Понизительная подстанция

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина»

Курсовой проект

на тему

Понизительная подстанция

Выполнил: студент гр. 5-71

Мастеров М.Н

Проверил

Сулыненков И.Н

Иваново 2013г.

АННОТАЦИЯ

Целью данного курсового проекта является проектирование понизительной подстанции.

Заданием на данный проект явились:

схема прилегающей сети;

суточный график использования нагрузки;

характеристика района нагрузки (максимальная мощность нагрузки, категории потребителей, питающихся от шин данной подстанции и т.д.)

При выполнении курсового проекта был осуществлён:

выбор трансформаторов, использующихся на подстанции;

выбор схемы соединения подстанции;

выбор типов релейной защиты и автоматики;

выбор оборудования и токоведущих частей;

расчёт технико-экономических показателей подстанции.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ И ЕЕ НАГРУЗОК.

1.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ПОДСТАНЦИИ

Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме.

Категория проектируемой подстанции: ПС с малым числом линий электропередачи и выключателями на стороне ВН.

По способу присоединения к сети подстанция является проходной (рис. 1.1). Высшее напряжение подстанции 35 кВ, низшее напряжение 6 кВ.

По назначению данная подстанция является потребительской (для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к подстанции). Обслуживание осуществляется оперативным персоналом.

Рис.1.1. Участок электрической сети

От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 10 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.

Параметры сети 35 кВ занесены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 Параметры сети 35 кВ.

Вариант	Система:	Линии: длина, км / Худ, Ом/км	Трансформаторы МВА
	Система 1	ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	ВЛ4	ВЛ5	Т-1,2	Т-3,4	Т-5,6
12	670	11/0,42	13/0,38	19/0,4	11/0,42	14/,041	25	16	16

• 1.2 ХАРАКТЕРИСТИКА НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ

К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.2 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 1.2 .Соотношение нагрузок по категориям потребителей.

Категория потребителя	1	2	3
Процентное отношение	75 %	15 %	10 %

График использования активной и реактивной мощности на рис.1.2.

Рис. 1.2. график использования активной и реактивной мощности

В таблице 1.3 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки

Таблица 1.3 Расчетные значения для построения суточного графика нагрузки

N ступени	Часы	Длина ступени	P	Q	S	Wi
		Час	%	МВт	%	Мвар	МВА	МВт*ч
1	0 - 7	7	80	8.72	90	5.004	10.05	61.04
2	7-8	1	55	5.995	65	3.614	7.00	5.995
3	8-16	8	65	7.085	70	3.892	8.083	56.68
4	16-19	3	100	10.9	100	5.56	12.24	32.7
5	19-21	2	90	9.81	95	5.282	11.141	19.62
6	21-23	2	100	10.9	100	5.56	12.24	21.8
7	23-24	1	80	8.72	85	4.726	9.91	8.72

На рис. 1.3. приведены графики использования полной мощности.

Рис. 1.3. графики использования полной мощности

Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:

1. суточный отпуск электроэнергии потребителям

(МВтч)

2. время использования максимальной активной нагрузки

3. средняя нагрузка

4. коэффициент заполнения годового графика нагрузки

2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Поскольку от подстанции питаются потребители 1 и 2 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.

Мощность каждого трансформатора выбирается таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия

Исходя из этого, принимаем трансформатор ТДНС - 10 000/35. (рис П.1)

Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется по ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.

2.1 Расчет перегрузочной способности

На исходном графике (рис. 1.3.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h и участок начальной нагрузки.



Рис. 2.1 Графики использования полной мощности

1. Находим начальную нагрузку

-номинальная мощность трансформатора.

2. Находим предварительное значение коэффициента перегрузки

где Sm - значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки ?h;

Sном тр-ра - номинальная мощность трансформатора

3. Находим максимальное значение перегрузки

Kмакс=Sмакс/Sном тр-ра= 12.24/10 = 1,224

4. Поскольку (1.19 ?1.10)., то принимаем значение перегрузки

При значениях и системой охлаждения Д, допустимая перегрузка равна K2доп = 1,3 по [8,табл.П.2.4]

Следовательно, трансформатор типа ТДНС - 10 000/35 проходит по перегрузочной способности. Параметры выбранного трансформатора приведены в таблице 2.1. по [2,табл.3.4.]

Таблица 2.1 Параметры трансформатора ТДНС-10 000/35

Sном	UВН	UНН	Uк	Pхх	Pк	Iк
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%
10	36.75	10.5-6.3	8	11.5	60	0.75

3. РАСЧЕТ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1 РАСЧЁТНАЯ СХЕМА

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания-Iпо:

- на шинах 6 кВ трехфазное короткое замыкание;

- на шинах 35кВ трехфазное короткое замыкание.

С ростом единичной мощности трансформаторов ПС увеличивается ток короткого замыкания на стороне 6 кВ, что часто не позволяет выбирать экономичные выключатели и комплектные распределительные устройства, вызывает необходимость завышать сечения линий без специальных мер по ограничению токов КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 6 кВ следует принимать раздельную работу секций. Трансформаторы 25 МВА и более изготавливаются с расщепленной обмоткой низшего напряжения 6 кВ. Применение этих мероприятий позволяет снизить токи КЗ до необходимой величины без применения токоограничивающих реакторов.

Понимаем, что двигательная нагрузка потребителей на напряжение 6 кВ достаточно удалена от шин ПС, в связи, с чем можно не учитывать ток подпитки от нее места КЗ.

На рис. 3.1. приведена расчетная схема для определения тока КЗ.



Рис.3.1. Расчетная схема для определения тока КЗ

3.2 СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ

Схема замещения представлена на рис 3.2.

Рис.3.2. Схема замещения для определения тока КЗ

3.3 ВЫБОР БАЗИСНЫХ ВЕЛИЧИН

Принимаем базовую мощность Sб=1000 МВА.

Принимаем за базисное напряжение = 37 кВ (по [1,п.1.4.9.,пп.5.]).

Базисный ток на стороне ВН

Принимаем за базисное напряжение = 6.3 кВ (по [1,п.1.4.9.,пп.5.]).

Базисный ток на стороне НН

3.4 РАСЧЁТ ТРЁХФАЗНОГО КЗ

3.4.1 РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ

Находим сопротивления и ЭДС в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям: системы

линий:

ВЛ1:

ВЛ2:

ВЛ3:

ВЛ4:

трансформатора вводимой ПС

3.4.2 ПРЕОБРАЗОВАНИЕ РАСЧЕТНОЙ СХЕМЫ

Преобразуем схему рис 3.2 в схему рис 3.3:

Рис.3.3 Преобразование 1 схемы замещения

Преобразуем схему рисунка 3.3 в схему рис 3.4:



Рис.3.4. Преобразование 2 схемы замещения

Преобразуем схему рисунка 3.4 в схему рис 3.5.:

Рис.3.5 Преобразование 3 схемы замещения

3.4.3 РАСЧЁТ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ЗНАЧЕНИЯ НАЧАЛЬНОЙ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ

Находим токи трехфазного КЗ:

- на стороне ВН (тока К1)

- на стороне НН (тока К2)

где Iб - базовый ток на стороне ВН,

XЭК1 - суммарные сопротивления прямой последовательности.

3.5 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТА ТОКОВ КЗ

Находим ударные токи:

где Kу - ударный коэффициент (принимается по [7, табл. 3.2])

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ (принимается по [7, табл. 3.2])

Результаты расчета сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1. Результат расчета токов КЗ

Место КЗ	Точка К.З.	Начальное значение периодической составляющей токов , кА	Ударный ток ,кА
		Трехфазное К.З.	Трехфазное К.З.
Шины ВН, 35 кВ		3.457	8.774
Шины НН, 6 кВ		7.316	19.083

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА ПОДСТАНЦИИ

4.1. ВЫБОР СХЕМЫ РУ ВН

В соответствии с рекомендациями [5], для заданного числа присоединений и напряжения, выбираем схему электрических соединений подстанции на стороне 35 кВ. Принимаем к рассмотрению две схемы:

- Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии - типовая схема 5Н (рис.4.1(а)).

- Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов - типовая схема 5АН (рис.4.1(б)).

Выбор схемы РУ производим таблично логическим методом. Для двух схем РУ заполняем таблицы 4.1 и 4.2. В них заносим номера линий и силовых трансформаторов, которые отключаются при отказах выключателей, а также наложения отказов одних выключателей на ремонт других. Под отказом выключателей понимается двухстороннее трехфазное замыкание на нем. Если для подключения отключенных линий и трансформаторов производятся только оперативные переключения разъединителями, то время подключения принимаем 0,5 часа. При ремонте оборудования или восстановлении его после отказа время подключения (Тп) линий и трансформаторов будет больше и определится длительностью ремонта или восстановления выключателя. В таблице условно записываем Тп. После заполнения таблиц подсчитываем число линий и трансформаторов, отключенных на 0,5 часа, на время Тп и количество полных погашений подстанции. Отключения линий и трансформаторов при полном погашении ПС не учитываются при отдельном подсчете числа их отключений. Результаты заносим в таблицу 4.3.



Рис.4.1. а) Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.

б) Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

Таблица 4.1. Таблица надежности для схемы рисунка 4.1(а).

Отказавшие элементы	Нормальный режим	Ремонтируемый элемент
		Q1	Q2	Q3
Q1	W1,T1: 0,5		W1,W2,Т2: 0,5 T1:Tп	ППП:Tп
Q2	ППП:0,5	W1,W2,Т2: 0,5 T1:Tп		W1,W2,Т1: 0,5 Т2:Tп
Q3	W2,Т2: 0,5	ППП:Tп	W1,W2,Т1: 0,5 Т2:Tп

Таблица 4.2. Таблица надежности для схемы рисунка 4.1(б).

Отказавшие элементы	Нормальный режим	Ремонтируемый элемент
		Q1	Q2	Q3
Q1	W1,T1: 0,5		W2,Т2: 0,5 W1,T1:Tп	ППП:Tп
Q2	ППП:0,5	Т1,W2,Т2:0,5 W1: Tп		Т1,W1,Т2:0,5 W2: Tп
Q3	W2,Т2: 0,5	ППП:Tп	W1,Т1: 0,5 W2,T2:Tп

Таблица 4.3. Таблица сравнения надежности двух схем

Режим отключения	Количество
	1 схема	2 схема
Погашение ПС на время Тп Погашение ПС на 0,5 часа Отключение 1 трансформатора на 0,5 часа Отключение 2 трансформатора на 0,5 часа Отключение 1 трансформатора на время Тп Отключение 2 трансформатора на время Тп	2 5 6 1 4 2	2 5 4 3 2 2

По условию надежности принимаем схему «Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии».

4.2 ВЫБОР СХЕМЫ РУ НН

На напряжении 6 кВ следует принять схему распределительного устройства: “Две одиночные, секционированные выключателями, системы шин”. Схема РУ НН отображена на рис 4.2.



Рис 4.2. Две одиночные, секционированные выключателями, системы шин

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6 кВ

5.1 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА НА СИЛОВОМ ТРАНСФОРМАТОРЕ

На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит [3,п 9.7]:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0.1 с).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(tрз= 0.1 с).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 1,9 с).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал.

Защита устройства РПН с использованием струйных реле

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Дифференциальная токовая защита ошиновки НН.

5.2 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА НА ВВОДНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

На вводных выключателях необходимо устанавливать следующие виды защит [3,п 9.14.1]:

1. Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению (tрз= 1,6 с)..

2. Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Дуговая защита.

3. Защита минимального напряжения.

5.3 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА НА СЕКЦИОННЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯХ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

На секционном выключателе устанавливают следующие виды защит [3,п. 9.14.2]:

1. Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Максимально-токовая защита (tрз= 1,3 с).

2. Дуговая защита

5.4 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА НА СЕКЦИЯХ ШИН

На каждой секции шин необходимо устанавливать [3,п. 9.14.3]:

1. Дуговая защита шин

2. Сигнализация о замыкании на землю

5.5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА НА ОТХОДЯЩИХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЯХ

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты [3,п. 9.14.4]:

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 1 с).

Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз= 0.1 с).

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле

Дуговая защита

На шинах 6 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформаторов НАМИТ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал

Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

5.6 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА НА СТОРОНЕ ВН.

На стороне ВН устанавливаются быстродействующие защиты ( tрз= 0.1с).

5.7 АВТОМАТИКА НА ПС.

На подстанции предусмотрены следующие виды автоматики [3, п. 9.7, пп 9.14.1-9.14.4]:

Автоматическое включение резерва на секционном выключателе 6 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Автоматика регулирования РПН.

Таблица 5.1 Измерительные приборы и места их установки

№ п/п	Место установки приборов	Приборы	Примечания
1.	Трансформатор двухобмоточный	Амперметр (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	1. Счетчики технического учета 2. Приборы устанавливаются на каждую из расщепленных обмоток НН
2.	Секционный выключатель	Амперметр в одной фазе (Э-335)
3.	Секция шин НН	Вольтметр (Э-335)	Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений
4.	Кабельная линия	Амперметр (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	Счетчики активной и реактивной энергии расчетные
5.	Трансформатор собственных нужд	Амперметр (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	1. Приборы устанавливаются со стороны низшего напряжения ТСН 2. Счетчик расчетный
6.	Секция ВН	Вольтметр (Э-335) Вольтметр регистрирующий (Н-393) ИМФ	Вольтметр имеет переключатель для измерения междуфазных и фазных напряжений
7.	Линия 35кВ с односторонним питанием ним питанием	Амперметр в одной фазе (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	Счетчик расчетный со стороны питания

6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

6.1. ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, результат расчет сводится в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Ток продолжительного режима.

Обозначение	Выключатель или токоведущая часть	Вариант задания
Q1, Q2	Выключатель на стороне высшего напряжения
Q3	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения
Q4	Секционный выключатель шин 10 кВ
Q5	Выключатель на линиях потребителей 10 кВ
	Сборные шины низкого напряжения

6.1.1 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ ВН

Тип выключателя ВГБ-35- 12.5/630 по [4, табл.П.4.1.] (Приложение 3)

Таблица 6.2. Выбор выключателей на стороне высшего напряжения (Q1, Q2).

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uсети = 35 кВ Iпрод.расч. = 171 А	Uном = 35 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности (23.427>6.67)
	iдин=35 (кА)	По динамической стойкости (35>8.774)
Вк =		По термической стойкости (468.75>2.51)
		По току включения (35>8.874) (12,5>3.457)

Расчет значений таблицы 6.2:

;

0.1+0.06=0.16 (с);

(с);

? = t защ.мин.+ t о.c.= 0.01 + 0.04 = 0.05 (с);

;

.

Uном и Iном - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

Uсети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

Iпрод.расч - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.6.1.;

id - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ;

Вк- интеграл Джоуля для заданной цепи;

tотк -полное время отключения тока КЗ.

tрз - время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель по[1,п.1.4.8.];

tо.в. - полное время отключения выключателя с приводом;

Iо.ном - номинальный ток отключения выключателя;

- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения;

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

;

tзащ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин = 0.01с);

tо.с - собственной время отключения выключателя с приводом;

iв.ном - амплитудное значение номинального тока включения;

Iв.ном - действующие значение номинального тока включения выключателя;

Iтер, tтер - ток и время релейной защиты по условию термической стойкости;

6.1.2 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА СТОРОНЕ НН ТРАНСФОРМАТОРА

Тип выключателя ВВ/TEL - 10 - 12.5/1000 У2 по [4, табл.П.4.1.] (Приложение 4)

Таблица 6.3 Выбор выключателя на стороне НН трансформатора (Q3)

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч. = 504 А	Uном = 6 кВ Iном = 1000 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности (22.66>13.749)
	iдин=32 (кА)	По динамической стойкости (32>19.083)
Вк =		По термической стойкости (468.75>108.12)
		По току включения (32>19.083) (12.5>7.316)

Расчет значений таблицы 6.3:

где 1.9+0.06=1.96 (с);

(с);

? = t защ.мин.+ t о.c.= 0.01 + 0.045 = 0.055 (с);

;

;

Применяем ячейку КРУ серии К-59 (Приложение 5.), рассчитанный на номинальный ток главных цепей 1000 А по [4,табл.П.4.7.]

6.1.3 ВЫБОР СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ.

Тип выключателя ВВ/TEL - 10 - 12.5/630 У2 по [4, табл.П.4.1.]( Приложение 4)

Таблица 6.4 Выбор секционного выключателя (Q4)

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети =6 кВ Iпрод.расч. = 302 А	Uном = 6 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности
	iдин=32 (кА)	По динамической стойкости
Вк =		По термической стойкости
		По току включения

Расчет значений таблицы 6.4:

;

где 1.3+0.06=1.36 (с);

(с);

? = t защ.мин.+ t о.c.= 0.01 + 0.045 = 0.055 (с);

;

.

Применяем ячейку КРУ серии К-59, рассчитанный на номинальный ток главных цепей 630 А по [4,табл.П.4.7.]

6.1.4 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА ОТХОДЯЩИХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЯХ

Тип выключателя ВВ/TEL - 10 - 12,5/630 У2 по [4, табл.П.4.1.](Приложение 4.)

Таблица 6.5 Выбор выключателей на отходящих кабельных линиях (Q5)

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети = 6 кВ I прод.расч. = 102.5 А	Uном = 6 кВ I ном = 630 А	По условию длительного режима
	i дин= 32 (кА)	По динамической стойкости
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
Вк =		По термической стойкости
	кА кА	По току включения

Расчет значений таблицы 6.5:

;

где 1+0.06=1.06 (с);

(с);

? = t защ.мин.+ t о.c.= 0.01 + 0.045 = 0.055 (с);

;

.

Применяем ячейку КРУ серии К-59, рассчитанный на номинальный ток главных цепей 630 А по [4,табл.П.4.7.]

6.2 ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.

Таблица 6.6. Выбор разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 35 кВ Iпрод.расч.= 171 А	Uном =35 кВ Iном = 1000 А	По условию длительного режима
	iдин = 50 кА	По динамической стойкости (50>8.774)
Вк =		По термической стойкости (468.75>2.51)

6.3 ВЫБОР АППАРАТОВ В ЦЕПИ ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.3.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять:

Uвн=6 кВ Uнн=0.4 кВ S=40 кВА

6.3.2 ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ ТСН

;

Из условия выбора аппаратуры принимаем ПКТ 101-6-5-20 У3

 ,. (расчётные данные принимаются по [2, табл.5.4])

Проверка по коммутационной способности:

6.3.3 ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ ТРАНСФОРМАТОРА НАПРЯЖЕНИЯ

Выбираем предохранитель ПКН 001-10 У3, рассчитанный на напряжение 6 кВ по [2, табл.5.4].

6.3.4 ВЫБОР АВТОМАТА

6.4. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

6.4.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ ВН ТРАНСФОРМАТОРА

На стороне ВН принимаем трансформатор тока наружной установки.

Тип трансформатора тока ТОЛ - 35 - III-II по [9.1.] (Приложение 9)

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.7

Таблица 6.7 Проверка трансформатора тока на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 35 кВ Iпрод.расч.=171 А	Uном = 35 кВ Iном = 200 А класс точности = 0,5	По условию длительного режима
	Iдин = 63 (кА)	По динамической стойкости
Вк =		По термической стойкости

6.4.2 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА, ВСТРОЕННЫХ В ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НА СТОРОНЕ ВН

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8.

Таблица 6.8. Выбор трансформаторов тока, встроенных в выключатели на стороне ВН.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=171 А	Uном=35 кВ Iном=200 А класс точности = 0.5	По условию длительного режима
Вк =		По термической стойкости

6.4.3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА, ВСТРОЕННЫХ В ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ВВОДА ТРАНСФОРМАТОРА

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9.

Таблица 6.9 Выбор трансформаторов тока, встроенных в высоковольтные ввода силового трансформатора

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=171 А	Uном=35 кВ Iном=200 А класс точности=0.5	По условию длительного режима
Вк =		По термической стойкости

6.4.4 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ НН ТРАНСФОРМАТОРА

На стороне НН на выводе силовых трансформаторов ставим ТТ ТЛШ-10 по. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Проверка трансформатора тока на стороне НН в цепях трансформатора приведена в таблице 6.10.:

Таблица 6.10. Проверка трансформатора тока на стороне НН в цепях трансформатора

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч.= 504 А	Uном = 6 кВ Iном = 1000 А класс точности = 0.5	По условию длительного режима
Z2расч = 0.404 Ом	Z2ном = 0,8 Ом	По нагрузочной способности
Вк =		По термической стойкости

Проверка по нагрузочной способности. Схема подключения приведена на рис.6.1.

Рис.6.1 Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов в полную звезду

Определим сопротивления приборов :

Zамп.= Sпотр. обм / I2 = 0.1/52 = 0.004 (Ом);

Zсч.акт/реакт.= Sпотр. обм / I2 = 0.1/52 = 0.004 (Ом);

где Sпотр.обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора, I -ток во вторичных обмотках ТТ.

Zприбор.= 0.004 (Ом) (см. рис.6.1)

Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = Zсч.акт/реакт + rпров+ rконт =0.004 + rпров + 0.05= 0.054 + rпров

rконт = 0.05 Ом (по [7], поскольку число приборов равно 2, что меньше 3)

Находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.= 0.8 - 0.054 - 0.05 = 0.696 (Ом)

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где - удельное сопротивление;

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = 0.028 50 / 0.696 = 2.01 (мм2)

принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q = 4 мм2 rпров.= 0.028 50 /4 = 0.35 (Ом)

Z2расч= 0.054 + 0.35 = 0.404< 0,8 ,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

6.4.5 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА НА СЕКЦИОННОМ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕ

На секционном выключателе ставим ТТ ТЛ-10М по 4, табл.П.4.5

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.11.

Таблица 6.11. Проверка трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч.= 302 А	Uном = 6 кВ Iном = 400 А класс точности = 0.5	По условию длительного режима
iу =19.083 кА	Iдин = 81 кА	По динамической стойкости
Вк =		По термической стойкости

6.4.6 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА НА ОТХОДЯЩИХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЯХ

На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТЛ-10М по [4, табл.П.4.5].

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:

Таблица 6.12. Проверка трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 6 кВ Iпрод.расч.= 102.5 А	Uном = 6 кВ Iном = 150 А класс точности = 0.5	По условию длительного режима
iу = 19.083 кА	Iдин = 31.8 кА	По динамической стойкости
Z2расч = 0.404 Ом	Z2ном = 0.8 Ом	По нагрузочной способности
Вк =		По термической стойкости

Проверка по нагрузочной способности:

Определим сопротивления приборов :

Zамп.= Sпотр. обм / I2 = 0.1/52 = 0.004 (Ом);

Zсч.акт/реакт.= Sпотр. обм / I2 = 0.1/52 = 0.004 (Ом);

где Sпотр.обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора, I -ток во вторичных обмотках ТТ.

Zприбор.= 0.004 (Ом) (см. рис.6.1)

Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = Zсч.акт/реакт + rпров+ rконт =0.004 + rпров + 0.05= 0.054 + rпров

rконт = 0.05 Ом (по [7], поскольку число приборов равно 2, что меньше 3)

Находим допустимое сопротивление провода:

rпров. доп.= 0.8 - 0.054 - 0.05 = 0.696 (Ом)

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где - удельное сопротивление;

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

rпров. доп. -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = 0.028 50 / 0.696 = 2.01 (мм2)

принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм2

q = 4 мм2 rпров.= 0.028 50 /4 = 0.35 (Ом)

Z2расч= 0.054 + 0.35 = 0.404< 0,8 ,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

6.4.7.ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ НА СТОРОНЕ ВН.

На стороне ВН принимает ТН типа НАМИ - 35 - УХЛ1 по 4, табл.П.4. с параметрами:

первичное напряжение 35000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 360 ВА при классе точности 0.5;

6.4.8 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ НА СЕКЦИИ НН.

На секции 6 кВ ставим ТН типа НАМИТ-10 по 4, табл.П.4.5 с параметрами:

первичное напряжение 6000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 150 ВА при классе точности 0.5;

Проверка по нагрузочной способности :

Подсчет нагрузки вторичных обмоток трансформатора напряжения приведены в таблице 6.14.

Таблица 6.14. Нагрузки вторичных обмоток трансформатора напряжения

Наименование прибора	Тип	Число катушек	Потребляемая мощность одной катушки, ВА(Вт)	Число приборов	P, Вт	Q, ВАр
Вольтметр	Э-335	1	2	1	2	0
Счетчик активной энергии	СЭТ -4ТМ0.3	3	1,5(0,8)	5+1	3•6•1,3=23,4	3•6•1,27=22,86

Т.к. условие выполняется, то на каждой секции не требуется устанавливать дополнительные трансформаторы напряжения.

6.5 ВЫБОР СБОРНЫХ ШИН ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

Сборные шины ВН на 35 кВ выполняются гибкими подвесными токопроводами из проводов круглого сечения. Материал - алюминий, со стальным сердечником, марка АС.

Сечение сборных шин выбирается по условию

Где - допустимый ток для данного сечения проводника;

- максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения, определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1.

Выбираем провод марки АС - 50/8 с (по [2, табл. 7.35])

Проверка на корону не требуется.

6.6 ВЫБОР ОШИНОВКИ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

Ошиновка силового трансформатора от выводов 6 кВ до ввода в распределительное устройство выполняется в виде алюминиевых шин прямоугольного сечения, так как они обеспечивают меньшие потери и у них лучше условия охлаждения.

Сечение ошиновки выбирается по нагреву (допустимому току):

Выбираем 1 полосу алюминиевой шины прямоугольного сечения

[2, табл.7.6]:

h=50 мм; b = 5 мм; q= 50х5=250.

Рис. 6.2. Ошиновка в виде жестких шин прямоугольного сечения

1. Проверка по термической стойкости:

Выбранное сечение проверяется по термической стойкости к токам коротких замыканий.

Условие проверки:

где С [А*с1/2/мм2] - коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин равным 90 по [2, табл.3.14].

Вк - интеграл Джоуля, определенный при выборе выключателя в цепи трансформатора. Величина Вк взята из расчета для таблицы 6.3.

Условие выполняется.

2. Проверка шин на электродинамическую стойкость:

Оценим критическое значение длины пролета

Где J - момент инерции относительно оси прямоугольного проводника, перпендикулярно действующей силы

- поперечное сечение прямоугольной шины [2, табл.7.3].

Примем ближайшее меньшее с точностью 0.1 метр: =1.2 м.

Сила, действующая на пролет длиной 1.2 (м) и на расстоянии а=0.5 (м) между фазами при трехфазном КЗ:

Где - ударный ток трехфазного короткого замыкания, А;

-расстояние между проводами, принятое равным 0.5 м;

Изгибающий момент междуфазных усилий:

Механические напряжения в материале шин от междуфазных усилий

,

где W- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действующей силе,

,

-для алюминиевых шин по [7, табл.6.6.].

Опорные изоляторы для наружной установки рассчитываются из условий:

по [1,п.1.4.15.]

, где

- минимальная разрушающая сила на изгиб [2, табл. 5.7].

Принимаем опорный стержневой полимерный изолятор ИОР - 6 - 3.75 У3 [2, табл. 5.7].

6.7 ВЫБОР КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ К ПОТРЕБИТЕЛЮ

Максимальный длительный ток нормального режима:

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.

Экономическое сечение одного провода

,

где - по [4, табл.П.3.3] экономическая плотность тока кабеля с поливинилхлоридной изоляцией и алюминиевой жилой при Та>5000 ч. Принимаем кабель типа АПвП - 3х95/16 по [9.2] (Приложение 16)

1. Проверка по нагреву.

,- допустимый табличный ток ,

С учетом способа прокладки кабеля (в земле, 2 кабеля в траншее) вводится поправочный коэффициент k=0,9 по [2,табл.7.17.]:

по [1,п 1.3.6]

=>кабель проходит по нагреву

2. Проверка по термической стойкости.

Для этого требуется определить минимально допустимое сечение

qмин =

где Вк - тепловой импульс;

;

где 1+0.06=1.06 (с);

(с);

? = t защ.мин.+ t о.c.= 0.01 + 0.045 = 0.055 (с);

С [А*с1/2/мм2] - коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин равным 90 по [2, табл. 3.14] .

Кабель проходит по термической стойкости.

6.8 ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ОПН

На стороне ВН принимаем ОПН - П-35 УХЛ1.(Приложение 17)

На стороне НН принимаем ОПН - П-6 УХЛ2.(Приложение 18)

7. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

7.1 ОПЕРАТИВНЫЙ ПОСТОЯННЫЙ ТОК

На ПС напряжением 35 кВ применянтся система оперативного постоянного тока (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В.

Система ОПТ интегрирована в единое целое:

а) источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядных устройств (ЗУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

б) приемно-распределительные щиты постоянного тока (ЩПТ) по числу АБ;

в) кабели вторичной коммутации;

г) потребители постоянного тока (ППТ), в том числе:

- устройства релейной защиты и автоматики;

- цепи управления высоковольтными аппаратами;

- устройства противоаварийной автоматики;

- АСУ ТП и ТМ (резерв);

- аварийное освещение;

- устройства связи (резерв).

На ПС 35 кВ и выше система ОПТ имеет следующую структуру:

- централизованную - применяется одна или две АБ для питания ППТ;

Организация питания постоянным оперативным током устройств РЗА и электромагнитов отключения выключателей обеспечивается:

- при аварийном отключении любого защитного аппарата или обесточении любой секции СОПТ, сохранение в работе хотя бы одного устройства РЗА от всех видов на защищаемом присоединении 110 кВ и выше и отключение любого выключателя 110 кВ и выше;

- селективную работу защитных устройств СОПТ при КЗ в её цепях и отстройку от максимальной нагрузки;

- сохранение в работе без перезагрузки терминалов РЗА и ПА, подключенных к неповрежденным присоединениям ЩПТ при повреждениях в СОПТ.

Индивидуальные автоматические выключатели цепей управления, релейной защиты и автоматики устанавливается в отдельных ячейках КРУах (панелях) питания оперативным током. При этом не допускается питание от одной секции этих ячеек КРУов микропроцессорных терминалов и цепей выходящих за пределы ОПУ.

Аккумуляторная батарея является:

- стационарной свинцово-кислотной открытого (вентилируемого) типа по ГОСТ 26881-86 и МЭК 896-1-95;

- при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС) обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после гарантированного 2-часового (не менее) разряда током нагрузки.

ПС с высшим напряжением 35-110 кВ - одну АБ типа 10БП - 1000. Срок службы АБ не менее 20 лет.

Зарядные устройства (ЗУ) выбираются совместно с АБ для обеспечения всех требований, предъявляемых изготовителями АБ к ЗУ, необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и надежной её работы.

На ПС 35- 110 кВ применять одно зарядное устройство.

При этом ЗУ обеспечивают:

- уравнительный заряд АБ в автоматическом режиме без превышения напряжения выше допустимого для всех ППТ;

- уровень пульсаций не более значений, допустимых по условиям работы ППТ.

Система ОПТ имеет трехуровневую систему защиты:

- нижний уровень -защита цепей питания непосредственных потребителей (устройства РЗА, ПА, цепи управления выключателями и т.п.).

Для нижнего уровня защиты применяются автоматические выключатели;

- средний уровень -защита цепей, питающих шинки непосредственных потребителей;

- верхний уровень - защита шинок щита постоянного тока на вводе АБ.

Защитные аппараты, устанавливаемые в пределах каждого уровня системы ОПТ, должны быть однотипными.

Защита СОПТ:

- выполняется с использованием в качестве защитных аппаратов: автоматических выключателей, предохранителей. Конструктивное выполнение защитных аппаратов обеспечивает их безопасное обслуживание;

- обеспечивает селективность всех уровней во всем диапазоне токов короткого замыкания;

- время отключения в СОПТ должно определяться с учетом:

- при снижении напряжения на неповрежденных фидерах, питающих микропроцессорные терминалы, ниже напряжения перезагрузки этих терминалов время отключения менее допустимого времени перерыва питания терминалов;

- при снижении напряжения на неповрежденных фидерах, питающих микропроцессорные терминалы, выше напряжения перезагрузки этих терминалов время отключения определяться термической стойкостью соединительных проводов и кабелей;

- обеспечивает чувствительность к дуговым коротким замыканиям в основной зоне и в зоне резервирования.

- обеспечивает резервирование защиты более низкого уровня защитами более высокого уровня;

Требования к щиту постоянного тока:

- для каждой аккумуляторной батареи предусматривается отдельный щит постоянного тока;

- каждый ЩПТ имеет достаточное количество защитных устройств, секций для выполнение регламентных работ в системе ОПТ без отключения АБ (замена защитных устройств, снятие характеристик АБ и т. п.);

- каждый ЩПТ имеет секционные разъединители для перевода нагрузки с одной секции на другую в пределах одного ЩПТ;

- объединение секций разных АБ выполняется через два последовательно включенных коммутационных аппарата.

На каждом ЩПТ предусмотрены устройства сигнализации и контроля, выполняющие следующие функции:

- регистрации аналоговых и дискретных сигналов аварийных событий в системе ОПТ;

- регистрации аналоговых величин нормального режима с дискретностью не более 1 сек;

- контроля напряжения на шинках постоянного тока и выдача сигнала о его повышении или понижении;

- контроля уровня пульсации напряжения на секции и выдача сигнала при увеличении;

- контроля уровня пульсации выше заданной уставки;

- контроля АБ и зарядно-подзарядных агрегатов;

- контроля сопротивления изоляции цепей оперативного тока;

- автоматизированного поиска замыканий на землю в сети постоянного тока;

- автоматического определения поврежденного (замыкание на землю) присоединения ЩПТ;

- контроля целостности всех предохранителей и аварийного отключения любого автоматического выключателя;

- генерирования «мигающего света» (при необходимости).

Цепи питания РЗ не допускается объединять с цепями питания оперативной блокировки, а цепи питания микропроцессорных устройств РЗ с цепями оперативной блокировки и с цепями питания двигателей постоянного тока.

8. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИЙ РУ

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство внутренней установки выкатного исполнения. Число ячеек КРУ на низшем напряжении данной подстанции составляет 16 штуки: 10 - на отходящих кабельных линиях, 2 - на секциях шин, 2 - при подключении трансформаторов напряжения на секции шин, 2 - на ошиновке трансформатора на стороне низкого напряжения. Поскольку число ячеек КРУ 16, что больше 15 [3,п.13.2.], то применение КРУ экономически оправдано.

На стороне ВН применяется ОРУ. В конструкции ОРУ применяются типовые ячейки, что позволяет осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализации аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки при Uн=35 кВ равна 6 метров. Именно она определяет ширину РУ и ПС в целом. Применяем ОРУ низкого типа с размещением оборудования на одном уровне.

Зона ячеек отделена от зоны трансформаторов автодорогой для проезда автотрейлеров шириной 4 метра с отдалением от провозимого оборудования на безопасное расстояние. Расстояние между трансформаторами в свету должно быть 15 метров. За дорогой кроме трансформаторов располагается КРУ, связанные с ними токоведущими частями.

По планированной территории обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью с засевом травой. Предусматриваются автодороги с покрытием к порталу для ревизии трансформаторов, зданию щита управления. Ширина внутриплощадочных дорог принимается 4 метра. Габариты проезда равны 4 метра по ширине и высоте.

Территория ПС в целом ограждается внешним забором высотой 2,4 метра.

Расстояния по горизонтали от токоведущих и незаземлённых частей или элементов изоляции до постоянных внутренних ограждений должны быть не менее 1150 мм.

9. ОХРАНА ТРУДА

9.1 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ САНИТАРИЯ

9.1.1 СИСТЕМА РАБОЧЕГО И АВАРИЙНОГО ОСВЕЩЕНИЯ

Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 220 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках и верстаках) напряжением 36 В.

Питание шин рабочего освещения осуществляется от трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах.

Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи.

Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется c шин собственных нужд 380/220 В переменного тока, и при исчезновении последнего автоматически переводиться на шины оперативного постоянного тока.

Для освещения помещений подстанций используются обычные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств используются прожекторы UMS c газоразрядными лампами. Прожекторы устанавливаются группами на существующих опорах молниеотводов , порталах открытого распределительного устройства.

В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах громоздкого оборудования, прожекторные установки размещаются с двух противоположных сторон.

9.1.2 СОЗДАНИЕ НОРМАЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУРНЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ ПЕРСОНАЛА

В помещениях ПС должно быть предусмотрено отопление. В холодное время при неработающем оборудовании отопление должно обеспечивать нормальные условия работы персонала. В летний период температура воздуха в рабочей зоне помещения ПС не должна превышать температуры наружного воздуха более чем на пять градусов по Цельсию, при этом наибольшая температура должна быть не выше +40 оС. В помещениях ПС должны быть приняты меры для удаления избыточной теплоты, выделяемой при работе установки. В устройстве общей обменной вентиляции, используемой для удаления избыточной теплоты из помещений, должна быть предусмотрена очистка воздуха.

9.1.3 ЗАЩИТА ОТ ШУМА И ВИБРАЦИИ

При выборе площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение производится органами санитарного надзора по предоставлению проекта санитарно-защитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих конструкций.

Основными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы , вентиляционные установки в зданиях.

9.1.4 ЗАЩИТА ПЕРСОНАЛА, ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ

Помещения аккумуляторных батарей, в которых производится заряд аккумуляторов при напряжении 2 В на элемент, должны быть оборудованы стационарной принудительной приточно-вытяжной вентиляции. Для помещений аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда и заряда при напряжении 2 В на элемент, должно быть применение стационарных или инвентарных устройств принудительной приточно-вытяжной вентиляции на период формовки батарей и контрольных перезарядов. Вентиляционная система помещений аккумуляторной батареи должна обслуживать только аккумуляторные батареи и кислотную. Выброс газа должен производиться только через шахту, возвышающуюся над крышей здания не менее чем на полтора метра. Шахта должна быть защищена от попадания в нее атмосферных осадков. Включение вентиляции в дымоходы или в общую систему вентиляции здания запрещается.

9.2 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

9.2.1 ОГРАЖДЕНИЕ ТЕРРИТОРИИ ПС

На подстанции применено два вида оград - внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 2,4 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-35 кВ и имеет высоту 1,6 м.

В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 50х50 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.

9.2.2 НЕОБХОДИМЫЕ ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАССТОЯНИЯ.

1. От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 900 мм;

2. Между проводами разных фаз - 1.0 м;

3. От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1.6 м, до габаритов транспортируемого оборудования - 1650 мм;

4. Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней - 1.650 м;

5. От не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов - 3.6 м;

6. Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущими частями и зданиями или сооружениями - 2.9 м;

7. От контакта и ножа разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту - 1.1 м.

9.2.3 МАРКИРОВКА ЧАСТЕЙ УСТАНОВОК И ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНАЯ ОКРАСКА

В соответствии с требованиями ПУЭ выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение .

Шины обозначаются:

при переменном трехфазном токе: шины фазы А - желтым цветом, фазы В - зеленым, фазы С - красным, нулевая рабочая N - голубым, эта же шина, используемая в качестве нулевой защитной - продольными полосами желтого и зеленого цветов;

при переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания - желтым цветом, а шина В, присоединенная к концу обмотки - красным;

при постоянном токе: положительная шина (+) - красным цветом, отрицательная (-) - синим цветом и нулевая рабочая М - голубым.

-резервная, как резервируемая основная шина, если же резервная шина может заменять любую из основных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета основных шин.

Цветовое обозначение выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.

Заземляющие шины тоже окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих приборов окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.

9.2.4 БЛОКИРОВКИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ПС

РУ-35 и 6 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:

1. включения выключателей, разъединителей;

2. включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

3. отключения и включения разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.

9.2.5 ПРОХОДЫ, ВХОДЫ И ВЫХОДЫ В РУ

Габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее 3 м. Также предусматриваются проезды: к порталу для ревизии трансформаторов, КРУ, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.

9.2.6 Устройство защитного заземления

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, подлежат заземлению. Заземление выполняется во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, постоянного тока - 440 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках - при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше - постоянного тока.

Заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, ячеек КРУ, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

9.2.7 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ С УЧЕТОМ НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ, ВОЗМОЖНЫХ ПЕРЕГРУЗОК И АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ

Проводники и аппараты удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.

На период ликвидации после аварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, допускается перегрузка до 10 %, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15 % номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.

9.2.8 УСТРОЙСТВО МОЛНИЕЗАЩИТЫ

Защита ОРУ-35 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ, а также отдельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не менее 80 Ом.

Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перенапряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов молний тросом, установкой на ВЛ ОПН . Для защиты обмотки 35 кВ трансформаторов ОПН устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.

9.3 МЕРОПРИЯТИЯ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

9.3.1 СТЕПЕНЬ ОГНЕСТОЙКОСТИ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

Здания преобразовательных подстанций и помещения преобразовательных установок следует относить к производствам категории Г по СниП ([5] стр. 446).

Производства категории Г считаются непожароопасными. К ним относятся производства, связанные с негорючими веществами и материалами в горячем, раскаленном или расплавленной состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива; а также негорючими веществами и материалами в горячем, раскаленном или расплавленной состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючими газами, жидкостями и твердыми веществами, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива.

9.3.2 УСТАНОВКА МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ АППАРАТОВ ПО ОРУ.

Расстояния от выключателей и силовых трансформаторов, а также трансформатора СН, до зданий и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и т.д.) предусматривается не менее 16 м.

Противопожарные расстояния от зданий трансформаторной мастерской и аппаратной маслохозяйства, а также от складов масла до ограды ОРУ предусматривается не менее 6 м.

9.3.3 ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

По уровню оснащенности по противопожарным мероприятиям ПС относится к третьему классу. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, за исключением: общеподстанционного пункта управления, помещения связи. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.

Объем маслоприемника предусматривает одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора .

Комплекс противопожарной автоматики состоит из устройств обнаружения очага пожара (извещателей, расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала.

На ПС применяются извещатели комбинированного типа ДИП-1 и ИП-контактные. Извещатели устанавливаются на потолке.

Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока В с частотой 50 Гц.

Система электрической пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом.

На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.

10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПОДСТАНЦИИ

Установленная мощность подстанции

2·10 = 20 (МВА)

Где Sном.т. - номинальная мощность одного трансформатора

n - количество трансформаторов на подстанции

КПД подстанции средневзвешенный

Где Wгод - годовой отпуск энергии потребителям

Wгод - годовые потери энергии в трансформаторах

Где Pхх и Pкз - потери в трансформаторе;

Si - мощность на i - й ступени графика;

ti - продолжительность i - й ступени графика.

Для ТДНС-10 000/35 Pхх=11.5 кВт Pкз=60 кВт

время использования установленной мощности

Итоговые данные по подстанции сведены в таблицу 10.1:

Таблица 10.1. Итоговые данные по подстанции

Показатель подстанции	Единицы измерения	Величина
Установленная мощность , Sуст	кВА	20 000
Годовые потери энергии в трансформаторах	кВтч/год	220 000
Средневзвешенный КПД подстанции.	%	99.70

Подобные документы

• Понизительная подстанция

  Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 27.08.2012
  

• Проектирование понизительной подстанции 110/6.3 кВ

  Характеристика нагрузки понизительной подстанции. Выбор силовых и измерительных трансформаторов, типов релейных защит и автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания. Меры по технике безопасности и защите от пожаров.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 20.09.2012
  

• Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ

  Разработка схемы электрических соединений районной понизительной подстанции; графики нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и токоведущих частей, релейная защита и автоматика.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.02.2016
  

• Проект понизительной подстанции 110/6 кВ

  Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок. Выбор трансформаторов, расчет токов короткого замыкания. Выбор типов релейных защит, электрической автоматики, аппаратов и токоведущих частей. Меры по технике безопасности и противопожарной технике.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 24.10.2012
  

• Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ

  Технико-экономический расчет числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор электрических соединений подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих частей. Релейная защита и автоматика. Заземление и освещение подстанции.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 24.06.2012
  

• Проектирование главной понизительной подстанции химического завода

  Расчет максимальных значений активной и реактивной нагрузок, токов короткого замыкания, заземлений и грозозащиты, собственных нужд подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов, основного оборудования и токоведущих частей распределительных устройств.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 02.04.2015
  

• Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

  Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.01.2016
  

• Понизительная подстанция 220/6 кВ

  Анализ проектируемой сетевой подстанции для электроснабжения небольших районов. Схема электрической системы, расчёт токов короткого замыкания. Выбор типов релейной защиты, автоматики, измерений, выключателей, разъединителей, ошиновки цепи трансформатора.
  
  курсовая работа [829,5 K], добавлен 11.07.2012
  

• Проектирование понизительной подстанции ремонтно-механического завода

  Основные характеристики потребителей проектируемой подстанции. Определение мощности компенсирующих устройств. Режим аварийных и систематических перегрузок. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих частей, силовых кабелей.
  
  дипломная работа [2,3 M], добавлен 25.10.2016
  

• Расчет подстанции 35/6 кВ

  Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам