Реконструкция подстанции "Чепино" Витебских электрических сетей в связи с изменением нагрузок

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость

Таблица 3.9 - Результаты выбора приборов, подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока.

Наименование и тип прибора	Нагрузка пофазная, ВА
	А	В	С
Вход токовый (аналоговый) REF542plus	0,1	0,1	0,1

3.6.4 Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ в цепях трансформаторов (вводы от Т1 и Т2).

Выбираем встроенный ТТ класса точности 0.5 типа ТОЛ - 10. Результаты выбора и проверки по формулам 3.7-3.10 приведены в таблице 3.10.

Таблица 3.10 - Выбор трансформаторов тока в цепях трансформаторов со стороны 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Проверка на динамическую стойкость
Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Проверка на термическую стойкость

Таблица 3.11 - Результаты выбора приборов, подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока.

Наименование и тип прибора	Нагрузка пофазная, ВА
	А	В	С
Вход токовый (аналоговый) REF542plus	0,1	0,1	0,1

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке производим для наиболее загруженной фазы. Из таблицы 3.11 видно, что все фазы загружены одинаково.

Сопротивление приборов находим по формуле (3.13):

Ом.

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5: Ом.

Сопротивление контактов принимаем Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (3.14):

Ом.

Определяем сечение проводов по формуле (3.15):

мм ²

Принимаем сечение провода =4 мм ²

Выбираем контрольный кабель типа АВВГ, с жилами сечением 4 мм².

3.6.5 Выбор трансформатора тока в цепях секционного выключателя

Выбираем встроенные трансформаторы тока класса точности 0.5 типа ТОЛ - 10. Результаты выбора и проверки по формулам 3.7-3.10 приведены в таблице 3.12.

Таблица 3.12 - Выбор трансформаторов тока в цепях секционных выключателей 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость

Таблица 3.13 - Результаты выбора приборов, подключаемых к вторичной обмотке встроенных трансформаторов тока.

Наименование и тип прибора	Нагрузка по фазная, ВА
	А	В	С
Вход токовый (аналоговый) REF542plus	0,1	0,1	0,1

Выбор сечения проводов контрольного кабеля аналогичен произведенному в п. 3.8.4, поэтому выбираем контрольный кабель типа АВВГ, с жилами сечением 4 мм ².

3.6.6 Выбор трансформаторов тока в цепях выключателей отходящих линий.

Выбираем встроенные трансформаторы тока класса точности 0.5 типа ТОЛ - 10. Результаты выбора и проверки по формулам 3.7-3.10 приведены в таблице 3.14.

Таблица 3.14 - Выбор трансформаторов тока в цепях секционных выключателей 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость

3.7 Выбор трансформаторов напряжения

3.7.1 Методика выбора трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (TН) выбираются по следующим условиям:

- по номинальному напряжению:

U_УСТ < U_1НОМ, (3.16)

где U_1НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

- по вторичной нагрузке:

S_2У < S_2НОМ , (3.17)

где S_2СУМ - мощность всей внешней вторичной цепи (вторичная нагрузка), присоединенная к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных по схеме "звезда", следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого "треугольника"- удвоенную мощность одного трансформатора, ВА.

- по классу точности;

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

При определении вторичной нагрузки сопротивление проводов не учитывают, так как оно мало. Обычно сечение проводов принимают по условию механической прочности, равной для медных проводов и для алюминиевых проводов [6].

3.7.2 Выбор трансформаторов напряжения для ЗРУ 10 кВ

Выберем трансформатор напряжения по каталогу фирмы ААВ, Германия. Фирма ААВ предлагает приборные трансформаторы напряжения типа TJP 4, которые полностью изолированы литьем из эпоксидной смолы, обработанной теплом. Высокий вакуум, используемый в процессе литья трансформаторов и пополненный эпоксидной смолой, обеспечивает их надёжность и долговременную работу.

Приборные трансформаторы класса TJP однофазные, однополюсно изолированные, у которых имеется один конец первичной обмотки, включая клемму, изолированный от земли на величины, соответствующие номинальной изоляционной поверхности. Второй конец первичной обмотки с клеммой при работе

замкнуты. Для использования в трехфазных незаземленных сетях трансформаторы оснащены двумя вторичными обмотками. Первая из них, как обычно, для измерения и контроля изоляции, вторая - для сигнализации. Подключается в трехлистной группе к трем фазам, при том первичные и вторичные обмотки соединяются до звезды, вспомогательные обмотки - в открытый треугольник.

3.8 Выбор трансформатора собственных нужд

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ или отказа одного из трансформаторов.

Состав потребителей собственных нужд приведен в Таблице 3.16.

Таблица 3.16 - Собственные нужды подстанции «Чепино»

Собственные нужды подстанции	Установленная мощность, кВт			Перегрузка
1) Подогрев выключателей и приводов (на три полюса)	3	1,8	5,4	1	0	5,4	0
2) Подогрев шкафов КРУ-10	48	1	48	1	0	48	0
3)Подогрев приводов разъединителей	8	0,6	4,8	1	0	4,8
4) Отопление, освещение, вентиляция:
- ЗРУ-10 кВ	1	1	1	1	0	1	0
-ОПУ	1	80	80	1	0	80	0
5) Освещение ОРУ-110 кВ	1	5	5	1	0	5	0
6) Охлаждение трансформаторов	2	2,5	5	0,85	0,62	5	3,1
7) ВАЗП	2	23	46	1	0	46	0
Итого						195,2	3,1

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения одной секции (расчет велся на одну секцию):

(3.18)

,

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимаем =0,85.

.

При наличии двух ТСН аварийная перегрузка одного из них возможна 40 %, следовательно, расчетная мощность трансформатора собственных нужд:

.

Выбираем два трансформатора типа ТМ 160/10.

Токоведущие части от присоединений к сборным шинам до выводов трансформаторов выполняются гибкими проводами.

Выбор токопроводов производится по экономической плотности тока.

Выбор сечения по экономической плотности производится по следующему выражению:

, (3.19)

где - экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (Тм), .

Выберем токопроводы до выводов трансформатора собственных нужд.

Нагрузка ТСН:

Определим ток нормального режима:

.

Определяем экономическую плотность тока по [8] таблице 4.5, (при этом Тм=6500час) = 1,0 .

Определяем расчетное сечение по выражению (3.19):

.

По [8] таблице п 3.3 выбираем провод типа АС 10/1,8 с 84 А.

Проверим выбранное сечение по допустимому нагреву:

4,083 А < 84 А.

Условию допустимого нагрева выбранное сечение удовлетворяет.

Проверка на термическую стойкость не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Окончательно выбираем провод АС-10/1,8

3.9 Выбор комплектного распределительного устройства

В качестве распределительных устройств закрытого типа на напряжение до 20 кВ, как правило, используются комплектные ячейки заводского изготовления. Существует два их типа: ячейки, внутри которых все аппараты установлены стационарно (КСО - камера стационарная, одностороннего обслуживания), и ячейки, в которых выключатель высокого напряжения установлен на выкатной тележке (типа КРУ).

Учитывая, что ранее, в качестве выключателей на стороне 10 кВ, были выбраны выключатели VD-4 фирмы АВВ, также были выбраны трансформаторы тока типа ТОЛ-10, трансформаторы напряжения типа TJP-4, выбираем комплектное распределительное устройство серии ВМ-1-10-20У3.

Малогабаритное КРУ внутренней установки серии ВМ-1 предназначено для приема, распределения электрической энергии трехфазного переменного электрического тока частоты 50-60 Гц и напряжением 6-10 кВ для систем с изолированной нейтралью, а так же в сетях с частыми коммутационными операциями.

Релейная защита и управление выполнена на базе микропроцессорных устройств типа REF542plus.

Технические данные КРУ серии ВМ-1 приведены в таблице 3.17.

Таблица 3.17 - Технические данные КРУ серии ВМ-1

Параметры	Ед. изм.	Значение
Номинальное напряжение	кВ	6;10
Наибольшее рабочее напряжение	кВ	7,2;12
Номинальный ток главных цепей	А	630; 1000; 1250;1600; 2000; 2500; 3000;
Номинальный ток сборных шин	А	630; 1000; 1250; 2000; 2500; 3150;
Номинальный ток отключения выключателя	кА	16; 20; 25; 31,5; 40
Ток термической стойкости	кА	10; 20; 40
Ток электродинамической стойкости	кА	26; 51; 81; 102
Время протекания тока термической стойкости	с	3
Номинальное напряжение вспомогательных Цепей постоянного тока	В	24; 48; 110; 220
Коммутационный ресурс циклов:	циклов вкл/откл
- номинального тока		30000
- номинального тока отключения		40-1000
Механический ресурс	-//-	100000

Условия эксплуатации:

­ высота над уровнем моря - до 1000 м;

­ нижняя рабочая температура окружающего воздуха - 5(без установки подогревающей аппаратуры), -20 (с установкой подогревателей в релейном шкафу);

­ относительная влажность воздуха - 80% при температуре 20 ;

­ окружающая среда - взрыво- и пожаробезопасная.

Шкафы ВМ-1 отличаются от выпускаемых ранее КРУ следующими показателями:

­ наличие комбинированной (по воздуху и в изоляционной трубе) изоляции силовых контактов;

­ возможность выката выключателя из ячейки как на сервисный стол так и на пол;

­ возможностью дистанционного управления перемещением выключателя в рабочее и контрольное положение;

­ наличием заземляющих ножей мгновенного срабатывания;

­ возможностью установки в одном шкафу выключателя и трансформатора напряжения;

­ простотой и удобством в обслуживании;

­ опорные и проходные изоляторы изготовлены на основе эпоксидных смол производства АВВ.

Окончательно принимаем ячейки типа ВМ-1-10-20У3 производства компании АМРЕК г. Кременчуг.

3.10 Замена аппаратуры релейной защиты и автоматики на аппаратуру, выполненную на базе микропроцессорной техники

В процессе реконструкции подстанции «Новая» планируется замена морально устаревших устройств релейной защиты и автоматики на многофункциональные устройства защиты и управления, выполненные на базе терминалов REF-542+ производства фирмы АВВ, Германия.

Главными функциями REF542plus являются: защита, измерение, управление, наблюдение, контроль качества энергии.

REF542plus может иметь максимально восемь аналоговых входов для измерения сигналов тока и напряжения. В наиболее распространенной конфигурации используются три токовых входа, три входа напряжения и один токовый вход от трансформатора нулевой последовательности. Все значения изображаются на дисплее как первичные значения. Значения, зарегистрированные на протяжении длительного времени, например, учет энергии, количество коммутаций выключателя и максимальные значения, сохраняются постоянно. Даже при прерывании питания эти данные остаются в памяти. При использовании такой стандартной конфигурации отображаются следующие результаты измерений:

1) значения прямых измерений:

- линейные токи, три фазы;

- фазные напряжения, три фазы;

- ток замыкания на землю или напряжение нулевой последовательности;

- частота.

На основе вышеуказанных значений вычисляются следующие значения:

2) вычисляемые значения:

- линейные напряжения, три фазы;

- ток замыкания на землю или напряжение нулевой последовательности;

- среднее (максимальное) значение тока, три фазы (определяется на протяжении нескольких минут);

- кажущаяся активная и реактивная мощность;

-коэффициент мощности;

- активная и реактивная энергии.

Кроме того, возможно получить следующие значения в целях мониторинга:

3) другие значения:

- время работы;

- количество циклов коммутаций;

- суммарный отключающий ток;

- измерительные импульсы от внешних измерительных приборов (до 10).

Микропрцессорное устройство защиты и управления REF542plus разработано таким образом, что его можно использовать как с нестандартными сенсорами тока и напряжения, так и с измерительными трансформаторами. Благодаря их линейным характеристикам, эти современные сенсоры тока и напряжения обеспечивают большую точность и надежность измерения сигналов.

Сигналы выхода с сенсоров тока и напряжения поступают прямо на центральный блок REF542plus и поэтому нет необходимости использования входных промежуточных трансформаторов. Используя современные сенсоры или традиционные измерительные трансформаторы, можно достичь 1-го класса точности измерений при условии, что измеряемые значения тока и напряжения будут находиться в пределах соответствующих номинальных значений



Вывод

Таким образом, в данной главе была произведена замена оборудования подстанции «Новая», в результате чего было установлено следующее оборудование:

- два выключателя типа LTB145D1/B фирмы АВВ на ввода 110кВ трансформаторов Т-1, Т-2;

- шесть разъединителей типа РГНП2-110/1000У1, которые являются шинными, линейными разъединителями трансформаторов Т-1, Т-2 и секционными разъединителями;

- вакуумные выключатели на отходящие линии типа VD-4 фирмы АВВ;

- ограничители перенапряжения типа ОПН/TEL-110/78 и ОПН/TEL-10/12;

- трансформаторы тока по стороне 110 кВ типа ТВТ - 110-1-600/5 и ТФМЗ-110Б-IVУ1, а так же коммутацию к ним;

- комплектное распределительное устройство серии ВМ-1-10-20У3;

- трансформаторы тока по стороне 10 кВ типа ТОЛ - 10, а так же коммутацию к ним;

- трансформаторы напряжения по стороне 10 кВ тип TJP 4 фирмы АВВ;

- трансформаторы собственных нужд типа ТМ 160/10.



4. ВЫБОР УСТРОЙСТВ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И ГРОЗОЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ

4.1 Виды воздействия молнии

Молния представляет собой электрический разряд длиной в несколько километров, развивающийся между грозовым облаком и землей или каким-либо наземным сооружением. Ток непрерывной составляющей нисходящей молнии варьируется от единиц до сотен ампер и существует на протяжении всей вспышки, продолжающейся в среднем 0,2 с, а в редких случаях 1 -1,5 с. Заряд, переносимый в течение всей вспышки молнии, колеблется от единиц до сотен кулон, из которых на долю отдельных импульсов приходится 5 - 15, а на непрерывную составляющую 10-20 Кл[12].

Об интенсивности грозовой деятельности в различных географических пунктах можно судить по данным разветвленной сети метеорологических станций о повторяемости и продолжительности гроз, регистрируемых в днях и часах за год по слышимому грому в начале и конце грозы. Однако более важной и информативной характеристикой для оценки возможного числа поражений объектов молнией является плотность ударов нисходящих молний на единицу земной поверхности.

Воздействия молнии принято подразделять на две основные группы: первичные, вызванные прямым ударом молнии, и вторичные, индуцированные близкими ее разрядами или занесенные в объект протяженными металлическими коммуникациями.

Прямой удар молнии вызывает следующие воздействия на объект:

- электрические, связанные с поражением людей или животных электрическим током и появлением перенапряжений на пораженных элементах. Даже при выполнении молниезащиты прямые удары молнии с большими токами и крутизной могут привести к перенапряжениям в несколько мегавольт. При отсутствии молниезащиты пути растекания тока молнии неконтролируемы и ее удар может создать опасность поражения током, опасные напряжения шага и прикосновения, перекрытия на другие объекты;

- термические, связанные с резким выделением теплоты при прямом контакте канала молнии с содержимым объекта и при протекании через объект тока молнии. При протекании тока молнии по тонким проводникам создается опасность их расплавления и разрыва;

- механические, обусловленные ударной волной, распространяющейся от канала молнии, и электродинамическими силами, действующими на проводники с токами молнии. Это воздействие может быть причиной, например, сплющивания тонких металлических трубок.

Вторичные проявления молнии связаны с действием на объект электромагнитного поля близких разрядов. Электромагнитная индукция связана с образованием в металлических контурах ЭДС, пропорциональной крутизне тока молнии и площади, охватываемой контуром.

4.2 Требования к устройству молниезащиты

Молниезащита представляет собой комплекс мероприятий, направленных на предотвращение прямого удара молнии в объект или на устранение опасных последствий, связанных с прямым ударом; к этому комплексу относятся также средства защиты, предохраняющие объект от вторичных воздействий молнии и заноса высокого потенциала[12].

Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод - устройство, рассчитанное на непосредственный контакт с каналом молнии и отводящее ее ток в землю. Они разделяются на отдельно стоящие, обеспечивающие растекание тока молнии минуя объект, и установленные на самом объекте. При этом растекание тока происходит по контролируемым путям так, что обеспечивается низкая вероятность поражения людей, взрыва или пожара.

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или нецелесообразна по конструктивным соображениям, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом.

Расстояние между обособленным заземлителем молниеотвода и заземляющим устройством ОРУ (подстанции) должно быть равным (но не менее 3 м)

Заземлители отдельно стоящих молниеотводов в ОРУ могут быть присоединены к заземляющему устройству ОРУ (подстанции). Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству подстанции должно быть удалено по магистралям заземления на расстояние не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора). В месте присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ОРУ 35 - 150 кВ должно быть выполнено два-три направления по магистралям заземления.

Тросовые молниеотводы ВЛ 110 кВ и выше, как правило, следует присоединять к заземленным конструкциям ОРУ (подстанции). От стоек конструкций ОРУ 110 и 150 кВ, к которым присоединены тросовые молниеотводы, должно быть выполнено два-три направления магистралей заземления.

Место присоединения конструкции со стержневым или тросовым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции должно быть расположено на расстоянии не менее 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора (реактора).

Молниеотвод состоит из следующих элементов: молниеприемника, опоры, токоотвода и заземлителя. Однако на практике они могут образовывать единую конструкцию, например металлическая мачта или ферма здания представляет собой молниеприемник, опору и токоотвод одновременно.

По типу молниеприемника молниеотводы разделяются на стержневые (вертикальные), тросовые (горизонтальные протяженные) и сетки, состоящие из продольных и поперечных горизонтальных электродов, соединенных в местах пересечений. Стержневые и тросовые молниеотводы могут быть отдельно стоящими и установленными на объекте; молниеприемные сетки укладываются на неметаллическую кровлю защищаемых зданий и сооружений. подстанция реконструкция заземление освещение

Защита от механических разрушений различных строительных конструкций при прямых ударах молнии осуществляется: бетона - армированием и обеспечением надежных контактов в местах соединения с арматурой; неметаллических выступающих частей и покрытий зданий - применением материалов, не содержащих влаги или газогенерирующих веществ.

Одним из эффективных способов ограничения грозовых перенапряжений в цепи молниеотвода, а также на металлических конструкциях и оборудовании объекта является обеспечение низких сопротивлений заземлителей. Поэтому при выборе молниезащиты нормированию подлежит сопротивление заземлителя или другие его характеристики, связанные с сопротивлением[13].

В месте ввода кабелей в кабельное сооружение металлическая оболочка кабелей, броня и металлическая труба должны быть соединены с заземляющим устройством подстанции.

4.3 Описание заземлителей для защиты от прямых ударов молнии

Для отдельно стоящих молниеотводов приемлемыми являются сле

дующие конструкции заземлителей:

а) один (и более) железобетонный подножник длиной не менее 2 м или одна (и более) железобетонная свая длиной не менее 5 м;

б) одна (и более) заглубленная в землю не менее чем на 5 м стойка железобетонной опоры диаметром не менее 0,25 м;

в) железобетонный фундамент произвольной формы с площадью поверхности контакта с землей не менее 10 м²;

г) искусственный заземлитель, состоящий из трех и более вертикальных электродов длиной не менее 3 м, объединенных горизонтальным электродом, при расстоянии между вертикальными электродами не менее 5 м. Минимальные сечения (диаметры) электродов определяются по таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Виды и параметры заземлителя

Заземлитель	Эскиз	Размеры, м.
Железобетонный подножник	b l a
Железобетонная свая	d 1
Стальной двухстержневой: полоса размером 40х4 мм, стержни диаметром d=10-20мм	t c 1
Стальной трехстержневой: полоса размером 40х4 мм, стержни диаметром d=10-20мм	t l c

4.4 Грозозащита подстанции 110/10 «Чепино»

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода представляет собой круговой конус (рисунок 4.1).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.1 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r₀, а на высоте защищаемого сооружения h_Х представляет круг радиусом r_Х.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода имеет следующий вид:

r₀=1,5h (5.1)

r_Х=1,6р(h-h_х)/(1+h_х/h), (5.2)

где h - высота молниеотвода,

h_x - высота самого высокого портала 110 кВ,

р - поправочный коэффициент для высоких молниеотводов;

,если м; и если м

Для построения зоны защиты четырехстержневых одиночных молниеотводов необходимо построить зоны защиты всех соседних, взятых попарно молниеотводов (рисунок 5.2)

Размещено на http://www.allbest.ru/

м, (5.3)

где ha- активная высота по отношениям к шинам портала ОРУ;

м

а- расстояние между молниеотводами(м)

Внешние области зоны находим по выражению 5.2, а внутренняя

область зоны b_х по выражению 5.3

Защиту ОРУ 110/10кВ подстанции выполним одиночно стоящими четырьмя молниеотводами на порталах высотой 19м. Определим зону защиты при h_x=6 м и h_x=11 м; длина между молниеотводами а=40м, а=26м

г₀=1,5* 19=28,5 (м),

r_х1=1,6*1(19-6)/(1+6/19)=14,9 (м),

r_Х2=1,6*1(19-11)/(1+11/19)=8,1 (м).

При двух одиночных стержневых молниеотводах (попарно)

Объект находится внутри четырёхугольника, который будет также защищён, если будет выполняться условие:

D<8h_а*р (5.4)

где D -диаметр окружности или наибольшая диагональ четырёхугольника.

условие выполняется.



Выводы

Таким образом, в данном разделе выполнено описание воздействия молний, требования к устройству молниезащиты, заземлителям. Так как все реконструируемое оборудование не выходит за пределы действия защит, то значит дополнительных заземлителей и молниеотводов в данном случае не предусматриваются. Был произведен расчет существующей грозозащиты подстанции, который показал, что оборудование защищено на отметке 6м и 11м.



6. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

6.1 Расчёт наружного освещения

Для освещения открытого распределительного устройства подстанции «Новая» в настоящее время применяются прожектора типа ПЗС-45 с лампами накаливания 500 Вт и светильники типа РКУ01х250/Б03-04 с лампами ДРЛ. С целью снижения расхода электроэнергии на освещение открытого распредустройства произведем замену сети наружного освещения с применением энергосберегающих прожекторов типа РО04-125, подвешиваемых на кронштейнах, крепящихся на порталах.

Установленную мощность прожекторного освещения определяют по формуле:

Р_уст=m*Eн*Кз*А , (4.1)

где m = 0,25….0,3 для РЛ;

А - освещаемая площадь, м²;

Е_Н - норма освещенности, Е_Н=5 Лк;

Кз - коэффициент запаса, принимаем Кз=1,3.

Р_уст=0,3*5*1,3*850=1657,5 Вт.

Согласно Р_УСТ для наружного освещения потребуются прожекторы типа РО 04-125-001У1.

Высота подвеса h определяется высотой портала и равна 3,5 м.

, (4.2)

Светотехнические данные прожектора РО 04-125-001У1 предоставлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Светотехнические данные РО 04-125-001У1

Тип лампы (U=220 В)	Iо, кКд	Яоам	Яогм	Вертикальная плоскость	Горизонтальная плоскость	?, %
				n	м	n	м
ДРЛ-125	1,99	60	60	6	0,91	6	0,91	?50

Отсюда:

.

Расстояние между порталом и ближней стороной площадки определяется по формуле:

м (4.3)

Освещенность ближайшей точки площадки:

лк (4.4)

В результате выполнения светотехнических расчетов и выбора ламп определяется установленная мощность осветительной нагрузки.

Установленная мощность (Р_УСТ) состоит из мощности ламп. Для получения расчетов мощности вводится поправочный коэффициент спроса (К_с) к установленной мощности. Коэффициент спроса для освещения наружных территорий принимаем К_с=1.

Тогда

Вт (4.5)

Выберем питающий кабель для участка ОПУ ЩСН - У409 (коробка осветительная).

Для выбора сечений проводов и кабелей по допустимому нагреву необходимо определить расчетные токовые нагрузки линий.

- для однофазной сети:

(4.6);

- для трехфазной сети:

(4.7);

- для двухфазной сети:

(4.8);

Коэффициент мощности для прожектора РО 04-125-001 составляет 0,4.

Определим расчетный ток:

А

По механической прочности определено минимальное сечение жил проводов из алюминия 2,5 мм².

Из таблицы выбираем провод АВВГ-0,66 с алюминиевыми жидами сечением 4 мм², имеющего длительно допустимый ток 12 А.

12 А > 6,3 А.

Следовательно, кабель типа АВВГ -0,66 4х4 удовлетворяет условию.

Определим расчетный ток наиболее загруженной линии:

А

Из таблицы выбираем провод АВВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм², имеющего длительно допустимый ток 12 А.

12 А > 5,68 А.

Следовательно, кабель типа АВВГ -0,66 4х2,5 удовлетворяет условию.

Для остальных прожекторов принимаем кабель марки АВВГ - 0,66 4х2,5 мм².

Годовое потребление электроэнергии осветительными установками рассчитывается по формуле:

, (4.9)

где n - количество прожекторов;

Р - номинальная мощность одного осветительного прибора;

К_пра - коэффициент, учитывающий потери мощности в электромагнитной пускорегулирующей аппаратуре. Для ламп ДРЛ К_пра=1,08;

К_с - коэффициент спроса осветительных приборов, принимаем Кс=1;

К_АУ - коэффициент, учитывающий автоматизацию управления освещением, принимаем К_АУ=0,6;

Т_пр - годовое использование охранного освещения, Т_пр=3500 ч.

Отсюда:

кВт·ч.

6.2 Расчет внутреннего освещения

Для освещения помещений принимаются следующие виды электрического освещения: рабочее, аварийное, охранное и дежурное. Аварийное освещение разделяется на освещение безопасности и эвакуационное.

Рабочее освещение следует предусматривать для всех помещений зданий, а также участков открытых пространств, предназначенных для работы, прохода людей и движения транспорта.

В общественных зданиях аварийное освещение должно устраиваться в помещениях закрытых распределительных устройств.

Это освещение должно создавать на поверхностях, требующих обслуживания, освещенность 5 % нормированной для рабочего освещения при системе общего освещения, но не менее 2 лк.

Для аварийного освещения применим лампы накаливания.

Светильники аварийного и эвакуационного освещения присоединяются отдельными линиями к независимому источнику питания или переключаются на него автоматически при внезапном отключении рабочего освещения.

Кроме того, эти светильники должны отличаться от светильников рабочего освещения специально нанесенными знаками.

Тип светильника определяется:

- условиями окружающей среды;

- требованиями к характеру светораспределения;

- экономической целесообразностью.

Наиболее экономичны светильники прямого светораспределения. При выборе светильников по условиям среды в сухих, влажных, сырых помещениях необходимо учитывать, что в сырых помещениях корпус патрона должен быть выполнен из изоляционных, влагостойких материалов, в жарких помещениях все части светильника должны быть из материала необходимой теплостойкости, в пыльных помещениях допустимо полностью или частично пылезащищенное исполнение.

Норму освещенности помещения закрытого распредустройства принимаем согласно СНБ-2.04.05-98 равной 75 лк.

Световой поток источников света определяется по формуле:

, (4.10)

где Е_min=75 лк - нормируемая освещенность;

К_з=1,5 - коэффициент запаса;

Z=1.15 - коэффициент, зависящий от кривых светораспределения светильников и их размещения в помещении;

S_р=А·В - площадь помещения, м²;

U=0,655 % - коэффициент использования светового потока.

Отсюда:

лм

Количество ламп определяется по формуле:

, (4.14)

где Ф_л - световой поток лампы, лм.

Выбираем лампу накаливания мощностью 100 Вт. Световой поток этой лампы при напряжении 220 В Ф=1950 лм.

Окончательно принимаем 15 ламп типа Б-220-230-100. В качестве светильников принимаем светильники следующих типов:

- для освещения верхнего и нижнего проходов - НПП03-100 - 10 штук;

- для освещения среднего прохода - НВ006 - 5 штук.

Аварийное освещение должно создавать освещенность 5 % нормируемого для рабочего освещения.

Ф_рав=31998·0,05=1599,9 Лм;

Выбираем лампу накаливания мощностью 60 Вт. Световой поток этой лампы при напряжении 220 В Ф=790 лм.

Окончательно принимаем 2 лампы типа Б-220-230-60. В качестве светильника принимаем светильник типа ПСХ-60М.

Результаты расчетов рабочего, аварийного и эвакуационного освещения сведены в таблице 5.2.



Таблица 5.2 - Результаты расчетов освещения ЗРУ-10кВ.

Вид освещения	Руст	Тип светильников	Тип лампы	Еmin	Кол-во ламп
рабочее	1544	НПП003-100	Б-220-230-100	75	15
аварийное	392	НПП003-100	Б-220-230-100	20	4
эвакуационное	114	ПСХ-60М	Б-220-230-60	20	2

Напряжение сети освещения: рабочего и аварийного в нормальном режиме - ~380/220 В (фаза-ноль); аварийного в аварийном режиме - 220 В постоянного тока (автоматически переключается на БАО щита постоянного тока).

Для выбора сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву необходимо определить расчетные токовые нагрузки линий.

Определим расчетный ток по формуле:

А.

По расчетному току выбираем сечение проводника и проверяем его по условию:

,

где Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, А;

Iр - расчетный ток линии, А;

Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки (Кп=1).

Выбираем АВВГ-0,66 4х25, I_доп=29 А.

Проверим выбранное сечение по потере напряжения:

, (4.12)

где М - момент нагрузки, кВт·м;

С - коэффициент, зависящий от системы сети, напряжения сети и материала проводов;

S - сечение провода на участке, мм².

В простом случае момент определяется как произведение мощности ламп на длину участка сети.

М=Р_р·L , (4.13)

где Рр - расчетная мощность участка сети, Вт;

L - длина участка сети, м.

М=2,020·22=44.44 кВт·м.

Определим фактическую потерю напряжения по формуле (4.12):

.

Выбранное сечение по потере напряжения совпадает с выбранным по току, окончательно принимаем АВВГ 4х2,5.

Осветительные сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания.

Аппараты, установленные для защиты от коротких замыканий, должны быть выбраны так, чтобы номинальный ток каждого из них I_{ном.з.а.} был не менее расчетного тока I_р, рассматриваемого участка сети:

I_{ном.з.а.} ? I_р (4.14)

Номинальные токи уставок автоматических выключателей следует выбирать по возможности наименьшими по расчетным токам защищаемых участков сети, при этом должно соблюдаться соотношение между наибольшими допустимыми токами проводов I_доп и номинальными токами аппаратов защиты I_з.

, (4.15)

где Кз - коэффициент защиты;

Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки (Кп=1).

Для освещения верхнего прохода ЗРУ-10 кВ выбран кабель АВВГ-0,66 4х2,5 с I_доп=29 А.

Iр=5,3 А. Выбираем выключатель серии АЕ с номинальным током расцепителя 6А. Так как участок сети не требуется защищать от перегрузки и провод проложен в нормальных условиях, то кратность защиты Кз=1 и поправочный коэффициент Кп=1, тогда подставив значения длительно допустимого тока провода и номинальный ток расцепителя автоматического выключателя в условие (4.15), получим: 29 А > 6 А.

Условие соблюдается, следовательно выбираем однополюсный выключатель серии АЕ1031 25/6 А.

Для остальных линий выбор производим аналогично.

В качестве щитов освещения выбираем ЩО-01-У3.

План закрытого распределительного устройства с осветительной сетью предоставлен на Л-4 графической части дипломного проекта.

План наружного освещения предоставлен на Л.4 графической части дипломного проекта.



Вывод

Таким образом, в настоящей главе сделан проект наружного освещения подстанции «Чепино» и электрического освещения закрытого распределительного устройства.

В качестве источника света для наружного освещения приняты энергосберегающие светильники типа РО04-125, подвешиваемые на кронштейнах, крепящихся на порталах. Питание осуществляется по кабелям АВВГ-0,66, проложенным в кабельных лотках и земле. Кабель на стойке порталов до высоты 2,5 м проложен в трубе; при наличии на портале молниеотвода - за 10 м до портала прокладываем кабель в земле в трубе, по стойке портала - в трубе до светильника. Сеть освещения запитываем от щита собственных нужд 0,4 кВ переменного тока.

В качестве источников света при проектировании электрического освещения закрытого распределительного устройства приняты:

- для рабочего освещения - 10хНПП03-100 (1х100)/2,5 и 5хНВ006 (1х100)/4,0;

- для аварийного освещения - 4хНВ006 (1х100)/4,0;

- для эвакуационного освещения - 2хПСХ-60М.

Сеть освещения выполняется кабелем марки АВВГ открыто с креплением кабеля к стенам скобами.

Монтаж сети освещения выполняется в соответствии со СНиП 3.05.06-85.



7. Релейная защита и автоматика

7.1 Общие положения

Релейная защита является важнейшей частью автоматики электроустановок и энергосистем, основная задача которой состоит в том, чтобы обнаружить повреждение или ненормальный режим в электрической системе и по возможности быстро выдать управляющий сигнал на отключение поврежденной части системы или сигнализировать о возникновении ненормальных режимов [10].

В настоящее время в энергосистемах имеется значительное количество подстанций, с устройствами РЗА выполненными на устаревшей электромеханической релейной аппаратуре.

Эта аппаратура физически изношена, ее характеристики значительно отстают от современных требований по точности, энергопотреблению, возможности работать в экстремальных аварийных условиях.

В настоящее время разработан и выпускается комплекс аппаратуры на микроэлектронной и микропроцессорной базе, позволяющей без больших затрат выполнить модернизацию подстанций с переводом средств РЗА на современную базу. Разработаны схемы привязки аппаратуры к современным выключателям, а также выключателям ранних выпусков.

В большинстве случаев развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, получивших название релейная защита, которые действуют на отключение выключателей.

При отключении выключателей поврежденного элемента гаснет электрическая дуга в месте КЗ, прекращается прохождение тока КЗ и восстанавливается нормальное напряжение на неповрежденной части электрической установки или сети. Благодаря этому сокращаются размеры или даже совсем предотвращаются повреждения оборудования, на котором возникло КЗ, а также восстанавливается нормальная работа неповрежденного оборудования.

Таким образом, основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети.

Основными причинами коротких замыканий являются нарушение изоляции токоведущих частей, вызванные старением, неудовлетворительным состоянием, перенапряжением, механическим повреждением, повреждением опор линий электропередач, проводов из-за гололеда, ветра, ошибки персонала при работе с электрооборудованием.

К ненормальным режимам работы электрических сетей относятся перегрузка, качания в результате нарушения статической устойчивости, повышения напряжения, замыкание одной фазы на землю в сети с изолированной нейтралью.

Последствия тока короткого замыкания:

- увеличение тока, протекающего по элементам электрической сети, что приводит к термическому воздействию на всю энергосистему;

- снижение напряжения в точках системы электроснабжения, смежных с точкой короткого замыкания, что приводит к опрокидыванию электродвигателей, и как следствие нарушению технологического процесса;

- возможна потеря динамической устойчивости генераторов системы электроснабжения.

Возникновение тока КЗ может привести к разрушению электроустановки как вследствие его термического действия, так и вследствие его динамического действия.

Основные требования к релейной защите:

- обеспечение селективности - то есть должен отключаться только поврежденный участок сети, смежные участки должны оставаться в работе;

- быстродействие;

- надежность - защита должна четко отличать повреждение от нормального режима, с целью повышения надежности выполняется дальнее резервирование, суть которого заключается в том, что в зону действия комплекта защиты входит не только защита своего участка но и смежного, находящегося в зоне действия защиты;

- чувствительность - каждый комплект защит должен отличать короткое замыкание от ненормального режима и с некоторым запасом отключать поврежденный элемент, этот запас определяется коэффициентом чувствительности

Релейные защиты подразделяются на основные и резервные. Основной называется защита, предназначенная для работы при всех видах повреждений или части из них в пределах всего защищаемого элемента энергосистемы, причем со временем меньшим, чем у других установленных защит. Резервной называется защита, резервирующая основную в случае ее отказа, а также защиты смежных элементов при отказе их основных защит или выключателей.

7.2 Релейная защита и автоматика ПС «Кабище»

7.2.1 Релейная защита трансформаторов Т-1 и Т-2

1. Газовая защита. Основная защита. Действует при внутрибаковых повреждениях и снижении уровня масла ниже допустимого. Выполнена на двух реле: на газовом реле, связанном с баком трансформатора; на струйном реле, связанном с баком переключающего устройства регулятора под нагрузкой (РПН). Газовое реле при слабом газообразовании действует на сигнал при внутрибаковых повреждениях трансформатора, сопровождающихся бурным газомаслянным потоком через реле на отключение трансформатора. Струйное реле РПН действует на отключение трансформатора при повреждении переключающего устройства. При помощи накладки ввода газовой защиты действие газового реле можно перевести на отключение или на сигнал [11].

2. Дифференциальная защита. Основная защита трансформатора. Действует в зоне, охваченной трансформаторами тока ТТ-110 кВ встроенными в бак трансформатора и ТТ-10 кВ ячейки ввода 10 кВ при всех видах КЗ со стороны 110 кВ и междуфазных КЗ со стороны 10 кВ. Защита без выдержки времени отключает ВЭ-110 кВ и ВВ-10 кВ Т-2. Дифференциальные реле запитаны от встроенных ТТ-110 кВ Т-2 и ТТ-10 кВ ячейки ВВ-10 кВ Т-2.

3. Максимальная токовая защита 110кВ (МТЗ-110 кВ). Защита является резервной для силового трансформатора. Действует при всех видах КЗ на стороне 110 кВ и междуфазных КЗ на стороне 10кВ. МТЗ-110 кВ с меньшей выдержкой времени действует на отключение ВВ-10кВ Т-2, с большей - на отключение ВЭ-110 кВ и ВВ-10 кВ Т-2.

4. МТЗ-10 кВ (два комплекта: на переменном и постоянном оперативном токе) с меньшей выдержкой времени действуют на отключение ВВ-10кВ,с большей - на отключение трансформатора.

МТЗ-10кВ на постоянном оперативном токе, имеющая выдержку времени 0,5 сек., действует на отключение ввода 10кВ и является основной защитой при КЗ на СШ-10кВ.

5. Резервная защита трансформатора (РЗТ). Представляет собой МТЗ двухфазного исполнения. Защита включена в токовые цепи трансформаторов тока 110кВ и действует с выдержкой времени, отстроенной/большей/ от выдержек времени остальных защит трансформатора на отключение ВЭ-110кВ. Источником оперативного тока для РЗТ служит встроенный в РЗТ блок предварительно заряженных конденсаторов от ТТ-110кВ. Индикация работы защиты осуществляется указателем срабатывания РЗТ, расположенным в правом нижнем углу шкафа РЗТ. При срабатывании РЗТ указатель выпадает. Шкаф РЗТ расположен рядом с клемным шкафом Т-2.

6. Перегрузка трансформатора. При перегрузке трансформатора свыше номинального тока стороны 110кВ проходит предупредительный сигнал.

7. Перегрев масла, низкий уровень. При достижении верхних слоев масла в трансформаторе 95С^о, а также при понижении уровня масла в расширителях баков трансформатора и переключающего устройства РПН проходит предупредительный сигнал.

Источником оперативного тока защит трансформатора является предварительно заряженные конденсаторы (заряжаются от блока БПЗ, питающегося от шинок обеспеченного питания через автомат SF в шкафу защит Т-2), трансформаторы тока 110, 10кВ, выпрямленный оперативный ток от блоков питания 110кВ, используемых для защиты ВЛ-110кВ. Источником оперативного тока для управления, сигнализации перегрузки, неисправности, перегрева и низкого уровня масла является ТСН.

7.2.2 Релейная защита линий 110 кВ

Релейная защита ВЛ-110 кВ смонтирована на двух панелях защиты типа ЭПЗ-1636-67/2. Одна панель защищает ВЛ-110 кВ «Кабище - Руба», вторая панель - «Кабище - Городок». Панель включает в себя следующие защиты:

- дистанционную защиту (с тремя ступенями);

- направленную токовую защиту нулевой последовательности (с четырьмя ступенями);

- токовую отсечку.

Для повышения надежности каждая из панелей защит ВЛ-110 кВ выполнена в виде двух комплексов, которые имеют раздельное питание цепей оперативного тока, а также раздельную компоновку по цепям тока и напряжения.

Также на ПС «Кабище» защищены линии 10 кВ с помощью токовой отсечки и МТЗ-10 кВ; СВВ-10 кВ - МТЗ-10кВ. Секции шин-10 кВ защищены фотодуговой защитой.

7.2.3 Расчет уставок МТЗ и ТО отходящих линий 10 кВ

В связи с реконструкцией подстанции «Кабище» предлагается замена физически и морально устаревшей аппаратуры релейной защиты на микропроцессорные терминалы защиты и управления фирмы АВВ.

Релейную защиту и автоматику отходящих линий 10 кВ, выполним на основе многофункционального устройства защиты REF542 + [5].

Терминалы REF542 + имеет широкий набор функций защиты, управления, мониторинга, сигнализации и автоматики для различных присоединений: отходящих фидеров, двигателей и т.п.

Применение терминалов REF542 + значительно снижает эксплуатационные затраты за счет сокращения числа реле и уменьшение количества электрических соединений, простоты обслуживания и отсутствия необходимости иметь большую номенклатуру запасных частей.

Поясняющая схема релейной защиты отходящей линии 10 кВ представлена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 - Поясняющая схема релейной защиты отходящей линии 10 кВ

Микропроцессорный терминал REF542 + в данном случае выполняет следующие функции:

- 1-я ступень максимальной токовой защиты (МТЗ) 10кВ (токовая отсечка); для выполнения этой функции используется функциональный блок токовой защиты I>>> с независимой выдержкой времени;

- 2-я ступень МТЗ 10 кВ. Для выполнения этой функции используется функциональный блок максимальной токовой защиты I >> с независимой выдержкой времени;

- 3-я ступень МТЗ 10 кВ. Для выполнения этой функции используется функциональный блок максимальной токовой защиты I >;

- автоматическое ускорение МТЗ. Используется функциональный блок I>>. Защита вводится в действие на 0,5-1 с после включения выключателя;

- защита от замыканий на землю. Для выполнения этой функции используется функциональный блок защиты 10>. Защита действует на сигнал;

Выбор алгоритма работы защиты определяется пользователем.

- повторное автоматическое включение после восстановления частоты. Для выполнения этой функции используется функциональный блок частотной защиты;

- устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ). Срабатывание УРОВ происходит, если после срабатывания защит не происходит отключение выключателя. УРОВ действует на отключение выключателя 10 кВ ввода трансформатора, а так же происходит запрет АВР.

Уставки по току МТЗ должны обеспечивать:

· несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;

· согласование действия по току и по времени с защитами питающих («последующих») и отходящих («предыдущих») элементов;

· необходимую чувствительность при всех видах КЗ в основной зоне и в зоне резервирования.

Для отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки ток срабатывания защиты (МТЗ) выбирается ...