Проект подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

электроэнергия трансформатор мощность замыкание

Введение

1. Описательная часть

1.1 Обоснование и выбор основных потребителей электроэнергии

1.2 Характеристика и назначение районных потребителей

2. Расчетная часть

2.1 Определение максимальных мощностей потребителей

2.2 Выбор трансформатора собственных нужд

2.3 Определение полных мощностей потребителей с учетом потерь

2.4 Определение полной мощности главного понизительного трансформатора

2.5 Выбор главного понизительного трансформатора

2.6 Определение мощности подстанции

2.7 Расчет токов короткого замыкания

2.8 Выбор оборудования подстанции

2.9 Выбор релейной защиты

3. Специальная часть

3.1 Устройство отделителя

3.2 Монтаж, ремонт и эксплуатация отделителей

4. Экономическая часть проекта

4.1 Капитальные вложения в проект

4.2 Определение текущих затрат в проект

4.3 Расчет эффективности проекта

5. Охрана труда и противопожарная защита

5.1 Охрана труда

5.2 Техника безопасности при монтаже трансформатора тока

5.3 Противопожарная защита

Заключение

Список использованных источников



Введение

Энергетическое производство охватывает широкую совокупность процессов, связанных с использованием энергетических ресурсов, производством и распределением электрической энергии и теплоты. Ведущим звеном энергетического производства является электроэнергетика. Предприятиями, преобразующими энергетические ресурсы и вырабатывающими электрическую энергию и теплоту, являются электрические станции.

В качестве энергетических ресурсов на электростанциях используются угли, торф, горючие сланцы, нефть, природный газ, механическая энергия рек, энергия расщепления атомов химических элементов и др. В зависимости от вида используемой энергии электростанции разделяют на тепловые (конденсационные КЭС и теплоэлектроцентрали ТЭЦ), гидравлические ГЭС и атомные АЭС.

Среди стран СНГ Казахстан занимает третье место по запасам и добыче угля и первое место - по добыче угля на душу населения. Наибольший объем добычи угля в республике приходится на Центральный (Караганда) и Северо-Восточные (Павлодар) регионы - 96, 2%.Производство электрической энергии в Казахстане осуществляют 102 электрических станций различной формы собственности. Общая установленная мощность электростанций Казахстана составляет 20 844, 2 МВт, располагаемая мощность -- 16 945, 5 МВт.

Электрические станции разделяются на электростанции национального значения, электростанции промышленного назначения и электростанции регионального назначения.

К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электрические станции, обеспечивающие выработку и продажу электроэнергии потребителям на оптовом рынке электрической энергии Республики Казахстан.

К электростанциям промышленного значения относятся ТЭЦ, с комбинированным производством электрической и тепловой энергии, которые служат для электро-теплоснабжения крупных промышленных предприятий и близлежащих населенных пунктов.

Специфической особенностью электроэнергетики является то, что ее продукция не может накапливаться для последующего использования, поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и во времени, и по количеству (с учетом потерь).

В промышленности электроэнергия применяется в действие различных механизмов и самих технологических процессах; без нее невозможно действие современных средств связи и развитие кибернетики, вычислительной и космической техники. Так же велико значение электроэнергии в сельском хозяйстве, транспортном комплексе и в быту.[1. с. 2-3; 8. с. 3-5]



1. Описательная часть

1.1 Обоснование и выбор основных потребителей электроэнергии

Данная подстанция проектируется для Экибастузского района.

Данные по потребителям сведены в таблицу 1.1

Таблица 1.1- Потребители электрической энергии

Наименование потребителей	Установленная мощность Pv. кВт	Категория потребителей
Электроцех	1400	2
Электромеханический цех	1300	2
Насосная	1600	1
Столярный цех	1500	2

Рисунок 1.1 -Структурная схема подстанций



1.2 Характеристика и назначение районных потребителей

Характеристики потребителей сведены в таблице 1.2

Таблица 1.2- Характеристика потребителей

Наименование потребителей	Коэффициент	Напряжение линии потребителя, кВ
	спроса Кс	мощности cosц
1.Электроцех 2. Электромеханический цех 3. Насосная 4. столярный цех	0, 55 0, 5 0, 51 0, 52	0, 9 0, 85 0, 88 0, 87	35 10 10 35

2. Расчетная часть

2.1 Определение максимальных мощностей потребителей

Определяем мощность нагрузки подстанции [2, с 245]

Sпс= •Udн•(2•IэА•0, 65•IэВ)•0, 83•КМ ;кВА(2.1)

где, Udн- номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, кВ,

Udн = 10кВ;

IэА и IэВ-эффективные токи подстанции, А;

КМ - коэффициент, учитывающий влияние внутри суточной неравномерности движения, КМ=1, 45.

Sпс= 10•(2•470+0, 65•540)•0, 83•1, 45 = 15537, 18 кВА

Максимальную активную мощность потребителей определяем по формуле[2, с 160]

Pmax=Py•Kc, кВт(2.2)

где, Py- установленная мощность потребителей электроэнергии, кВт;

Кс - коэффициент спроса, учитывающий режим работы, загрузку и к.п.д оборудования.

Потребитель №1

Pmax1=Py1• Кс1 = 1400• 0, 55 = 770кВт

Потребитель №2

Pmax2 = Py2•Кc2= 1300 • 0, 5 = 650 кВТ

Потребитель №3

Рmах3 = Руз•Кcз = 1600 • 0, 51 = 816 кВт

Потребитель №4

Рmах4 = Ру4 •КС4 = 1500 • 0, 52 = 780 кВт

Определяем реактивную мощность потребителей[2, с 160]

Q = Pmax•tgц кВар(2.3)

гдеtgц определяется по известному значению cosц.

Pmax - активная мощность потребителя.

Потребитель №1

Q1= Pmax1•tgц1 =770•0, 48 = 369, 6 кВар

Потребитель №2

Q2=Рmax2•tgц2 = 650 • 0, 62 = 403 кВар

Потребитель №3

Q3 = Рmах3•tgц3= 816• 0, 54 = 440, 64 кВар

Потребитель №4

Q4= Рmах4•tgц4= 780 • 0, 57 = 444, 6 кВар



Определяем активную суммарную нагрузку[2, с 160]

?Рmax = Рmах1 + Рmаx2 + РmахЗ + Рmах4, + Рmах5, кВт(2.4)

?Pmax= 770 + 650 + 816 + 780 = 3016 кВт

Определяем суммарную реактивную мощность потребителей[2, с 160]

?Qmax = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5, кВар(2.5)

?Qmax = 369, 6 + 403 + 440, 64 + 444, 6 = 1657, 84 кВар

На основании полученных максимальных мощностей и заданных типовых графиков нагрузки вычисляем активные мощности каждого потребителя для каждого часа суток по формуле [6, с 12]

кВт, (2.6)

гдеpn - число процентов из типового графика для n - го часа;

100 - переводной коэффициент из процентов в относительные единицы.

Данные расчета активной нагрузки по часам суток для каждого потребителя сводим в таблицу 2.1



Таблица 2.1 - Расчет активной нагрузки потребителей

Часы	Активная нагрузка, кВт	Суммарная
	Потребитель1	Потребитель2	Потребитель3	Потребитель4
0(24) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23	268, 8 231 268, 8 191, 7 169, 4 215, 6 292, 6 268, 7 600, 6 730, 7 693 600, 6 422, 7 693 770 576, 7 576, 7 653, 7 499, 7 422, 7 385 422, 7 191, 7 154	226, 9 195 226, 9 161, 8 143 182 247 226, 8 507 616, 8 585 507 356, 8 585 650 486, 8 486, 8 551, 8 421, 8 356, 8 325 356, 8 161, 8 130	284, 9 244, 8 284, 9 203, 1 179, 5 228, 4 310, 08 284, 7 636, 4 774, 3 734, 4 636, 4 447, 9 734, 4 816 611, 1 611, 1 692, 7 529, 5 447, 9 408 447, 9 203, 1 163, 2	272, 3 234 272, 3 194, 2 171, 6 218, 4 296, 4 272, 3 608, 4 740, 2 702 608, 4 428, 2 702 780 584, 2 584, 2 662, 2 506, 2 428, 2 390 428, 2 194, 2 156	1052, 9 904, 8 1052, 9 750, 8 663, 5 844, 4 1146, 08 1052, 5 2352, 4 2862 2714, 4 2352, 4 1655, 6 2714, 4 3016 2258, 8 2258, 8 2540, 4 1957, 2 1655, 6 1508 1655, 6 750, 8 603, 2

На основании данных таблицы 2.1 строим график суммарной нагрузки потребителей рис.2.1.

2.2 Выбор трансформатора собственных нужд

Определяем примерную мощность, расходуемую на собственные нужды и для питания автоблокировки.

Sсн = 0, 005•Smяг+ SaбкВА, (2.7)

гдеSaб - мощность автоблокировки, Saб= 100 кВА.

Sсн = 0, 005• 15537, 183 + 100 = 177, 68 кВА

Рисунок 2.1 - График активной нагрузки

Для окончательного выбора трансформатора собственных нужд необходимо учесть нагрузку на вентиляцию, освещение и отопление S'CH,

S'CH= 161, 1кВА

Sтсн = SCH+ S'CH, кВА(2.8)

Sтсн = 0, 177, 68 + 124, 1= 301, 78 кВА

Согласно условию Sнтр ? Sтсн, выбираем трансформатор собственных нужд типа ТМ 250/10 кВ, Sнтр=250 ?Sтсн=162, 59 [3, с33].

2.3 Определение полных мощностей потребителей с учетом потерь

Определяем наибольшую полную мощность на шинах 10 кВ с учетом постоянных и переменных потерь в высоковольтных сетях и понижающих трансформаторах

(2.9)

где Рпост и Рпер - постоянные потери в стали трансформаторов и переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаемых соответственно равными2% и 8%;

Крм - коэффициент разновременности максимумов нагрузки, Крм = 0, 95;

?Р2mах -- максимальное значение суммарной нагрузки на 10 кВ, кВт;

?Q2mах -- сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной нагрузки, кВар.

Определяем наибольшую полную мощность на шинах 35 кВ с учетом постоянных и переменных потерь в высоковольтных сетях и понижающих трансформаторах [2, с159]

кВА(2.10)

кВА

2.4 Определение полной мощности главного понизительного трансформатора

Определяем полную мощность первичных обмоток главного понизительного трансформатора [2, с 159]

Smax110= (Smax10+ Smcн+ Smяг+Smax35)•Крт, кВА(2.10)

где, Крт - коэффициент, учитывающий разновременность появления наибольших нагрузок на стороне 10 кВ и 35 кВ, Крт = 0, 95 + 0, 98.

Smax110 = (1472, 45 + 301, 78 + 15537, 185 + 1691, 41) • 0, 95 = 18421, 14 кВА

2.5 Выбор главного понизительного трансформатора

Выбираем необходимую мощность главного понизительного трансформатора из условия[2, с 158]

Sном.тр? Sтр.расч(2.12)

При питании потребителей первой категории на подстанции устанавливают не менее 2-х трансформаторов. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором. Их мощность определяем по формуле[2, с 158]

(2.13)

где Крез - коэффициент резерва, Крез, = 1, 25ч1, 4;

Smax110 - суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки трансформатора, кВА;

n - количество трансформаторов, n = 2.

Выбираем трансформатор типа ТДТН-20000/110 [3, с 40]. Данные трансформатора заносим в таблицу 2.2

Таблица 2.2- Характеристика силового трансформатора

Тип трансформатора	Номинальная мощность МВА	Напряжение обмоток	Напряжение к.з., %	Ток х.х.
		ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН

Выбор преобразовательных агрегатов и тяговых трансформаторов.

Для этого выбираем выпрямитель типа ПВЭ-5А, работающий по трехфазной мостовой схеме, ток Idn= 3000 А.

Определяем расчетное количество рабочих выпрямителей [2, с 412]

(2.14)



Принимаем два выпрямителя.

Определяем минимальную мощность преобразовательного трансформатора

(2.15)

Выбираем тяговый трансформатор типа ТМРУ-16000/10, который комплектуется с выбранным выпрямителем [3, с 116). Данные тягового трансформатора заносим в таблицу 2.3

Таблица 2.3- Характеристика тягового трансформатора

Тип трансформатора	Номинальная мощность SH, кВА	Номинальный ток преобразователя Idn, А	Напряжение к.з. Uk, %
ТМРУ-20000/10	11100	3000	7

2.6 Определение мощности подстанции

Определяем полную мощность подстанции, которая зависит от количества и мощности понижающих трансформаторов и схемы электроснабжения подстанции [2.c 414]

Smn = n·Sнmp, МВА(2.16)

где, n-число главных понижающих трансформаторов, n=2

Sнтр - мощность главного понижающего трансформатора, кВА

Smn = 2·10000 =20000 МВА

2.7 Расчет токов короткого замыкания

Для расчета токов короткого замыкания составляем однолинейную расчетную схему с указанием всех элементов цепи короткого замыкания (рисунок 2.2)

Рисунок 2.2- Расчетная схема

Определяем относительные сопротивления.

При вычислении относительных сопротивлений за базисную мощность принимаем Sбаз = 100 тыс.кВА.

Определяем относительные сопротивления системы [2, с 184]

По расчетной схеме составляем электрическую схему замещения одной фазы (рисунок 2.3).

(2.17)



Определяем относительные сопротивления линий электропередач [2, с 179]

(2.18)

где, Х0 - индуктивное сопротивление 1 км линии, для ВЛ 6ч220 кВ,

Х0 = 0, 4 Ом/км;

L-длина линии, км;

Sбаз-базисная мощность, тыс.кВА, S6aз=100 тыс.кВ;

Uср - среднее расчетное напряжение линии, кВ, Ucp= 115кВ.

Определяем расчетные напряжения обмоток трехобмоточного трансформатора [2, с181]

(2.19)

(2.20)

(2.21)

Определяем относительные сопротивления обмоток трансформатора

(2.22)

(2.23)

(2.24)

Рисунок 2.3 - Схема замещения для максимального режима

Преобразуем схему замещения. Определяем относительное соотношение в точке К1.

Рисунок 2.4 - Схема преобразования 1



Рисунок 2.5 - Схема преобразования 2

Определяем относительное сопротивление в точке К2 Для того, чтобы определить относительное сопротивление в точке К2 пренебрегаем третьей обмоткой трансформатора.

Рисунок 2.6 - Схема преобразования 3



Для того чтобы определить относительное сопротивление считаем, что по 3 обмотке трансформатора ток не проходит.

Определяем относительное сопротивление в точке КЗ. Для того, чтобы определить относительное сопротивление в точке КЗ пренебрегаем второй обмоткой трансформатора.

Рисунок 2.7 - Схема преобразования 4

Расчет относительных сопротивлений по минимальному режиму По минимальному режиму расчет ведем с учетом одной линии и одного трансформатора (рисунок 2.8)



Рисунок 2.8 - Схема замещения для минимального режима

Определяем относительное сопротивление в точке К1 (рисунок 2.9)

Определяем относительное сопротивление в точке К2

Определяем относительное сопротивление в точке К3



Рисунок 2.9 - Схема преобразования

Относительные сопротивления, соответствующие минимальному и максимальному значению токов к.з., сводим в таблицу 2.4

Таблица 2.4-Относительное сопротивление для токов к.з.

Точки к.з	Максимальное значение токов к.з	Минимальное значение токов к.з
К1	0, 26	0, 14
К2	0, 66	0, 965
К3	1, 11	1, 84

Вычисление токов короткого замыкания для всех характерных точек сводим в таблицу 2.5



Таблица 2.5- Расчет токов короткого замыкания

Точка к.з.	Расчетная формула	Максимальное значение токов к.з. в кА	Минимальное значение токов к.з. в кА
Kl
К2
К3

Расчет максимального тока к.з. в тяговой сети 10 кВ постоянного тока.

Определяем относительные сопротивления тяговой сети.[2, с 455]

(2.25)

где, Idn- номинальный выпрямленный ток одного выпрямительного преобразователя подстанции, А;

N - количество выпрямительных преобразователей на подстанции;

?Sn.a - номинальная мощность всех трансформаторов выпрямительных преобразователей, МВА;

Sk - мощность к.з. на шинах, от которых питаются трансформаторы выпрямительных преобразователей, МВА;

Uk - напряжение к.з. этих трансформаторов. %.

2.8 Выбор оборудования подстанции

Максимальные рабочие токи определяем с учетом перегрузочных способностей оборудования по присоединениям, перспективы развития потребителей и распределения нагрузки на шинах:

Таблица 2.6- Расчет максимальных рабочих токов

Наименование присоединений	Расчетные формулы и числовые значения	Значения максимального рабочего тока, А
1 Ввод подстанции		138, 46
2 Первичная обмотка ВН понижающего трансформатора		236, 18
3 Перемотка транзитной подстанции		138, 46
4 Вторичная обмотка СН- понижающего трансформатора		674, 82
5 Вторичная обмотка НН- понижающего трансформатора		4123, 93
6 Первичная обмотка ТСН		1, 96
7 Сборные шины 10 кВ		591, 95
8 Ввод РУ 10 кВ		98, 92
9 Районные потребители
Потребитель 1		18, 34
Потребитель 2		57, 39
Потребитель 3		69, 59
Потребитель 4		19, 22
10 Сборные шины 35 кВ		79, 19
11 Ввод РУ 35 кВ		98, 92
12 Питающая линия (фидер контактной сети)	По заданию	2500

где, Кп- коэффициент перспективы развития потребителей, Кп=1, 3;

Крн- коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, Крн= 0, 6 + 0, 8;

Кпер-коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, Кпер=1, 5;

UH1 - номинальное напряжение первичной обмотки ВН трансформатора;

UH2- номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора СН или НН.

Выбор токоведущих частей.

Для открытого распределительного устройства 110 кВ принимаем гибкую ошиновку. В качестве гибких шин принимаем голый многожильный провод АС -35 с Iдоп=175А.

Ошиновку выбираем по условию

Iдоп?Iраб.м(2.26)

где, Iдоп-длительно допускаемый ток, А

Iдоп= 175А>Iраб.м= 138А



Гибкую ошиновку присоединений открытых РУ на динамическую и термическую устойчивость не проверяют.

В закрытых РУ 10 кВ сборные шины выполняем жесткими алюминиевыми шинами.

Выбираем сборные шины 10 кВ марки А80x6 мм с Iдоп = 1170 А.

Проверяем сборные шины на механическую прочность по условию

Gdon?Gpacч(2.27)

где, Gдоп = 650 Н/см2.

Определяем действующую силу на длине пролета между двумя опорами

, Н(2.28)

где, l - длина пролета, т.е. расстояния между соседними опорными изоляторами, см;

а - расстояние между осями шин, см.

Принимаем для шин 10 кВ: l = 100см, а = 25 см.

Н

Определяем изгибающий момент при числе пролетов n>2

Н.см(2.29)

Н.см

Определяем момент сопротивления при расположении шин плашмя



W= 0, 167•h2•bсм2(2.30)

W= 0, 167• 82 • 0, 6 = 0, 47 см2

Определяем механическое напряжение в материале шин

Н/см2(2.31)

Н/см2

Сборные шины 10 кВ механически устойчивы, так как

Gдоп = 650 Н/см2?Gpacч = 2, 46 Н/см2

Проверка сборных шин на термическую устойчивость по условию

qв?qmin(2.32)

где, qв-сечение шины, выбранное по наибольшему рабочему току, мм2;

qmin_ наименьшее допустимое сечение шины при нагреве её токами к.з., мм2

qв = h b, мм2(2.33)

qmin=, мм2(2.34)

где, tф - фиктивное время, с;tф=1 с;

Ik - ток короткого замыкания, А;

С - коэффициент для алюминиевых шин, С= 88 АС1/2/мм2



qв = 80, 6=4, 80 мм2

qmin=

Сборные шины 10 кВ термически устойчивы, так как

qB = 480мм2?qmin = 53 мм2

Выбор шин сводим в таблицу 2.7

Таблица 2.7- Выбор шин

Наименование присоединений	Iраб.м, А	Материал и сечение токоведущих частей	Iдоп, А
1 Вводы и перемычка РУ 110 кВ	273	АС-95	330
2 Сборные шины 10 кВ	769	А60х6	880
3 Вводы РУ 10 кВ	1431	А100х6	1455
4 Вводы РУ 35 кВ	314	А30х4	365
5 Сборные шины 35 кВ	727	А40х5	540
6 Районные потребители
Потребитель 1 Потребитель 2 Потребитель 3 Потребитель 4 Потребитель 5	487 274 534 445	А40х5 А30х4 А40х5 А40х4	540 365 540 480
	380	А30х4	365

Выбор изоляторов.

Изоляторы служат для механического крепления токоведущих частей и электрической изоляции их от заземленных конструкций и друг от друга.

Для этого изоляторы должны обладать достаточной электрической и механической прочностью, теплостойкостью и влагостойкостью.

Гибкие шины открытых РУ подстанций крепим на гирляндах подвесных изоляторов типа ПС-70. Количество подвесных изоляторов в гирлянде при напряжении 110кВ принимаем 8 шт.

В аппаратуре применяют изоляторы различной конструкции - опорные и проходные.

Опорные и проходные изоляторы выбираем из условий

Uh? Uсети, (2.35)

Iн ?Iраб.м(2.36)

0, 6 Fраз ? Fрасч, (2.37)

где, Fpaз - разрушающая нагрузка на изгиб изолятора по справочнику, Н;

Fpacч_сила, действующая на изолятор при к.з., Н.

Для опорных изоляторов

(2.38)

Для проходных изоляторов

Fpacч= 0, 088 i2у, Н(2.39)

Для опорных изоляторов

Fpacч= 0, 178 i2у, Н(2.40)

Выбор изоляторов сводим в таблицу 2.8

Таблица 2.8- Выбор изоляторов

Наименование присоединений	Тип изолятора
1 Вводы подстанции РУ110 кВ	ПС-70
2 Сторона ВН понизительного трансформатора	ОНСМ-110-300
3 Сторона СН понизительного трансформатора	ОНС-35-500
4 Сторона НН понизительного трансформатора	ОНС-10-2000
5 Сборные шины РУ-10 кВ	ОФ-10-750	-
6 Сборные шины РУ-35 кВ	ОФ-35-750	-
7 Ввод РУ-10кВ	ПНМ/10-400/750	-
8 Ввод РУ-35кВ	ОФ-35-750
9 Первичная обмотка ТСН	ОНС-10-300
10 Районные потребители
Потребитель 1	ПНМ-10/630-750
Потребитель 2	ПНМ-10/630-750
Потребитель 3	ПНМ-10/630-750
Потребитель 4	ПНМ-10/630-750

Выбор разъединителей, короткозамыкателей и отделителей.

Разъединители предназначены для оперативного переключения под напряжением участков сети с малыми токами замыкания на землю и создания видимого разрыва.

Короткозамыкатели предназначены для создания искусственного к.з. на подстанциях без выключателей со стороны высшего напряжения.

Короткозамыкатель включается автоматически под действием защиты, а отключается вручную.

Отделители представляют собой двухколонковые разъединители с ножами заземления или без них.

Выбор отделителей, разъединителей, короткозамыкателей производим по условиям [2, с 220]

Uн?Up, (2.41)

Iн?Iраб.м(2.42)

I2m•tm ? Bk(2.43)

ip.c ? iy, (2.44)

где, Iт - предельный ток термической стойкости по справочнику, кА;

tт - время прохождения тока термической стойкости по справочнику, с;

inpc-предельный сквозной ток по справочнику, кА;

UH и IН - номинальные напряжение и ток, В и А;

Вк - тепловой импульс тока к.з., кА2 с.

Bk=I2кtткА2с, (2.45)

где, tт = 4 с для разъединителей

tr= 3 с для отделителей, короткозамыкателей

Выбор отделителей, разъединителей, короткозамыкателей сводим в таблицу 2.9

Таблица 2.9- Выбор отделителей, разъединителей и короткозамыкателей

Наименование присоединений	Тип аппарата	Тип привода	Соотношение справочных и расчетных данных
			кВ	А	кА	кА2с
1 Вводы подстанции	РНДЗ-110/630	ПРН-110
2 Первичная обмотка понижающего трансформатора	РНДЗ-110/630	ПРН-110
	ОДЗ-110М	ШПОМ			-
	КЗ-110М	ШПКМ		-
3 Ввод РУ-35 кВ	РНДЗ-35	ПРН-220
4 Ввод РУ-35 кВ	РВЗ-10	ПР-10
5 Сборные шины 35 кВ	РНД(З)-35	ПРН-220
6 Районные потребители Потребитель №1	РНД(З)-35	ПРН-220
7 Питающая линия (фидер) контактной сети	РВК-10	ПР-3

Выключатели высокого напряжения предназначены для переключения электрических цепей переменного тока под нагрузкой.

Выбор высоковольтных выключателей производят по условиям [2, с 219]

uн ?up, Iн ?Iрабм(2.46)

Iн.отк?Ik, Iпр.с?Iк(2.47)

iпрс?iy, I2k•tm? вк(2.48)

где, Iпр.с- предельный периодический ток к.з. по справочнику, кА.

Выбор высоковольтных выключателей сводим в таблицу 2.10



Таблица 2.10- Выбор высоковольтных выключателей

Наименование присоединений	Тип аппарата	Тип привода	Соотношение справочных и расчетных данных
			кВ	а	кА	кА	кА	кА2с
1 Ввод РУ10 кВ	ВМП-10-1500-20	ПП-67
1 Сборные шины-10 кВ	ВМП-10-1000-20	ПП-67
3Обмотка ТСН 10 кВ	ВМГ-10-630-20	ПЭ-11
4 Перемычка подстанции	МКП-110-М-630-20	ПЭ-33
5 Районные потребители:
Потребитель 1	ВМП-10-630-20КУ	ПЭ-11У
Потребитель 2	ВМП-10-630-20КУ	ПЭ-11У
Потребитель 3	ВМП-10-630-20КУ	ПЭ-11У
Потребитель 4	ВМП-10-630-20КУ	ПЭ-11У
Потребитель 5	С 35М-630-10У1	ПЭ-12
7 Ввод РУ-35кВ	ВБЗЕ	ЭМ				-	-	-
8 Питающая линия контактной сети	ВР-2	ЭМ				-	-	-

Трансформаторы тока предназначены для измерения тока, питания цепей релейной защиты, а также для изоляции измерительных приборов, реле и обслуживающего персонала от высокого напряжения.

Трансформаторы тока надежно изолируют приборы от высокого напряжения, обеспечивают безопасность обслуживания и позволяют применять стандартные приборы и реле.

Номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока обычно составляет 5 А.

Выбор трансформаторов тока производят по условиям [2, с 220]

Uн ?Up, Iн ?Iраб(2.49)

Кроме того трансформатор тока выбирают по роду уставки, конструкции, классу точности.

Выбранный отдельно стоящий трансформатор тока проверяют на динамическую устойчивость

KqIlH?iy(2.50)

на термическую устойчивость[2, с 220]

(Km•IlH)2 •tm?Вк(2.51)

где, Kq. -кратность электродинамической стойкости по справочнику;

I1н-номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, кА;

Кт - кратность термической стойкости по справочнику.

Принимаем, что в силовом трансформаторе на 110кВ встроен трансформатор тока ТВТ -110/600/5. Встроенные трансформаторы тока на динамическую и термическую устойчивость не проверяют.

Выбор трансформаторов тока сводим в таблицу 2.11



Таблица 2.11- Выбор трансформаторов тока

Наименование присоединений	Тип трансформатора	Соотношение паспортных и расчетных данных		Kq	Проверка на устойчивость
					Термическую (KTI1H)2•tT? ВК	Динамическую Kq••I1H?iу
		кВ	А
1 Первичная обмотка понижающего трансформатора	ТВТ-110			Не проверяется
2 Ввод РУ-35кВ	ТПОЛ-35				250	(90 0, 1)2•1 = 81 > 22	250• •0, 1 =35 > 12
3 Обмотка ТСН	ТПЛУ-10				250	(90• 0, 1)2 •1= 81 > 22	250• • 0, 1 = 35 > 12
4 Сборные шины 10 кВ	ТПОФ-10				90	(36• 1, 5)2 •1 = 324>169	90• •1, 5 =192 > 12-
5 Районные потребители
Потребитель №1	ТПОФ-10				250	(90• 0, 1)2 •1= 81 > 22	250• • 0, 1 = 35 > 34
Потребитель №2	ТПОФ-10				250	(90• 0, 1)2 •1= 81 > 22	250• • 0, 1 = 35 > 34
Потребитель №3	ТПОФ-10				250	(90• 0, 1)2 •1= 81 > 22	250• • 0, 1 = 35 > 34
Потребитель №4	ТПОФ-10				250	(90• 0, 1)2 •1= 81 > 22	250• • 0, 1 = 35 > 34
Потребитель №5	ТПОЛ-35				150	(65• 0, 1)2 •1= 42 > 4, 2	150• • 0, 1 = 21 > 5, 2
6Питающая линия контактной сети	ТПОЛ-10				250	(90• 0, 2)2 •1= 324 > 22	250• • 0, 2 = 71 > 34
7 Сборные шины 35 кВ	ТФНД-35				150	(65 0, 4)2•1 = 676 > 4, 2	150• • 0, 4 = 85 > 5, 2

Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения предназначены для питания напряжением 100В измерительных приборов, цепей защиты, автоматики и сигнализации. В цепях защитных устройств применяют трансформаторы напряжения с дополнительной вторичной обмоткой.

Номинальное вторичное напряжение трансформатора напряжения равно 100 В.

Для катушек напряжения счетчиков и других приборов принимаем трансформаторы напряжения для РУ 10 кВ - НТМИ-10сS2h = 120 ВА.

Проверку на соответствие работы в принятом классе точности производим с учетом резерва подключения перспективных потребителей. Определение суммарной активной и реактивной мощностей приборов, присоединяемых к трансформатору напряжения НТМИ-10 сводим в таблицу 2.12

Таблица 2.12- Выбор суммарной активной и реактивной мощностей приборов

Прибор	Тип	Число катушек напряжения в приборе шт.	Число приборов шт.	Потребляемая мощность, ВА	cosцприб	sinцприб	Общая
							мощность
				Одного прибора	Всех приборов			Вт	ВАр
Счетчик актив ной энергии	САЗУИ670	2	3	4	24	0, 38	0, 93	9, 12	22, 3
Счетчик реактивной энергии	СРЧИ673	3	3	7, 5	45	0, 38	0, 93	17, 1	41, 8
Вольтметр	Э378	1	1	2	2	1	-	2, 0	-
Реле напряжения	РН-54	1	3	1	3	1	-	3	-
	Итого	31, 22	64, 1

Полная мощность, подключенная к трансформатору напряжения НТМИ-10



S2 = ВА(2.52)

S2 = ВА

Условия выбора удовлетворяется, так какS2h= 120ВА ?S2= 71, 3 ВА.

Определение суммарной активной и реактивной мощностей приборов, присоединяемых к трансформатору ЗНОМ-35, сводим в таблицу 2.13

Таблица 2.13- Выбор суммарных мощностей приборов

Прибор	Тип	Число катушек напряжения в приборе шт.	Число приборов шт.	Потребляемая мощность, ВА	cosцприб	sinцприб	Общая
							мощность
				Одного прибора	Всех приборов			Вт	ВАр
Счетчик актив ной энергии	САЗУ- И 670	2	3	4	24	0, 38	0, 93	9, 12	22, 3
Счетчик реактивной энергии	СРЧИ-673	3	3	7, 5	45	0, 38	0, 93	17, 1	41, 8
Вольтметр	Э378	1	1	2	2	1	-	2	-
Реле напряжения	РН-54	1	3	1	3	1	-	3	-
	Итого	31, 22	64, 1

Полная мощность, подключенная к трансформатору напряжения ЗНОМ-35

S2 = ВА(2.53)

S2 = ВА

Условия выбора удовлетворяется, так как



S2h= 150ВА ?S2= 71, 3 ВА.

Выбор устройств защиты от перенапряжений.

Здания и РУ подстанций защищаются от прямых ударов молнии от волн перенапряжений, набегающих с линии, а также от коммутационных перенапряжений. Защита от прямых ударов молнии открытых подстанций и ОРУ выполняется молниеотводами, устанавливаемыми на конструкциях открытых распределительных устройств или отдельно.

В настоящее время для защиты от коммутационных и атмосферных (грозовых) перенапряжений на подстанции применяются вентильные разрядники и ограничители перенапряжений (ОГШ).

Ограничители перенапряжений представляют собой разрядники без искровых промежутков. Основным отличием ОГШ от разрядников являются более низкие уровни (на 3ч50%) ограничения перенапряжений (до 1, 8ч2, 0UH). Показатели надежности грозозащиты при установке ОПН в два раза выше, чем при установке вентильных разрядников.

Ограничители перенапряжений выбираются в зависимости от вида защищаемого оборудования, рода тока и значения рабочего напряжения по условию

Uн = Upa6(2.54)

где, Uн- номинальное напряжение ограничителя, кВ;

Upa6- рабочее напряжение на шинах установки, кВ.

Выбор ограничителей сводим в таблицу 2.14

Таблица 2.14- Выбор ограничителей

Наименование присоединения	Тип ограничителя	UH/Upa6кВ
1 Первичная обмотка понижающего трансформатора	ОПН-110	110/110
2 Ввод РУ-10кВ	ОПН-10	10/10
3 Ввод РУ-35 кВ	ОПН-35	35/35
4 Трансформатор напряжения на 10 кВ	ОПН-10	10/10
5 Трансформатор напряжения на 35 кВ	ОПН-35	35/35
6 Трансформатор напряжения на 110 кВ	ОПН-110	110/110

Расчет заземляющих устройств.

Расчет заземляющих устройств подстанции заключается в определении количества заземляющих элементов для принятого их расположения в зависимости от удельного сопротивления грунта и от наибольшего допустимого сопротивления заземляющего устройства.

Определяем периметр защищаемой зоны

Ln = 2•(110+155) = 530 м

Выполняем заземлитель из круглых стальных электродов диаметром

12мм и длиной 5 м. Так как площадь контура заземления превышает 1000 м 2 по всей площади на глубине 0, 7 м прокладываются горизонтальные полосы сечением 40x4 мм, образуя сетку с размерами ячеек 6x6 м.

Общая длина горизонтальных заземлителей

Lг=18•110+25•155 = 5855 м

Определяем число вертикальных заземлителей

n'в= , шт(2.55)

где, а - расстояние между вертикальными заземлителями, а=6 м.

n'в== 89шт

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта

срасч = Ксс, Ом м(2.57)

где, с - удельное сопротивление грунта, Ом м, для суглинка р = 100 Ом м;

Кс - коэффициент сезонности, учитывающий просыхание и промерзание грунта, для третьей климатической зоны.

срасчв= 1, 45•100 = 145 Ом;

срасчг= 2, 8•100 = 280 Ом

Рассчитываем сопротивление горизонтальных заземлителей

Ом(2.57)

где, ?г - коэффициент использования горизонтальных заземлителей,

?г = 0, 20;Lr- длина горизонтальных заземлителей, м;

b- ширина полосы., b= 0, 04 м;

h- глубина заложения полосы, h= 0, 7 м.

Ом

Определяем необходимое сопротивление вертикальных заземлителей

rb?, Oм (2.58)

где, rэ- требуемое по нормам значение сопротивления заземляющего

устройства, Ом, rэ? 0, 5 Ом.

rb?=1, 281 Ом

Определяем сопротивление одного вертикального заземлителя

Rзст= 0, 226 срасч, Ом(2.59)

Rзст = 0, 226 •145 = 32, 8 Ом

Определяем уточненное количество вертикальных заземлителей

nB=шт(2.60)

где ?в - коэффициент использования вертикальных заземлителей, ?в = 0, 35.

nв ==89шт

Принимаем в контуре 83вертикальных заземлителя.

2.9 Выбор релейной защиты

Релейной защитой называется совокупность специальных устройств, контролирующих состояние всех элементов системы электроснабжения и реагирующих на возникновение повреждения или ненормальный режим работы систем.

Назначением релейной защиты (РЗ) является выявление поврежденного элемента и быстрейшее его отключение от энергосистемы. Кроме того, устройства релейной защиты должны предупреждать повреждение элемента энергосистемы в случае возникновения ненормального и опасного для него режима работы (перегрузка, неполнофазный режим и др.).

Основные требования, предъявляемые к устройствам релейной защиты:

Селективность -- способность устройства релейной зашиты выявить и отключить именно поврежденный элемент энергосистемы, а не какой-либо иной, хотя при наличии короткого замыкания нарушается нормальная работа многих элементов энергосистемы.

Быстродействие -- способность релейной защиты в кратчайший промежуток времени (лучше всего мгновенно) выявить и отключить поврежденный элемент энергосистемы.

Чувствительность -- способность устройства релейной защиты четко отличать режим короткого замыкания любого вида (трехфазное, двухфазное, однофазное короткое замыкание) от всевозможных, даже утяжеленных режимов работы защищаемого объекта при отсутствии короткого замыкания.

Надежность -- отсутствие отказов или ложных срабатываний релейной защиты, что обеспечивается как функциональной, так и аппаратной надежностью устройства защиты.

Релейную защиту подстанции выполняют по схемам, предусматривающим применение постоянного оперативного тока.

Виды релейных защит каждого присоединения зависят от схем питания линии или мощности трансформаторов.

Расчет защит начинаем с наиболее удаленных присоединений от ввода подстанции.

Выбранную релейную защиту сводим в таблицу 2.14



Таблица 2.15- Расчет релейной защиты

Наименование присоединения	Вид защиты	Ток срабатывания Iсз, А	Коэффициент чувствительности Кч	Ток установки Iуср, А
1. Районные потребители Потребитель№1 Потребитель№2 Потребитель№3 Потребитель№4		где Кн=1, 1ч1, 2 Кв=0, 85 Кз=1, 5ч3		где Кхс=1
2. Сборные шины РУ 10кВ	МТ3 Токовая отсечка	где Кс=1, 1		где Ксх=1
3. Ввод РУ 10кВ	МТ3 с пуском по напряжению Напряжение пуска защиты	где Кн=1, 1ч1, 2; Кв=1, 2		г де Ксх=1 где Кн=1, 1ч1, 2
4. ТСН	Токовая отсечка без выдержки времени МТ3 с с выдержкой времени	где Кн=1, 3ч1, 4 где Кн=1, 15ч1, 25; Кв=0, 85
5. Первичная обмотка понижающего трансформатора	МТ3 с пуском по напряжению	где Кн=1, 1ч1, 2; Кв=0, 85 где Кс=1, 05ч1, 1		где Ксх=
	Напряжение пуска защиты Защита от перегрузки	где Кн=1, 1ч1, 2; Кв=1, 2 где Кн=1, 05; Кв=0, 85
6 Ввод РУ 35кВ	МТ3 с пуском по напряжению	где Кн=1, 1ч1, 2; Кв=1, 2 Кн=1, 15
7. Первичная обмотка трансформатора	МТЗ



3. Специальная часть

3.1 Устройство отделителя

Осмотр и проверка работы отделителя.

Осмотреть отделитель и выявить дефекты контактной системы, фарфоровой изоляции на наличие трещин и сколов, болтовых, штифтовых и шплинтовых соединений.

Произвести несколько операций включения и отключения отделителя с целью проверки правильности вхождения в контакты главных и заземляющих ножей. Заедание при отключении не допускается. Операции с отделителем при наличии больших трещин и сколов на изоляторе не допускаются. В этом случае необходимо провести механические испытания изоляторов на изгиб.

Поузловая разборка отделителя.

Вывинтить болты и отсоединить наконечники от главных контактных выводов отделителя. Расшплинтовать и отсоединить междуполюсные соединительные тяги. Расшплинтовать и отсоединить соединительные тяги заземляющих ножей. Расшплинтовать и отсоединить тягу от рычага. Расшплинтовать и отсоединить тягу от рычага и рычага. Расшплинтовать, отсоединить и снять тяги. Расшплинтовать и отсоединить от обоих изоляторов тягу. Повторить переход для двух других фаз. Зафиксировать рукоятки приводов заземляющих ножей в отключённом положении отделителя.

Ремонт и испытание опорных изоляторов, замена дефектного опорного изолятора.



Рисунок 3.1 Основание изолятора.

Осмотреть и выявить дефектные опорные изоляторы 6

Особенно тщательно необходимо выявлять: сколы и следы ударов на поверхности изоляторов; трещины на поверхности изоляторов (особенно в области примыкания к фланцам); раковины, трещины, повреждения влагостойкого покрытия в армировке и цементном шве; трещины и сколы на фланцах изолятора.

Изоляторы необходимо отбраковывать при продольных или кольцевых трещинах, поверхностных сколах на ребрах изоляторов, превышающих допустимые значения: суммарная площадь сколов более 100 мм2, а глубина скола более 3 мм; поверхностном выкрошивании цементной смазки общим объемом у двух фланцев 10 см3 и более; трещины на корпусе фланцев.

Склеивание фарфоровых частей выполняется карбинольным клеем БФ-4, БФ-88 или клеем на основе эпоксидной смолы.

При объеме выкрошившейся цементной связки менее 10 см3 поврежденные места должны быть заделаны влагостойкой шпатлевкой (ПФ-00-2 или ХВ-00-5), при отсутствии шпатлевки внешние раковины или трещины можно залить густой краской или эмалью, предназначенных для покрытия цементных швов или арматуры (эмаль ПФ-15, серая эмаль ХВ-125, краски на олифе). Произвести механические испытания опорных изоляторов на изгиб. Удалить шплинт, поднять опорный изолятор над основанием отвести изолятор в сторону. Вынуть установочное кольцо из основания и шарики. Очистить детали основания и подшипники от старой смазки и промыть их бензином. Осмотреть, выявить и заменить дефектные подшипники и шарики. Заменить уплотнительные кольца, новыми, предварительно пропитанных маслом индустриальным или машинным С (ГОСТ1707-51).Вывинтить маслёнку, осмотреть, промыть бензином (при необходимости заменить), ввинтить на место. Смазать трущиеся части основания изоляторов смазкой ЦИАТИМ-201.Собрать основание. Установить опорный изолятор в основание и зашплинтовать шплинтом.

Замена опорного изолятора.

Вывинтить болты и снять контактный нож. Вывинтить болты. Удалить шплинт, поднять опорный изолятор над основанием, отвести изолятор в сторону и опустить его на землю. Поднять опорный изолятор и установить его на основание. Установить болты, подложив шайбы, и навинтить гайки. Произвести механические испытания нового опорного изолятора на изгиб согласно приложению. Установить контактный нож 9 и прикрепить его к опорному изолятору болтами, подложив шайбы. Повторить переходы для остальных изоляторов. Для выравнивания опорных изоляторов по высоте под фланцы изоляторов устанавливать прокладки.

Ремонт главной контактной системы, замена дефектного ножа.

Вывинтить болты отвинтить гайку и снять кожух. Очистить контактную систему от пыли и грязи. Зачистить оплавленные места на контактных поверхностях ламелей и контактной пластине. При наличии на ламелях прожогов глубиной более 2 мм. ламели заменить. При наличии на контактной пластине прожогов глубиной более 1 мм., а также при «отслаивании» её заменить главный контактный нож. Удалить шплинт и вынуть ось.



Рисунок 3.2 Контактная система отделителя.

Отвинтить гайки, вынуть шпильку, снять пластины, ламели, шайбы и пружину. Заменить дефектные ламели. Осмотреть снятые детали контактной системы, дефектные детали заменить. Собрать контактную систему, предварительно смазав её техническим вазелином. Отрегулировать контактное давление ламелей натягом шпильки.

Вытягивающее усилие в направлении вдоль ножа, прикладываемое к вставляемой в разъёмный контакт шине толщиной 11 мм., должно быть 8-9 кгс на 1 пару ламелей. Установить кожух, навинтить гайку, подложив шайбу. Установить болты в отверстия и навинтить гайки, подложив шайбы. Вывинтить болты, завинтить гайки и снять гибкую связь. Зачистить контактные поверхности на ...