определяется как наибольший из двух условий:

1) отстройки от броска тока намагничивания:

, (8.14)

где − коэффициент трансформации трансформатора тока для

стороны ВН;

− коэффициент схемы для стороны ВН.

А.

2) отстройки от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ:

Расчётный ток небаланса определяем по выражению (4.9), но с большим коэффициентом :

Тогда А.

Таким образом, лимитирующей является отстройка от броска тока намагничивания, и для настройки реле принимается первичный ток 623,538 А.

Чувствительность дифференциальной защиты на полупроводниковом реле ДЗТ - 21 не проверяется, так как она заведомо выше требуемой согласно ПУЭ [15]. Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не определяется, так как она является вспомогательным элементом.

8.2.2 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне НН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

Защита выполняется двумя полупроводниковыми токовыми реле РСТ-11, которые присоединяются к трансформаторам тока, соединённым в неполную звезду и установленным в цепи ответвления к выключателю НН. Пусковые органы напряжения выполняются посредством полупроводникового фильтр-реле напряжения обратной последовательности РСН − 13 и минимального реле напряжения типа РСН-17, присоединённых к трансформатору напряжения (TV), установленному на шинах НН [14].

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

, (8.15)

где − коэффициент надёжности;

− коэффициент возврата (для реле типа РСТ - 11);

− номинальный ток защищаемого трансформатора, приведённый к стороне низкого напряжения.

А (табл. 3.2.), тогда:

А.

Ток срабатывания реле определяется по формуле:

, (8.16)

где − коэффициент схемы (в соответствии с п. 4.3.1);

− коэффициент трансформации ТА (п. 4.3.1);

− ток срабатывания защиты, определённый по выражению (8.15).

А.

Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме [9]:

, (8.17)

где − номинальное междуфазное напряжение;

− коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Поскольку , то напряжение срабатывания реле РСН - 13 будет равно:

В.

Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения определяется из условия отстройки от напряжения самозапуска двигателей при действии АВР и может быть принято [9], то есть для реле РСН - 17 это составит 70 В.

Защита действует последовательно на отключение выключателя НН и затем на выходные реле защиты, отключающие трансформатор со всех сторон, то есть выполняется с двумя выдержками времени [14]:

, (8.18)

где с − максимальная выдержка времени защит

присоединений к шинам НН трансформатора;

с − ступень выдержки времени.

с;

Чувствительность максимальной токовой защиты (МТЗ) по току при трехфазном КЗ в минимальном режиме на шинах НН оценивается коэффициентом чувствительности , который определяется по выражению:

, (8.19)

где − ток трехфазного КЗ на шинах НН.

Согласно ПУЭ [15] значение коэффициента чувствительности для МТЗ от сверхтоков не должно быть менее 1,5, то есть защита от сверхтоков по чувствительности проходит.

8.2.3 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне ВН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

Считая, что защищаемый трансформатор имеет двухстороннее питание, вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются в звезду. При этом будем использовать три реле тока типа РСТ - 11. Так же, как и на стороне НН, применяем защиту с комбинированным пуском по напряжению. При этом в качестве пусковых органов используются реле напряжения, установленные на стороне НН [14]. Защита выполняется с одной выдержкой времени и действует на выходные промежуточные реле для отключения трансформатора со всех сторон.

На основании формул (4.18) и (4.19) для МТЗ от сверхтоков на стороне ВН получим:

Ток срабатывания защиты: А;

Ток срабатывания реле: А.

Выдержка времени принимается равной наибольшей из выдержек времени МТЗ, установленных на стороне НН, то есть:

с.

Чувствительность защиты оценивается при трехфазном КЗ на шинах НН. Из сопоставления токов видно, что лимитирующим (минимальным) будет режим КЗ на шинах НН, тогда:

то есть согласно ПУЭ защита МТЗ от сверхтоков на стороне ВН проходит по чувствительности.

8.2.4 Расчёт параметров срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора с выдержкой времени от перегрузки

Обычно выполняются МТЗ от перегрузки с независимой выдержкой времени. Защита выполняется полупроводниковыми реле РСТ-11, включенным на ток одой фазы. На двухобмоточных трансформаторах с двухсторонним питанием эти защиты устанавливаются со всех сторон. Реле тока устанавливаются во вторичные цепи тех же ТА, которые обеспечивают работу МТЗ от многофазных КЗ [14]. Защита действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

, (8.20)

где − коэффициент надёжности;

− коэффициент возврата;

− номинальный ток защищаемого трансформатора,

приведённый к стороне, где установлена защита.

Ток срабатывания реле определяем в соответствии с выражением (8.16).

Для стороны НН: А;

А.

Для стороны ВН: А;

А.

Чувствительность токовых защит от перегрузки не оценивается.

8.2.5 Защита от замыкания на землю со стороны низшего напряжения трансформатора

Защита выполняется с помощью максимального реле напряжения типа РН - 53/60Д, имеющего достаточную термическую стойкость (110 В). Первичное напряжение срабатывания защиты принимается минимально возможным для данного типа реле, то есть соответствующим В. Выдержка времени принимается примерно 9 с [10]. Защита действует на сигнал.

8.2.6 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ - 22. Более совершенно реле РГЧЗ - 66 с чашкообразными элементами. Кроме этого, в нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q [6].

Газовая защита является чисто механическим устройством, идёт в комплекте с силовым трансформатором и расчётных параметров не имеет.

8.3 Защита отходящих линий

Как уже отмечалось выше, защиты отходящих линий выполнены на комплектах защит, выпускаемых нашей промышленностью, что сокращает место на панели защиты и упрощает монтаж.

.4 Виды автоматики на проектируемой ПС

На подстанции принят следующий объем автоматики:

автоматическое регулирование напряжения на трансформаторе под нагрузкой;

автоматическое включение вентиляторов обдувки силового трансформатора;

автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей 35 и 10 кВ трансформатора;

автоматическое повторное включение линий 10 кВ;

автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 10 и 35 кВ;

автоматическая частотная разгрузка (АЧР) линий 10 кВ.

Автоматическое включение резерва (АВР)

В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток К.З, упростить РЗ, создать необходимый режим работы по напряжению и т.п. Электроснабжение потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника.

Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.

. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания. Включение резервного источника часто допускается также при К.З на шинах потребителя.

. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника.

. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.

. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на К.З в неотключившемся рабочем источнике.

. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.

. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустановившееся К.З должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку. Ускоренная защита действует без выдержки времени. В установках собственных нужд, а также на ПС, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо для предотвращения ее неправильного срабатывания в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключателя под действием толчка тока.

АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным от максимальных токовых защит по времени.

Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами приведена на рисунке 8.1 [8]. Пусковой орган АВР содержит минимальные реле напряжения KV1,KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени создаёт реле времени КТ. Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени . В нормальном режиме выключатель Q4 включён, а выключатель QB1 отключён. На шинах и на вводах от Т1 к секции шин А1 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 выключателя Q4 замкнуты, а вспомогательный контакт Q4.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбуждённом состоянии и его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт QB1.1 выключателя QB1 замкнут; цепь электромагнита включения УАС2 подготовлена.

Рисунок 8.1 - Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами

Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1, выключатель Q4 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются, а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается, производя включение выключателя QB1. Если включение происходит на повреждённые шины, то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия АВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Частота переменного тока определяется угловой частотой вращения синхронных генераторов и является одним из основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты в нормальных режимах от номинального значения fном=50 Гц по стандарту СО ЕЭС не должно превышать Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на Гц. Частота в энергосистеме поддерживается персоналом или автоматически, путем изменения впуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов. При установившейся частоте активная мощность Pг, вырабатываемая генераторами, равна активной мощности Рн, потребляемой нагрузкой. При отсутствии в системе резерва активной мощности отключение части генераторов или включение новых потребителей сопровождается снижением частоты. Длительная работа с пониженной частотой (f < 48Гц) недопустима, так как при этом снижается скорость вращения электродвигателей, вследствие чего падает их производительность. На промышленных предприятиях это приводит к нарушении технологии производства и браку, а на электрических станциях - к снижению вырабатываемой генераторами мощности и их ЭДС. Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.

В таких случаях для восстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств АЧР.

Устройства АЧР должны удовлетворять ряду требований:

. Обеспечивать нормальную работу системы независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты, не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f=45 Гц; продолжительность работы с частотой f < 47 Гц не должна превышать 8 с, а с частотой f <48,5 Гц - 60 с.

. Обеспечивать отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения; в первую очередь отключаются менее ответственные потребители.

. Если восстановление нормального режима после действия АЧР возлагается на устройства автоматики, то АЧР должна обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания.

. Действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР.

. Не действовать при кратковременных снижениях частоты.

Применяются две основные категории автоматической частотной разгрузки: АЧР-I и АЧР-II.

Первая категория - АЧР-I - быстродействующая (t = 0,10,3 с) с уставками срабатывания от 48,5 Гц до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧР-I - не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Уставки срабатывания отдельных очередей АЧР-I отличаются одна от другой на 0,1 Гц.

Вторая категория - АЧР-II предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно остается пониженной на уровне около 48 Гц. АЧР-II работает после отключения части потребителей от АЧР-I, когда снижение частоты прекращается. Верхний уровень уставок по частоте АЧР-II - 48,8-48,6 Гц. Диапазон уставок АЧР-II по частоте должен быть 0,3 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц. Весь объем разгрузки АЧР-II разделяется на три-четыре части.

На проектируемой подстанции в схемах АЧР-I задействуем потребителей 35 и 10 кВ третьей категории, а в схемах АЧР-II потребителей 35 и 10 кВ третьей и частично второй категории.

Ежегодный объем и места размещения АЧР согласуются с региональным диспетчерским управлением отдельным договором.

Автоматическое повторное включение (АПВ)

Значительная часть КЗ на воздушных линиях электропередачи, вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и другими причинами, при достаточно быстром отключении РЗ самоустраняется. При этом электрическая дуга, возникшая в месте К.З, гаснет, не успевая вызвать существенных разрушений, препятствующих включению линии под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения называют неустойчивыми. Доля неустойчивых повреждений для ВЛ составляет 60-80%, поэтому при ликвидации аварийного нарушения режима оперативный персонал производит опробование ВЛ обратным включением под напряжение. Эту операцию называют повторным включением. Повторные включения при неустойчивых повреждениях называют успешными.

Реже на ВЛ возникают устойчивые повреждения (обрыв проводов, тросов и гирлянд изоляторов, падение и поломка опор). Повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными.

Для ускорения повторного включения линий широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ). Время действия АПВ обычно составляет от 0,5 до нескольких секунд.

Согласно [10, 11, 12] обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1кВ. АПВ восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях, когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия РЗ.

По числу ошибок различают АПВ однократного действия, двукратного и трехкратного действий.

Успешность действия АПВ однократного действия в воздушных сетях достигает 60-80%. Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с односторонним питанием. Успешность действия второго цикла АПВ двукратного действия составляет примерно 15% всех случаев работы второго цикла этих АПВ. Применение АПВ трехкратного действия оказалось нецелесообразным, так как успешность действия его третьего цикла не превышает 1-3%.

Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ , но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей защитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную передачу напряжения на шины в случае их отключения РЗ. АПВ шин имеет высокую эффективность. На шинах проектируемой подстанции предусматриваем АПВОН(ш), АПВ по отсутствию напряжения на шинах, выполненное на выключателях силовых трансформаторов.

В ряде случаев АПВ используется на кабельных и смешанных кабельно-воздушных тупиковых линиях 6-10 кВ. При этом не смотря на то, что повреждения кабелей бывают, как правило, устойчивыми, успешность АПВ составляет 40-60%. Это объясняется тем, что АПВ восстанавливает питание потребителей при неустойчивых повреждениях на шинах подстанций, при отключении линий вследствие перегрузки, при ложных и неселективных действиях РЗ. Применение АПВ позволяет в ряде случаев упростить схемы РЗ и ускорить отключение КЗ в сетях.

Классификация устройств АПВ

В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ:

трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения РЗ;

однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной РЗ при однофазном К.З;

комбинированные, осуществляющие включение трех фаз или одной фазы.

Трехфазные устройства АПВ подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия или отсутствия напряжения (АПВНН), (АПВОН), с ожиданием синхронизма (АПВС) и другие.

По виду оборудования, на которое действием устройств АПВ повторно подается напряжение, различают: АПВ линий; АПВ шин; АПВ трансформаторов.

Устройства АПВ, выполненные с помощью специальных релейных схем, называют электрическими, а встроенные в грузовые или пружинные приводы - механическими.

Требования к схемам АПВ

Схемы АПВ в зависимости от конкретных условий могут существенно отличаться одна от другой. Однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя, находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны удовлетворять дополнительным требованиям, при выполнение которых разрешается пуск АПВ (наличие или отсутствие напряжения, наличие синхронизма и т.д.)

2. Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в тех случаях, когда выключатель отключается РЗ сразу после его включения персоналом, поскольку повреждения в этом случае обычно бывают устойчивыми. В схемах АПВ должна также предусматриваться возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит.

. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, то есть действие с заданной кратностью.

. Время действия, как правило, должно быть минимально возможным для того, чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановление нормального режима работы. Наименьшая выдержка времени, с которой производится АПВ на линиях с односторонним питанием, принимается 0,3-0,5с. Вместе с тем в некоторых случаях, когда наиболее вероятны повреждения, вызванные набросами и касаниями проводов передвижными механизмами, целесообразно для повышения успешности АПВ принимать выдержки времени порядка нескольких секунд.

. Схемы АПВ должны обеспечивать автоматический возврат в исходное положение готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.

На отходящих кабельных линиях предусматриваем АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и ключа управления (или реле фиксации). При этом целесообразно предусмотреть ускорение ступеней, защиты с выдержками времени после АПВ.

Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе представлена на рисунке 8.2.

Рисунок 8.3 - Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе

В комплектное реле входят следующие устройства.

Реле времени KT, создающие выдержку времени от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения KL1.2; реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;

Конденсатор C1, в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивается однократность действия УАПВ;

Резисторы: R1, обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2, ограничивающий скорость разряда конденсатора C1; R3, разряжающий конденсатор C1 при срабатывании устройств защиты, после действия которых не должно происходить АПВ, и при отключении выключателя ключом управления SA (запрет АПВ);

Диод VD, предотвращающий разряд конденсатора C1 при понижении напряжения на блоке питания и заряда (UVG) вследствие близких коротких замыканий.

Питание электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор C2 блока питания и заряда UGV. В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-358. Электромагнит включения YAC выключателя получает питание от трансформатора собственных нужд T1 через мощный выпрямитель VS.

Схема действует следующим образом. При отключение выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q.1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается во включенном положении, а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени KT. Его контакт KT.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт KT.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору C1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя KM, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.

Схема становится готовой к новому повторному действию после заряда конденсатора C1. При этом обеспечивается однократность действия УАПВ, так как конденсатор заряжается только при включенном положении выключателя. Включения выключателя при неуспешном АПВ не происходит.

9 ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.

В силу особенности порядка расчета в проекте, КИП были выбраны в пп.7.10.1- 7.10.6

Выбранные КИП приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Выбранные контрольно-измерительные приборы

Приборы	Тип	Число приборов
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения
Амперметр	Э 335	2
Счётчик ватт-часов	СА3-И681	2
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	2
На секционных ТТ (10 кВ)
Амперметр	Э 335	1
На отходящих линиях 10 кВ
Амперметр	Э 335	12
Счётчик ватт-часов	СА3-681	12
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР4-И689	12
На СБ шинах 10 кВ
Вольтметр	Э335	2
РУ 110 кВ
Амперметр	Э 335	2

10 ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ

На электрических подстанциях применяют многочисленные вспомогательные устройства и механизмы, служащие для управления, регулирования режима работы, сигнализации, релейной защиты и автоматики. Все эти оперативные устройства и механизмы питаются электроэнергией от специальных источников - источников оперативного тока. Соответствующие электрические цепи, питающие названные устройства и механизмы, называют оперативными цепями, а схемы питания - схемами оперативного тока. Оперативные цепи и их источники должны быть надежны, так как нарушение их работы может приводить к отказам и серьезным авариям в электроустановках.

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов), а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, т.к. мы выбирали выключатели, которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

Выбор оперативного тока сделаем в пользу выпрямленного, так как подстанция оборудована приводами постоянного тока, а использование аккумуляторных батарей дорого и требует определенно больших затрат на их обслуживание.

Схема питания оперативных цепей представлена на рисунке 9.1. В схеме имеются рабочее VS1 и резервное VS2 выпрямительные устройства, подключенные к разным секциям шин 220В собственных нужд С1 и С2. Нормально шина постоянного тока питает рабочее выпрямительное устройство; при его повреждении или ремонте включают резервное устройство.

Контакторы переменного КМ1 и постоянного КМ2 тока позволяют дистанционно включать и отключать выпрямительные устройства.

Блоки питания представляют собой маломощные выпрямительные устройства, питаемые от ТТ (токовый элемент), от ТН или трансформаторов собственных нужд (элемент напряжения). Применяются блоки серии БП различной мощности. Для питания электромагнитов привода применяют БП-1002.

а - токовый элемент; б - элемент напряжения

Рисунок 10.2 - Схема блока питания

Для надежности питания оперативных цепей одновременно используют оба элемента блока, объединяя их выходные цепи постоянного тока (на рисунке показаны пунктиром).

11 СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ

Для определения мощности ТСН составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей СН при выходе из строя одного из ТСН.

Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 11.1

Таблица 11.1 Расход на собственные нужды проектируемой ПС [6. стр. 26-27]

Электроприёмники	Установленная мощность приёмника, кВт	Кол-во приёмников	Суммарная мощность
Электродвигатели обдува трансформатора	8	2	16
Обогрев шкафов релейной аппаратуры	0,5	2	1
Обогрев приводов разъединителей	0,6	38	22,8
Обогрев шкафов КРУН	0,6	38	22,8
Наружное освещение	4,5	-	4,5
Оперативные цепи	1,8	-	1,8

Итого ⅀Р = 68,9 кВт

Выбираем мощность ТСН -63 кВА., а именно ТМ-63/10 [2].

12 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНЯ НА ПС

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирование напряжения под нагрузкой), которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.

Регулирование напряжения на шинах подстанции осуществляется переключением ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления, специальные переключатели ответвлений, при помощи которых измеряют число включённых в работу витков, увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.

Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение, близкое к номинальному, когда первичное или вторичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рис.12.1 (для одной фазы)

В целях отпуска проектируемой ПС электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. В качестве средства регулирования используют устройства изменения коэффициентов трансформации (регулирования) под нагрузкой (РПН).

РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне высшего напряжения, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Выбранный трансформатор ТДН-16000/110 имеет по 9 ступеней регулирования по 1,78% каждая в сторону увеличения и в сторону уменьшения коэффициента трансформации.

Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами и резисторами. Схема с резисторами обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает всё более широкое применение.

Допустим, что трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К1, число витков необходимо уменьшить, то есть перейти на ответвление 4. Последовательность действий будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; затем замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, другая половина по R2 и К3, кроме того, витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R1 и R2, по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; затем размыкается К2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление4, избиратель И2, контакт К4 к выводу 0.

Рисунок 12.1 - Устройство РПН трансформатора (схема с токоограничивающими сопротивлениями)

В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (<0,15 секунд), поэтому токоограничивающие сопротивления R1 и R2 лишь кратковременно нагружаются током нагрузки, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.

13 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ

Компоновка распредустройства производится исходя из минимально допустимых расстояний и габаритов, требуемых ПУЭ для каждого напряжения. Наименьшие затраты на сооружение подстанции обеспечиваются таким расположением всех ее сооружений на плане, при котором потребуется минимальное количество земляных работ, работ по планировке и дренажу площадки, минимальная длина коммутационных линий, силовых и контрольных кабелей, осветительных сетей, ограждений и т.д. При выборе площадки подстанции должна быть предусмотрена возможность расширения подстанции в будущем [6].

Распредустройства 110 кВ подстанций выполняются открытого типа и сооружаются по типовым проектам института "Теплоэлектропроект". Она выполняются из сборного железобетона. Порталы для ошиновки принимаются со стойками из железобетонных центрифугированных труб [6].

РУ 10 кВ выполняются, как правило, из блоков или комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления. Соединения выводов 10 кВ трансформаторов с КРУН (шинный мост) выполняются жесткими или гибкими токопроводами [6].

В целях индустриализации и ускорения монтажа подстанций рекомендуется широкое применение комплектных трансформаторных подстанций заводского изготовления, устанавливаемых открыто, без сооружения здания для РУ [6].

В данном курсовом проекте используются КРУН заводского изготовления с ячейками типа К-59У1, с параметрами:

Uном = 10 кВ;

Uнб = 12 кВ;

Iном = 630 А;

IЭЛД = 51 кА;

Высота 2725 мм;

Глубина 3100 мм;

Ширина 750 мм;

Масса 5600 кг.

14 ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Сопротивление заземляющего устройства:

Коэффициент прикосновения:

ρ1 = 160 Ом·м; h1 = 1 м; ρ2 = 110 Ом·м

= 770 м (по плану)

Сопротивление заземляющего устройства:

Площадь ПС дана в [4. табл. 9.10]. Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:

S=32·38,5=1232 м2

Число ячеек по стороне квадрата:

Принимаем m=10.

Длина полос в расчётной модели:

=772,2 м

Длина сторон ячейки:

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при a/lВ=1

Рисунок 14.1 - Расчетная модель заземляющего устройства подстанции

принимаем nВ=28

Общая длина вертикальных заземлителей

LВ=lВ·nВ, м (14.10)

LВ=5·28=140 м

Относительная глубина:

Для ρ1 /ρ2 = 1,25; a/lВ=1;

Определяем ρз/ρ2=1, тогда ρз=1·110=110 Ом·м.

Общее сопротивление сложного заземлителя:

что меньше допустимого Rз доп=3,679 Ом.

Найдём напряжение прикосновения:

Uпр=KП·Iз·Rз=0,09·1208·2,185=237,553 В, что меньше допустимого значения 400 В.

15 ОСВЕЩЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ

Все освещение на подстанции подразделяется на рабочее и аварийное. Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанции, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может проводиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 220 В, переносное ( ремонтное ) освещение с лампами на 12 В, местное освещение напряжением 36 В и охранное освещение, выполняемое вдоль ограды территории подстанции.

Аварийное освещение выполняется в помещениях щитов управления релейных панелей и силовых панелей СН, ЗРУ, аппаратурной связи и аккумуляторной батареи 220 В.

Питание сети рабочего освещения осуществляется от общих с силовыми потребителями трансформаторов СН с глухозаземленной нейтралью.

Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется от шин СН 380/220 В переменного тока и при исчезновении последнего автоматически переводится на шины постоянного оперативного тока. Включение аварийного освещения в каждом помещении производится отдельным выключателем. В помещении щита управления предусматриваются постоянно включенными одна - две лампы, присоединенные непосредственно к шинам постоянного тока через защитные аппараты.

Наружное рабочее освещение на подстанции выполнено прожекторами заливающего света ПЗС-45 с лампами 1000 Вт.

Светильники установлены на кронштейнах, крепящихся к конструкциям подстанции (опорам и порталам ОРУ) или на железобетонные колонны высотой 2,5 - 3 м у мест расположения трансформаторов, выключателей, разъединителей и т.п. Прожекторы размещены территории подстанции на высоких опорах (15-20 м), при этом использованы высокие сооружения (мачты молниезащиты и площадки обслуживания на порталах ОРУ).

На подстанции более экономичным будет использование существующего прожекторного освещения. Использование светодиодного освещения ввиду значительных капиталовложений в оборудование при низком коэффициенте использования прожекторов (Ки = 0,4ч0,5) экономически нецелесообразно.

В рамках модернизации на подстанции предусмотрено использование системы автоматического управления наружным освещением с установкой светодиодных датчиков, реагирующих на уровень дневного света и воздействующих на реле включения/отключения прожекторных ламп. Эта система позволяет оптимизировать использование электроэнергии на наружное освещение и исключить влияние на расход электроэнергии человеческого фактора.

.1 Расчет прожекторного освещения

Площадь, подлежащая освещению прожекторами:

Проверяем достаточность существующей системы освещения:

- Тип прожекторов ПЗС-45 для ламп 1000 Вт (осевая сила света при );

- Высота установки прожекторов , что выше предельно минимальной , что говорит об отсутствии ослепленности от лампы прожектора.

15.2Построение изолюкс и определение освещенности

Определим рабочую характеристику выбранного прожектора, под которой подразумеваются изолюксы освещенности на «условной плоскости» перпендикулярной оси прожектора на расстоянии 1 м от неё.

В условной плоскости система координат () определяются следующим образом: начало координат «О» - точка пересечения оси прожектора с условной плоскостью. Если вертикальную плоскость, проходящую через ось прожектора, назвать основной, то лежит прямо на пересечении условной плоскости с основной; осью остается параллельной оси «OY». Т.о. система координат в условной плоскости «» соответствует системе координат «XOY».

Луч, отходящий через точку М (x;y) по горизонтальной плоскости, имеющий освещенность «е», проходит через точку «m» с координатами () по условной плоскости.

Произведем построение изолюкс. Задаемся значением x, кратным h/2, по таблице 9.9 [16] принимаем угол наклона . Используя [16] найдем для прожектора ПЗС-45 величины . Освещенность на условной плоскости найдем по формуле:

(15.1)

Таблица 15.1- Определение освещенности


22	1	0,42	1,3	2,2	2130
33	1,5	0,21	1,8	5,6	5421
44	2	0,08	2,2	11	10650
55	2,5	0,01	2,7	19	18390
66	3	0,06	3,2	31	30000

По имеющемуся в [16] графику изолюкс для прожектора ПЗС-45 определяем ординату по значениям . Ординаты точек изолюкс по горизонтальной плоскости определяются по формуле:

(15.2)

В результате не сложно определить зависимость

Таблица 15.2 - Зависимость

2233445566
1	2	3	4	5	6
0,10,230,250,230,21

Пределы нормальной освещенности позволяют охватить всю территорию подстанции при установке двух мачт освещения, на каждой из которых расположено три прожектора типа ПЗС-45.

16 МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ

Защиту распредустройств проектируемой подстанции осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии, и токопроводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.

Принимаем =8 м (по плану подстанции). Устанавливаем молниеотводы стержневого типа по углам территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения. Тогда расчетные расстояния между молниеотводами

L1 = 51,7 - 2∙3 = 45,7 м

L2 = 33 - 2∙3 = 27 м

Высота молниеотвода =20 м. Расчет молниезащиты проведем в соответствии с [13].

Найдем радиус зоны защиты молниеотвода, м:

Определим наименьшую ширину зоны защиты bx в середине между молниеотводами. Для этого найдем отношение , где а - расстояние между молниеотводами, а hx - высота защищаемого объекта. Затем найдем соотношение . Далее по графику, что bx=12,96 м.

Рисунок 16.1 - Значение наименьшей ширины зоны защиты

Объекты, находящиеся в зоне защиты, надежно защищены при высоте молниеотводов до 30 м, при условии:

Условие выполняется.

Радиус действия молниеотводов позволяет защитить подстанцию от прямых ударов молнии.

Эскиз молниезащиты подстанции представлен на рисунке 16.2.

Рисунок 16.2 - Эскиз молниезащиты подстанции

Для защиты объектов на проектируемой подстанции от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющие устройства молниеотводов удалены на расстояние 4 м от заземляющего контура подстанции.

17 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В энергетике большое внимание уделяется разработке вопросов обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала и надежности работы электрооборудования. В данном дипломном проекте разрабатываются вопросы заземления, молниезащиты и освещения подстанции напряжением 110/10 кВ.

17.1 Анализ возможных вредных и опасных факторов при монтаже и эксплуатации проектируемого объекта

Проектируемая подстанция 110/35/10 кВ и воздушная ЛЭП 110 кВ являются устройством без технологического производства, поэтому вредные выбросы в атмосферу отсутствуют.

Для предотвращения загрязнения окружающей среды при аварийном сбросе трансформаторного масла и предотвращения пожара проектом предусматривается сооружение маслоприемника, рассчитанного на задержание полного объема масла одного трансформатора. Аварийные маслотоки рассчитаны на отвод в течение 15 минут 50% объема масла из маслоприемника.

Противопожарные мероприятия запроектированы в соответствии с инструкциями по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий.

Основные сооружения подстанции по капитальности относятся ко II классу. В связи с этим принята I степень огнестойкости конструкций ОРУ.

Проектируемая подстанция относится к III группе по единичной мощности трансформаторов (до 40 МВ·А). В связи с этим пожарный водопровод на территории подстанции не предусматривается. Подстанция должна быть снабжена первичными средствами пожаротушения согласно действующим нормам. Тушение пожара предполагается осуществлять выездными аварийными бригадами ПЭС и местной пожарной командой.

К маслонаполненному оборудованию, зданию ОПУ и сооружениям предусматриваются проезды для технологических автомашин. Расстояния между зданиями и сооружениями приняты в соответствии с противопожарными нормами и требованиями.

Сооружения подстанции относятся ко II категории молниезащиты. Молниезащита сооружений II категории запроектирована в соответствии с «Указаниями по проектированию грозозащиты подстанций напряжением 35 кВ и выше» и обеспечивает защиту от прямых ударов молнии и от заноса высоких потенциалов через надземные металлические конструкции.

Безопасность организации работ при эксплуатации и ремонте, строительстве и наладке проектируемой подстанции определены ПУЭ.

При электромонтаже и ремонте оборудования проектируемой подстанции следует применять меры защиты от механических травм (работа в касках с застегнутым подбородным ремнём), ожогов, от поражения электрическим током(при переключениях обязательно наличие у персонала термостойких защитных костюмов).

Опасным, в отношении возможности травмирования являются работы, связанные с подъемом на высоту и креплением тяжелых деталей электрооборудования РУ (разъединителей, трансформаторов тока, опорных изоляторов и другие). При установке различных аппаратов, закрепленных на строительных конструкциях с помощью цементных растворов, нельзя удалять поддерживающие приспособления до полного затвердения раствора. Поднятые на высоту различные элементы оборудования и аппараты необходимо закреплять на своих местах.

При перемещении и подъеме разъединители необходимо установить в положение «включено», так как при таком положении ножей исключается возможность травмирования рабочих ножевыми контактами рубящего типа.

Во время подъема и перемещения распределительных щитов, камер и блоков распределительных устройств необходимо с помощью оттяжек предотвратить их возможное опрокидывание.

В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическим приводом должны быть приняты меры против непредусмотренного включения или отключения приводов. Для предотвращения такого включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным приводом снимаются.

Если же в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от данного выключателя.

После того, как смонтирована ошиновка трансформатора и его обмотки присоединены к шинам РУ, их внешние вывода необходимо замкнуть накоротко и заземлить на случай подачи напряжения на трансформатор, который не принят в эксплуатацию. То же относится к измерительным трансформаторам.

Чтобы исключить возможность прикосновения или опасного приближения к неизолированным токоведущим частям, должна быть обеспечена недоступность с помощью ограждения, блокировок или расположения токоведущих частей на недоступной высоте или недоступном месте.

Корпуса трансформаторов, светильников, аппаратов и других металлических не токоведущих частей могут оказаться под напряжением при замыкании их токоведущих частей на корпус. Если корпус при этом не имеет заземления, то прикосновение к нему опасно так же как к фазе. Безопасность обеспечивается путем заземления корпуса заземлителем.

Для защиты персонала от поражения электрическим током от частей нетоковедущих, но случайно попавших под напряжение на РПП 110 кВ и выше, рассчитываются сложные заземляющие устройства, присущие электрическим сетям с большими токами замыкания на землю.

Для улучшения знаний персоналом правил техники безопасности и правил техники эксплуатации проводятся дни техники безопасности, противоаварийные и противопожарные тренировки обслуживающего персонала подстанции. Также проводятся ежегодные экзамены по МПОТ и ПТЭ, на которых прошедшим экзамены присваивается более высокая группа по ЭБ, либо подтверждается уже имеющаяся.

Магнитное поле имеет место в электроустановках всех напряжений.

Оценка воздействия магнитного поля (МП) на человека производится на основании двух параметров - интенсивности и времени (продолжительности) воздействия. Время пребывания персонала на рабочих местах определяется документами, регламентирующими выполнение работ (нормы времени, технологические карты и др.); в случае их отсутствия - посредством хронометража или персональной дозиметрии.

Способы защиты:

) уменьшение мощности источника - уменьшение параметров излучения в самом источнике (защита количеством) - осн. поглотители - графит, резина и т.д.;

) экранирование источника излучения (рабочего места);

) выделение зоны излучения (зонирование территории);

) Установление рациональных режимов эксплуатации установок;

) применение сигнализации;

) Защита расстоянием (особенно эффективна для СВч);

) Защита временем (от тока пром. частоты) ;

) Средства индивидуальной защиты (спец. костюмы).

Биологическая защита от воздействия электрических и магнитных полей

На ПС и в ОРУ 330 кВ и выше в зонах пребывания обслуживающего персонала (пути передвижения обслуживающего персонала, рабочие места) напряженность электрического поля (ЭП) должна быть в пределах допустимых уровней, установленных государственными стандартами.

На ПС и в РУ напряжением 1-20 кВ в зонах пребывания обслуживающего персонала напряженность магнитного поля (МП) должна соответствовать требованиям санитарных правил и норм.

На ПС и в ОРУ напряжением 330 кВ и выше в целях снижения воздействия ЭП на персонал необходимо:

применять металлоконструкции ОРУ из оцинкованных, алюминированных или алюминиевых элементов;

лестницы для подъема на траверсы металлических порталов располагать, как правило, внутри их стоек (лестницы, размещенные снаружи, должны быть огорожены экранирующими устройствами, обеспечивающими внутри допустимые уровни напряженности ЭП).

На ПС и в ОРУ 330 кВ и выше для снижения уровня напряженности ЭП следует исключать соседство одноименных фаз в смежных ячейках.

трансформатор подстанция электрический замыкание ток

17.2 Меры по предупреждению ЧС при пожарах

Основные требования к организации подготовки персонала

Все ИТР, рабочие и служащие должны проходить подготовку по пожарной безопасности в целях приобретения и углубления пожарно-технических знаний об опасности технологического процесса, навыков в использовании имеющихся средств пожарной защиты, умения безопасно и правильно действовать при возникновении пожара и оказывать первую помощь пострадавшим.

Подготовка ИТР, рабочих и служащих по пожарной безопасности состоит из следующих основных положений:

вводного инструктажа по пожарной безопасности;

проводимых в структурных подразделениях регулярных инструктажей (первичного, периодического, внепланового и целевого), в тематику которых обязательно включаются вопросы пожарной безопасности;

специальной подготовки персонала;

занятий по пожарно-техническому минимуму для соответствующих категорий персонала;

проведения противопожарных тренировок;

повышения знаний (квалификации) в учебных центрах, а также при проведении семинаров и целевых совещаний (конференций) по противопожарной защите;

изучения и проверки знаний правил пожарной безопасности.

Основная документация по пожарной безопасности

На каждом энергетическом предприятии должна быть разработана следующая документация по пожарной безопасности:

. Общая инструкция о мерах пожарной безопасности на предприятии.

. Инструкция по пожарной безопасности в цехах, лабораториях, мастерских, складах и т.п.

. Инструкция по обслуживанию установок пожаротушения.

. Инструкция по обслуживанию установок пожарной сигнализации.

. План пожаротушения для всех тепловых и гидравлических электростанций независимо от мощности и подстанций напряжением 500 кВ и выше.

. Планы и графики проведения противопожарных тренировок, обучения и проверки знаний персонала, технического надзора за системами пожарной защиты, а также другая документация в соответствии с требованиями ПТЭ.

. Оперативные карточки пожаротушения для подстанций напряжением от 35 кВ и выше.

Требования к распределительным устройствам электростанций и подстанций

Помещения закрытых распределительных устройств (ЗРУ) должны содержаться в чистоте. Не реже одного раза в год, а в необходимых случаях и чаще, должна проводиться уборка коридоров от пыли. Электротехническое оборудование ЗРУ необходимо чистить по утвержденному графику с обязательным выполнением организационных и технических мероприятий по действующим правилам техники безопасности.

Запрещается в помещениях и коридорах ЗРУ устраивать кладовые и другие подсобные сооружения, не относящиеся к распределительному устройству, а также хранить электротехническое оборудование, материалы, запасные части, емкости с горючими жидкостями и баллоны с различными газами.

Для очистки электротехнического оборудования от грязи и отложений должны использоваться пожаробезопасные моющие составы и препараты.

В исключительных случаях при невозможности по техническим причинам использовать специальные моющие средства допускается применение горючих жидкостей (растворителей, бензина и др.) в количествах, не превышающих при разовом пользовании 1 л.

Сварочные и другие огнеопасные работы в ЗРУ допускается проводить только на оборудовании, которое невозможно вынести, после выполнения необходимых противопожарных мероприятий.

Кабельные каналы ЗРУ и наземные кабельные лотки открытых распределительных устройств (ОРУ) должны быть постоянно закрыты несгораемыми плитами. Места подвода кабелей к ячейкам ЗРУ и к другим сооружениям должны иметь несгораемое уплотнение с огнестойкостью не менее 0,75 ч.

Наземные кабельные лотки ОРУ должны иметь огнестойкое уплотнение в местах прохода кабелей из кабельных сооружений в эти лотки, а также в местах разветвления на территории ОРУ. Несгораемые уплотнения должны выполняться в кабельных каналах в местах их прохода из одного помещения в другое, а также в местах разветвления канала и через каждые 50 м по длине. Места уплотнения кабельных лотков и каналов должны быть обозначены нанесением на плиты красных полос. При необходимости делаются поясняющие надписи.

В кабельных лотках и каналах допускается применять пояса из песка или другого негорючего материала длиной не менее 0,3 м.

На подстанциях с постоянным персоналом, а также на электростанциях первичные средства пожаротушения в помещении ЗРУ должны размещаться у входов. При делении ЗРУ на секции посты пожаротушения должны располагаться в тамбурах или на площадках у лестничных клеток. В РУ должны быть определены места хранения защитных средств для пожарных подразделений при ликвидации пожара и их необходимое количество. Применение этих средств для других целей не допускается.

На территории ОРУ первичные средства должны размещаться на специальных постах в удобном для персонала месте (в помещениях щитов, в тамбурах камер и т.п.). Поясняющие знаки и надписи, указывающие местоположение средств пожаротушения, должны иметься на тропах обхода территории ОРУ.

В местах установки на ОРУ передвижной пожарной техники (в соответствии с оперативным планом пожаротушения) должны быть обозначены и оборудованы места заземления.

Требования к кабельному хозяйству

Все кабельные сооружения должны регулярно осматриваться по графику, утвержденному начальником соответствующего цеха. Результаты осмотра и выявленные недостатки должны заноситься в оперативный журнал и журнал (или картотеку) дефектов и неполадок с оборудованием. При обнаружении нарушений мест уплотнения кабельных линий, проходящих через перегородки, перекрытия, другие строительные конструкции, немедленно должны приниматься меры к их восстановлению.

Кабельные сооружения должны содержаться в чистоте. Запрещается устройство каких-либо кладовых, мастерских, а также хранение материалов и оборудования, в том числе неиспользованных кабельных изделий.

При обнаружении попадания в кабельные сооружения воды и пара, пыли твердого топлива, масла, мазута или других горючих жидкостей (а также их водных эмульсий) немедленно должны приниматься меры по предотвращению их поступления. Для удаления из кабельных сооружений воды, масла, мазута, других горючих жидкостей и горючих пылей должны быть организованы аварийные работы.

Все кабельные помещения относятся к помещениям, не обслуживаемым постоянно персоналом, поэтому они должны быть закрыты.

В кабельных сооружениях не реже, чем через 50 м должны быть установлены указатели ближайшего выхода. На дверях секционных перегородок должны быть нанесены указатели (схема) движения до ближайшего выхода. У выходных люков из кабельных сооружений должны быть установлены лестницы так, чтобы они не мешали проходу по тоннелю (этажу).

На период нахождения в кабельных сооружениях персонала (при обходе, ремонтных работах и т.п.) запуск установок по конкретному направлению должен переводиться на дистанционное управление, а после выхода персонала вновь переводиться на автоматический режим. Об изменениях режима работы установки пожаротушения на этот период делается запись в оперативном журнале. Ремонт автоматических стационарных установок пожаротушения кабельных сооружений должен проводиться в кратчайшие сроки.

Гидроизоляция и дренажные устройства кабельных сооружений, обеспечивающие отвод или автоматическую откачку воды, должны быть в исправном и работоспособном состоянии. Работа дренажных устройств должна проверяться не реже одного раза в квартал, с записью в оперативном журнале начальника смены цеха. Отмеченные недостатки должны фиксироваться в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.

При обнаружении повреждения наружной пластиковой оболочки (шлангов) кабелей должны приниматься срочные меры для их ремонта или замены поврежденного участка.

Все места прохода кабелей через стены, перегородки и перекрытия должны быть уплотнены для обеспечения огнестойкости не менее 0,75 ч. Уплотнение кабельных трасс должно осуществляться с применением только огнестойких негорючих материалов и составов.

Кабельные сооружения новых и расширяемых частей энергетических предприятий должны приниматься в эксплуатацию без недоделок с оформлением акта приемки. Схема водоснабжения и готовность установки пожаротушения кабельных сооружений до сдачи ее в постоянную эксплуатацию (т. е. на период прокладки кабелей) должна обеспечивать необходимое давление воды, а также ручное управление запорной арматурой для обеспечения ее работы в этот период.

Требования к силовым трансформаторам

Надежная эксплуатация трансформаторов и масляных реакторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:

соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ;

соблюдением норм качества масла и, особенно, его изоляционных свойств и температурных режимов;

содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования;

качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.

Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.

В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться. При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью. При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.

Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.

Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей. В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности.

Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.

Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.

Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов, масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.

Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту. Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.

Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода, пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более), а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании. Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания - в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.

Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.

Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.

При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.

При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.

Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.

В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления. Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.

Нормы первичных средств пожаротушения

Для размещения первичных средств пожаротушения в доступных и видных местах устанавливаются пожарные щиты. В помещениях большой площади (котельные, машинные залы и т.п.) вместо пожарных щитов могут быть установлены пожарные посты, на которых сосредоточиваются первичные средства пожаротушения (огнетушители, пожарные рукава и др.).

В кабельных помещениях (этажах, подвалах, тоннелях) располагать первичные средства пожаротушения не рекомендуется. При необходимости их следует устанавливать при входе в эти помещения.

Ящики вместимостью 0,5 м3 с песком и лопатами (совками) устанавливаются только на нулевой отметке маслосистем турбогенераторов, у трансформаторов и масляных реакторов открытой установки, мазутных насосных, на эстакадах слива мазута, маслоаппаратных и т.п.

Технические характеристики и основные требования по содержанию огнетушителей приведены в "Типовой инструкции по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на объектах энергетической отрасли".

Подстанции без обслуживающего персонала первичными средствами пожаротушения не обеспечиваются, кроме ящиков с песком у трансформаторов и баковых масляных выключателей. На автомобилях оперативно-выездной бригады (ОВБ) должно быть не менее четырех углекислотных и порошковых огнетушителей массой не менее 5 кг каждый.

Первичные средства пожаротушения не предусматриваются в помещениях аккумуляторных и электролизных, а также в газораспределительных пунктах, так как доступ в эти помещения ограничен для персонала. При проведении ремонтов, место их проведения обеспечивается переносными средствами пожаротушения, о чем должна быть соответствующая запись в наряде. Помещения категории Д по взрывопожароопасности могут не оснащаться огнетушителями, если их площадь не превышает 100 м2.

18 ДИАГНОСТИКА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Общие сведения о высоковольтных выключателях

Высоковольтные выключатели служат для включения и отключения высоковольтных цепей по всех режимах работы электроустановок (нормальном, ненормальном, аварийном).

К выключателям предъявляются следующие требования:

1) надежность в работе и безопасность в обслуживании;

2) минимальное время отключения;

) малые габариты и масса;

) удобство и простота монтажа и эксплуатации;

) возможность после отключения автоматического повторного включения (АПВ);

) сравнительно невысокая стоимость.

Требование надежности является одним из важнейших, так как от надежной работы выключателем зависит надежность работы электроустановки и даже всей системы. Минимальное время отключения, т.е. быстродействие выключателя весьма желательно по следующим соображениям:

) снижается термическое воздействие тока КЗ на элементы электроустановки, по которой он протекает;

) снижается опасность распространения аварии на другие электроустановки;

) повышается устойчивость параллельной работы трансформаторов и линий электропередачи;

) уменьшается опасность поражения током от прикосновения к заземленным частям при однофазном КЗ.

По принципу гашения дуги и роду дугогасящей среды выключатели подразделяются на масляные, воздушные, электромагнитные, элегазовые и вакуумные.

В настоящее время наиболее распространенными являются масляные включатели, в которых гашение дуги происходит в трансформатором масле.

В малообъемных выключателях масло служит только для гашения дуги, а в многообъемных оно является еще и изолирующей средой.

В воздушных выключателях гашение дуги осуществляется струей воздуха под высоким давлением. Эти выключатели не получили распространения в железнодорожных электроустановках.

В электромагнитных выключателях гашение дуги осуществляется за счет перемещения ее в пространстве магнитным полем, то есть гашение происходит в воздушной среде.

В элегазовых выключателях гашение дуги происходит в среде шестифтористой серы SF6 (электрическом газе - сокращенно элегазе), которая активно захватывает электроны в столбе дуги.

Вакуумные выключатели осуществляют гашение дуги в вакуумной камере, где газ практически отсутствует. Эти выключатели по своим качествам наиболее близки к идеальным и поэтому в настоящее время получают все более широкое распространение.

Выключатели классифицируются:

1) по числу фаз (одно- и трехфазные);

) по месту установки (внутренней и наружной);

) по времени отключения (до 0,08 с - быстродействующие, до 0,12 с - ускоренного действия, до 0,25 с - небыстродействующие)

Технические данные выключателей приводятся в паспорте, а основные - на его щитке. Ниже приводятся важнейшие параметры выключателей.
Номинальное напряжение (Uном, кВ) определяет размеры изолирующих частей, следовательно, габаритные размеры и массу выключателя.
Наибольшее рабочее напряжение (Uраб макс, кВ) - максимальное напряжение, при котором изготовители гарантируют работу выключателей.

Диагностика высоковольтных выключателей

В электроэнергетических системах высоковольтные выключатели относятся к одним из наиболее ответственных видов электрооборудования. Качество функционирования высоковольтных выключателей определяет степень надёжности и энергобезопасности работы всей системы передачи и распределения электроэнергии как в нормальных, так и в аварийных режимах. Поэтому весьма актуальными являются технический контроль и диагностика состояния высоковольтных выключателей, позволяющие своевременно выявлять развивающиеся дефекты или неисправности, а затем оперативно устранять их. Очевидно, что диагностике высоковольтных выключателей в эксплуатации любых энергообъектов следует уделять повышенное внимание.

В настоящее время важную роль в электроэнергетике, в том числе и в диагностике высоковольтного электрооборудования, начинают играть цифровые методы, устройства и системы на микропроцессорной элементной базе. Эти методы имеют особо важное значение для изношенного электрооборудования, в первую очередь для масляных выключателей, которых в настоящее время находится в эксплуатации значительно больше, чем других типов. На предприятиях энергосистемы России количество масляных выключателей составляет, как правило, не менее 50% от общего числа высоковольтных выключателей.

Важное место в диагностике высоковольтных выключателей занимает тепловизионный контроль. С применением инфракрасной техники каждый год выявляется значительное количество дефектов на электрооборудованиях подстанций. В настоящее время на каждый тип выключателя разработана своя методика тепловизионного контроля.

Ранняя диагностика высоковольтных выключателей

Предприятия, эксплуатирующие силовое электроэнергетическое оборудование, сталкиваются с большими трудностями - большая часть техники устарела как морально, так и физически. Инвестиции на новую технику незначительны, обслуживающий персонал сокращается. Около 40 процентов масляных и воздушных выключателей, прежде всего на 110 и 220 кВ, отработало установленный нормативами минимальный срок службы, а к 2015 году предполагается обновить лишь 55 процентов всего парка выключателей.

Графики, полученные с помощью специальных приборов (таких, как ПКВ/М6, ПКВ/М7, ПКВ/У3), при диагностике высоковольтных выключателей используются для анализа состояния выключателя. Такой метод получил название метода раннего обнаружения дефектов в механизмах высоковольтных выключателей. Он позволяет обнаружить не только неисправности на ранней стадии их развития, но даже небольшие отклонения в работе узлов выключателя, основываясь на полученных с помощью прибора графиках процесса. Метод заключается в регистрации процесса перемещения одного из элементов механизма (подвижного контакта, траверсы, вала привода и другого) при пусках выключателя и сопоставлении полученного графика с графиком полностью исправного выключателя либо с графиком, снятым с этого же выключателя при последнем его обследовании.

Хотя в практике контроля высоковольтных выключателей графическая форма отображения результатов, казалось бы, давно и хорошо известна (например, временные осциллограммы, получаемые на светочувствительной бумаге шлейфового осциллографа, и виброграммы скорости, рисуемые с помощью вибрографа и подвижной линейки), однако эти графики неудобны для непосредственного восприятия и требуют предварительной ручной обработки.

При автоматических измерениях скоростных характеристик с помощью датчиков перемещения с высокой разрешающей способностью можно получить совсем другие графики: скорость в зависимости от времени, скорость в зависимости от хода, ход в зависимости от времени. Они отображают процессы движения траверсы и подвижных контактов, взаимодействие их с направляющими механизмами, подвижными контактами и буферами. Следовательно, по их внешнему виду и отклонению его от стандартного можно оперативно произвести диагностику неисправности этих узлов сразу после вывода выключателя из эксплуатации.

Использование приборов ПКВ позволяет:

) в полтора раза снизить затраты предприятия на обслуживание высоковольтных выключателей;

) вдвое сократить время диагностики выключателя;

) в ряде случаев использование приборов приводило к полному отказу от проведения планового ремонта ввиду нормального состояния выключателей.

Требования к техническому состоянию высоковольтного выключателя определяются инструкцией завода-изготовителя и соответствующей нормативно-технической документацией. Оценка текущего состояния выключателя (в норме, не в норме) сводится к выявлению уже имеющихся отклонений от заводских параметров. Но обнаружение еще только зарождающихся либо скрытых дефектов, когда отклонение параметра еще не вышло за паспортные нормы либо проявляется лишь в отдельные моменты, возможно только при анализе графиков всего процесса пуска выключателя.

Для оценки состояния высоковольтного выключателя используются различные способы, но удобнее всего проводить диагностику выключателя с помощью специально предназначенных приборов, таких, как ПКВ/М6Н и ПКВ/М7. Применение этих приборов сокращает время проведения комплексного обследования при значительном повышении его качества, а также позволяет обоснованно отказаться от проведения капитального ремонта. Кроме того, с помощью приборов ПКВ/М6Н и ПКВ/М7 удается выявлять скрытые дефекты, которые, как известно, одни из самых опасных.

Если графика исправного выключателя нет, но есть график, снятый на обследуемом выключателе при предыдущем его обследовании, то, сравнивая эти два графика, можно проследить тенденции изменений и предположить, чего ожидать от данного выключателя в будущем.

Такой сложный дефект, как люфты в подвижных частях, также определяется приборами ПКВ/М6 и ПКВ/М7. Люфты создают прерывистую нагрузку от механизмов трех полюсов на общий привод, через который происходит взаимное влияние трех процессов движения, хорошо наблюдаемое при совмещении графиков «скорость-время» двух (или трех) полюсов.

Взаимодействие механизмов полюсов происходит следующим образом. После начала движения из-за плохого состояния дугогасительного устройства или отключающих пружин штанга с траверсой полюса С движется с меньшей скоростью, чем штанга с траверсой полюса В. В это время выбирается люфт между полюсами. К моменту времени точки 1 люфт между полюсами оказывается весь выбранным. Происходит взаимодействие движущихся масс. Одна штанга с траверсой получает ускоряющий импульс, а другая тормозящий. Начиная с этого момента происходит соответствующее изменение скоростей движения траверс. И к моменту точки 2 скорости движения штанг с траверсами стабилизируются, но опять оказываются разными. Теперь штанга полюса С еще движется быстрее штанги полюса В. Люфт выбирается в другую сторону. В момент времени точки 3 штанга с траверсой полюса В начинает тормозиться масляным буфером, а штанга полюса С еще движется со значительной скоростью. В момент точки 4 люфт оказывается весь выбранным. Происходит взаимодействие движущихся масс. Штанга с траверсой полюса С получает тормозящий импульс, а штанга с траверсой В - ускоряющий. Это объясняет всплеск скорости на участке торможения у полюса В и наличие зубцов из-за интенсивного воздействия на участке торможения у полюса С.

По графику «скорость-время» диагностируется и еще один дефект - увеличенное время отключения выключателя.

Таким образом, можно сделать вывод, что метод диагностики скрытых дефектов при помощи анализа графиков, полученных приборами ПКВ/М6Н и ПКВ/М7, прост, надежен и нагляден, позволяет существенно экономить время.

Графики позволяют определять неисправности и отклонения на ранней стадии и более эффективно планировать ремонт. Даже минимальный опыт в расшифровке графиков позволяет до начала ремонта выявить узлы и устройства выключателя, требующие вмешательства ремонтного персонала, не подвергать ненужной (а зачастую и вредной) разборке исправные узлы, тем самым сокращая время ремонта.

Применение метода и приборов ПКВ/М6Н и ПКВ/М7 для диагностирования скрытых дефектов выключателей неоднократно одобрено пользователями этих приборов - ФСК ЕЭС, «Мосэнерго», «Якутск-энерго» и другими.

Рисунок 18.1 - График процесса отключение исправного выключателя

Тепловизионная диагностика

Тепловизор - это оптико-электронная система, предназначенная для получения видимого изображения объектов, испускающих невидимое тепловое (инфракрасное) излучение.

Первые тепловизоры созданы в 30-х гг. 20 в. Принцип действия тепловизора основан на преобразовании инфракрасного излучения в электрический сигнал, который усиливается и воспроизводится на экране индикатора.

В 70-х гг. созданы тепловизоры, в которых тепловое изображение переводится в видимое непосредственно на экране, покрытом светочувствительным веществом (люминофоры, жидкие кристаллы, полупроводниковые пленки). Тепловизоры используются для определения местоположения и формы объектов, находящихся в темноте или в оптически непрозрачных средах. Применяются в дефектоскопии, навигации, а также в медицине.

Принцип действия

Вследствие того, что тела нагреты неравномерно (например, температура автомобиля с работающим двигателем будет выше температуры автомобиля с двигателем выключенным), складывается некая картина распределения ИК-излучения.

Действие всех тепловизионных систем основано на фиксировании температурной разницы объект/фон и на преобразовании полученной информации в изображение, видимое глазом. Современные тепловизионные приборы способны обнаруживать температурный контраст, равный 0,05-0,1 К.

В то время как оптические приборы ночного видения, работающих на основе электронно-оптических преобразователей (ЭОП), улавливают излучение с длиной волны ~ 1-2 мкм, что лишь немногим выше чувствительности человеческого глаза, основные рабочие диапазоны тепловизионной аппаратуры охватывают следующие области длин волн: 8-14 мкм - область далекого ИК-излучения и 3-5,5 мкм - среднего ИК. Именно в этих областях приземные слои атмосферы прозрачны для ИК-излучения, а излучательная способность наблюдаемых объектов с температурой от -50 до +500С максимальна.

Таким образом, тепловизионные приборы способны обеспечивать большую дальность видения в любое время суток, через любую прозрачную для ИК-изучения маскировку и даже при несколько пониженной прозрачности атмосферы: при тумане, дожде, снегопаде, пыли и дыме. (Следует оговориться, что пары воды и углекислый газ весьма интенсивно поглощают волны ИК-спектра, и это заметно отражается на чувствительности приборов.)

Фоточувствительным элементом современного тепловизионного прибора является фокально-плоскостная двумерная многоэлементная матрица фотоприемников (FPA), изготовленная на основе полупроводников - примесных кремния и германия.

Поскольку в современных тепловизорах отсутствуют оптико-механические сканирующие устройства, они отличаются компактностью, малой энергоемкостью, высоким отношением сигнал/шум и хорошим качеством изображения.

Недостаток

Основным и главным недостатком тепловизора является большая цена. 90% стоимости прибора составляет его основные элементы: матрица и объектив.

Матрицы весьма сложны в производстве, и, соответственно, это все упирается в большие деньги.

С объективами ситуация сложнее: их нельзя сделать из стекла, потому что этот материал не пропускает ИК-излучение. По этой причине для создания объективов применяются редкие и дорогие материалы.

Для понижения шумов и, следовательно, повышения пороговой чувствительности, в тепловизионных приборах матрицу фоточувствительных элементов охлаждает микрокомпрессорная система, либо используется термостабилизация при помощи термоэлектрической системы.

В последнее время все большее распространение получают приборы с неохлаждаемой микроболометрической матрицей.

ПКВ/М6

Прибор контроля высоковольтных выключателей ПКВ/М6Н

) временные и скоростные характеристики масляных, вакуумных, элегазовых выключателей имеющих до 3-х разрывов на полюс

) встроенный термопринтер

) распечатка таблиц и графиков тот час же после измерений

) отличается простотой в использовании

) габариты 235х210х75 мм, вес - 2,5 кг

) внутренний коммутатор отсутствует, для операций "вкл." и "откл." сложных циклов применять пульт ПУВ-10 или ПУВ-50

Особенности электроизмерительного прибора:

) предельно прост в использовании

) особенно хорошо для контроля вакуумных и масляных выключателей

) отсутствует возможность передачи данных в компьютер.

Описание ПКВ/М6

Прибор предназначен для безразборного контроля масляных, вакуумных и элегазовых выключателей всех типов и классов напряжений, имеющих от одного до трех разрывов на полюс.

Прибор ПКВ/М6Н:

) контролирует характеристики в простых операциях и во всех сложных циклах;

) автоматически распознает вид сложного цикла и измеряет характеристики как цикла в целом, так и составляющих его простых операций;

) в простых операциях определяет длительность командных импульсов, что позволяет проверять правильность работы блокировочных контактов выключателя.

Временные характеристики контролируются либо одновременно по всем трем полюсам, имеющим по одному разрыву, либо поочередно по каждому полюсу, но с тремя разрывами на полюс. Характеристики хода и скоростные характеристики контролируются с помощью датчиков углового (ДП21) или линейного (ДП12) перемещений, закрепляемых, соответственно, на валу или держателе траверсы выключателя.

Измеряются следующие характеристики:

) Временные (собственное время включения/отключения каждого полюса, полное время движения траверсы, разновременность срабатывания между полюсами, время дребезга контактов). Погрешность измерения ±0,1мс;

) Скоростные (скорость в момент включения/отключения, максимальная скорость) в диапазоне 0,002ч20 м/с для масляных и элегазовых выключателей. Максимальная погрешность измерения скорости не превышает ± 4 %;

) Характеристики хода (полный ход, ход до моментов включения/отключения, вжим, разновременность срабатывания по ходу, ход дребезга контактов, отскок, перелет) в диапазоне 0 - 900 мм с разрешением 0,5 мм для масляных и элегазовых выключателей.

Для вакуумных выключателей, в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, в процессе эксплуатации требуется проводить контроль только временных характеристик. Скоростные характеристики оцениваются по времени прохождения подвижным контактом определенного участка хода. Это время задается специальным контактным датчиком, имеющимся в комплекте с выключателями. Этот датчик подключается к каналу С прибора.

Рисунок 18.2 - Подключение прибора ПКВ/М6Н и пульта ПУВ/10 к высоковольтному выключателю

Временные характеристики контролируются как в простых операциях «О» и «В», так и в сложных циклах. Для облегчения управления выключателем в сложных циклах разработан и выпускается специальный пульт управления ПУВ-10 <#"551090.files/image395.gif">

Рисунок 18.3 - Таблица измерений

Особенностью ПКВ/М6Н является наличие встроенного термопринтера, существенно упрощающего обращение с прибором и повышающего оперативность контроля.

Методика контроля состоит в следующем:

1) Закрепить на выключателе датчик перемещения.

2) Присоединить кабель датчика, три кабеля полюсов и кабель запуска.

) Включить питание прибора.

) Через 10 с (после того как прибор автоматически проведет самоконтроль, а принтер распечатает дату и время) произвести пуск выключателя.

) Через 5-6 с после пуска принтер прибора начнет печатать таблицу вышеуказанных характеристик и график зависимости скорости от хода.

График позволяет качественно оценить состояние выключателя и диагностировать неисправность некоторых его узлов. Дважды нажимая на кнопку «Печать», можно получить еще два графика: скорость в функции от времени и ход в функции от времени (рис.2в и 2г). На графиках отображается так же процесс замыкания / размыкания контактов со всем дребезгом по трем полюсам.

В комплект прибора входит кейс для его переноски, укладочный ящик с датчиками перемещения, крепежными приспособлениями, кабелями и эксплуатационная документация.

Основные технические характеристики прибора ПКВ/М6Н приведены в таблице 18.1

Таблица 18.1 - Основные технические характеристики прибора ПКВ/М6Н

Характеристика	Значение
Диапазон измерения и регистрации интервалов времени, с	0,002 ч 5,2
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности измерения интервалов времени, мс	[0,1+0,0001*tx], tx- измеренный интервал времени
Предел дополнительной погрешности измерения интервалов времени в рабочих диапазонах питающих напряжений и температур	не более 0,1 от основной погрешности
Диапазон измерения скорости движения, м/с	0,002 ч 20
Потребляемая мощность не превышает, Вт	20
Температурный диапазон эксплуатации,єС	-25 ч +55
Габариты измерительного блока (длинаширинавысота), мм	21323289
Масса измерительного блока, кг	2,8

ПКВ/М6Н допускает эксплуатацию при температуре -20 ч +50°С.

Габариты прибора: 210*235*75мм, вес 2,5 кг.

Вес укладочного ящика в полной комплектации 7кг.

Система диагностики состояния выключателей "Никта"

В процессе проведения опытного включения и выключения высоковольтного выключателя при помощи технических средств системы “Никта” контролируются следующие параметры:

1) величина постоянного тока, протекающего через один контакт или последовательно соединенные контакты одной фазы выключателя;

2) падение напряжения на замкнутом контакте;

) вибрация корпуса выключателя в процессе всей операции включения - отключения.

Система “Никта”, в нормальном состоянии, находится в ждущем режиме. Регистрация параметров состояния начинается сразу же в момент подачи сигнала управления на исполнительный механизм выключателя. Длительность одной регистрации выбирается Пользователем. Если производятся циклические испытания, то система включается столько раз, сколько импульсов управления придет на выключатель.

Данные по каналам считываются при помощи АЦП синхронно, т. е. одновременно по всем каналам. Частота опроса каждого канала также выбирается Пользователем и максимально может достигать 10 кГц, т. е. за секунду производится измерение параметра каждого канала 10000 раз. Переходя к временным категориям - интервал времени между двумя измерениями параметра равен 0,1 миллисекунды. Этого достаточно, чтобы зарегистрировать любые изменения в выключателе.

После проведения измерения физических параметров при включении - отключении выключателя информация “упаковывается” в специальный файл, удобный для хранения и дальнейшей обработки и записывается в память ЭВМ в директорию испытываемого выключателя.

Обработка результатов испытаний

Параметры состояния выключателя определяются программой - диагностическим процессором, составляющим экспертную часть системы “Никта”.

При работе диагностического процессора рассчитываются значения первичных эксплуатационных параметров выключателя, наиболее важные из которых приведены ниже. На этом этапе программой рассчитывается еще около двадцати других параметров состояния, но они являются или второстепенными, или промежуточными, поэтому здесь не приводятся.

Время включения главного контакта. Определяется как время от момента подачи управляющего импульса до момента первого касания всех контактов в главной цепи выключателя, т. е. создания цепи для протекания тока.

Скорость движения главного контакта. Для регистрации без сигнала скорости определяется как отношение длины хода контактов минус ход контакта в розетке (для

включения, и просто ход контакта в розетке - для отключения) к интервалу времени от момента “расслабления” привода до момента первого касания (для отключения - до момент полного размыкания) контактов. Время “расслабления” привода берется по виброудару. Если такого виброудара нет, то для расчета используется время подачи управляющего импульса на управление выключателем. Если регистрация производится с подключенным датчиком перемещения/ускорения, то из полученного сигнала выбирается максимальное значение.

Количество пульсаций сопротивления. Под пульсацией сопротивления понимаются “разрывы главной цепи выключателя” после первого касания контактов. В моменты “разрывов” нарушается цепь главного (главных) контактов выключателя. Количество таких “разрывов” цепи зависит от типа выключателя и его состояния. В реальных условиях при включении выключателя иногда бывает до десяти пульсаций за время в 0,01 - 0,02 сек.

Время установления постоянного рабочего сопротивления главной цепи выключателя. Рассчитывается по кривой изменения сопротивления, которая, в свою очередь, рассчитывается по закону Ома при известных кривых изменения тока и падения напряжения. За численное значение времени полного установления рабочего сопротивления главной цепи берется интервал времени от первого касания контактов до момента, когда “броски” значения сопротивления, естественно в большую сторону, перестанут превышать 20 % от установившегося значения.

Усредненный коэффициент затухания сопротивления главной цепи выключателя. Этот коэффициент рассчитывается на временном интервале, начиная с первого касания контактов до момента установления рабочего значения сопротивления. Он учитывает соотношение периодов времени, когда контакты были замкнуты и когда разомкнуты, и степень изменения сопротивления в моменты “отскоков” контактов.

Усреднённая постоянная времени затухания сопротивления главной цепи. Рабочая поверхность главных контактов обычно имеет различные дефекты, выражающиеся в наличии различных пленок, раковин, окисленных участков и т. д. На процесс включения выключателя накладывается процесс “преодоления сопротивления этих дефектов электрическим током”. Теоретически сопротивление идеального контакта устанавливается мгновенно. Чем больше дефектов на поверхности контакта, тем более медленно устанавливается его сопротивление. Программой рассчитывается постоянная времени затухания по каждому из моментов затухания сопротивления.

Омическое сопротивление главного контакта. Расчет выполняется по известным значениям тока, протекающего через контакт, и величины падения напряжения на контакте в установившемся режиме после замыкания.

Амплитуда виброудара при включении привода. Регистрируется по кривой изменения вибрации в размерности виброускорения. Характеризует интенсивность динамических процессов в выключателе в первые моменты времени.

Коэффициент стационарности колебания системы при включении привода. Этот коэффициент характеризует скорость затухания колебаний в конструкции при включении привода.

Коэффициент распределения резонансных пиков механической системы по частотным диапазонам. Обычно конструкция “звенит” не на одной, а на нескольких резонансных частотах. При помощи данного коэффициента учитывается, в какой частотной зоне, низкочастотной, среднечастотной или высокочастотной сосредоточены наиболее значительные пики резонансных колебаний при включении привода выключателя.

Амплитуда виброудара в момент первого касания контактов выключателя. На временном графике вибрации данный момент определяется как точка первого касания всех контактов главной цепи. Данный параметр характеризует динамические удары между подвижным и неподвижным контактами. Он косвенно характеризует конечную скорость движения контакта и, в выключателях некоторых типов, “точность влета” одного контакта в другой.

Коэффициент стационарности колебания системы при замыкании главных контактов. Аналогично коэффициенту стационарности колебания системы при включении привода, но для момента времени, соответствующего колебательным процессам сразу же после первого касания контактов.

Коэффициент распределения резонансных пиков вибрации механической системы по частотным диапазонам сразу же после первого касания всех контактов главной цепи выключателя.

Амплитуда виброудара при фиксации контактов главной цепи выключателя во включенном состоянии.

Коэффициент стационарности колебания системы при фиксации главных контактов.

Коэффициент распределения резонансных пиков механической системы по частотным диапазонам при фиксации главных контактов.

Разновременность смыкания - размыкания контактов.

Скорость в момент замыкания/размыкания контактов - расчитывается исходя по сигналу скорости в момент первого касания контактов).

Расчет остаточного ресурса выключателя

После обработки в программе результатов выполненных испытаний при помощи диагностического процессора вычисляются параметры физического состояния узлов и элементов конструкции выключателя.

Физические параметры состояния элементов и узлов выключателя объединяются в две группы, характеризующие состояние главных контактов и механической системы. Состояние главных контактов оценивается на основе значения установившегося сопротивления и параметров, описывающие процесс установления этого сопротивления.

К параметрам, описывающим состояние механической системы, относятся все вибрационные параметры, скорость движения главного контакта, временные параметры.

Общее состояние выключателя определяется совокупностью всех параметров, как относящихся к контактам, так и к механической системе.

Наличие большого количества типов и марок выключателей потребовало создание адаптивных алгоритмов диагностики, автоматически приспосабливающихся к диагностике различных выключателей. Структура адаптивного алгоритма определения критериев качества выключателя “незнакомой” марки - следующая:

) Пользователем создается паспорт “нового выключателя”, содержащий его общее описание.

) На основе созданного паспорта проводится экспериментальное обследование не менее 6 выключателей данной марки, точнее говоря, отдельных фаз выключателя.

) Запускается специальная функция программы, которая по итогам проведенных испытаний рассчитывает критерии качества (нормы) для выключателя данной марки.

Полученный набор критериев по всем параметрам физического состояния является, в дальнейшем, базой, с которой будут сравниваться все обследованные выключатели, а в дальнейшем и все другие.

По мере набора информации по выключателям данной марки критерии качества могут быть, по желанию Пользователя, рассчитаны заново, с учетом всех проведенных испытаний. Если опыт диагностики таких выключателей имеется в других энергосистемах, то критерии качества могут быть скопированы у них. Копирование заключается в переносе паспорта на выключатель данной марки из другой программы “Никта”, которая работала в другой энергосистеме.

По итогам проведенных экспериментальных исследований, рассчитанным физическим параметрам состояния и по определенным интегральным критериям состояния, диагностический процессор позволяет рассчитать коэффициенты технического состояния выключателя. Таких коэффициентов в программе три, два из них частные, а один общий, объединяющий два частных.

Частные коэффициенты технического состояния выключателя:

Коэффициент технического состояния главного контакта выключателя Кгк. Этот коэффициент интегрально учитывает общее состояние всех разрывов цепи главного контакта, т. е. рассматривает все разрывы как единый, обобщенный контакт.

Коэффициент общего технического состояния механической системы выключателя Кмс.

Отдельные составляющие, описанные выше физические параметры состояния, участвуют в расчете коэффициентов технического состояния выключателя со своими весовыми коэффициентами. Численные значения весовых коэффициентов изменяются в диапазоне от 0,5 до 5,0. Для каждого физического параметра значение весового коэффициента зависит от “значимости” данного физического параметра, его влияния на общее техническое состояние выключателя.

Как уже говорилось выше, данные коэффициенты представляются программой в относительных единицах, в долях от единицы. Коэффициенты состояния идеального по состоянию выключателя количественно равны единицам. При ухудшении состояния значения коэффициентов состояния тоже уменьшается.

Обобщенный коэффициент технического состояния выключателя Кв рассчитывается на основе значений частных коэффициентов технического состояния Кмс и Кгк. Значения этих коэффициентов участвуют в расчете обобщенного коэффициента с учетом весовых коэффициентов. Числено величина Кв измеряется так же в долях от единицы.

Остаточный коммутационный ресурс контролируемого выключателя определяется по величине коэффициента технического состояния главного контакта. Остаточный ресурс в 100 % имеет выключатель, находящийся в идеальном состоянии. Ресурс в 0 % имеет выключатель, который, условно говоря “еще работает”, но уже не может произвести безаварийное отключение короткого замыкания такой мощности, которая указана в паспорте на этот выключатель.

Промежуточное (от 100 до 0 %) значение остаточного ресурса отражает степень ухудшения технического состояния контактов выключателя в процессе работы.

Аналогично следует трактовать величину расчетного остаточного технического ресурса выключателя, который учитывает ухудшение состояния и главных контактов, и механической системы выключателя. Этот параметр оценки является наиболее общей характеристикой выключателя.

Полученных значений эксплуатационных параметров выключателя вполне достаточно для организации обслуживания, ремонтов и замен оборудования по техническому состоянию.

Заключение

Спроектирована районная понизительная подстанция напряжением 110/10 кВ. На подстанции для обеспечения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей установлены два силовых двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой типа ТРДН, мощностью по 40000 кВ·А каждый. Выбрана главная схема электрических соединений подстанции, определены токи короткого замыкания, выбраны электрооборудование, токоведущие части, измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Принятый объем релейной защиты и автоматики обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей с учетом питания подстанции от взаиморезервируемых источников питания.

Регулирование напряжения на подстанции осуществляется с помощью устройства РПН на высоком напряжении.

Проектируемая подстанция принята комплектной, блочного типа КТПБ. Распределительное устройство 110 кВ выполнено открытым. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется шкафами внутренней установки с вакуумными выключателями.

Проведен расчет освещения, заземления и молниезащиты подстанции. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими молниеотводами и молниеотводами.

Все принятые в дипломном проекте технические решения экономически обоснованы, технически целесообразны и безопасны.

В разделе для углубленной разработки рассмотрена диагностика высоковольтных выключателей на базе приборов «Никта» и ПКВ М6. Приведены технические характеристики приборов, схема подключения прибора ПКВ М6 к выключателям для проведения диагностики.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Артюхов, И. И. Электрооборудование электрических станций и подстанций/ И. И. Артюхов, В. Д. Куликов, В. В. Тютьманова; - Саратов: СГТУ, 2005. - 136с.

2. Гайсаров, Р. В. Справочник по высоковольтному оборудованию электроустановок/ под ред.Р. В. Гайсарова. - Челябинск: ЮУрТУ, 2005. - 343с.

3. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций. - М.: НЦ ЭНАС,2006.-31с.

4. Каталог: РЗВА и НТЭАЗ.2012: [Электронный ресурс]. URL: <http://www.vsoyuz.ru/russian/products/cb/cb_10/cb_10_bp1.-> Загл. с экрана. (дата обращения 11.06.2012). <%20http://www.vsoyuz.ru/russian/products/cb/cb_10/cb_10_bp1.%20%2005.05.2011>

5. Куликов, В. Д. Электрооборудование станций, подстанций и сетей промышленных районов. Задание на курсовой проект/В. Д. Куликов - Саратов: СГТУ, 2010. - 17с.

. Куликов, В. Д. Электрооборудование электростанций и подстанций, методические указания по курсовому проектированию/В. Д. Куликов - Саратов: СГТУ, 2012. - 36с.

7. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков - М: Энергоатомиздат, 1989. - 608с.

8. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. - М.:НЦ ЭНАС, 2007, -79с.

9. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин - М.: Энергоатомиздат,2010 . - 648с.

10. Серебряков, В. Н. Расчет токов симметричных и несимметричных коротких замыканий, методические указания и задания к курсовой работе 1 для студентов специальности 100400 всех форм обучения/В. Н. Серебряков - Саратов: СГТУ, 2005. - 25с.

11. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 35-750 кВ. Типовые решения. - М.: ОАО « Институт «Энергосеть проект»»,2007. - 132с.

12. Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д. Л. Файбисовича.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.-352с.

13. Юриков, П. А. Защита электростанций и подстанций 3 - 500 кВ от прямых ударов молний/П. А. Юриков - М.: Энергоиздат, 1982. - 86с.

14. Защита трёхобмоточных понижающих трансформаторов (примеры расчёта): Методическое пособие для самостоятельной работы студентов. - Составитель В.А. Попик. - Братск: БрИИ. - 2004. - 52 с.

15. Справочная книга по проектированию электрического освещения./ под ред. Г.М. Кнорринга.- Л.: Энергия ,2003. - 384 с.

16. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: в 2-х кн. Книга 2. Технические сведения об оборудовании/Под общ. ред. А.А.Федорова, Г.В.Сербиновского.- М.: Энергия, 2003. - 528 с.

17. ПКВ/М6Н прибор контроля выключателей:[Электронный ресурс]//Терра. Новосибирск,2000-2012.URL: http://www.terra-nsk.ru/item/pkv/m6.- Загл <http://www.terra-nsk.ru/item/pkv/m6.-%20Загл>. с экрана. (дата обращения 13.06.2012). <%20http://www.vsoyuz.ru/russian/products/cb/cb_10/cb_10_bp1.%20%2005.05.2011>

18. Диагностика высоковольтных выключателей://Энергетика.2012. URL: http://forca.ru/stati/podstancii/diagnostika-vysokovoltnyh-vyklyuchateley.html. (дата <http://forca.ru/stati/podstancii/diagnostika-vysokovoltnyh-vyklyuchateley.html.%20(дата> обращения 6.05.2012)

Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ