Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходные данные

Наименование параметров	Вариант
	6
Номер электрической подстанции	6
Мощность КЗ на шинах 220 кВ или 110 кВ районных подстанций: РП1Sк1, МВА РП2Sк2, МВА	200 770
Длина воздушной линии 110 кВ или 35 кВ, км: l2 l3 l4 l5 l6 l7	34 35 18 31 17 27
Номера потребителей питающихся от проектируемой подстанции	6,7,10,14,18
Мощность трансформатора собственных нужд SТСН, кВА	250

Характеристика нетяговых потребителей

№ п/п	Наименование потребителя	Установленная мощность Ру, кВт	Категория потребителя	Коэффициент
				Спроса Кс	Мощности Км=
Потребители 35 кВ
1	Металлургический завод	6000	1	0,55	0,93
2	Рудники	10000	1	0,46	0,92
4	Городская нагрузка	5500	2	0,58	0,92
6	Вагоноремонтный завод	7500	1	0,41	0,92
8	Моторвагонное депо	1400	1	0,57	0,92



Схема внешнего электроснабжения



Введение

Электрическая подстанция - часть системы передачи и распределения электрической энергии, в которой происходит повышение или понижение значения электрического напряжения с использованием трансформаторов. В электрических сетях значение напряжения может варьироваться от110Вдо765 кВ. Преобразование напряжения обычно происходит последовательно на нескольких подстанциях, начиная с электростанции, где напряжение повышается для передачи в ЛЭП, до конца цепочки, где оно значительно понижается перед распределением по потребителям.

По месту расположения трансформаторная подстанция бывает открытого и закрытого типа. Трансформаторная подстанция открытого типа монтируется вне помещения. По желанию заказчика она может исполняться с глухо-заземленной или изолированнойнейтралью, с кабельным вводом и выводом. Трансформаторная подстанция закрытого типа монтируется внутри специально отведенного здания.

Подстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока.

В состав ТП входят трансформаторы силовые (обычно 1 или 2), распределительные устройства, устройства автоматического управления и защиты, а также вспомогательные сооружения. На ряде мощных понижающих ТП применяют автотрансформаторы, что снижает потери электроэнергии (на 30-35%), расход меди (на 15-25%) и стали (на 50-60%). Распределительное устройство ТП может иметь 1 или 2 системы сборных шин либо не иметь их.

Наиболее распространены ТП с одной системой сборных шин, обычно секционированной выключателями и разъединителями.

На некоторых ТП дополнительно устанавливают обходную систему шин, позволяющую вести профилактические и ремонтные работы, не прекращая электроснабжение потребителей. Все трансформаторные подстанции включают в свою конструкцию плавкие вставки (предохранители) и автоматические выключатели обеспечивающие защиту от возможных перегрузок по высокой и низкой стороне.

Трансформаторные подстанции изготовляют, как правило, на заводах и доставляют на место установки в полностью собранном виде или же отдельными блоками. Такие трансформаторные подстанции называют комплектными (КТП).

Необходимость в повышении передаваемого напряжения возникает в целях экономии металла, используемого в проводах ЛЭП. Действительно, необходимая площадь сечения проводов определяется только силой проходящего тока и не зависит от значения напряжения. С другой стороны, чтобы избежать высоковольтного электрического пробоя, применяются специальные меры: используются специальные изоляторы, провода разносятся на достаточное расстояние и т.д.

Сам термин подстанция возник на заре формирования больших сетей, когда каждая подстанция была частью своей электростанции и полностью от неё зависела.

Подстанции могут располагаться на открытых площадках и в закрытых помещениях, под землёй и на столбах, в специальных помещениях зданий - потребителей. Собственные подстанции - типичная черта больших зданий и небоскрёбов.

На подстанциях обычно нет собственных электрогенераторов, в то время как электростанции могут иметь собственные подстанции неподалёку. Типичная подстанция содержит электрические терминаторы линий, выключатели, один или несколько трансформаторов, устройства защиты от перегрузок, грозозащиту, контрольную и измерительную аппаратуру. Также на подстанции могут располагаться другие элементы, такие как конденсаторы или регуляторы напряжения.

Каждая подстанция должна быть заземлена, чтобы избежать поражения током окружающих людей в случае аварии.

В зависимости от назначения и от величины первичного и вторичного напряжений понижающие трансформаторные подстанции подразделяются на районные, главные понижающие и местные (цеховые). Районные трансформаторные подстанции, принимают электроэнергию непосредственно от высоковольтных ЛЭП и передают её на главные понижающие трансформаторные подстанции, а те (понизив напряжение до 6, 10 или 35 кВ) - на местные и цеховые подстанции, на которых осуществляется последняя ступень преобразования (с понижением напряжения до 690, 400 или 230В) и распределением электроэнергии между потребителями.

Наиболее распространенными, дешевыми, простыми по конструкции и неприхотливыми в эксплуатации (не в ущерб качеству и функциональности) являются мачтовые трансформаторные подстанции так называемого «шкафного» типа. Эти подстанции хорошо известны в сельской местности, обитателям дачных поселков и удаленным предприятиям с невысоким потреблением электроэнергии. Именно эти подстанции называются «сельхоз типа» или «колхозница». Так же именно эти подстанции, как правило, имеют в виду, говоря о «мачтовых» или «столбовых» подстанциях, подразумевая, что платформа, на которую устанавливается сама подстанция, поднимается над землей на двух или четырех столбах.



1. Принципиальная схема электрических соединений электрической подстанции

Питание на трансформаторы T1 и T2 поступает от линии электропередачи по вводам W1 и W2 подстанции, на которых установлены разъединители QS1 и QS2 типа РНДЗ-2-110 с дистанционными приводами типа ПДН-1. Между вводами выполняется перемычка с двумя разъединителями QS3 и QS4, QS3 имеет привод ПДН-1, QS4 с ручным приводом ПР-90. Наличие перемычки с разъединителем, имеющим дистанционное управление, позволяет обеспечить питание любого трансформатора по любому вводу или двух трансформаторов по одному вводу. Со стороны первичной обмотки трансформаторов T1 и T2 установлены разъединители QS5 и QS6 такие же как на вводах, позволяющие отделить выключатель от секции при ремонте. Выключатели Q1 и Q2 служат для включения и отключения высоковольтных цепей во всех режимах работы (нормальный, ненормальный, аварийный). К линиям W1 и W2подключены двухобмоточные понижающие трансформаторы 110/35 кВ T1 и T2 типа ТДН-16000/110 со встроенными трансформаторами тока ТА1 и ТА2, необходимыми для подключения амперметра и релейных защит.

Со стороны вторичной обмотки трансформаторов T1 и T2 установлены разъединители QS7 и QS8. К каждому вводу на систему сборных шин РУ-35 кВ подключены многообъемные масляные выключатели Q3 и Q4 типа С-35М-630 со встроенными трансформаторами тока ТА5 и ТА6 типа ТВ-35. Для подключения счетчиков денежного применяются отдельно стоящие трансформаторы тока ТА3 и ТА4 типа ТФЗМ-35. К секциям шин выключатели Q3 и Q4 подключены через шинные разъединители QS9 и QS10 типа РНДЗ-1-35.

Электроэнергия поступает на одинарная секционированную выключателем Q5 систему сборных шин РУ-35. Секционный выключатель Q5 подключается к секциям шин с помощью секционных разъединителей QS11 и QS12 типа РНДЗ-1-35. Разъединители с двух сторон выключателя ввода или секционного позволяют обеспечить безопасность производства ремонтных работ на выключателях и трансформаторах тока.

В соответствии с заданием от шин 35 кВ отходят десять линий, питающие потребителей. Потребители первой категории для надежного электроснабжения получают питание по двум линиям, отходящим от разных секций шин. На вводах потребителей установлены многообъемные масляные выключатели типа С-35М-630 со встроенными трансформаторами тока, подключающимися к секциям шин с помощью шинного разъединителя типа РНДЗ-1-35. Для подключения счетчиков денежного расчета применяются отдельно стоящие трансформаторы тока типа ТФЗМ-35. Со стороны потребителя установлены разъединители типа РНДЗ-2-35. Разъединители с двух сторон выключателя позволяют обеспечить безопасность производства ремонтных работ на выключателях.

Для питания потребителей собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления и сигнализации, освещения и электрического отопления, подогрева оборудования в зимнее время предусмотрена установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) Т3 и Т4. ТСН присоединяется к шинам через выключатели Q8 и Q16. Трансформаторы тока ТА8 и ТА18 используются для подключения релейных защит.

Трансформаторы напряжения TV1 и TV2 типа ЗНОМ-35 присоединяются к секциям шин через разъединители QS13 и QS25.

Разрядники FV типа РВС-110 и РВС-35 защищают изоляцию РУ-110 кВ и РУ-35 от перенапряжений.

2. Определение наибольших активных и реактивных мощностей отдельных потребителей

Для каждого потребителя вычисляем наибольшую активную мощность P_макс по заданным значениям установленной мощности потребителей P_уст и коэффициента спроса К_с.

Максимальную активную мощность отдельного потребителя вычисляем по формуле

, (2.1)

где - установленная мощность потребителя электроэнергии, кВт;

- коэффициент спроса, учитывающий режим работы, загрузку и КПД оборудования.

Реактивную мощность отдельного потребителя вычисляем по формуле

, (2.2)

где-определяем для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности К_м=cosц

(2.3)

Таблица 2.1. Наибольшие активные и реактивные мощности районных потребителей

Наименование потребителя	Pуст, кВт	Кс	Pмакс, кВт	cos ц	tgц	Qмакс, квар
Машиностроительный завод	6000	0,55	3300	0,93	0,395	1304
Рудники	10000	0,46	4600	0,92	0,426	1960
Городская нагрузка	5500	0,66	3630	0,94	0,362	1314
Вагоноремонтный завод	7500	0,41	3075	0,92	0,426	1310
Моторвагонное депо	1400	0,57	798	0,92	0,426	340



Активная мощность - это мощность расходуемая на совершение работы или точнее производящая работу (выделяется в виде тепла в нагревательных приборах, в виде света в лампах накаливания, вращает роторы электродвигателей и т.д.).

Активная мощность характеризуется скоростью необратимого превращения электрической энергии в другие виды энергии (тепловую и электромагнитную). В теории длинных линий полным аналогом активной мощности является проходящая мощность, которая определяется как разность между падающей мощностью и отраженной мощностью.

Реактивная мощность - это мощность расходуемая на намагничивание магнитопроводов.

3. Вычисление суммарной полной мощности потребителей с учетом потерь в электрических сетях и трансформаторах

При отсутствии типовых графиков нагрузки суммарная активная и реактивная мощности потребителей определяются по формулам

(3.1)

(3.2)

(3.3) (3.4)

Полученные значения подставим в формулу для вычисления суммарной полной мощности районных потребителей

Находим значение суммарной полной мощности районных потребителей с учётом потерь в электрических сетях и трансформаторах по формуле



(3.5)

Где - коэффициент разновременности максимумов нагрузок принимаем

Кр.м.= 0,9;

- постоянные потери в стали трансформаторов, принимается2%;

- переменные потери в сетях и трансформаторах, принимается 8

S_макс = кВА (3.6)

Расчетная полная мощность для выбора главного понижающего трансформатора определяется с учетом нагрузки собственных нужд электрической подстанции.

Где мощность трансформатора собственных нужд по заданию

Полная мощность имеет практическое значение, как величина, описывающая нагрузки, фактически налагаемые потребителем на элементы подводящей электросети (провода, кабели, распределительные щиты, трансформаторы, линии электропередачи), так как эти нагрузки зависят от потребляемого тока, а не от фактически использованной потребителем энергии. Именно поэтому номинальная мощность трансформаторов и распределительных щитов измеряется в вольт-амперах, а не в ваттах.

4. Выбор количества, типа и мощности понижающих трансформаторов

Число главных понижающих трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. По заданию часть не тяговых потребителей относится к первой категории. Поэтому на подстанции устанавливается не менее двух трансформаторов.

В нормальном режиме в работе могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки. При этом «правила устройства электроустановки» допускают аварийную перегрузку на 40% во время максимальной суточной нагрузке продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток.

Мощность главного понижающего трансформатора определяем из условия аварийного режима по формуле

где 1,4 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора;

- количество главных понижающих трансформатора;

1 - количество резервных трансформаторов.



По расчетной мощности трансформатора, выбираем тип главного понижающего трансформатора подстанции.

Выбираем трансформатор типа ТДН-16000/110.

Таблица 4.1. Электрические характеристики трансформатора

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток	Потери	Ток холостого хода	Напряжение короткого Замыкания	Схема и группа соединения обмоток
		высшего напряжения		Низшего напряжения	холостого хода	короткого замыкания
	Sн, кВА	U1н, кВ		U3н, кВ	Pх.х. кВт	Рк.з. кВт	Iх.х, %	uк, %
ТДН - 16000/110	16000	115		38,5	21	85	0,8	10,5	/-11

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию

Условные обозначения для трансформатора ТДН-16000/110:

Т - трехфазный;

Д - с дутьевым охлаждением масла;

Н - с регулировкой напряжения под нагрузкой относительно номинального;

16000 - мощность, кВА;

110 - напряжение с высокой стороны, кВ.



5. Определение мощности на шинах первичного напряжения подстанции

Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения определяющей ее тип и от количества мощности главного понижающего трансформатора.

Тупиковые - питаемые по одной или двум радиальным линиям;

Ответвительные - присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях;

Проходные - присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием;

Узловые - присоединяемые к сети не менее чем тремя питающими линиями.

Тип проектируемой подстанции концевая

где - полная мощность трансформаторной подстанции;

- число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформатора.

После выбора трансформаторов и расчета мощности подстанции рассчитываем максимальные рабочие токи на шинах и по присоединениям РУ, необходимые для выбора токоведущих частей и электрического оборудования.



6. Расчет максимальных токов короткого замыкания для характерных точек подстанции

трансформатор подстанция напряжение мощность

Для вычисления токов КЗ по заданной схеме питания составляем однолинейную расчетную схему. На ней указываем только те элементы, сопротивление которых учитывается в расчетах. Рядом с каждым элементом проставляем исходные параметры необходимые для расчета его сопротивления. Укажем все точки КЗ в которых необходимо произвести расчет ТКЗ.

Рисунок 6.1. Расчетная схема

Расчет токов КЗ выполняем методом относительных единиц. По расчетной схеме составляется схема замещения. Все элементы расчетной схемы заменяются их сопротивлениями. Каждое сопротивление обозначается дробью, в числителе которой указывается порядковый номер элемента цепи, в знаменателе - его относительное сопротивление, рассчитанное в базисных условиях. В качестве базисных условий принимаем базисную мощность S_*б=100МВА.

Сопротивление системы до шин районных подстанций РП₁ и РП₂ определяем по формуле



(6.1)

(6.2)

(6.3)

Рисунок 6.2. Схема замещения

Сопротивление линий при напряжении 115 кВ определяем по формуле

(6.4)

(6.5)

(6.6)

Сопротивление трансформаторов определяем по формуле

(6.7)

(6.8)



Пользуясь формулами преобразования, заменяем параллельные сопротивления их результирующим; последовательные соединения - их суммой.

В процессе преобразования схемы замещения появляются новые, эквивалентные отдельным участкам схемы сопротивления, нумерацию которых удобней продолжить. Если сопротивление элемента переходит без изменения из одной схемы преобразования в другую, то его номер должен сохраняться.

а) б) в)

Рисунок 6.3. Схемы преобразования

(6.9)

(6.10)

(6.11)

(6.12)

(6.13)

(6.14)

(6.15)

г) д)

Рисунок 6.4. Схемы преобразования

Рассчитываем эквивалентные сопротивления до точек короткого замыкания.

, (6.16)

(6.17)

Тепловой импульс B_к рассчитываем по формуле

(6.18)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, которая для установок напряжением выше 1000 В с относительно малым активным сопротивлением равна 0,02 с; t_откл - полное время отключения тока короткого замыкания, образующееся из трех составляющих:

(6.19)



где - врем выдержки срабатывания релейной защиты, выбранное и обозначенное на принципиальной схеме, принимаем 2 с для напряжения 110 кВ и 1.5 с для напряжения 35 кВ;

- собственное время срабатывания защиты, принимаем 0,1с;

- собственное время отключения выключателя приводом, принимаем

0,1 с.

В результате расчетов определили значения эквивалентного сопротивления до точки K₁, X₂₀=0,055; эквивалентное сопротивление до точки K₂, X₂₁=0,38.

Рассчитываем тепловой импульс, токи и мощности короткого замыкания в точках K₁ и K₂, расчет проводим в табличной форме.

Таблица 6.1. Расчет токов, мощностей и теплового импульса КЗ в точках К₁, К₂

Точки КЗ	Расчетные формулы	Расчеты
К1 (Uср=115 кВ)
К2 (Uср=37 кВ)

7. Вычисление наибольших рабочих токов на шинах и по присоединениям РУ-35 кВ

Произведем расчет максимальных рабочих токов на шинах и по присоединениям РУ-35кВ необходимые для выбора электрического оборудования подстанции. Для этого разрабатываем структурную схему РУ-35кВ.

Рисунок 7.1. Структурная схема

Рабочие токи вторичной обмотки двухбмоточного понижающего трансформатора, определяем по формуле



(7.1)

где - коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, равны 1,5.

(7.2)

Рабочие токи сборных шин вторичного напряжения понижающих трансформаторов 37 кВ, определяем по формуле

(7.3)

Где-коэффициент распределительной нагрузки на шинах распределительного устройства, равный 0,5…0,7

(7.4)

Рабочие токи питающих линий потребителей определяем по формуле:

(7.5)

Где-коэффициент перспективы развития подстанций и потребителей, равный 1,3

Машиностроительный завод

(7.6)



Рудники

(7.7)

Городская нагрузка

(7.8)

Вагоноремонтный завод

(7.9)

Моторвагонное депо

(7.10)

Рабочие токи первичных обмоток понижающих трансформаторов (в том числе ТСНов) определяем по формуле

(7.11)

(7.12)

Токоведущие части и электрическое оборудование подстанций выбирают по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающей максимальной рабочей. Для этих целей были рассчитаны максимальные токи сборных шин и всех присоединений к ним. Эти значения тока необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и номинальных токов электрического оборудования подстанции.

При расчете наибольших рабочих токов сборных шин и присоединений необходимо было учесть запас на перспективу развития подстанции, принимаемый равным 30% расчетной мощности, возможные аварийные перегрузки до 40%, увеличение значений токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или одной линии.

8. Выбор и проверка по токам КЗ оборудования РУ - 35кВ

При выборе выключателя необходимо учесть двенадцать различных параметров, но так как заводами-изготовителями гарантируется определенная зависимость ряда параметров друг от друга, то допустимо производить выбор выключателя только по важнейшим параметрам в зависимости от места установки (наружной или внутренней) и условий работы по напряжению и току так, чтобы выполнялись условия

(8.1)

После выбора выключателя его паспортные характеристики сравнивают с расчетными условиями работы в той цепи, где он устанавливается, в нормальном режиме работы и режиме короткого замыкания.

Условия выбора и проверки высоковольтных выключателей сведем в таблицу 8.1.

Трансформатор напряжения выбирают по следующим условиям:

- в зависимости от конструкции и места установки;

- по нормальному напряжению;



(8.2)

- по классу точности, так как трансформатор напряжения имеет значения номинальной мощности, соответствующие классам точности 0,2; 0,5; 1,3. Условия выбора и проверки трансформатора напряжения сведем в таблицу 8.1.

Таблица 8.1. Условия выбора аппаратуры

Высоковольтные выключателии разъединители
- по месту установки	Внутренней
- по номинальному напряжению
- по номинальному длительному току
- по номинальному периодичеcкому току отключения (только выключатели)
- по электродинамической стойкости
- по предельному периодическому току КЗ
- по ударному току
- по термической стойкости
Измерительные трансформаторы напряжения
- по конструкции и месту установки	Внутренняя
- по номинальному напряжению
- по классу точности	0,5
- - по нагрузке вторичной цепи

В таблице 8.1 приняты следующие обозначения:

I_н.откл - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;

I_пр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

- среднеквадратичное значение тока за время его протекания, предельный ток термической стойкости по каталогу

- время прохождения тока термической стойкости по каталогу, сек;

S_2н - номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности, ВА;

S₂ - мощность потребляемая всеми потребителями и реле присоединенное к вторичной обмотке трансформатора напряжения, ВА.

В одном распределительном устройстве рекомендуется устанавливать однотипные выключатели, что значительно облегчает их эксплуатацию, текущий и капитальный ремонты.

После выбора выключателя его паспортные характеристики сравнивают с расчетными условиями работы в той цепи, где он устанавливается, в нормальном режиме работы и режиме короткого замыкания.

Выбор и проверку высоковольтных выключателей производим в табличной форме.

Таблица 8.2. Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Наименование присоединений	Тип выключателя	Тип привода	Соотношение каталожных и расчетных данных
			Условия выбора	Условия проверки
Ввод РУ - 35кВ	C-35M-630-10У1	ШПЭ-12
Секционный выключатель	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12
Районные потребители: Машиностроит. завод	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12
Рудники	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12
Городская нагрузка	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12
Вагоноремонтный завод	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12
Моторвагонное депо	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12
ТСН	С-35М-630-10У1	ШПЭ-12

Выбор и проверку высоковольтных разъединителей производим в табличной форме.

Таблица 8.2.1. Выбор и проверка высоковольтных разъединителей

Наименование присоединений	Тип разъединителя	Тип привода	Соотношение каталожных и расчетных данных
			Условия выбора	Условия проверки
Ввод РУ - 35кВ	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1
Районные потребители: Машиностроит. завод	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1
Рудники	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1
Городская нагрузка	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1
Вагоноремонтный завод	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1
Моторвагонное депо	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1
ТСН	РНДЗ-35/1000 У1	ПР-У1



Производим выбор измерительного трансформатора напряжения. В РУ - 35кВ выбираем ЗНОМ-35, который удовлетворяет условию

(8.3)

Технические данные трансформатора напряжения сводим в таблицу 8.3

Таблица 8.3. Технические данные трансформатора напряжения

Тип	Напряжение, В	Номинальная мощность, ВА, в классе точности	Предельная мощность, ВА
	Первичное	Вторичное	Дополнительной обмотки НН	0,5	1	3
ЗНОМ-35	27500	127	100	150	250	600	1200

Для проверки трансформатора напряжения составляем расчетную схему, где указываем все приборы и аппараты, подключаемые к его вторичной обмотке.

Рисунок 8.1. Расчетная схема для проверки трансформатора напряжения

К трансформатору напряжения РУ-35кВ типа ЗНОМ-35 присоединены счетчики электрической энергии для учета энергии на вводах РУ-35кВ, вольтметр с переключателем, реле напряжения.

По расчетной схеме и данным таблицы 8.3 определяем нагрузку трансформатора напряжения ЗНОМ - 35. Результаты расчета нагрузки заносим в таблицу 8.4.

Таблица 8.4. Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Число катушек, шт	Число приборов, шт	Потребляемая мощность катушки, ВА	cos	sin	Общая потребляемая мощность
							ВТ	ВТ
Счетчик активной энергии	САЗУ	2	5	4	0,38	0,93	15,2	37,2
Счетчик реактивной энергии	СР4У	3	5	7,5	0,38	0,93	42,75	104,6
Вольтметр	ЭЗ78	1	1	2	1	0	2	-
Реле напряжения	РН - 54	1	3	1	1	0	3	-
Итого	62,95	141,8

Полная мощность, подключенная к двум однофазным трансформаторам ЗНОМ - 35

(8.4)

Условия проверки удовлетворяются, так как

=2=300ВА=155,14ВА. (8.5)

9. Текущий ремонт масленого выключателя на напряжение 35кВ

Состав исполнителей:

- Электромеханик-1;

- Электромонтер тяговой подстанции 4 разряда-1;

- Электромонтер тяговой подстанции 3 разряза-1.

Условия выполнения работ:

Работа выполняется:

- Со снятием напряжения;

- По наряду.

Защитные средства, приборы, инструмент, приспособления и материалы:

Каски защитные, пояс предохранительный, лестница, заземления, закоротки, диэлектрические перчатки, мегомметр на напряжение 1000 и 2500 В, электросекундомер, ключи гаечные, плоскогубцы комбинированные, отвертки,

скребок, кисти, емкости стеклянные с притертой пробкой для отбора проб масла, силикагель индикаторный, силикагель, трансформаторное масло, смазка, уайт-спирит, лак изоляционный, запасные маслоуказательные стекла, резиновые прокладки, обтирочный материал, ветошь.

Подготовительные работы и допуск к работе:

- Накануне выполнения работ подать заявку на вывод в ремонт выключателя;

- Проверить исправность и сроки годности защитных средств приборов подготовить инструмент, монтажные приспособления и материалы;

- После выписки наряда производителю работ получить инструктаж у лица, выдавшего наряд;

- Оперативному персоналу выполнить подготовку рабочего места, производителю работ проверить выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места;

- Произвести допуск бригады к работе;

- Производителю работ провести инструктаж членам бригады и четко распределить обязанности между ними.

Схема последовательного технологического процесса:

Внешний осмотр выключателя и привода с проверкой состояния заземления:

- Осмотреть выключатель и привод, проверить уровень масла и отсутствие течи в полюсах выключателей, отсутствие сколов. Допускаются сколы изоляции не более 3 см² и царапины длиной не более 25 мм и глубиной 0,5 мм. На все сколы и царапины изоляторов нанести защитное покрытие эмалью №1201 или влагомаслостойким лаком. Подтянуть болтовые крепления заземлений, убедиться в надежности сварных соединений.

Проверка исправности маслоуказательных устройств:

- Проверить уровень масла в баке и целостность маслоуказательного стекла. Если стекло загрязнено снять его и очистить мыльным раствором или уайт-спиритом. При необходимости заменить резиновые уплотнения. Установить маслоуказательное стекло на место.

Проверка состояния контактных и механических соединений элементов:

- Проверить надёжность соединений катушки включения и отключения, аппаратных зажимов. Подтянуть болтовые соединения электромагнита включения. Проверить крепление привода к баку выключателя и отсутствие трещин на сварных швах и в местах крепления. Выявить места нагрева контактов на выводных шпильках проходных изоляторов. Греющиеся контакты перебрать.

Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток катушек включения и отключения:

- Не отсоединяя выводы катушек включения и отключения, зажим «3» мегаомметра на напряжение 1000 В заземлить на корпус выключателя, зажим «Л» подсоединить к выводам катушки отключения. Подать напряжение на обмотку и зафиксировать время его подачи. Отсчитать по шкале мегаомметра величину сопротивления изоляции через 60 с (Roo) - Аналогично измерить изоляцию катушки включения и вторичных цепей. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм. Если оно меньше, то выявить причину и устранить её. Измерить сопротивление изоляции кабеля питания подогрева. Оно должно быть не менее 0,5 Мом.

Измерение времени включения и отключения выключателя:

- Собрать схему (см. рис. 3.1.1.) и измерить время движения подвижных частей выключателя. Значение времени движения не должно отличаться от паспортных данных более чем на ± 10%. Разобрать схему измерения.

Замена смазки в доступных местах:

- Очистить шарниры выключателя и привода от старой смазки и нанести смазку ЦИАТИМ.

Осмотр и чистка внутренних частей выключателя (для выключателей типа ВМК и ВМУЭ):

- Слить масло и разобрать масляный выключатель. Разобрать и при необходимости отремонтировать дугогасительные камеры. Осмотреть и заменить неисправные резиновые прокладки. Зачистить или заменить контакты, собрать выключатель. Проверить целостность спирали ТЭН подогрева масла в выключателе.

Протирка изолирующих тяг и внутренних поверхностей опорных покрышек:

- Протереть изолирующие тяги и внутренние поверхности фарфоровых покрышек обтирочным материалом, смоченным бензином или уайт-спиритом.

Испытания повышенным напряжением изолирующих тяг (для выключателей типа ВМК и ВМУЭ):

- Подключить испытательный аппарат и испытать электрическую прочность тяг напряжением 80 кВ переменного тока в течение 1 минуты. При этом не должно быть перекрытий и нагрева тяги.

Промывка основания выключателя маслом (для выключателей типа ВМК и ВМУЭ):

- Промыть основание выключателя маслом 2-3 раза.

Проверка работы масляного (пружинного) буфера:

- Проверить исправность масляного и пружинного демпферов привода, опустить шток масляного демпфера нажатием руки (под действием пружины он должен возвратиться в исходное положение). Если обнаружен выплеск масла из буфера, то масло необходимо долить.

Замена или доливка трансформаторного масла (при необходимости):

- Залить в выключатель сухое трансформаторное масло до уровня 2/3 края маслоуказателыюго стекла. Пробивное напряжение масла должно быть не менее 35 кВ.

Удаление пыли и грязи с фарфоровой изоляции и наружных частей выключателя:

- Очистить фарфоровую изоляцию и наружные части выключателя чистой ветошью, смоченной уайт-спиритом.

Опробывание выключателя на включение и отключение:

- Проверить работу выключателя трехкратным включением и отключением со щита управления. В случае неудовлетворительной работы выключателя отрегулировать привод.

Окончание работ:

- Собрать приборы, инструменты, приспособления и материалы;

- Возвратиться в щитовую тяговой подстанции;

- Сдать рабочее место допускающему и закрыть наряд;

- Результаты проведённых измерений оформить протоколом.



Литература

1. Почаевец В.С. Электрические подстанции.-М.:2001

2. Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции. М.: «Транспорт» 1983

3. Сибикин Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. Книга 1 - М.: 2010;

4. Сибикин Ю.Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. Книга 2 - М.: 2010;

5. Сибикин Ю.Д. Электрические подстанции. М.: ДариоСофт 2011.

6. Инструкция по безопасности при эксплуатации электроустановок тяговых подстанций и районов электроснабжения железных дорог. М.: «Техинформ», 2008.

7. Технологические карты на работы по текущему ремонту и оборудованию тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. М.:2004

8. Петров Е.Б. Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию. - М.: «Маршрут», 2004.

Размещено на Allbest.ru

...