Электроснабжение Аулиекольского района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Общая часть
• 1.1 Характеристика объекта
• 1.2 Выбор и обоснование схемы электроснабжения
• 1.3 Выбор рода тока и величины напряжения
• 1.4 Расчет электрических нагрузок
• 1.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
• 1.6 Расчет токов короткого замыкания
• 1.7 Расчет и выбор сечения питающих линий
• 1.8 Выбор и проверка электрооборудования на подстанции
• 1.9 Расчет заземления
• 2. Специальная часть
• 2.1 Сравнение технических характеристик выключателей
• 2.2 Устройство вакуумного выключателя
• 2.3 Техническое обслуживание вакуумного выключателя
• 3. Организация производства
• 3.1 Режим работы предприятия
• 3.2 Организация ремонта электрооборудования
• 3.3 Организация заработной платы
• 4. Экономика предприятия. Себестоимость передачи и распределения 1 ??т•ч электроэнергии
• 4.1 Капитальные затраты
• 4.2 Текущие затраты
• 5. Охрана труда
• 5.1 Охрана труда и техника безопасности при обслуживании электрооборудования
• 5.2 Техника безопасности при обслуживании вакуумного выключателя
• 5.3 Пожарная безопасность
• Список литературы
• Введение

В современном понимании энергетика - это производство, облагораживание, переработка, хранение, транспортировка, распределение и использование всех видов энергии и энергетических ресурсов. Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она сравнительно просто и экономично может быть преобразована в другие виды энергии - тепловую, механическую, световую и т.д.

Казахстан готов идти на создание со странами СНГ совместных рыночных структур с использованием мирового опыта в этом деле.

В части развития электроэнергетики Казахстан имеет все возможности для обеспечения самобаланса республики. Россия и Казахстан имеют много взаимных интересов в области электроэнергетики, так как в ряде приграничных областей электроснабжение потребителей Казахстана осуществляется от электростанций России, а некоторые районы России традиционно получают электроэнергию из Казахстана. Следует отметить большую зависимость Южного Казахстана от поставок электроэнергии из Средней Азии.

Для достижения электроэнергетической независимости Казахстану необходимо строительство дополнительных энергоисточников в Западном и Южном Казахстане и строительство линий электропередачи Север - Юг в целях выдачи, как можно большего количества энергии и мощности от ГРЭС Северного Казахстана в дефицитные области Южного Казахстана.

Кроме того, через Казахстан в Россию можно реализовывать избыточные гидроэнергетические ресурсы государств Средней Азии, а применение эффективного взаимного сотрудничества между Россией и Казахстаном по совместной эксплуатации межгосударственной широтной магистрали Итат-Барнаул-Экибастуз-Кокшетау-Костанай-Челябинск напряжением 1150 кВ и достройки ее до Тамбова, позволило бы Казахстану и России осуществлять передачу избыточной мощности и энергии в Европейскую часть России и другие страны.

При наличии указанных межсистемных связях Казахстан может наращивать мощности на экибастузских, борлинских и торгайских углях не только для покрытия потребностей своей республики, но и выступать экспортером электроэнергии на Евроазиатском рынке.

Практически все опубликованные за последние годы прогнозы развития энергетического хозяйства сходятся во мнении, что темпы роста производства и потребления электрической энергии в мире будут опережающими по сравнению с первичными энергоресурсами - углем, нефтью, газом.

В части развития электроэнергетики Казахстан имеет все возможности для обеспечения самобаланса республики. Следует отметить большую зависимость Южного Казахстана от поставок электроэнергии из Средней Азии. Для достижения электроэнергетической независимости Казахстану необходимо строительство дополнительных энергоисточников в Западном и Южном регионах и строительство линий электропередачи Север-Юг в целях выдачи как можно большего количества энергии и мощности от ГРЭС Северного Казахстана в дефицитные южные области. Увеличение концентрации углекислого газа в атмосфере уже в ближайшее десятилетие станет серьезным ограничивающим фактором в использовании органических топлив из-за повышения температуры земной поверхности, так называемого “парникового эффекта” - надвигающейся на планету беды. В связи с этим можно сделать вывод, что не смотря на огромные запасы в недрах Казахстана углеводородного топлива в 21 веке придется развивать свою ядерную энергетику, соблюдая разумный баланс производства. В Казахстане действует единственная атомная электростанция в составе Мангышлакского энергокомбината. Ориентация на строительство АЭС неизбежно приведет к захоронению радиоактивных отходов. Для Казахстана по сравнению с другими странами эта проблема может быть разрешена с наименьшими затратами, поскольку в качестве мест возможного захоронения можно использовать штольни и скважины бывшего Семипалатинского полигона. Обладая значительными запасами уранового сырья и связанной с ним инфраструктурой Республика Казахстан имеет все объективные условия к развитию в перспективе атомной энергетики.

Возможностей и природных топливно-энергетических ресурсов на весь обозримый период у Казахстана вполне достаточно для того, чтобы развить мощный топливно-энергетический комплекс, способный снабдить республику не только первичными энергоресурсами.

Для обозримого на перспективу электроэнергетики сохраняются существующие тенденции дальнейшей централизации электроснабжения. В настоящее время создание единой энергетической системы (ЕЭС) страны принято в качестве генерального направления развития энергетической базы.

1. Общая часть

1.1 Характеристика объекта

Проектируемая подстанция 35/10 кВ предназначена для преобразования одной величины напряжения в другую величину напряжения и распределения электроэнергии по Аулиекольскому району. Основными потребителями подстанции являются электроприемники Аулиекольского района, которые по степени надежности электроснабжения относятся к 2 и 3 категории. Подстанция состоит из открытого распределительного устройства (ОРУ) ОРУ - 35 кВ и ОРУ - 10 кВ.

1.2 Выбор и обоснование схемы электроснабжения

При выборе схемы питания электроприемников учитываются:

- необходимая надежность электроснабжения;

- требуемое качество электроэнергии в различных режимах сети;

- стоимость ее сооружения;

- ремонтоспособность;

- простота и безопасность в эксплуатации;

- возможность присоединения к действующей сети новых электроприемников без существенных реконструктивных работ.

Для электроснабжения электроприемников Аулиекольского района принимается понижающая подстанция.

Система электроснабжения состоит из схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.

Так как по надежности электроснабжения потребители относятся ко второй и третьей категории, то схема внешнего электроснабжения осуществляется одной двухцепной воздушной линией, выполненной из сталеалюминевого провода.

Схема внутреннего электроснабжения состоит из распределительного устройства на напряжение 35 и 10 кВ.

Так на стороне 35 кВ имеются потребители, то распределительное устройство ОРУ-35 кВ принимается с двумя секциями, соединенными секционным выключателем. В нормальном режиме работы схемы секционный выключатель отключен. Вследствие чего обеспечивается раздельная работа секций, необходимая для уменьшения токов короткого замыкания. Если же обесточится один из вводов, то автоматически включается секционный выключатель и обесточенная секция запитывается от другого ввода. На данном напряжении принимаются элегазовые выключатели. В них для гашения электрической дуги применяется элегаз, который не ядовит и не горюч и является безопасным для окружающей среды.

Распределительное устройство ОРУ-10 кВ состоит из одной секции, которая получает питание от понижающего трансформатора 35/10 кВ. ОРУ комплектуется ячейками комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН). Ячейка КРУН комплектуется вакуумными выключателями, которые являются простыми в эксплуатации, пожаро- и взрывобезопасными.

1.3 Выбор рода тока и величины напряжения

В системе электроснабжения применяются два рода тока: постоянный и переменный. Переменный ток имеет ряд преимуществ: его проще получить, проще передавать и трансформировать, легко преобразовывать в другие виды энергии. Выбор рода тока зависит от технологии данного производства и характеристики электроприемников. Основная масса механизмов и вспомогательного оборудования приводится в действие трехфазными асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором, которые являются самыми простыми в обслуживании, управлении и что не маловажно самыми дешевыми. В связи с этим за основной род тока принимается трехфазный переменный ток частотой 50 Гц.

При проектировании системы электроснабжения одним из важных вопросов является выбор рациональных напряжений в схеме, поскольку их величинами определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанции, размеры капиталовложений, расход цветного металла, величины потери электроэнергии эксплуатационные расходы.

Высшее напряжение принимается 35 кВ, так как ближайшим источником питания (100 м) является подстанция 110/35/27,5 кВ.

Для электроснабжения близ лежащих электроприемников принимается напряжение 10 кВ, так как по сравнению с напряжением 6 кВ оно наиболее выгодно, то есть меньше капитальные и эксплуатационные расходы, уменьшаются потери электроэнергии.

1.4 Расчет электрических нагрузок

Для расчета электрических нагрузок разработан ряд методов. Выбор того или иного метода определяется наличием исходных данных.

Расчет электрических нагрузок производится по зимнему суточному графику подстанции, питающей потребителей Аулиекольского района. График представлен в форме таблицы 1.1.

Таблица 1.1 Суточный график нагрузки

Час	Потребители 35 кВ, кВт	Потребители 10 кВ, кВт	Всего, кВт
0	4620	570	5190
1	4620	570	5190
2	3570	570	4140
3	2520	570	3090
4	2520	570	3090
5	2520	570	3090
6	4620	600	5220
7	5670	660	6330
8	6615	720	7335
9	6720	1110	7830
10	6720	930	7650
11	6720	780	7500
12	6720	780	7500
13	6720	780	7500
14	6720	780	7500
15	6720	780	7500
16	6720	780	7500
17	6720	780	7500
18	6720	930	7650
19	7455	1080	8535
20	8295	1170	9465
21	6825	780	7605
22	6825	780	7605
23	6195	630	6825
24	5145	630	5775

Определяется максимальная реактивная мощность

, (1.1)

где tg ? - тангенс при коэффициенте мощности 0,95;

кВАр.

Определяется полная максимальная мощность

(1.2)

кВА.

Определяется расход активной энергии за сутки

 (1.3)

кВт·ч.

Определяется средняя активная мощность за сутки

(1.4)

кВт.

Определяется коэффициент заполнения графика

(1.5)

.

Определяется время использования максимума нагрузки в год

(1.6)

ч.

Аналогично производится расчет мощности для напряжения 10 кВ.

Определяется максимальная реактивная мощность на напряжении 10кВ

кВАр.

Определяется полная максимальная мощность

кВА.

Определяется расход активной энергии за сутки

кВт·ч.

Определяется средняя активная мощность за сутки

кВт.

Определяется коэффициент заполнения графика

.

1.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

На подстанции будет установлен один трансформатор 35/10 кВ, так как потребители Аулиекольского района на напряжение 10 кВ относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

Мощность трансформатора выбирается ближайшей большей к расчетной по условию

(1.7)

При расчетной максимальной мощности 1232 кВА принимается трансформатор типа ТМН-1600/35 номинальной мощностью 1600 кВА [5].

1600 кВА > 1232 кВА,

условие выполняется.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Технические данные трансформатора

Тип	Sн, кВА	Рхх, кВт	Ркз, кВт	Uкз, %	Iхх, %
ТМН-1600/35	1600	2,1	12,2	6,5	1,4

1.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания необходимо выполнить для последующего выбора и проверки электрооборудования подстанции, поэтому токи короткого замыкания рассчитываются в двух точках: на высшем и низшем напряжениях подстанции.

Расчет токов короткого замыкания производится в относительных единицах. При этом ток рассчитывается в кА, напряжение в кВ, сопротивления в о.е., а мощность в МВА.

За базисную мощность Sб принимается 100 МВА; базисные напряжения принимаются на 5% больше номинальных значений.

Расчет ведется в следующем порядке.

Составляются расчетная схема токов короткого замыкания (рисунок 1.1) и схема замещения (рисунок 1.2).

Определяются сопротивления элементов схемы замещения:

- сопротивление системы

(1.8)

;

- воздушной линии ВЛ1

; (1.9)



Рисунок 1.1 Расчетная схема

- обмотки высшего напряжения трансформатора Т1

(1.10)

;

- обмотки среднего напряжения трансформатора Т1

(1.11)

;

- воздушной линии ВЛ2

(1.12)

;

Рисунок 1.2 Схема замещения

- обмотки высшего напряжения трансформатора Т1

(1.13)

.

Упрощается схема относительно точки К1 (рисунок 1.3).

Определяется результирующее сопротивление относительно точки К1

(1.14)

.

Определяется базисный ток относительно точки К1

(1.15)

.

При питании от системы неограниченной мощности действующее значение установившегося трехфазного тока короткого замыкания I равно начальному сверхпереходному току I'' и определяется по формуле

(1.16)

.

Мгновенное значение ударного тока трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

iу = kу I, (1.17)

где kу ударный коэффициент, для системы неограниченной мощности принимается 1,8 [3].

iу = 1,8 4,5 = 11,5 кА.

Для второй точки К2 токи короткого замыкания рассчитываются аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Расчет токов короткого замыкания

Точка короткого замыкания	Результирующее сопротивление, о.е.	Iб, кА	I" = I?, кА	iу, кА
К1	0,349	1,56	4,5	11,5
К2	4,412	5,5	1,3	3,3

1.7 Расчет и выбор сечения питающих линий

Сечение проводов питающих линий выбирается по экономической плотности тока, затем проверяется на нагрев, коронирование и потери напряжения.

Определяется расчетный ток линии

(1.18)

А.

Расчетное сечение проводов воздушной линии

sэ = , (1.19)

где jэк - экономическая плотность тока, согласно [1] при Тмакс, равном 6329 ч, принимается 1 А/мм².

sэ = мм².

Принимается сталеалюминиевый провод марки АС-95 с номинальным сечением sн = 95 мм², длительно допустимым током Iд = 265 А, удельным активным сопротивлением r0 = 0,45 Ом/км [3].

Воздушная линия напряжением 35 кВ проверяется на коронирование по условию

s_н sмин. кор, (1.20)

где s_{мин. кор} минимально допустимое сечение по условию коронирования, для 35 кВ 35 мм².

95 мм² > 35 мм².

Условие выполняется.

Осуществляется проверка воздушной линии на нагрев токами нагрузки:

в нормальном режиме

Iд Iр, (1.21)

265А > 82 А.

в аварийном режиме

Iд 2 · Iр (1.22)

265 А > 164 А

Условия выполняются.

Воздушная линия проверяется на потери напряжения

Uд Uр, (1.23)

где Uд допустимые потери напряжения, согласно [1] Uд = 5%;

Uр расчетные потери напряжения, которые определяются по формуле

, (1.24)

где L длина питающей линии, км;

Uн номинальное напряжение линии, В;

х0 индуктивное сопротивление 1 км провода, для ВЛ х0 = 0,4 Ом/км.

.

Условие выполняется.

1.8 Выбор и проверка электрооборудования на подстанции

На напряжение 35 кВ выбираются разъединители, высоковольтные выключатели, измерительные трансформаторы, ограничители перенапряжений (ОПН).

Определяется расчетный ток на напряжении 35 кВ

(1.25)

A.

Принимается элегазовый выключатель типа ВЭК-35Б [4]. Выбирается выключатель по напряжению и току, проверяется на термическую и электродинамическую устойчивость и на ток отключения. Данные расчета сводятся в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 Выбор высоковольтного выключателя

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 35 кВ	Uр = 35 кВ	35 кВ = 35 кВ
Iн = 2500 А	Iр = 164 А	2500 А > 164 А
iд = 81 кА	iу = 11,5 кА	81 кА > 11,5 кА
кА2·с		2977 кА2·с > 30 кА2·с
Iот = 31,5 кА	Iк = I? = 4,5 кА	31,5 кА > 4,5 кА

Принимается разъединитель типа РНДЗ-35/1000У1 [4]. Выбирается разъединитель по напряжению и току, проверяется на термическую и электродинамическую стойкость. Данные расчета сводятся в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 Выбор разъединителя

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 35 кВ	Uр = 35 кВ	35 кВ = 35 кВ
Iн = 1000 А	Iр = 164 А	1000 А > 164 А
iд = 63 кА	iу = 11,5 кА	63 кА > 11,5 кА
кА2·с		2500 кА2·с > 30 кА2·с

Для ограничения атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливается ОПН. Выбирается ОПН в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования. Выбирается ОПН типа ОПН-35УХЛ1 [4]. Данные сводятся в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 Выбор ОПН

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 35 кВ	Uр = 35 кВ	35 кВ = 35 кВ

Выбор трансформатора напряжения производится по напряжению и проверяется по мощности вторичной обмотки в данном классе точности.

Мощность вторичной обмотки рассчитывается в таблице 1.7 по формулам

- активная мощность

 (1.26)

где S - мощность подключаемого прибора, ВА;

n - количество подключаемых приборов, шт.

- реактивная мощность

(1.27)

Полная расчетная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения

(1.28)

Таблица 1.7 Расчет мощности вторичной обмотки трансформатора напряжения

Прибор	Тип	S, ВА	cos	sin	n, шт.	Р, Вт	Q, Вт
Вольтметр	2-335	2	1	0	1	2	-
Реле напряжения	РН-54	2	1	0	4	8	-
Частометр	Э-372	3	1	0	2	6	-
Ваттметр регистрирующий	И-348	10	1	0	1	20	-
Итого						36

Выбирается трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65 с классом точности 0,5 [4]. Данные сводятся в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 Выбор трансформатора напряжения

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 35 кВ	Uр = 35 кВ	35 кВ = 35 кВ
Sн = 150 ВА	Sр = 36 ВА	150 ВА > 36 ВА

Трансформаторы тока, встроенные в вводы высоковольтного выключателя, выбираются по напряжению и току, проверяются по мощности вторичной обмотки в данном классе точности.

Расчетная мощность вторичной обмотки трансформатора тока

, (1.29)

где Sприб - сумма мощностей последовательных катушек приборов;

Sпровод - мощность, теряемая в соединительных проводах.

, (1.30)

где Iн2 - номинальный вторичный ток трансформатора тока, принимается 5 А по [4];

r0 - удельное активное сопротивление провода, для меди равно 0,0175 Ом/м;

l - длина провода, принимается 50 м.

;

где Sконтакт - мощность, теряемая в контактных соединениях

(1.31)

.

К вторичной обмотке трансформатора тока подключаются приборы, данные сводятся в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 Расчет мощности вторичной обмотки трансформатора тока

Прибор	Тип	Sприб, кВА
Амперметр	Н - 344	0,1
Ватметр	Д-365	1,5
Sприб		1,6

.

Выбираются трансформаторы тока типа ТВ-35Б-200/5 с классом точности 0,5 из [4]. Данные расчета сводятся в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 Выбор трансформатора тока

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 35 кВ	Uр = 35 кВ	35 кВ = 35 кВ
Iн = 200 А	Iр = 156 А	200 А > 156 А
Sн = 30 ВА	Sр = 26 ВА	63 ВА > 26 ВА

На напряжение 10 кВ выбираются ячейки (КРУН) с высоковольтными выключателями, сборные шины, измерительные трансформаторы, опорные и проходные изоляторы, ОПН.

Расчетный ток на напряжение 10 кВ определяется по формуле (1.25)

А.

Выбирается ячейка КРУН типа К-XIII [4] с вакуумным выключателем типа ВВ/TEL. Ячейка выбирается по напряжению и току, проверяется на электродинамическую и термическую устойчивость и на ток отключения. Данные расчета сводятся в таблицу 1.11.

Таблица 1.11 Выбор ячейки КРУН

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ	10 = 10
Iн = 630 А	Iр = 71 А	665 > 71
iд = 51 кА	iд = 3,3 кА	64 > 3,3
кА2·с		1200 кА2·с > 1,7 кА2·с
Iот = 20 кА	I? = 1,3 кА	31,5 кА > 1,3 кА

Сборные шины выбираются по нагреву электрическим током и проверяются на термическую и электродинамическую устойчивость.

Производится выбор шин по условию нагрева

I_д ? I_р = , (1.32)

где К₁ - коэффициент, учитывающий расположение полос шин, при горизонтальном расположении шин К₁ = 0,95;

К₂ - коэффициент, учитывающий число полос в шине, при однополосных шинах К₂ = 1;

К₃ - коэффициент, учитывающий отличие фактической температуры среды от нормированной 25 С, принимается 1 по [3].

Iд ? Iр =

По [3] выбираются алюминиевые сборные шины размером (15?3) мм² (рисунок 1.4) с длительно допустимым током 165 А.

.

Условие выполняется.

Сборные шины проверяются на электродинамическую устойчивость

G_д G_р, (1.33)

где G_д - допустимое напряжение в шинах, G_д = 6500 Н/см²;

G_р - расчетное напряжение в шинах, Н/см²,

G_р = , (1.34)

где L - расстояние между опорными изоляторами одной фазы, принимается 90 см по [4];

а - расстояние между осями двух смежных фаз, принимается 25 см по [4];

W - момент сопротивления шины, при горизонтальном расположении шин

W = 0,167 • b • h² (1.35)

W = 0,167 • 0,3 • 1,5² = 0,11 см³

F_p - расчетная разрушающая сила при коротком замыкании

(1.36)

Gр = Н/см².

6500 Н/см² > 565 Н/см²,

Условие выполняется.

Сборные шины проверяются на термическую устойчивость

, (1.30)

где _д - максимально допустимая температура, по [3] принимается 200 С;

_р - расчетная температура нагрева жил при возникновении короткого замыкания, определяется по кривым рисунка [3].

Чтобы определить расчетную температуру нагрева жил при возникновении короткого замыкания определяется величина, пропорциональная полному количеству теплоты, выделяемой в проводнике после короткого замыкания, А_к

А_к = А_нач + , (1.38)

где А_нач - величина, пропорциональная начальной температуре нагрева жил до короткого замыкания, при длительно допустимой температуре нагрева жил 70С принимается 0,5·10⁴ [3];

I - ток короткого замыкания во второй точке короткого замыкания, А;

s - сечение выбранной шины, равно 45 мм².

Ак = 0,5·10⁴ + ,

тогда расчетная температура нагрева шин равна 80 С.

200С > 80С.

Условие выполняется.

Трансформатор тока выбирается по напряжению и току, проверяется на электродинамическую и термическую устойчивость и на мощность вторичной обмотки в данном классе точности.

Определяется расчетная мощность вторичной обмотки трансформатора тока по формуле (1.30).

Мощность, теряемая в соединительных проводах, определяется по формуле (1.31)

.

Мощность, теряемая в контактных соединениях, определяется по формуле (1.29)

К трансформатору тока подключаются приборы, данные сводятся в таблицу 1.12.

Расчетная мощность вторичной обмотки трансформатора тока

Таблица 1.12 Расчетная мощность трансформатора тока

Прибор	Тип	Мощность, ВА
Счетчик реактивной энергии	САЗУ-И670	0,1
Амперметр	Э365-1	2,5
Счетчик активной энергии	СРЗУ-И673	2,5
Sприб		5,1

Выбирается трансформатор тока типа ТПЛМ-10-0,5/Р с классом точности 0,5 из [5]. Данные расчета сводятся в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 Выбор трансформаторов тока

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ
Iн = 150 А	Iр = 71 А	150 А > 71 А
iд = 52 кА	iу = 3,3 кА	52 кА > 3,3 кА
кА2·с	кА2·с	182,2 кА2·с > 1,7 кА2·с
Sн = 15 ВА	Sр = 10,2 ВА	15 ВА > 10,2 ВА

Трансформатор напряжения выбирается по напряжению и проверяется по мощности вторичной обмотки в данном классе точности.

К трансформатору напряжения подключаем приборы, данные сводятся с таблицу 1.14.

Таблица 1.14 Расчет мощности вторичной обмотки трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Sприб, ВА
Счетчик реактивной энергии	СРЗУ-И670	12
Вольтметр	Э-378	2
Частотомер	Э-371	3
Ваттметр	Д-365	1,5
Счетчик активной энергии	СРЗУ-И673	12
Sприб		30,5

Выбирается трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66У3 с классом точности 0,5 [4]. Данные сводятся в таблицу 1.15.

Таблица 1.15 Выбор трансформатора напряжения

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ
Sн = 120 ВА	Sр = 30,5ВА	120ВА > 30,5 ВА

Опорный изолятор выбирается по напряжению и проверяется на электродинамическую устойчивость.

Выбирается опорный изолятор типа ИО-10-375-У3 [4]. Данные сводятся в таблицу 1.16.

Таблица 1.16 Выбор опорного изолятора

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ
Fдоп = 0,6 · Fразр = 0,6·3750	Fр = 6,9 Н	2250 Н > 6,9 Н

Проходной изолятор выбирается по напряжению и току, проверяется на электродинамическую устойчивость.

Выбирается проходной изолятор типа ИП-10-400-750У,ХЛ2 [4]. Данные сводятся в таблицу 1.17.

Таблица 1.17 Выбор проходного изолятора

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ
Iн = 400 А	Iр = 71 А	400 А > 71 А
Fдоп = 0,6 · Fразр = 0,6·7500	Fр = 6,9 Н	4500 Н > 6,9 Н

Для ограничения атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливается ОПН. Выбирается ОПН в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования. Выбирается ОПН-10УХЛ1 [4]. Данные сводятся в таблицу 1.18.

Таблица 1.18 Выбор ОПН

Каталожные данные	Расчетные данные	Сравнение
Uн = 10 кВ	Uр = 10 кВ	10 кВ = 10 кВ

1.9 Расчет заземления

Все металлические части электроустановки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением вследствие пробоя изоляции, должны быть надежно заземлены.

Защитное заземление - это преднамеренное соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки с землей или ее эквивалентом (заземляющим устройством). Заземляющее устройство состоит из металлических вертикальных заземлителей диаметром 16 мм и длиной 5 м, расположенных по контуру подстанции и соединенных горизонтальной металлической полосой размером (40?4) мм, заглубленной в землю на расстояние t1, равное 0,7 м.

В соответствии с [1] устанавливается величина сопротивления контура заземления 4 Ом. Удельное сопротивление грунта (супесь) принимается [5].

По [5] принимаются коэффициенты сезонности в зависимости от степени промерзания грунта:

- для вертикальных заземлителей Кс.в. = 1,9;

- для горизонтальных заземлителей Кс.г = 4,5.

Сопротивление растеканию тока

, (1.39)

где t расстояние от поверхности земли до середины трубчатого заземлителя, м,

t = L/2 + t1. (1.40)

t = 5/2 + 0,7 = 3,2.

По [5] принимается предварительный коэффициент использования для вертикальных заземлителей Кв = 0,5.

Определяется предварительное число заземлителей.

(1.41)

Определяется сопротивление растеканию тока соединительной полосы с учетом коэффициент использования для горизонтальных заземлителей Кг = 0,26 [5]

(1.42)

Определяется сопротивление контура заземления с учетом соединительной полосы

(1.43)

Ом

Определяется уточненный коэффициент использования вертикальных заземлителей Кв = 0,65 [5].

Определяется количество вертикальных заземлителей при уточненном коэффициенте использования

(1.44)

шт.

Окончательно принимается 29 вертикальных электродов.

2. Специальная часть

2.1 Сравнение технических характеристик выключателей

Технические характеристики вакуумного выключателя типа BB/TEL и маломасляного выключателя типа ВМПЭ приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Сравнение технических характеристик выключателей

Технический параметр	Маломасляный выключатель	Вакуумный выключатель
Номинальное напряжение, кВ	10	10
Номинальный ток, А	630-1600	1000-1600
Номинальный ток отключения, кА	20-31,5	12,5-25
Ток термической стойкости (3 с), кА	20-31,5	12,5-25
Амплитуда сквозного тока короткого замыкания, кА	52-80	32-64
Собственное время отключения, мс	90	45-85
Полное время отключения, мс	110	55-95

По таблице видно, что параметры выключателей по току и напряжению одинаковы. У вакуумного выключателя меньше стойкость к токам короткого замыкания, но по сравнению с маломасляным выключателем он является взрыво- и пожаробезопасным. Кроме того, вакуумные выключатели проще в обслуживании. Поэтому в настоящее время производится замена маломасляных выключателей на вакуумные.

2.2 Устройство вакуумного выключателя

Выключатели состоят из трех полюсов, установленных на металлическом корпусе, в котором размещаются электромагнитные приводы каждого полюса с магнитной защелкой, удерживающей выключатель неограниченно долго во включенном положении после прерывания тока в катушке электромагнита привода.

Основные узлы вакуумных выключателей (ВВ) на ток до 1000 А размещаются в закрытом изоляционном корпусе круглого сечения, выполненном из механически прочного и дугостойкого материала, защищающего элементы полюса от механических повреждений и воздействий электрической дуги тока КЗ.

Выключатели могут работать в любом пространственном положении. Выключатели на номинальный ток 1600 А конструктивно отличаются от выключателей на 630-1000 А устройством изоляционных корпусов, способом установки в них ВДК и способом крепления выключателей.

Гашение дуги переменного тока осуществляется в вакуумной дугогасительной камере (ВДК) при разведении контактов в глубоком вакууме (остаточное давление порядка 10-6 мм рт. ст.). носителями заряда при горении дуги являются пары металла. Из-за практического отсутствия среды в межконтактном промежутке, конденсация паров металла в момент перехода тока через естественный ноль осуществляется за чрезвычайно малое время (10-5 с), после чего происходит быстрое восстановление электрической прочности ВДК. Электрическая прочность вакуума составляет порядка 30 кВ/мм, что гарантирует отключение тока при расхождении контактов более 1 мм.

В выключателях применяется современная конструкция ВДК с аксиальным магнитным полем. Дуга в таком поле находится все время в диффузионном состоянии, что существенно уменьшает износ, который не превышает 1 мм после исчерпания коммутационного ресурса.

Изоляционные корпусы прямоугольного сечения открыты снизу и сверху для вентиляции воздуха и охлаждения токоведущих частей. С передней и задней сторон к корпусам крепятся изоляционные листы для придания им необходимой жесткости. На противоположной стороне токоведущих выводов круглого сечения в полимерной части выключателя имеются закладные металлические втулки , с помощью которых выключатели устанавливаются на вертикальное металлическое основание приводом вниз или вверх.

В состав полюса входят следующие основные элементы: ВДК с неподвижным и подвижным контактами и сильфоном, гибкий токосъем, тяговый изолятор, токоведущие выводы и электромагнитный привод. Привод состоит из кольцевого электромагнита, якоря, катушки, пружин отключения и дополнительного поджатия, тяги устройства ручного отключения. Катушки электромагнита включены в цепь управления параллельно и используются для включения и отключения выключателя.

Полюса механически связаны между собой промежуточным валом, на котором установлен кулачок для управления вспомогательными контактами, используемыми во внешних цепях (управления, сигнализации и др.). Выключатели, предназначенные для частых коммутационных операций, содержат в своей конструкции усиленный привод и камеру ВДК, которые не влияют на габаритные и присоединительные размеры.

В отключенном положении подвижные части полюса удерживаются силой отключающей пружины независимо от пространственного положения выключателя. Включение и отключение выключателя производится от блока управления (БУ), который является неотъемлемой частью ВВ.

При подаче команды включения БУ подает напряжение на катушку электромагнита. Протекающий при этом ток создает магнитный поток в зазоре между якорем и кольцевым магнитом, под действием которого якорь втягивается внутрь электромагнита и через тяговый изолятор, сжимая пружину отключения и воздействуя на подвижный контакт, замыкает контакты ВДК.

Скорость замыкания контактов составляет около 1 м/с. Она является оптимальной для процесса включения и предупреждения дребезга контактов при включении.

Замыкание подвижного контакта с неподвижным происходит в момент, когда между якорем и верхней крышкой электромагнита остается зазор 2 мм. Проходя это расстояние, якорь сжимает пружину поджатия и создает необходимое контактное нажатие. После замыкания магнитной системы якорь встает на магнитную защелку и удерживается в этом положении неограниченно долго за счет остаточной индукции кольцевого электромагнита. Общий ход якоря 8 мм, ход подвижного контакта 6 мм.

В случае обрыва цепи катушки электромагнита одного из полюсов выключатель не фиксируется во включенном положении и отключается, тем самым предупреждается работа выключателя в неполнофазном режиме.

В процессе включения ВВ якорь через кинематическую связь поворачивает вал и установленный на нем кулачок, который управляет контактами вспомогательных цепей (микропереключателями).

Длительность подачи напряжения на катушку электромагнита устанавливается блоком управления и составляет 60-80 мс в зависимости от типа БУ. Она выбрана с запасом, поэтому момент размыкания геркона или микропереключателя в цепи управления включением не влияет на включающую способность привода и не требует наладки и проверки эксплуатационным персоналом.

Источником электрической энергии для включения ВВ служат предварительно заряженные малогабаритные конденсаторы, устанавливаемые в (БУ) или в блоке питания (БП).

При подаче команды отключения БУ подает на катушку электромагнита напряжение противоположной полярности и определенной длительности. При этом электромагнит частично размагничивается и якорь снимается с магнитной защелки. Под действием пружины отключения и пружины дополнительного поджатия якорь разгоняется и наносит удар по тяговому изолятору, соединенному с подвижным контактом вакуумной камеры. Ударное усилие, создаваемое якорем электромагнита, превышает 2000 Н, что позволяет отключать выключатель даже при наличии точечной сварки контактов, которая может иметь место при включении ВВ.

После удара подвижный контакт приобретает высокую стартовую скорость, необходимую для успешного отключения тока КЗ, и под действием отключающей пружины совместно с другими подвижными частями занимает конечное отключенное положение.

Ручное отключение осуществляется путем воздействия на кнопку ручного отключения, которая через толкатель, шарнирно связанный с валом, воздействует через вал привода на якоря электромагнитов и разрывает магнитную систему. Кнопка ручного отключения, связанная с валом, может служить указателем положения выключателя.

Усилие на кнопке отключения при ударном воздействии составляет 200-250 Н.

Наличие в схеме управления выключателями батареи малогабаритных конденсаторов позволяет осуществлять автономное включение ВВ на обесточенной подстанции с помощью двух стандартных элементов питания до необходимого и заряжает в течение короткого времени (менее 1 мин.) батарею конденсаторов, после чего выключатель готов к выполнению операции «В» или «ВО».

Автономное включение может также выполняться с помощью инвентарных переносных блоков автономного включения (БАВ), поставляемых предприятием по заказу.

Устройства управления вакуумными выключателями являются их неотъемлемой частью и изготавливаются в виде отдельных блоков, устанавливаемых в релейных отсеках КРУ, на панелях камер КСО или на выкатных элементах КРУ. Они обеспечивают включение и отключение выключателя от источника постоянного, выпрямленного или переменного оперативного тока, блокировку от повторного включения, отключение от трансформаторов тока при отсутствии напряжения питания, а также ряд дополнительных функций.

2.3 Техническое обслуживание вакуумного выключателя

Выключатели не требуют проведения периодических (плановых) текущих, средних и капитальных ремонтов в течение всего срока их службы.

Профилактический контроль технического состояния выключателей рекомендуется проводить в следующие сроки: при вводе в эксплуатацию, первую проверку - через 2 года эксплуатации, повторные - через каждые 5 лет.

В объем профилактического контроля входят: проверка общего состояния выключателя, выполняемая внешним осмотром, проверка работоспособности ВВ, измерение сопротивления главной цепи и испытание изоляции переменным одноминутным напряжением, протирка изоляции.

Выключатели, наводящиеся постоянно во включенном или отключенном положении, должны 2 раза в год проходить проверку их работоспособности путем опробования в соответствии с Правилами технической эксплуатации или местными инструкциями по обслуживанию высоковольтной аппаратуры распределительных устройств. Внеочередные ремонты выключателей производятся после исчерпания коммутационного или механического ресурса с заменой ВДК.

При обнаружении дефектов, препятствующих нормальной работе выключателей, а также отказе в работе выключателей, находящихся в эксплуатации, или их повреждении, которые не могут быть устранены обслуживающим персоналом, необходимо сообщать об этом региональным представительствам предприятия «Таврида Электрик» для принятия необходимых мер.

В случае нарушения работоспособности ВВ по вине завода-изготовителя до истечения гарантийного срока, работа по восстановлению ВВ или его замене производится предприятием безвозмездно.

Выключатели подлежат ремонту только персоналом, аккредитованным предприятием-изготовителем. Нарушение этого правила ведет к аннулированию гарантийных обязательств.

В связи с увеличением нормированного механического и коммутационного ресурса предлагается изменить периодичность плановых проверок, позволяющих судить о состоянии выключателя в процессе эксплуатации.

Профилактический контроль технического состояния выключателей рекомендуется проводить в следующие сроки: приводе в эксплуатацию первую проверку - при достижении выключателем ресурса 10000 операций «ВО», повторные - через каждые 25000 циклов «ВО» с момента ввода в эксплуатацию.

В объем профилактического контроля входят: проверка общего состояния выключателя, выполняемая внешним осмотром, проверка работоспособности ВВ, измерение сопротивления главной цепи и испытание изоляции переменным одноминутным напряжением, протирка изоляции.