Проект реконструкции электрической части подстанции Молодежная

 

Введение

Основное условие реконструирования рациональной системы электроснабжения является надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети. Экономичность определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Надежность зависит от схемы выбранной подстанции, выбранного и установленного оборудования, а так - же в какой - то степени от категории потребителя. Неправильная оценка, которых может привести к снижению надежности системы или неоправданных расходов на резервирование. При проектировании подстанции так - же необходимо равномерное размещение нагрузок по фидерам.

В данном проекте реконструируем районную понизительную подстанцию «Арсеньев- 1». Производим построение суточных графиков выполненных по ведомостям нагрузок снятых в единый контрольный день. По суточным графикам построили суммарный суточный график нагрузки и годовой график по продолжительности. Производим расчёт коэффициента загрузки основных ранее установленных трансформаторов типа ТДТН-40000/110/35/6, (трансформаторы имеют устройство РПН ± 9*1,78) по максимальной нагрузки с учетом на развитие потребляемой мощности (возобновление выпуска продукции заводом « Аскольд »), Далее производим расчёт токов короткого замыкания, по результатам расчёта, производим проверку ранее установленных электрических аппаратов, выполняем расчёт релейной дифференциальной защиты трансформатора. Расчет составлен на основе руководящих указаний по релейной защите.

На п/с «Арсеньев-1» производим расчет и замену масленых выключателей марки МКП - 100 /630, МГ - 110/600 , МГГ - 10/3000 и МГГ - 10/2000 на элегазовые марки ВГТ - 110 - 40/2500 У1, ВВЭ - 10 - 40.

В экономической части составлена смета капитальных затрат на приобретение и монтаж электрооборудования, а также эксплуатационные расходы, срок окупаемости данного проекта.

I Расчёт электрической части подстанции 110/35/6 кВ

. Построение графиков электрических нагрузок

электроснабжение реконструкция электрическая подстанция

Электрические нагрузки подстанции определяем для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токоведущих частей, релейной защиты и компенсирующих устройств, также для расчёта потерь электроэнергии в трансформаторах. Активные нагрузки подстанции «Молодежная» составлены по ведомостям контрольных дней в летний и зимний период.

Строим суммарные суточные графики нагрузки подстанции и годовые графики нагрузки подстанции по продолжительности полной мощности

на среднем и низком напряжениях. Выполняем это следующим образом:

.По известной активной P нагрузке на заданных напряжениях определяем реактивную Q и полную S нагрузки.

. Суммарные суточный график нагрузки подстанции, S на высоком напряжении ( ВН ) определяется суммированием графиков нагрузки СН и НН.

3.Годовые графики по продолжительности на ВН, СН и НН строим на основании известных графиков за летние и зимние сутки.

При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, МВА, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Smax до Smin.

Продолжительность потребления нагрузки Ti определяется по длительностям ступеней суточных графиков ti и количеству календарных дней зимы Nзим=210 и лета Nлето=155, причем ?Ti=8760ч.

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования максимума мощности Tmax; время максимальных потерь ?.

1.1 Построение графиков на среднем напряжении 35 кВ

Возьмём максимальную по ведомостям активную P нагрузку и рассчитаем реактивную мощность Qсн 1 полную мощность Sсн 1 в зимний период по формуле:

По исходным данным: tg (?)

= (мВАр) (1.1)

= (мВА) (1.2)

Расчет реактивной и полной мощности на потребителе 35 кВ «Город» : tg (?) = 0,38 по формулам: (1.1 и 1.2)

= (мВАр)

= (мВА)

Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето потребителя «Город», сводим в таблицу приложение 1

Для остальных ступеней графика Qсн и Sсн потребителей 35 кВ определяем аналогично для летнего, зимнего периода и путем суммирования их мощностей строем суточные и годовой графики.

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.1 и 1.2

Таблица 1.1 Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении в зимний период

ЗимаИтогоВремяP,мВтQ,мВАрS,мВА0-17,72,9268,2371-27,72,9268,2372-37,52,858,0233-47,42,8127,9164-57,52,858,0235-67,52,858,0236-783,048,5587-893,429,6288-98,53,239,0939-108,23,1168,77210-1183,048,55811-1283,048,55812-1383,048,55813-147,82,9648,34414-157,82,9648,34415-167,82,9648,34416-177,52,858,02317-188,53,239,09318-198,83,3449,41419-208,83,3449,41420-218,83,3449,41421-229,23,4969,84222-2393,429,62823-248,63,2689,20024-18,53,239,093Итого204,177,558218,339

Суточный график (зима) на среднем напряжении

Таблица 1.2 Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении в летний период

ЛетоИтогоВремяP,мВтQ,мВАрS,мВА0-13,41,2923,6371-23,41,2923,6372-331,143,2093-42,91,1023,1024-52,91,1023,1025-62,91,1023,1026-73,41,2923,6377-83,71,4063,9588-94,31,6344,6009-104,51,714,81410-114,51,714,81411-124,51,714,81412-134,41,6724,70713-144,71,7865,02814-154,61,7484,92115-164,11,5584,38616-174,31,6344,60017-184,31,6344,60018-1941,524,27919-2041,524,27920-2141,524,27921-224,51,714,81422-234,91,8625,24223-244,61,7484,92124-141,524,279Итого99,837,924106,763

Суточный график (лето) на среднем напряжении

Построим годовой график нагрузки по продолжительности на СН

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования максимума мощности Tmax; время максимальных потерь ?.

Годовое потребление энергии, МВт

(1.3)

мВт/ч.

Годовое число часов использования максимума мощности Smax нагрузки, ч.

(1.4)

Время максимальных потерь, ч.

(1.5)

Годовые графики на низком и высшем напряжении рассчитываются аналогично годовому графику на среднем напряжении.

1.2 Построение графиков на низком напряжении 6 кВ

Возьмём максимальную по ведомостям активную P нагрузку и рассчитаем реактивную мощность Qсн 1 полную мощность Sсн 1 в зимний период по формулам (1.1) и (1.2):

По исходным данным: tg (?)

= (мВАр)

= (мВА)

Расчет реактивной и полной мощности на потребителе 6 кВ:

tg (?) = 0,44

= (мВАр)

= (мВА)

Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето сводим в таблицу приложение 2.

Для остальных ступеней графика Qсн и Sсн потребителей 6 кВ определяем аналогично для летнего, зимнего периода и путем суммирования их мощностей строем суточные и годовой графики.

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.2.1 и 1.2.2

Таблица 1.2.1 Суточные графики электрических нагрузок на низком напряжении в зимний период

ЗимаИтогоВремяP,мВтQ,мВАрS,мВА0-15,92,5966,4461-25,32,3325,7902-35,22,2885,6813-45,22,2885,6814-55,22,2885,6815-65,22,2885,6816-76,22,7286,7747-87,13,1247,7578-973,087,6489-1073,087,64810-1173,087,64811-1273,087,64812-1373,087,64813-1473,087,64814-156,52,867,10115-166,52,867,10116-176,62,9047,21117-1873,087,64818-1983,528,74019-208,23,6088,95920-2183,528,74021-2283,528,74022-237,53,38,19423-246,52,867,10124 62,646,555Итого166,173,084181,468

Суточный график (зима) на среднем напряжении

Таблица 1.2.2 Суточные графики электрических нагрузок на низком напряжении в летний период

ЛетоИтогоВремяP,мВтQ,мВАрS,мВА0-152,25,4631-24,11,8044,4792-33,71,6284,0423-43,51,543,8244-53,51,543,8245-63,51,543,8246-74,21,8484,5897-85,82,5526,3378-96,32,7726,8839-106,72,9487,32010-116,82,9927,42911-126,82,9927,42912-1373,087,64813-146,93,0367,53814-156,62,9047,21115-166,42,8166,99216-176,52,867,10117-186,62,9047,21118-197,23,1687,86619-207,23,1687,86620-217,23,1687,86621-227,23,1687,86622-238,13,5648,84923-247,23,1687,866245,42,3765,900Итого149,465,736163,222

Суточный график (лето) на среднем напряжении

Построим годовой график нагрузки по продолжительности на НН

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования максимума мощности Tmax; время максимальных потерь ?.

Годовое потребление энергии, определяется аналогично по формуле (1.3)

МВА

мВт/ч

Годовое число часов использования максимума мощности Smax нагрузки определяется аналогично по формуле (1.4), ч.

;

Время максимальных потерь определяется аналогично по формуле (1.5), ч.

;

1.3 Построение графиков на высоком напряжении 110 кВ

Определяем суммарную нагрузку на высоком напряжении Pmax вн , по формуле:

= (1.3.1)

мВт

= + (1.3.2)

мВАр

Рассчитаем полную мощность по формуле

= . (1.3.3)

= мВА

Для остальных ступеней графика , , и определяем аналогично для летнего и зимнего периодов.

Дальнейшие аналогичные расчеты ступеней нагрузки суточных графиков зима лето потребителей, сводим в таблицу приложение 3

Результаты расчётов сведём в таблицы 1.3.1 и 1.3.2

Таблица 1.3.1 Суточные графики электрических нагрузок на высоком напряжении в зимний период

ЗимаИтогоВремяP,мВтQ,мВАрS,мВА0-113,65,52214,6781-2135,25814,0232-312,75,13813,7003-412,65,113,5934-512,75,13813,7005-612,75,13813,7006-714,25,76815,3277-816,16,54417,3798-915,56,3116,7359-1015,26,19616,41410-11156,1216,20011-12156,1216,20012-13156,1216,20013-1414,86,04415,98714-1514,35,82415,44015-1614,35,82415,44016-1714,15,75415,22917-1815,56,3116,73518-1916,86,86418,14819-20176,95218,36720-2116,86,86418,14821-2217,27,01618,57622-2316,56,7217,81623-2415,16,12816,29624 Итого355,7144,772384,033

Суточный график (зима) на высоком напряжении

Таблица 1.3.2 Суточные графики электрических нагрузок на высоком напряжении в летний период

летоИтогоВремяP,мВтQ,мВАрS,мВА0-18,43,4929,0971-27,53,0968,1142-36,72,7687,2493-46,42,6426,9244-56,42,6426,9245-66,42,6426,9246-77,63,148,2237-89,53,95810,2928-910,64,40611,4799-1011,24,65812,13010-1111,34,70212,23911-1211,34,70212,23912-1311,44,75212,35113-1411,64,82212,56214-1511,24,65212,12815-1610,54,37411,37516-1710,84,49411,69817-1810,94,53811,80718-1911,24,68812,14219-2011,24,68812,14220-2111,24,68812,14221-2211,74,87812,67622-23135,42614,08723-2411,84,91612,78324 Итого239,899,764259,725

Суточный график (лето) на высоком напряжении

Построим годовой график нагрузки по продолжительности на ВН

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление энергии Wгод; годовое число часов использования максимума мощности Tmax; время максимальных потерь ?.

Годовое потребление энергии определяется аналогично по формуле (1.3), ч., МВА? ч

мВт/ч

Годовое число часов использования максимума мощности Smax нагрузки определяется аналогично по формуле (1.4), ч., ч.

Время максимальных потерь определяется аналогично по формуле (1.5),

Полученные данные сведём в таблицу

Таблица 1.3.3 Расчётные данные.

Напряжение, кВ , , НН63407,687077,56060,3СН59826,686078,84692,3ВН120904,46508,67077,7

2. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

При выборе силовых трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока службы.

Надежность электроснабжения достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов (второй в нормальном режиме может быть, как отключен, так и включен). Любой оставшийся в работе трансформатор обеспечивает полную потребную мощность. Согласно ГОСТу, в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузкой 40% до шести суток. При этом коэффициент загрузки должен быть не более 0,93 и время перегрузки не более шести часов в сутки.

.1 Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции, при этом допускается отключение потребителей 3-ей категории. В связи с изложенным, мощность трансформатора, на понизительной подстанции с двумя трансформаторами можно вычислить по следующему выражению:

(

.1)

Где: Smax - максимальная мощность потребителей мВА

n - число устанавливаемых трансформаторов.

Действительное значение номинальной мощности трансформаторов Sтном принимается как ближайшее большее по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов.

2.2 Суммарная максимальная нагрузка подстанции Smax;

Smax=18,58мВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов (автотрансформаторов) выбираем трансформатор:

ТДТН-40000/110/35/6

.3 После определения номинальной мощности трансформаторов, по аварийной перегрузке определяется коэффициент загрузки трансформатора в максимальном режиме при работе всех трансформаторов.

(2.2)

Окончательно принимаем два трансформатора установленной мощностью 25 мВА.

ТДТН 25000-110/35/6

Каталожные данные трансформатора приведены в таблице

Тип трансформатораUном ,кВUk%

кВт

%Ixx,

%ВНСНННВН СНВН ННСН ННТДТН -25000/110-76У111538,56,610,50176140361

3 Расчет токов короткого замыкания

При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из условий длительной её работы и не считается с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки (ремонтные, после аварийные режимы) /ПУЭ 1.4.4/.

Для определения возможного наибольшего тока КЗ в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы подстанции и ЛЭП.

Расчетный ток КЗ следует определять, исходя из условий повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях. /ПУЭ 1.4.6/

Расчет токов КЗ производится для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Расчетная схема электрической системы

Схема замещения

3.1 Расчет сопротивлений, элементов схемы замещения подстанции, в относительных единицах

Принимаем за базисное значение мощности Sб= S=1600 МВА.

Сопротивление системы:

(3.1)

(3.2)

Сопротивление воздушных линий:

(3.3)

Ом/км;

(3.4)

Ом/км;

где X0=0,2 - сопротивление 1 км линии, Ом/км;

L1=12,5, L2=24,6 длины питающих воздушных линии, км;

UВН - среднее напряжение ступени, где находится воздушная линия.

Uб1= Uвн =115 кВ Uб2 = Uсн =38.5 кВ

Uб3 = Uнн =6,6 кВ базисное напряжение ступени

Сопротивление трансформатора:

(3.5)

о.е.

(3.6)

(3.7)

о.е.

где - сопротивления соответственно высокой, средней и низкой обмоток трансформатора.

Определение ЭДС, сопротивление нагрузки на средней ступени напряжения

; (3.8)

; (3.9)

где сosф=0,37

; - обобщенная нагрузка

- активная пиковая суммарная мощность потребителей (нагрузка)

Определение ЭДС, сопротивление нагрузки на низкой ступени напряжения

; (3.10)

; (3.11)

где сosф=0,91

3.2 Определение периодической составляющей тока короткого замыкания

Расчет базисных токов

(3.12)

(3.13)

(3.14)

где Iб1, Iб2, Iб3 - базисные токи для высшего, среднего и низкого напряжения.

3.3 Расчет тока КЗ в точке №1, №2, №3

(3.15)

(3.16)

(3.17)

(3.18)

; (3.18) (3.19)

(3.20)

(3.21)

(3.22)

(3.23)

(3.24)

(3.25)

(3.26)

(3.27)

(3.28)

.3.1 Определяется ударный ток по выражению:

(3.29)

где КУ - ударный коэффициент,

где Та-время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та115= 0,03

Ударный коэффициент по формуле :

Ку = 1,717

Расчеты токов короткого замыкания для точек К-2, К-3 аналогичны расчету для точки К-1, поэтому остальные расчеты сводим в таблицу

Расчет токов КЗ

Iб, кА.Хрез о.е.Iпо, кА.Та, с.Куiуд, кА.К-18,030,691,440,031,7173,5К-223,994,095,870,021,60613,33К-3139,966,0922,980,041,7857,85

В связи с большими токами КЗ на шинах 6 кВ требуется реактирование вводов 6 кВ

Определим ток нормального режима:

(3.30)

Выбираем токоограничивающий реактор типа РБ - 10 - 1600 - 0,14

Сопротивление реактора равно:

(3.31)

Результирующее сопротивление цепи до точки короткого замыкания КЗ (со стороны системы)

(3.32)

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ (со стороны системы)

(3.33)

Определяется ударный ток по выражению:

(3.34)

где КУ - ударный коэффициент,

где Та-время затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та115= 0,04

Ударный коэффициент по формуле :Ку = 1,78

Iб,ХрезIпо, кА.Та,Куiуд, кА.кА.о.е.с.К-18,030,691,440,031,7173,5К-223,994,095,870,021,60613,33К-3139,966,0916,70,041,7842

4 Выбор проводников на подстанции

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсированном режиме, и по условиям коронирования.

.1 Выбор гибких шин на высоком напряжении

Расчет рабочего максимального тока на высшем напряжении;

А. (4.1)

где IР.М. - рабочий максимальный ток на высшем напряжении

Smax - максимальная мощность на высшем напряжении

Так как годовое число часов использования максимума мощности Tmax=6508,6 ч, следовательно экономическая плотность тока jЭ=1 А/мм2;

Расчет сечения провода:

(4.2)

где Jэк - 1,0 , при Тmax более 5000 ч.

Fрасч - расчетное сопротивление провода

По справочной литературе выбираем провод сечением:

АС-50/8 Iдл.доп.=210 А.

Iдл.доп. - допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока:

(4.3)

Следовательно, условие выполняется.

Проверка по условию коронирования.

Определение напряженности электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

(4.4)

Где:

- радиус провода, (4.5)

DПР=0,96см - диаметр провода,

DСР=1,26?D=1,26?300=378см-среднегеометрическое расстояние между проводами фаз,

D=300 см - расстояние между проводами фаз.

Определение критической начальной напряженности поля, при которой возникает разряд в виде короны.

(4.6)

где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.

Условие 1,07?Е0,9?Е0 следовательно 1,07?13,0150,9?35,57

19,926 30,013

Условие выполняется.

.2 Выбор гибких шин на среднем напряжении

Расчет рабочего максимального тока на среднем напряжении аналогично по формуле (4.1.1) ;

(4.7)

А.

где IР.М. - рабочий максимальный ток на среднем напряжении

Smax - максимальная мощность на среднем напряжении

Так как годовое число часов использования максимума мощности Tmax=6078,8 ч, следовательно экономическая плотность тока jЭ=1,1 А/мм2;

Расчет сечения провода аналогично по формуле (4.1.2) ;

(4.8)

где Jэк - 1,0 , при Тmax более 5000 ч.

Fрасч - расчетное сопротивление провода

По справочной литературе выбираем провод сечением:

АС-95/16 Iдл.доп.=330 А.

Iдл.доп. - допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока аналогично по формуле (4.1.3) ;

(4.9)

Следовательно, условие выполняется.

Проверка по условию коронирования на напряжение 35кВ не выполняется.

4.3 Выбор гибких шин на низком напряжении от трансформатора до шин

Расчет рабочего максимального тока на низком напряжении аналогично по формуле (4.1.1) ;

(4.10)

где IР.М. - рабочий максимальный ток на низком напряжении

Smax - максимальная мощность на низком напряжении

Так как годовое число часов использования максимума мощности Tmax=7077,5 ч, следовательно экономическая плотность тока jЭ=1 А/мм2;

Расчет сечения провода аналогично по формуле (4.1.2);

(4.11)

Fрасч - расчетное сопротивление провода

По справочной литературе выбираем провода сечением:

АС-400/22 Iдл. доп.=830 А.

Iдл.доп. - допустимый длительный ток.

Расчет форсированного тока аналогично по формуле (4.1.3);

(4.12)

Следовательно, условие выполняется.

Выбор шин на низком напряжении

Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсированном режиме и электродинамическую стойкость.

Расчет рабочего максимального тока одной шины:

(4.13)

где Smax - максимальная мощность на низком напряжении;

n - количество линий

Расчет тока в форсированном режиме аналогично по формуле (4.1.3) ;

(4.14)

Расчет сечения шин:

(4.15)

где jЭ - экономическая плотность тока при Tmax=7077,5 ч.

По справочной литературе выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения одну полосу по 60*10 мм

Iдл.доп.=1115А - длительно допустимый ток.

Проверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока трехфазного КЗ. При этом должно соблюдаться условие : ?расч=?Ф+?П?ДОП; ?ДОП=75 МПа.

Усилие между фазами при протекании трехфазного тока КЗ.

(4.16)

где: а=0,8 - расстояние между осями соседних фаз, м.

Момент сопротивления шин, относительно оси, перпендикулярно действию усилия. Для однополосных шин.

(4.17)

где b=1 см - толщина шины прямоугольного сечения,

h=6 см - ширина шины прямоугольного сечения.

Определяем пролет между изоляторами при условии, частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

200³ (4.18)

откуда,

l2 £ (4.19)

где, j- момент инерции, см4

q- стандартное сечение шины см2,

l - длина пролета между изоляторами.

Так как шины расположены плашмя, то

J=bh3/12,

Где,b и h- толщина и ширина шины.

J=1*63/12=18cм4

l2£= 1.499 м. откуда

l < 1.224 м.

Принимаем расстояние между изоляторами 1.2 м.,

Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз:

(4.20)

Так как в фазе одна шина то напряжение в материале при взаимодействии пакета шин ?П=0.

Проверяем условие:

?расч= ?Ф+?П; ?расч =1,45+0=1,45 МПа (4.21)

?расч ?ДОП

Следовательно, условию удовлетворяет.

5 Выбор изоляторов

Опорные изоляторы.

Hиз=35,5 см - высота изолятора

Kh=1

Выбираем изолятор:

ОНШ - 10 - 5 УХЛ1

Сила действующая на изолятор.

(5.1)

(5.2)

где Fразр=5000 H/м - параметр изолятора.

Следовательно, изолятор проходит Fрасч FДОП условие выполняется.

Проходные изоляторы.

Выбираем изолятор:

ИП - 10/1000 - 750 У

Сила действующая на изолятор определяется аналогично по формулам (5.1) и и (5.2) ;

(5.4)

(5.5)

где Fразр=7500 H/м - параметр изолятора.

Следовательно, изолятор проходит Fрасч FДОП условие выполняется.

6 Выбор электрических аппаратов

.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели являются одним из самых важнейших аппаратов, от которых зависит надежная работа не только РУ, но и часто всей энергосистемы. Выключатель служит для отключения и включения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, короткое замыкание, холостой ход. К выключателям предъявляют следующие требования:

надежное отключение любых токов;

быстрота действия;

пригодность для быстродействующего АПВ;

возможность по фазного управления для выключателей 110 кВ и выше;

легкость ревизии и осмотра контактов;

взрыво-пожаробезопасность.

Разъединители - это контактные коммутационные аппараты, предназначенные для включения и отключения электрической цепи без тока или с незначительным током, и который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к короткому междуфазному замыканию и несчастным случаям с обслуживающим персоналом.

Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

Выбираем выключатель элегазовый типа:

ВГТ - 110 - 40/2500 У1

Номинальные параметры выключателя:

UНОМ.=110 кВ; IНОМ.=2500 А; IН.Д.=40000 А; iСКВ.=102000 А; IН.ОТКЛ.=40000 А; IН.Т.=40000 А; tН.Т.=3 с; tПО=0,055 с; tСВ=0,04 с.

Расчетные параметры:

Ta=0,03 c - постоянная времени для ВЛ 110 кВ.

Тепловой импульс, кА2?с:

(6.1)

где tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,055=1,055 с - время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с - действие релейной защиты.

(6.2)

Апериодическая составляющая тока КЗ:

(6.3)

где ?=tРЗ.МИН.+tПО=0,01+0,055=0,065 с - время отключения КЗ

(6.4)

(6.5)

где ?=0 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ?= tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,04=0,05 - время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя.

Результаты расчета сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Условия выбора и проверки выключателя

№ п/пРасчетные параметрыУсловия выбора и проверкиНоминальные параметры1UНОМ110=110 кВUНОМ2IНОМ2500>186.82 А.IР.Ф.3IН.Д.40000>5.87 кAIП14IСКВ.102000>3,4 кAIУ15IН.ОТКЛ.40000>5.87 кAIП1656,569>9,87 кА74800>37,4 кА?сBК

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выберем тип разъединителей:

РДЗ -1 - 110Б/2000 У1, РДЗ-2-110Б/2000 У1

Номинальные параметры:

Uном =110 кВ; Iном = 2000 А; iскв = 100кА; Iн.т./tн.т=40кА/3с;

I2н.т. ·tн.т = 31,52·3=2977 кА2×с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 6.2 Условия выбора и проверки разъединителей

Расчетные параметрыУсловия выбора и проверкиНоминальные параметрыUуст 110 = 110, кВ UномIр.ф. 186.82 < 2000, АIномiу 3,4 < 100 кАiсквВк 37,4 < 2977 кА2×сI2н.т. ·tн.т

Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ

Выбираем выключатель элегазовый типа:

ВГБЭ - 35 - 12,5/630УХЛ1

Номинальные параметры выключателя:

UНОМ.=35 кВ; IНОМ.=630 А; IН.Д.=20000 А; iСКВ.=35000 А; IН.ОТКЛ.=12500 А; IН.Т.=12500 А; tН.Т.=3 с; tПО=0,065 с; tСВ=0,04 с.

Расчетные параметры:

Ta=0,02 c - постоянная времени для ВЛ 35 кВ.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА2?с:

(6.6)

где tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,065=1.065 с - время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с - действие релейной защиты.

определяется аналогично по формуле

(6.7)

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

(6.8)

где ?=tРЗ.МИН.+tПО=0,01+0,065=0,075 с - время отключения КЗ

определяется аналогично по формуле

(6.9)

определяется аналогично по формуле

(6.10)

где ?=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ?= tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,05=0,06 - время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя

Результаты расчета сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Условия выбора и проверки выключателя

№ п/пРасчетные параметрыУсловия выбора и проверкиНоминальные параметры1UНОМ35=35 кВUНОМ2IНОМ630>434 А.IР.Ф.3IН.Д.20000>5,87кAIП24IСКВ.35000>13,33кAIУ25IН.ОТКЛ.12,5>5,87 кAIП2623,86>8,52кА71200>37,4кА?сBК

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выберем тип разъединителей:

РДЗ -1 - 35Б/1000 У1, РДЗ-2-35Б/1000 У1

Номинальные параметры:

Uном =35 кВ; Iном = 1000 А; iскв = 63кА; Iн.т./tн.т=25кА/4с;

I2н.т. ·tн.т = 252·4=2500 кА2×с.

Расчетные данные такие же, как для выключателей.

Таблица 6.4 Условия выбора и проверки разъединителей

Расчетные параметрыУсловия выбора и проверкиНоминальные параметрыUуст 35 = 35, кВ UномIр.ф. 434< 1000, АIномiу 13,33< 63 кАiсквВк 37,4 < 2500 кА2×сI2н.т. ·tн.т

Выбор вводного и секционного выключателя на 6 кВ

Выбираем выключатель вакуумный с электромагнитным приводом типа:

ВВЭ - М - 10 - 40/2000

Номинальные параметры выключателя:

UНОМ.=10 кВ; IНОМ.=2000 А; IН.Д.=40000 А; iСКВ.=104000 А; IН.ОТКЛ.=40000 А; IН.Т.=40000 А; tН.Т.=4 с; tПО=0,05 с; tСВ=0,1 с.

Ta=0,04 c - постоянная времени для ВЛ 6 кВ.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА2?с:

(6.11)

где tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,04=1,04 с - время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с - действие релейной защиты.

определяется аналогично по формуле

(6.12)

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

(6.13)

где: ?=tРЗ. МИН.+tПО=0,01+0,01=0,02 с - время отключения КЗ определяется аналогично по формуле

(6.14)

определяется аналогично по формуле

(6.15)

где ?=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ?= tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,1=0,11 - время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя.

Результаты расчета сводим в таблицу 6.5.

Таблица 6.5 - Условия выбора и проверки выключателя

№ п/пРасчетные параметрыУсловия выбора и проверкиНоминальные параметры1UНОМ10>6 кВUНОМ2IНОМ2000>787,8 А.IР.Ф.3IН.Д.40000>16700AIП34IСКВ.104000>42000 AIУ35IН.ОТКЛ.40000>16700AIП36 76,4>37,9 кА74800>301,2 кА?с.BК

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

Выбор выключателя для отходящих линий на 6 кВ

Номинальные параметры выключателя:

ВВЭ - М - 10 /630

UНОМ.=10 кВ; IНОМ.=630 А; IН.Д.=20000 А; iСКВ.=52000 А;

IН.ОТКЛ.=20000 А; IН.Т.=20000 А; tН.Т.=3 с; tПО=0,1 с; tСВ=0,04 с.

Тепловой импульс определяется аналогично по формуле кА2?с:

(6.11)

где tОТКЛ=tРЗ.МАХ.+tПО=1+0,1=1.1 с - время отключения КЗ;

tРЗ.МАХ= 1 с - действие релейной защиты.

определяется аналогично по формуле:

(6.12)

Апериодическая составляющая тока КЗ определяется аналогично по формуле

(6.13)

где ?=tРЗ.МИН.+tПО=0,01+0,01=0,02 с - время отключения КЗ

определяется аналогично по формуле:

(6.14)

определяется аналогично по формуле:

(6.15)

где ?=0,35 номинальная асимметрия отключаемого тока, находим из графика по ?= tРЗ.МИН.+tСВ=0,01+0,055=0,065 - время от момента возникновения КЗ до начала размыкания контактов выключателя

Результаты расчета сводим в таблицу 6.6

Таблица 6.6 - Условия выбора и проверки выключателя

№ п/пРасчетные параметрыУсловия выбора и проверкиНоминальные параметры1UНОМ10>6 кВUНОМ2IНОМ630>318 А.IР.Ф.3IН.Д.20000>16700AIП34IСКВ.52000>42000AIУ35IН.ОТКЛ.20000>16700AIП36 38,18>37,9 кА71200>301,2 кА?с.BК

Выбранный выключатель проходит по условиям выбора и проверки.

7 Выбор измерительных трансформаторов

.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформатор тока производится по напряжению установки, рабочему току первичной цепи, нагрузке вторичной цепи при выбранном классе точности.

Выбор трансформаторов тока на 110 кВ

Так как по плану реконструкции произведена замена баковых масляных выключателей на элегазовые ВГТ со встроенными трансформаторами тока ТВ-110I

На 110 кВ выбираем встроенные трансформаторы тока ТВ-110I-300/5. Условия выбора трансформаторов тока сведены в таблицу .

Перечень приборов подключенных к вторичной обмотке данного ТТ. сведен в таблицу 7.1

ПриборыТип прибораНагрузка фазы, ВААВСАмперметрЭ-3650,50,50,5ВаттметрД-3350,5-----0,5ВарметрД-3350,5-----0,5Энергомер активной энергииФ-68700В2,5-----2,5Энергомер реактивной энергииЦ-68012,5-----2,5Итого6,50,56,5

Выбор сечения контрольного кабеля

Определяем общее сопротивление приборов по формуле:

= (7.1)

Сопротивление соединительных проводов по формуле:

Zпров = Z2- Rприб -Rконт (7.2)

Zпров = 1.2- 0.26 -0.1 = 0.84 Ом

Согласно генплана длинна кабеля от ТТ до ОПУ равна 75 м.

Рассчитаем сечение контрольного кабеля по формуле:

(7.3)

= 2.53 мм2

По условию механической прочности сечение для алюминиевых жил должно быть не менее 4 мм2.

Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами типа АКРВГ сечением qстан=4 мм2

Сопротивление проводов при выбранном стандартном сечении

= 0.53 Ом

Вторичная нагрузка трансформаторов тока

= 0,89 Ом

Условие проверки.

< = 1,2

Условие выполняется, следовательно, трансформатор тока выбран, верно.

Каталожные данные ТВ -110 -1 ХЛ2

Табл. 7.2

Uном, кВI1н, АI2н, АНоминальная нагрузка в классе 0.5 Термическая стойкостьZ2номТок, кАВремя, с1103005102031.2

К установки также принимаются трансформаторы тока встроенные во ввода силовых трансформаторов (в резерв).

Принимаем ТТ типа ТВТ-110-1-100/5

Паспортные данные сведены в таблицу 7.9

Каталожные данные ТВТ-110-1 ХЛ2

Табл. 7.3

Uном, кВI1н, АI2н, АНоминальная нагрузка в классе 0.5 Термическая стойкостьZ2номТок, кАВремя, с1103005102030,4

Выбор трансформаторов тока на 35 кВ

Выбираем трансформатор тока на 35 кВ:

На 35 кВ выбираем встроенные трансформаторы тока ТВ-35I-600/5 -У1. Условия выбора трансформаторов тока.

Номинальные параметры:

UНОМ=35 кВ; IН1=600 А; IН2=5 А ; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.4 - Приборы устанавливаемые на среднем напряжении.

ПриборыТипПотребляемая мощность, ВААмперметрН-3932ВаттметрН-3950,5Варметр Н-3950,5Счетчик активной энергииCAЗ-H6810,2Счетчик реактивной энергииCP4-H6890,2

Мощность потребляемая приборами, ВА;

(7.4)

где SA=2 ВА - потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5 ВА - потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5 ВА - потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов аналогично по формуле:

(7.5)

где IН2=5 А - вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

(7.6)

где ZН2=1.2 Ом - номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,05 Ом - переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению rПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где ?=0,0175 - удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=65 м - расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

qст=2.5 мм2.

Используем кабель типа КПВГ - 10*2.5.

Выбираем трансформатор тока для релейной защиты:

ТВ-35I-600/5 -У1

Номинальные параметры:

UНОМ=110 кВ; IН1=600 А; IН2=5 А; класс точности 10.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенный до шин

Выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ - 10 - У3

Номинальные параметры:

UНОМ=10 кВ; IН1=2000А; IН2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.5 - Приборы устанавливаемые на низком напряжении.

ПриборыТипПотребляемая мощность, ВААмперметрЭ-3352ВаттметрД-3350,5Варметр Д-3350,5Счетчик активной энергииCAЗ-H6810,2Счетчик реактивной энергииCP4-H6890,2

Мощность потребляемая приборами определяется аналогично по формуле: ВА;

(7.4)

где SA=2 ВА - потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5 ВА - потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5 ВА - потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов аналогично по формуле:

(7.5)

где IН2=5 А - вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

(7.6)

где ZН2=0,6 Ом - номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,1 Ом - переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению rПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где ?=0,0175 - удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=4 м - расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

qст=2,5 мм2.

Используем кабель типа КПВГ - 10*2,5.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенных между секциями

Выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ - 10 - У3

Номинальные параметры:

UНОМ=10 кВ; IН1=1500 А; IН2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.6 - Приборы, устанавливаемые на низком напряжении.

ПриборыТипПотребляемая мощность, ВААмперметрЭ-3352ВаттметрД-3350,5Варметр Д-3350,5Счетчик активной энергииCAЗ-H6810,2Счетчик реактивной энергииCP4-H6890,2

Мощность, потребляемая приборами, определяется аналогично по формуле: ВА;

(7.4)

где SA=2 ВА - потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5 ВА - потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5 ВА - потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов:

Расчет сопротивления проводов определяется по формуле:

(7.5)

где IН2=5 А - вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле :

(7.6)

где ZН2=0,6 Ом - номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,05 Ом - переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению rПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где ?=0,0175 - удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=5 м - расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

qст=2,5 мм2.

Используем кабель типа КПВГ - 10*2,5.

Выбор трансформаторов тока на 6 кВ расположенный на РП

Выбираем трансформатор тока на 6 кВ:

ТЛ - 10 - У3

Номинальные параметры:

UНОМ=10 кВ; IН1=600А; IН2=5 А; класс точности 1.

Нагрузкой на трансформатор тока является:

Таблица 7.7 - Приборы устанавливаемые на низком напряжении.

ПриборыТипПотребляемая мощность, ВААмперметрЭ-3352ВаттметрД-3350,5Варметр Д-3350,5Счетчик активной энергииCAЗ-H6810,2Счетчик реактивной энергииCP4-H6890,2

Мощность потребляемая приборами определяется аналогично по формуле: ВА;

(7.4)

где SA=2 ВА - потребляемая мощность амперметра;

SW=0,5 ВА - потребляемая мощность ваттметра;

SVar=0,5 ВА - потребляемая мощность варметра;

SWh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика активной энергии;

SVarh=0,2 ВА - потребляемая мощность счетчика реактивной энергии.

Расчет сопротивления проводов:

Расчет сопротивления проводов определяется по формуле:

(7.5)

где IН2=5 А - вторичный номинальный ток трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки. Нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов выполняется по формуле:

(7.6)

где ZН2=0,6 Ом - номинально допустимая нагрузка трансформатора тока;

rK=0,05 Ом - переходное сопротивление контактов

По расчетному сопротивлению rПРОВ определяется сечение соединительных проводов по формуле:

(7.7)

где ?=0,0175 - удельное сопротивление для медных проводов;

lрасч=5 м - расчетная длина проводов от трансформатора тока до приборов.

Выбираем стандартное сечение провода:

qст=2,5 мм2.

Используем кабель типа КПВГ - 10*2,5.

7.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 В или В и для отделения цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, конструкции и классу точности. Они устанавливаются на каждой секции сборных шин. В РУ 110 кВ применяют трансформаторы типа НКФ. В РУ 35 кВ применяют трансформаторы типа ЗНОМ. В РУ 10 кВ применяют трансформаторы типа НАМИ с двумя вторичными обмотками, одна из которых служит для присоединения измерительных приборов, другая - для контроля изоляции.

Для того, чтобы трансформатор не вышел из заданного класса точности, необходимо соблюдение условия:

где S?ПРИБ - нагрузка измерительных приборов трех фаз, ВА;

SНОМ - номинальная мощность трансформатора напряжения, ВА.

В качестве соединительных проводов принимаем по условиям механической прочности медные провода сечением 1,5 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ

На напряжение 110 кВ. принимаем ТН типа НКФ-110-58У1

Паспортные данные НКФ-110-58У1

Таблица 7.8

Uном, кВ Номинальное напряжение обмоток, ВНоминальная мощность в классе 0.5 ВАПредельная мощность ВАГруппа соединенийПервичнаяВторичная110000/Ö3100/Ö340020001/1/1-00

Вторичная нагрузка НКФ-110-58У1.

Таблица 7.9

ПриборыТип прибораМощность одной обмотки, ВАЧисло обмотокcosfsinfЧисло приборовОбщая потребляемая мощностьР, ВтQ, варВольтметрЭ-365211012Осцилограф--------811018ФИП-------311013ВаттметрД-3351,521013ВарметрД-3351,521013Счетчик АктивныйФ-68700В220,380,9252819,47Счетчик реактивныйЦ-6801220,380,92528Итого3538,94

Полная мощность вторичной нагрузки ТН находим по формуле:

где, SРприб и SQприб -соответственно активная и реактивная нагрузка ТН из таблицы

S 2S=

S2S=52,35<S2н=400ВА

Условие выполняется, окончательно принимаем НКФ-110-58Т1

Выбор трансформаторов напряжения на 35 кВ

На напряжение 35кВ. принимаем ТН типа НАМИ-35-УХЛ1

Паспортные данные НАМИ-35-УХЛ1

Таблица 7.10

Uном, кВ Номинальное напряжение обмоток, ВНоминальная мощность в классе 0.5 ВАПредельная мощность ВАГруппа соединенийПервичнаяВторичная353500010036020001/1/1-00

Вторичная нагрузка НАМИ-35-УХЛ1

Таблица 7.11

ПриборыТип прибораМощность одной обмотки, ВАЧисло обмотокcosfsinfЧисло приборовОбщая потребляемая мощностьР, ВтQ, варВольтметрЭ-365211012ВаттметрД-3351,521013ВарметрД-3351,521013Счетчик АктивныйФ-68700В220,380,9252819,47Счетчик реактивныйЦ-6801220,380,9252819,47Итого2438,94

Полная мощность вторичной нагрузки ТН находим по формуле:

где, SРприб и SQприб -соответственно активная и реактивная нагрузка ТН из таблицы

S 2S=

S2S=45,74<S2н=400ВА

Условие выполняется, окончательно принимаем НАМИ-35-УХЛ1.

Выбор трансформаторов напряжения на 6 кВ

На напряжение 6 кВ измерительные трансформаторы напряжения входят в комплект оборудования шкафов КРУ. Для КРУ типа К - 105 приняты трансформаторы напряжения типа НАМИ-6.

Условия выбора:

Uуст = 6 кВ ? Uном = 6 кВ,

S2? = 134,7 ВА ? S2H = 3 · 75 = 225 ВА.

Три однофазных трансформатора напряжения, соединённых в звезду, имеют мощность:

S2H = 3 · 75 = 225 ВА.

Полная мощность вторичной нагрузки согласно формуле 5.2.2.1:

Таблица 7.12 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения НАМИ-6

ПриборыТип прибораМощность одн. обм.Число обмотокcos ?sin ?Число приборовОбщая потребляемая мощностьР,ВтQ, ВарВольтметрСборн. шинаЭ-365211012ВаттметрВвод 6 кВ от трансформатораД-3351,521013ВарметрД-3351,521013Счётчик активной энергииСАЗ-Н681220,380,92149,74Счётчик реактивной энергииСР4-Н689320,380,921614,6Счётчик активной энергииЛинии 6 кВСАЗ-Н681220,380,9241638,9Счётчик реактивной энергииСР4-Н689320,380,9242458,4Итого58121,6

Условия проверки выполнены. Следовательно, трансформатор напряжения выбран, верно.

8 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)

ОПН - ограничитель перенапряжения нелинейный являются безыскровыми разрядниками, предназначены для защиты изоляции электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений.

Выбор производится по номинальному напряжению электроустановки.

Выбор ОПН сведен в таблицу 7.

ТипUс,U 30/60при токе, АU 8/20 при токе кАU1/4Доп .напряжение,кВ в течении,ч кВ2505001000200035102040 0,1с1с10с60с20м2ч24чОПН-110-100-10(1)100246254264278290309342385438383150144137132123118110ОПН-35-40.5-10(1)40,596,710010410911412113515117215160,758,355,553,549,847,844,5ОПН-6-7.2-10(1)7,216,917,418,119,119,921,223,526,43026,310,810,39,869,58,868,57,91

9 Выбор оперативного тока

К системам оперативного тока предъявляются требования высокой надежности, а также безотказности действия при КЗ и других ненормальных режимах в цепях первичного тока.

Применяются следующие системы оперативного тока на п/с:

постоянный оперативный ток - система питания, при которой в качестве источника питания используется аккумуляторная батарея;

выпрямленный оперативный ток - система питания, в которой переменный ток преобразуется в постоянный, с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств;

переменный оперативный ток - система питания, при которой, в качестве источника питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд;

смешанная система оперативного тока - система питания, при которой используются разные системы оперативного тока.

В системах оперативного тока различают: зависимое питание и не зависимое питание.

На п/с «Молодежая» применяем смешанную систему оперативного тока: от аккумуляторных батарей - 220В, цепей управления вспомогательного оборудования на переменном токе 220Вольт. В аварийных случаях, при потери собственных нужд, на п/с предусмотрен преобразовательный агрегат напряжения. Для устройств связи, аварийного освещения и цепей управления, выполненных на переменном токе.

10 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

Главная схема подстанции является основным элементом, определяющим все свойства, особенности, техническую и экономическую характеристику подстанции в целом.

При выборе электрической схемы подстанции должны учитываться:

1.надежность электроснабжения потребителей в соответствии с их категориями;

2.надежность работы оборудования подстанции;

.безопасность и удобство обслуживания;

.экономичность сооружения и эксплуатации;

.простота, наглядность и возможность дальнейшего расширения схемы.

Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого РУ, что влияет на режимные свойства подстанции и эксплуатационную надежность схемы.

Распределительное устройство состоит из подходящих и отходящих присоединений, подключенных к общим шинам. Главными элементами каждого присоединения являются выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы. Элементы РУ соединяются между собой по принятой схеме. При этом рекомендуется использовать типовые схемы РУ, рекомендуемые нормами технологического проектирования.

Для РУ 110 кВ выберем схему мостика с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Эта схема применяется на подстанциях мощностью трансформаторов до 63 МВА.

Для РУ 35 кВ - одна рабочая секционированная выключателем система шин, с одним выключателем на присоединение.

Такая схема применяется при числе присоединений до 10 включительно.

Для РУ 10 кВ - одна секционированная выключателем система сборных шин, разделенная на четыре секции.

При проектировании РУ 10 кВ рекомендуется применять комплектные ячейки.

11 Выбор ячеек КРУ

Комплектные электротехнические устройства выпускаются для распреде-лительных устройств. КРУ - защищенные электротехнические устройства, предназначенные для приема и распределения электроэнергии и состоящие из шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами, поставляемые в собранном виде или полностью подготовленном к сборке виде.

Выберем КРУ внутренней установки:

Ячейки для водных выключателей:

К - 105

Uном = 10 кВ, Iн.шк. = 2000 А,

тип выключателя ВВЭ - 10 - 40/2000 У1 со встроенным электромагнитным приводом

- Ячейки для секционных выключателей:

К - 105

Uном = 10 кВ, Iн.шк. =1000 А,

тип выключателя ВВЭ - 10 - 40/1000 У1 со встроенным электромагнитным приводом

- Ячейки для отходящих линий:

К - 105

Uном = 10 кВ, Iн.шк. = 1000. А,

тип выключателя ВВЭ - 10 - 40/1000 У1 со встроенным электромагнитным приводом

12 Выбор разрядников

В настоящее время для защиты оборудования подстанции от атмосферных и внутренних перенапряжений используют нелинейные ограничители перенапряжений.

На высшем напряжении устанавливаем:

ОПН - 110 У1

На среднем напряжении устанавливаем:

ОПН - 35 / 38 - 40.5 - 10 ( I )

На низшем напряжении устанавливаем:

ОПН - 10

13 Выбор трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды подстанции являются одним из наиболее ответственных потребителей, так как от надежной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Схемы собственных нужд подстанции должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и т.п.). На стороне низкого напряжения трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузке собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности. По данным определяем установленные мощности механизмов собственных нужд Руст , Qуст (при cosj = 0.85) и расчетную мощность, кВ×А:

, (13.1)

где Кс = 0,8 - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформатора с.н.:

Sн..т. ³ Sрасч / КП , (13.2)

где КП = 1,3 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Защита трансформаторов с.н. с номинальной мощностью до 250 кВ×А

Включительно осуществляется плавкими предохранителями на высшем напряжении и автоматическими выключателями на низшем.

Устройства охлаждения трансформаторов ТДТН - 40000 - 110

Руст = 2· 3,5 = 7 кВт,

Qуст = Руст·tgj ;Qуст = 7·0,62 = 4,34 квар;

Подогрев выключателей:

ВГТ - 110 кВ Руст =1,8·4 =7,2 кВт,

ВГБЭ - 35 кВ Руст =1,8·8 =14,4 кВт;

Подогрев приводов разъединителей:

на 110 кВ Руст =0,6·10 = 16 кВт,

на 35 кВ Руст =0,6·14 =8,4 кВт;

Отопление, освещение, вентиляция ОПУ и ЗРУ 10 кВ:

Руст =30 кВт;

Освещение ОРУ:

на 110 кВ Руст =5 кВт,

на 35 кВ Руст =5 кВт;

Маслохозяйство:

Руст =100 кВт;

Аппаратура связи и телемеханики:

Руст =1 кВт;

Подзарядные агрегаты:

Руст = 2· 23 = 46 кВт,

Qуст = Руст·tgj ;Qуст = 46·0,45 = 20,7 квар.

По формуле определим расчетную мощность трансформаторов с.н.:

(13.1)

Мощность трансформатора с.н. определяется по формуле (13.2):

Sн..т. = 194 / 1,3 = 149.2 кВ×А.

Выберем трансформаторы с.н.:

ТМ - 10/6/0,4

UВН =10 кВ, UНН = 0,4 кВ.

Для защиты трансформаторов с.н. выберем предохранители. Выбор производится по Uном=6 кВ установки, Iр.м и току короткого замыкания, IП3=32.8 кА.

(13.3)

Выберем предохранитель

ПКТ 101 - 6 - 16 31,5 У3

IНОМ.ПР.=16А>IР.М.; IНОМ.ОТКЛ.=31,5кА>

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям.

14 Молниезащита подстанции

Молниезащита подстанции

Молниезащита - это комплекс защитных устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и оборудования от возможных взрывов, пожаров и разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Защита электрооборудования подстанции от прямых ударов молнии осуществляется с помощью стержневых молниеотводов. Молниеприемники целесообразно устанавливать на порталах, прожекторных мачтах и крышах зданий. Металлоконструкции порталов и мачт при этом используются в качестве токоотводов, соединяющих молниеприемники с Заземлителем.

Молниеотвод - это устройство, вызывающее на себя прямой удар молнии и отводящее ток молнии в землю. Молниеотвод состоит из несущей части - опоры ( который может служить само здание или сооружение), молниеприемника, токоотвода и заземлителя. Наиболее распространенные стержневые и тросовые молниеотводы.

В соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройство молниезащиты разделяются на три категории. Молниезащита на подстанции 110/35/6 выполняется так, как для объектов первой категории. Защита производства:

от прямых ударов молнии - отдельно стоящим стержневым и тросовыми молниеотводами;

от зарядов статического электричества - заземлением всех металлических корпусов электрооборудования, установленного в защищаемых зонах через специальные заземлители с сопротивлением растеканию токов не более 10 Ом;

от магнитного поля, проявляющегося как вторичное действие молнии и индуктирующие в контурах ЭДС, для чего применяется устройство перемычек, соединяющих контуры.

В районе расположения подстанции продолжительность гроз за год до 20 часов. Следовательно, согласно требованиям ПУЭ для ОРУ напряжением 35кВ, а так же для здания ЗРУ выполнения защиты от прямых ударов молнии не требуется.

Защита ОРУ осуществляется, как правило, молниеотводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ. Также возможно применение и отдельно стоящих молниеотводов.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h имеет вид «шатра». Горизонтальное сечение зоны защиты на любой высоте представляет собой круг радиусом , который, согласно руководящим указаниям по расчету зон стержневых и тросовых молниеотводов высотой до 60 м, рекомендуется рассчитывать по формуле:

(14.1)

Где = 11,5 м - высота защищаемого объекта

- высота молниеотвода

- коэффициент зависящий от

при < 30 м значение

при = 30 - 100 м значение

- активная часть молниеотвода определяется как

Радиус зоны защиты для каждого молниеотвода рассчитывается также как и для одиночного молниеотвода.

Высота зоны защиты для молниеотводов одинаковой высоты вычисляется согласно выражению

(14.2)

Где L - расстояние между молниеотводами

Ширина зоны защиты для молниеотводов одинаковой высоты определяется выражением

(14.3)

Результаты расчета защитных зон молниеотводов приведены в таблицу

Таблица расчета молниезащиты подстанции

№ молниеотводовL, мh, мhx, мhа, мrx, мhо, м1 - 2282011,58,58,618,46,031 - 3282011,58,58,618,46,032 - 4282011,58,58,618,46,033 - 5282011,58,58,618,46,034 - 6452011,58,58,615,92,45 - 7452011,58,58,615,92,46 - 7282011,513,514,7923,713,97 - 6282011,513,514,7923,713,9

2.Охрана труда

2.1 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, выполняемых со снятием напряжения свыше 1 кв.

Отключение установки с проведением мер, предотвращающих ошибочную подачу напряжения к месту работ.

Безопасность работ, выполняемых с отключением напряжения, обеспечивается техническими мероприятиями. На месте производства работ со снятием напряжения в электроустановках напряжением выше 1000 В должны быть отключены:

- токоведущие части, на которых будут проводиться работы;

не огражденные токоведущие части, к которым возможно приближение людей на расстояние менее 0,6 м (в электроустановках напряжением 3...35 кВ), 1 м (в электроустановках напряжением 60...ПО кВ), 2 м (в электроустановках напряжением 220 кВ) или возможно приближение механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положениях от стропов грузозахватных приспособлений и грузов на расстояния менее 1 м; 1,5; 2,5 м соответственно указанным выше напряжениям электроустановок,

В электроустановках напряжением выше 1000 В. с каждой стороны, откуда коммутационным аппаратом может быть подано напряжение на место работы, должен быть видимый промежуток, образованный отсоединением или снятием шин и проводов, отключением разъединителей, снятием предохранителей, а также отключением отделителей и выключателей нагрузки, за исключением тех, у которых автоматическое выключение осуществляется пружинами, установленными на аппаратах.

Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы, связанные с выделенным для производства работ участком электроустановки, должны быть отключены также и со стороны подачи напряжения до 1000 В, чтобы исключить обратную индукцию.

Отключение электроустановок напряжением выше 1000 В. с помощью коммутационных аппаратов в распределительных пунктах и трансформаторных подстанциях производят в определенном порядке. Силовые трансформаторы отключают в последовательности, зависящей от способа их подсоединения к сети высшего Напряжения.

Если присоединение трансформатора выполнено с помощью высоковольтного выключателя, то последовательность отключения такова: высоковольтный выключатель, шинные разъединители, линейные разъединители, рубильник (предохранители) со стороны подачи низшего напряжения силового трансформатора. В случае присоединения силового трансформатора с помощью выключателя нагрузки с предохранителями со стороны подачи высшего напряжения отключают выключатель нагрузки, шинные разъединители, рубильник (предохранители) со стороны подачи низшего напряжения силового трансформатора.

В случае присоединения силового трансформатора к сети высшего напряжения с помощью разъединителей для его отключения необходимо сначала отключить всю нагрузку со стороны низшего напряжения, затем разъединители со стороны подачи высшего напряжения и высоковольтные предохранители.

Приводы разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки, с помощью которых может быть подано напряжение к месту работы, должны быть механически зафиксированы в отключенном положении (висячим замком, блокировочным замком и т.п.) для исключения их ошибочного или самопроизвольного включения.

Если приводы этих аппаратов имеют дистанционное управление, то они должны быть заперты механически и, кроме того, в силовых и оперативных цепях этих приводов нужно снять предохранители на всех полюсах. Сетчатые ограждения, препятствующие выполнению оперативных переключений разъединителями, вправляемыми оперативной штангой, следует запереть механически.

В установках напряжением до 1000 В. отключение нужно производить так, чтобы выделенная для выполнения работы часть электроустановки или электрооборудования была со всех сторон отделена от токоведущих частей, находящихся под напряжением, коммутационными аппаратами или снятием предохранителей.

Отключение можно выполнить с помощью:

коммутационных аппаратов с ручным управлением, положение контактов которых видно с лицевой стороны или определяется осмотром панелей с задней стороны, открытием щитков, дверец кожухов или снятием самих кожухов, если конструктивное исполнение последних позволяет выполнить эту операцию без опасности замыкания ими токоведущих частей или прикосновения к токоведущим частям лиц, выполняющих операции. Если имеется полная уверенность в том, что у коммутационных аппаратов с закрытыми контактами положение рукоятки или указателя соответствует положению контактов, можно не снимать кожухи для проверки отключения, но необходимо убедиться в этом, проверив отсутствие напряжения;

контакторов или других коммутационных аппаратов с автоматическим приводом и дистанционным управлением с доступными осмотру контактами после принятия мер, устраняющих возможность ошибочного включения (снятие предохранителей оперативного тока, отсоединение концов включающей катушки)

Токоведущие части, на которых должна производиться работа, а также те, которые доступны прикосновению при производстве работ, должны быть отключены.

Токоведущие части, доступные прикосновению, можно не отключать, если можно их оградить изолирующими накладками

Если работа выполняется без применения переносных заземлении, необходимо принять дополнительные меры, препятствующие ошибочной подаче напряжения к месту работы снятие предохранителей, механическое запирание приводов отключенных аппаратов, использование изолирующих накладок в рубильниках автоматах и т.п. Эти технические меры должны быть указаны в местной инструкции. Если дополнительные меры применить нельзя, то нужно отсоединить концы питающей линии на щите сборке или непосредственно на месте работы.

Вывешивание предупредительных плакатов и ограждение места работы

На приводах разъединителей, отделителей, выключателей нагрузок и ключах управления, а также на основаниях предохранителей, с помощью которых может быть подано напряжение к месту работ, вывешивают плакаты «Не включать. Работают люди»

В схемах с однополюсными разъединителями плакаты вывешивают на приводе каждого из них.

У разъединителей, управляемых оперативной штангой плакаты вывешивают на ограждении.

При работе на линии на приводе линейного разъединителя вывешивают (независимо от числа работающих бригад) один плакат «Не включать. Работа на линии». Этот плакат вывешивают и снимают только по распоряжению диспетчера (дежурного электросети).

При одновременных работах на линии и линейном разъединителе в той электроустановке, к которой принадлежит линейный разъединитель, плакаты «Не включать. Работа на линии» вывешивают на приводах ближайших по схеме разъединителей, которыми может быть подано напряжение на линейный разъединитель

Диспетчер, дающий разрешение персоналу приступить к работе на линии электропередачи, ведет учет количества работающих на линии бригад по оперативной (мнемонической) схеме.

Все не отключенные токоведущие части, доступные случайному прикосновению, на время работы ограждают. Временными ограждениями могут служить сухие, хорошо укрепленные изолирующие накладки из дерева, миканита, гетинакса, текстолита, резины и т.п.

На временных ограждениях вывешивают плакат «Стой. Напряжение». Можно применять специальные передвижные ограждения (клетки, наклонные щиты и т.п.), конструкция которых обеспечивает безопасность их установки и устойчивое, надежное закрепление.

В электроустановках напряжением 15 кВ и ниже в случаях особой необходимости по условиям работ ограждение может касаться частей, находящихся под напряжением. Установку и снятие таких ограждений следует производить с максимальной осторожностью с помощью изолирующих клещей или штанг, пользуясь диэлектрическими перчатками и очками, в присутствии второго работника, имеющего квалификационную группу V (IV для электроустановки напряжением до 1000 В).

Перед установкой ограждений с них должна быть тщательно стерта пыль.

В закрытых электроустановках на сетчатых или сплошных ограждениях ячеек, соседних с местом работ и расположенных напротив, вывешиваются плакаты «Стой. Напряжение». Соседние ячейки и ячейки, расположенные напротив места работы, не имеющие указанных ограждений, а также проходы, не предназначенные для персонала, должны быть ограждены переносными щитами (ширмами) с такими же плакатами на них. Переносные щиты устанавливают так, чтобы они не препятствовали выходу персонала из помещения в случае возникновения опасности.

Проверка отсутствия напряжения

В электроустановках перед началом всех видов работ с отключением напряжения необходимо проверить отсутствие напряжения на участке работы. Проверку отсутствия напряжения на отключенной для производства работ части электроустановки проводит допускающий, после вывешивания запрещающих плакатов.

В электроустановках подстанций и в РУ проверять отсутствие напряжения разрешается сотруднику из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже IV в электроустановках напряжением выше 1000 В и не ниже III в установках напряжением до 1000 В.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять двое: на ВЛ напряжением выше 1000 В - с группами не ниже IV и III, на ВЛ напряжением до 1000 В - с группой не ниже III.

Проверять отсутствие напряжения в электроустановках необходимо с помощью указателя напряжения заводского изготовления (например, УНН-10, ИН-92, УННЛ-1, УННУ-1 и др.), исправность которого перед применением должна быть установлена специальными приборами или приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше 1000 В пользуются указателями УВН-10, УВН-80М, УВНИ-10, УВНБ-6 и др. Проверку производят в диэлектрических перчатках.

При отсутствии поблизости токоведущих частей, заведомо находящихся под напряжением, или иной возможности проверить исправность указателя напряжения на месте работы допускается предварительная его проверка в другой электроустановке. Если проверенный указатель напряжения роняли или подвергали толчкам (ударам), то применять его без повторной проверки запрещается.

Проверку отсутствия напряжения, у отключенного оборудования, производят на всех фазах, а у выключателя и разъединителя - на всех шести вводах, зажимах.

Если на месте работ имеется размыкание электрической цепи, то отсутствие напряжения проверяют на токоведущих частях с обеих сторон места размыкания. Перед проверкой отсутствия напряжения постоянные ограждения снимают или открывают.

В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно также пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания.

В ОРУ напряжением до 110 кВ проверять отсутствие напряжения указателем напряжения или штангой можно только в сухую погоду.

Проверку отсутствия напряжения непосредственно в схеме (прослеживание в натуре) разрешают в сырую погоду, а также у комплексных трансформаторных подстанций (КТП) и комплексных распределительных устройств наружной установки (КРУН) всех напряжений при отсутствии специального указателя, предназначенного для пользования им в любую погоду. Отсутствие напряжения в этом случае на вводах ВЛ и КЛ должен подтвердить персонал, в чьем оперативном управлении находятся линии.

Прослеживание схемы в натуре заключается в проверке направления и внешних признаков линий, а также обозначений на опорах, которые должны соответствовать диспетчерским наименованиям линий.

При работах с телескопической вышки или на деревянных и железобетонных опорах ВЛ напряжением 6...20 кВ проверку отсутствия напряжения производят указателем, основанным на принципе протекания емкостного тока. В этом случае рабочую часть указателя следует заземлять проводом сечением не менее 4 мм2 для обеспечения необходимой чувствительности.

На ВЛ при подвеске проводов на разных уровнях проверять отсутствие напряжения указателем или штангой и накладывать заземление следует снизу вверх, начиная с нижнего провода. При Горизонтальной подвеске проверку отсутствия напряжения нужно начинать с ближайшего провода.

В электроустановках напряжением до 1000 В проверку отсутствия напряжения между фазами и между каждой фазой и заземленным корпусом оборудования или заземляющим (зануляющим) проводом можно производить, применяя предварительно проверенный вольтметр. Контрольные лампы запрещается использовать для проверки.

Устройства, сигнализирующие об отключенном состоянии аппаратов, блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры и т. п. являются вспомогательными средствами, поэтому на основании их показаний или действий не допускается делать заключение об отсутствии напряжения.

Указание сигнализирующих устройств о наличии напряжения является безусловным признаком недопустимости приближения к данному оборудованию.

Наложение и снятие заземления

Для защиты работающего от возможного поражения током в случае ошибочной подачи напряжения на токоведущие части всех фаз электроустановки, отключенной для производства работы, со всех сторон, откуда может быть подано напряжение (и вследствие обратной трансформации), устанавливают заземления. От токоведущих частей или оборудования, на которых непосредственно не выполняют работы, заземления могут быть отделены отключенными разъединителями, отделителями или выключателями, снятыми предохранителями, рубильниками и автоматами. Места установки переносных заземлений должны находиться на таком расстоянии от токоведущих частей, остающихся под напряжением, чтобы наложение заземлений было безопасным.

Работа на сборных шинах требует устройства на них заземления (одного или нескольких).

Переносные заземления в закрытых распределительных устройствах накладывают на токоведущие части в местах, которые должны быть очищены от краски и окаймлены черными полосами. В закрытых и открытых распределительных устройствах места присоединения переносных заземлении к заземляющей проводке должны быть приспособлены для закрепления струбцины переносного заземления или на этой проводке должны иметься зажимы («барашки»).

В электроустановках, конструкция которых такова, что наложение заземления опасно или невозможно (в некоторых распределительных ящиках, КРУ отдельных типов и т.п.), при подготовке рабочего места следует принять дополнительные меры безопасности, например, запереть привод разъединителя на замок, оградить ножи или верхние контакты разъединителей резиновыми колпаками или жесткими накладками из изоляционного материала. Список таких электроустановок должен быть определен и утвержден лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия, участка, цеха.

Наложение заземлений не требуется при работе на оборудовании, если от него со всех сторон отсоединены шины, провода и кабели, по которым может быть подано напряжение и на него не может быть подано напряжение обратной трансформацией или от постороннего источника. Концы отсоединенного кабеля при этом должны быть замкнуты накоротко и заземлены. Включать заземляющие ножи в электроустановках напряжением выше 1000 В может работник с группой не ниже IV из числа оперативного или оперативно-ремонтного персонала.

Переносные заземления накладывать должны двое работников оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группами по электробезопасности не ниже IV и III. Работник с группой не ниже III может быть из ремонтного персонала, при этом он должен пройти инструктаж и ознакомиться со схемой электроустановки.

Отключать заземляющие ножи и снимать переносные заземления разрешается работнику из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой не ниже III.

Все операции по наложению и снятию заземлений в электроустановках напряжением до 1000 В. может выполнять работник из оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже III.

Временное снятие заземлений, наложенных при подготовке рабочего места, допускается, если это требуется по характеру выполняемых работ (измерение сопротивления изоляции и т. п.). Однако место работы при этом подготавливают в полном соответствии с требованиями ПБ и лишь на время производства работы снимают те заземления, при наличии которых работа не может быть выполнена.

Временное снятие и повторное наложение заземлений производит оперативный персонал или под его наблюдением член бригады с группой по электробезопасности не ниже III.

Временное снятие и повторное наложение заземления в электроустановках напряжением выше 1000 В без местного оперативного персонала может производить ответственный руководитель или производитель работ или под его наблюдением член бригады с группой не ниже III.

Разрешение на временное снятие заземлений вносят при выдаче наряда в строку «Отдельные указания» с записью о том, где и для какой цели требуется эта операция.

Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1000 В заземляют во всех РУ и у секционирующих коммутационных аппаратов, где отключена линия.

Высоковольтную линию напряжением 35 кВ и выше с отпайками можно заземлять на отпаечных подстанциях при условии, что линия заземлена с двух концов; ВЛ, напряжением 6...20 кВ, допускается заземлять только в одном РУ, у одного секционирующего аппарата или на ближайшей к этому устройству или секционирующему аппарату опоре, имеющей заземляющее устройство. В остальных РУ этого напряжения и у секционирующих коммутационных аппаратов в местах, где воздушная линия отключена, ее не заземляют при условии, что на воздушную линию накладывают заземления между рабочим местом и этим РУ или секционирующими коммутационными аппаратами. Заземления накладывают на опорах, имеющих заземляющие устройства.

Для ВЛ напряжением до 1000 В достаточно наложить заземление только на рабочем месте.

На отключенной и заземленной воздушной линии напряжением 35 кВ и выше при производстве работ на проводе одной фазы или поочередно на проводах каждой фазы можно заземлять на рабочем месте провод только той фазы, на которой выполняют работу. При этом запрещается приближаться к проводам остальных, незаземленных фаз на расстояниях менее указанных в ПБ.

При прочих работах на ВЛ. напряжением 35 кВ и выше, а также при всех работах на ВЛ напряжением ниже 35 кВ на рабочем месте заземляют провода всех фаз. На одноцепных ВЛ. заземление на рабочем месте необходимо накладывать на опоре, на которой производят работу, или на соседней. Допускают наложение заземлений с двух сторон участка ВЛ, на котором работает бригада, при условии, что расстояние между заземлениями не превышает 2 км. Накладывать переносные заземления на ВЛ и включать установленные на опорах заземляющие ножи должны работники оперативного или оперативно-ремонтного персонала, один из которых -производитель работ с группой по электробезопасности не ниже IV на ВЛ напряжением выше 1000 Вис группой не ниже III на ВЛ напряжением до 1000 В. а второй - член бригады, имеющий группу не ниже III. Снимать переносные заземления должны обязательно два работника, имеющих группу не ниже III.

При наложении и снятии заземлений один из двух работников, выполняющих эти операции, в том числе производитель работ, может оставаться на земле.

Отключать заземляющие ножи может работник оперативного или оперативно-ремонтного персонала с группой по электробезопасности не ниже III.

Все операции по наложению и снятию переносных заземлений, включению и отключению заземляющих ножей должны отражаться на оперативной или мнемонической схеме, в оперативном журнале и в наряде.

Переносные заземления должны учитывать по номерам с указанием мест их нахождения.

Производство работ по предотвращению аварий и ликвидации их последствий

Кратковременные, не терпящие отлагательства работы по устранению неисправностей оборудования, которые могут привести к аварии, а также восстановительные работы в аварийных случаях, может производить без наряда с последующей записью в оперативный журнал:

оперативный персонал (в установках напряжением выше 1000 В -не менее чем 2 чел.);

ремонтный персонал под наблюдением оперативного, если выписка и оформление наряда могут задержать ликвидацию последствий аварии;

ремонтный персонал под наблюдением и ответственностью обслуживающего данную электроустановку административно-технического персонала с группой по электробезопасности не ниже V (в установках напряжением до 1000 В - не ниже IV в случае занятости оперативного персонала, а также в отсутствие постоянного обслуживающего персонала).

Если на подстанции отсутствуют сотрудники административного электротехнического персонала, имеющие право выдачи наряда или распоряжения, то право выдачи наряда или распоряжения на работу по предотвращению аварии и ликвидации ее последствий предоставляется оперативному персоналу всех подстанций и оперативно-выездных бригад с группой по электробезопасности не ниже IV.

Во всех случаях при работах по предотвращению или ликвидации последствий аварии должны выполняться все технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

Оперативный персонал может участвовать в ликвидации последствий аварий только с ведома вышестоящего оперативного персонала. При отсутствии телефонной связи такого разрешения не требуется.

При производстве в электроустановках предприятии всякого рода аварийных работ дежурными бригадами городских сетей или районных энергетических управлений, например измерений и испытаний, аварийно поврежденных кабелей, необходимы выдача наряда и оформление допуска к работам в соответствии с требованиями ПБ. В этих случаях для быстрейшей ликвидации аварии ври отсутствии в данный момент на подстанции предприятия лиц, имеющих право выдачи наряда, выдавать его имеет право дежурный или оперативно-ремонтный персонал предприятия по указанию лица, ответственного за электрохозяйство установки (цеха предприятия).

.2 Защитное заземление подстанции

Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлических соединённых между собой проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землёй. Искусственный заземлитель - заземлитель, специально выбранный для цепей заземления.

Для выполнения заземления используются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей применяются водопроводные трубы, оболочки кабелей, фундаменты и металлические части зданий, система трос - опора. В качестве искусственных заземлителей применяются: металлические стержни, полосы, погружённые в почву для лучшего контакта с землёй.

В цепях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и присоединить их между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 - 0,8м от поверхности земли и на расстоянии 0,8 - 1,0м от фундаментов или оснований оборудования. Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5 - 0,8м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающееся от периферии к центру заземляющей мачты.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, чтобы в совокупности образовывали замкнутый контур.

Для расчета защитного заземления принимается:

1)территория подстанции занимает площадь S =110400

)заземлитель предлагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 440мм и вертикальных стержневых электродов длиной диаметром глубина заложения электродов в землю

)расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли ; толщина верхнего слоя земли

) в качестве естественного заземления предполагается использовать систему трос - опоры двух подходящих к подстанции воздушных линий электропередачи 110 кВ, на металлических опорах с длиной пролета L = 250 м; каждая имеет один стальной грозозащитный трос сечением S = 50, расчетное сопротивление заземления одной опоры = 12 Ом, число опоры с тросом на каждой линии больше 20.

Сопротивление заземлителя растеканию тока согласно требованиям ПУЭ должно быть не более 0,5Ом

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий определяется по выражению:

(2.1)

Сопротивление естественного заземлителя для двух линий по выражению:

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя получим с учетом того, что и

(2.2)

Составляется предварительная схема заземлителя и наносится на план подстанции, приняв контурный тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной LB = 5м) электродов. По предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов: = 1349,75 м, n = 57 шт.

Составляется расчетная модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью S =3710 м. Длина одной стороны сетки будет = 60,909 м.

Количество ячеек по одной стороне модели рассчитывается по формуле

(2.3)

Количество ячеек по одной стороне модели

Так, как m дробное число, оно округляется до целого и принимается m = 10.

Уточняется суммарная длина горизонтальных электродов по выражению:

(2.4)

Суммарная длина горизонтальных электродов:

Длина стороны ячейки в модели определяется:

; (2.5)

Расстояние между вертикальными электродами определяется по формуле:

; (2.6)

где n - количество вертикальных электродов

Суммарная длина вертикальных электродов по выражению:

; (2.7)

где LB = 5 м - длина вертикального электрода

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов определяется по формуле:

; (2.8)

где tВ = 0,8 м - глубина погружения в землю верхнего конца вертикального электрода

S - площадь заземляющей сетки

Относительная длина вычисляется по формуле:

; (2.9)

где = 2,8 м - толщина верхнего слоя земли

Находится значение отношения расчетных удельных сопротивлений слоев земли

как:

где и - расчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли ,

Поскольку , значение k находится согласно выражению:

; (2.10)

k - показатель степени в формуле эквивалентного удельного сопротивления двухслойной земли

Находим расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта по формуле:

; (2.11)

Вычисляем расчетное сопротивление Rи растеканию тока рассматриваемого искусственного заземлителя по выражению:

; (2.12)

так как 0,1<tотн<0.5 - коэффициент А находится выражением:

А = 0,385 - 0,25 ; А = 0,385 - 0,25 0,102 = 0,36

Данное значение расчетного сопротивления рассматриваемого искусственного заземлителя (), Ом, меньше требуемого сопротивления, которое согласно ПУЭ составляет 0,75 Ом, ( =0,75). Это повышает условия безопасности.

Общее сопротивление заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя) вычисляется согласно выражению

; (2.13)

Определяем потенциал заземляющего устройства в аварийный период по выражению

; (2.14)

Допустимый ток заземлителя для Uн = 110 кВ равен 5 кА

Этот потенциал допустим, так как он меньше 5 кА

Таким образом, искусственный заземлитель подстанции должен быть выполнен из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов, сечением 4 40 мм общей длиной не менее 1368,216 и вертикальных стержневых в количестве не менее 57 штук диаметром 12 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя по возможности равномерно, т.е. на одинаковом расстоянии один от другого; глубина погружения электродов в землю 0,8 м. При этих условиях сопротивления искусственного заземлителя в самое не благоприятное время года не будет превышать 0,674 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом , т.е. общее сопротивление искусственного и естественного заземлителей, будет не более 0,5 Ом.

3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

.1 Общие положения по проектированию релейной защиты воздушных линий в сетях напряжением 35кВ

Для линий 35кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через реактор), должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных КЗ и от замыканий на землю.

Защиту от многофазных КЗ следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения с большей вероятностью только одного места повреждения при двойных замыканиях на землю и исключения несрабатывания защиты при двойных замыканиях в фазах, где не установлены трансформаторы тока.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных КЗ должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки ТО, а вторая - в виде максимальной токовой защиты МТЗ.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

селективной (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности.

Защита должна быть установлена на всех линиях электрически связанной сети со стороны питания.

Защита ВЛ-35кВ

Согласно ПУЭ, для воздушных линий должны быть предусмотрены следующие защиты:

1. Максимальная токовая защита (МТЗ).

2. Токовую отсечку (ТО).

3. Защита от однофазного замыкания на землю.

Расчет максимальной токовой защиты

Максимальный рабочий ток в ВЛ

(10.134)

где - максимальная полная мощность передаваемая воздушной линией.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ)

(10.135)

где Котс=1,2- коэффициент отстройки

Кв=0,85- коэффициент возврата

Ксам=1,1- коэффициент самозапуска

Для защиты линии, имеющей выключатель с электромагнитными приводами, выполняем защиту на выпрямленном оперативном токе с использованием реле тока типа РТ-40 (МТЗ на индукционном элементе, ТО на электромагнитном элементе).

Ток срабатывания реле

(10.136)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Кн=1,2- коэффициент надежности.

Коэффициент чувствительности защиты:

(10.137)

где - ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемого участка сети в минимальном режиме.

Время срабатывания МТЗ выбирается из условий селективности защиты и термической стойкости защищаемого элемента. Время срабатывания последующей защиты (расположенной ближе к источнику питания)

где - время срабатывания предыдущей защиты

- ступень селективности

Защита от однофазных замыканий на землю

Для защиты от однофазных замыканий на землю воздушных линий используются устройства контроля изоляции. Для осуществления избирательности действий защиты линия снабжается кабельным вводом. Защита осуществляется специальными трансформаторами тока нулевой последовательности. Защита от замыканий на землю работает на сигнал, если не требуется отключение по специальным требованиям.

Ток срабатывания защиты выбирают из условия несрабатывания защиты при внешнем однофазном замыкании на землю:

сз = Котс ?Кб ?Ic (10.138)

Iсз = Котс ?Кб ?Ic = 1,2? 2? 0,5=1,2 А,

где Котс = 1,2-1,3 - коэффициент отстройки;

Кб = 2 -2,5 - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги;

Ic - установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения.

Емкостной ток воздушной линии Ic , в первом приближении, можно рассчитать, А:

c = Uф?L/350 (10.139)

Ic =38,5? 66,4/350=7,3 А,

L=66,4 - длина линии, км;

Автоматическое повторное включение

В соответствии с Правилами ПУЭ устройствами автоматического повторного включения (АПВ) должны оборудоваться воздушные в смешанные (кабельно-воздушные линии).

К устройствам АПВ Правила предъявляют следующие требования:

. Обеспечение ускорения действия релейной защиты до действия АПВ и после;

. Автоматический возврат устройства АПВ после срабатывания;

. Запрет АПВ при работе некоторых видов релейной защиты и автоматики.

. Заданная кратность действий.

. Вывод устройства при отключении выключателя ключом управления и при оперативном выключении выключателя на КЗ.

Так как ВЛ-35кВ протяженностью 4,5км с односторонним питанием выбираем однократное АПВ для линий с односторонним питанием

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

t1АПВ ?tг.п+tзап. (10.140)

где tг.п- время готовности привода, которое в зависимости от типа привода находятся в пределах от 0,1 до 0,2 с;

t1АПВ ?tг.в- tв.в+tзап. (10.141)

где tг.в -время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя обычно находятся в пределах от 0,2 до 2 с, но для некоторых типов может быть больше; tв.в -время включения выключателя;

t1АПВ ? tд + tзап. (10.142)

где tд - время деионизации среды в месте к.з., значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока к. з., от рабочего напряжения; ориентировочные средние значение для сетей напряжением до 35 кВ включительно = 0,1 с.

Время запаса tзап. для принимается равным примерно 0,5 с.

Данные для расчета находятся в технических паспортах приводов и выключателей. Однако, как правило, этих данных не требуется, поскольку для одиночных воздушных линий 6-110 кВ с односторонним питанием практически принимается время срабатывания t1АПВ в пределах 3 с. При такой выдержке времени до момента АПВ линия наиболее вероятно самоустранение причин, вызвавших неустойчивое к.з., допускают увеличение выдержки времени устройств АПВ однократного действия именно с целью повышения эффективности действий устройств. Время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных реле серии РПВ, может не рассчитываться, так как оно определяется продолжительностью заряда конденсатора (15-25 с), которая надежно обеспечивает однократность действия АПВ. Для обеспечения однократности действия АПВ выключателя, оборудованного пружинным или грузовым приводом, минимальное время натяжения пружин или подъема груза.

В данном проекте выбираем для установки устройство АПВ на выпрямленном оперативном токе. В устройстве АПВ используется комплектное реле РПВ-358. Схема устройства представлена на формате А1.

отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

4. Спец часть

4.1 Внутренние электрические сети жилого здания

Основные положения

Внутренние электрические сети жилых зданий выполняются согласно нормам и правилам приведенных в ПУЭ

На вводе в жилые здания устанавливается главный распределительный щит (ГРЩ) или вводно-распределительное устройство (ВРУ), которые должны иметь степень защиты IP 30 и быть расположены в удобных и доступных для обслуживания местах (отапливаемых тамбурах, вестибюлях и т.п.). ГРЩ должно оборудоваться запирающимися дверцами. Запрещается располагать ГРЩ под ванными комнатами, душевыми, уборными, кухнями, моечными и другими помещениями, связанные мокрыми технологическими процессами.

Питание ГРЩ может выполняться, как воздушными линиями, так и кабельными.

Кабельные вводы в здания следует выполнять в трубах на глубине 0,5 - 2 м. При этом в одну трубу следует затягивать один силовой кабель. Трубы для ввода кабеля следует как правило закладывать непосредственно до помещения вводно- распределительного устройства. Концы труб, а также сами трубы при прокладке через стену должны иметь тщательную заделку для исключения возможности проникания в помещения влаги и газа.

Питание электроприемников осуществляется на напряжение 380/220В по линии с глухозаземленной нейтралью. Присоединенные электроприемники объединяются в группы, которые могут выполняться одно -, двух -, трехфазными.

Характеристика помещений объекта

Марки провода и кабеля, а также их прокладка должны выбираться в зависимости от характера помещений или условий окружающей среды в них.

Характеристика помещений жилого здания см. таблицу, которая выполнена согласно ПУЭ и нормативных документов по пожаробезопасности.

Таблица :Характеристика помещений объекта

Наименование Категория-надежности Характеристика среды Классификация по отношению поражения электрическим токомКлассификация по пожароопасности Прихожая III Сырые (v>75%), t<35°C ПО - Прихожая норм. Без ПО - Гостиная норм Без ПО Столовая норм. Без ПО - Кухня норм Без ПО - Санитарный узел (постирочная) Сырые ( v>75%) ПО ! Гараж Сырые (v>75%), t<35°C ПО П-1 Холл норм. Без ПО - Гардероб норм Без ПО - Спальня норм. Без ПО - Отопительная Сырые (v>75%), t<35°C, присутствие пыли. Особоопасное помещение П-Па Подвал Сырые (v>75%). ПО П-Па Коридор, лестшщы норм. Без ПО - Балкон, терраса Сырые (v>75%). ПО Тех. помещения Наличие пыли. по П-Па

4.3 Внутренние электрические сети

Внутренние электрические сети в ванных комнатах, душевных запрещена установка розеток или возможна их установка через разделяющий трансформатор. Высота розеточной сети не нормируется.

Выключатели должны устанавливаться на высоте 1,5 м и рекомендуемое место установки со стороны дверной ручки. Разрешается установка выключателей под потолком, управляемых с помощью шнура.

В передней квартиры должен быть установлен звонок, а у входа звонковая кнопка.

В зданиях с блочными и кирпичными стенами электропроводка выполняется: открыто в плинтусах и наличниках из трудносгораемой пластмассы с каналами для электропроводок с сетями радиофикации, телефонии и телевидения, продолженными в специальных отделениях или на полках; скрыто в кирпичных стенах и перегородках непосредственно под слоем штукатурки; гипсо - и шлакобетонных перегородках в каналах, бороздах; в пустотах плит перекрытий и в слое подготовки пола с защитой проводов.

Розеточная сеть

В жилых комнатах квартир должно быть установлено не менее одной розетки на ток 6 А на каждые полные и неполные 6 площади комнаты, в коридорах квартир - не менее одной розетки на каждое полное и неполное 10 площади коридоров.

В общей комнате квартир жилых домов, следует устанавливать розетку с заземляющим контактом на ток 10 (16) А для выключения одного бытового кондиционера воздуха мощностью до 1,3 кВт.

В кухнях квартир следует предусматривать:

Три розетки на ток 6 А для подключения холодильника, надплитного фильтра, динамики трехпрограммного радиовещания и бытовых электроприемников мощностью до 1,3 кВт. В кухнях квартир площадью более 8 следует предусматривать четыре розетки на ток 6 А;

одну розетку с заземляющим контактом на ток 10 (16) А для подключения бытового прибора мощностью до 2,2 (2,5) кВт, требующего зануления.

В кухнях квартир со стационарными электроплитами следует устанавливать розетку с заземляющим контактом на ток 25 А для подключения плит.

При этом:

.Сдвоенная розетка, установленная в жилой комнате и коридоре, считается одной розеткой, а установленная в кухне - двумя.

.Электроплиты, устанавливаемые при строительстве жилых домов и общежитий, относятсяк электрооборудованию, эксплуатируемому жилищными или другими специализированными организациями.

Все розетки зануляются и заземляются.

Количество штепсельных розеток зависит от площади помещения согласно выше изложенному, и определяется по формуле:

;

где - площадь помещения, м2

- минимальная площадь приходящаяся на одну розетку, м2

Полученный результат округляем до целого числа пст = 2 Для остальных помещений количество штепсельных розеток рассчитываем аналогично.

Внутреннее освещение

Для расчета освещения определяем нормы освещения,

Таблица Нормы освещения от общего освещения для помещений жилых зданий

№ п.п Наименование помещения Наимень шая освещен ностъ Плоскость нормирования Коэффициент запаса Тип источника КССТип защиты 1 Прихожая10 Г -0,0 1,5 ЛНД-1IP51 2 Прихожая 50 Г -0,8 1,2 IP20 3 Гостиная 150 Г -0,8 1,2 IP20 4 Столовая 150 Г -0,8 1,2 1Р20 5 Кухня 50 Г -0,8 1,2 IP206 Санитарный узел (постирочная) 20 Освещенние в вертикальной плоскости над умывальником 1,6 IP51 7 Гараж 20 Г -0,8 1,5 IP54 8 Холл 150 Г -0,0 1,2 IP20 9 Гардероб 50 Г -0,8 1,2 IP20 10 Спальня 50 Г -0,8 1,2 IP20 11 Отопительная 10 Г -0,8 1,5 IP51 12 Подвал 50 Г -0,8 1,5 IP51 13 Коридор, лестницы 50 Г -0,0 1,2 IP20 14 Балкон, терраса 20 Г -0,0 1,5 IP51 15 Прихожая (подвал) 20 Г -0,0 1,5 IP51 16 Кладовая 10 Г -0,0 1,5 IP51 17 Тех. помещения 30 Г -0,8 1,5 IP51

Используя упрощенный метод коэффициента использования (метод удельных мощностей) рассчитываем освещение коттеджа. Таблицы составлены для определенных значений освещенности Е, не учитывают форму помещения. При их составлении принимается, что i = 0,48 A/h, что справедливо для условий, а/b < 2,5. Они рассчитываются для сочетания коэффициентов отражения поверхности рпот =50%. рст = 30%, рр = 10%. Высота помещения принимаем h = 3 м., КПД = 75%.

Выбираем по таблицам удельных мощностей, удельную мощность равномерного освещения при освещенности Ен = 100 лк и мощностей ламп накаливания 60 Вт, 100 - 200 Вт. 300 Вт; коэффициент запаса К3 принимаемый по таблице

Пересчитываем удельную мощность для принятой нормированной освещенности помещения по формуле:

где ;; - табличное значение удельной мощности, коэффициента запаса и нормированной освещенности, КПД в нижнею полусферу.

Определяем количество светильников согласно формуле:

;

где Рис - мощность источника света, Вт

Sпом - площадь помещения,

Для примера, рассчитываем освещенность гостиной.

Нормируемые данные: К3 =1,2, Snoм = 32,15 м , I = 2,5, высота помещения h = 3 м, = 75%, пот = 50%, ст = 30%, р = 10%. Тип источников света: лампы накаливания.

Выбираем удельную мощность равномерного освещения при Ен = 100 лк и мощности Рис = 60 Вт, К3 = 1,3, = 75%, пот = 50%. ст = 30%, р = 10%:

Определяем расчетную удельную мощность равномерного освещения:

Определяем количество источников света для гостиной:

Полученный результат округляем до целого числа N = 28 шт.

Расчет также, ведем для Рис = 100 + 200 Вт и Рис = 300 Вт.

Аналогично рассчитываем количество источников света для других помещений.

Расчет групповой сети

Групповые сети выполняем однофазными. Рекомендуется разделять группы на освещение и штепсельные розетки. В жилых зданиях оборудованных стационарными электрическими плитами, выделяют отдельную группу на питание этих плит.

Сечения проводов и кабелей групповых линий выбирают по по условию нагрева расчетным током. Принимаем минимальное сечение для медных проводов Sмнн = 1 .

Сечение питающих и групповых линий определяется по формуле:

где UH - номинальная мощность, UH = 0,22 В. - коэффициент мощности,

-расчетная мощность -

для штепсельных розеток: до 100 шт. 0,1 кВт

свыше 100 шт. 0.06 кВт - 0,98.

для освещения, согласно выбранных светильников = 1.

Определяем расчетный ток для освещения группа 1(этаж 1)

Принимаем тип провода, по допустимому току. ВВГ 3x1

Iдоп = 1 9 А.

Аналогично рассчитываем остальные групповые линии для коттеджей см. таблицу

№ группы Рр, кВт Uн,вIР, А

Iдоп А

,А

Тип провода 11 4,22 1 18,27 192 ВВГ 3x2.5 2 1,5 0,98 6,96 14 1 ВВГЗх1.5 3 8 0,96 37,88 438 ВВГ 3x8 4 334 220 1 15,18 192 ВВГ 3x2.55 1,3 0,98 6,03 141 ВВГЗх1.56 2,3 1 10,45 141 ВВГЗх1.5 о . 70,9 0,98 4,17 141 ВВГЗх1.5 ЩГ 0,6 0,98 2,78 141 ВВГЗх1.521 2,9 1 13,18 151,5 ВВГ 3x2.5 2 1,2 0,98 5,57 141 ВВГЗх1.5ч j 8 0,96 37,88 438 ВВГ 3x8 4 2,06 220 1 9,3 141 ВВГЗх1.5 5 1 0,98 4,45 141 ВВГЗх1.5 6 1,22 0,98 4,64 141 ВВГЗх1.5 7 0,8 1 3,64 141 ВВГЗх1.5 ЩГ 0,56 0,98 2,59 14 1 ВВГЗх1.5

Тип провода и сечение групповых и питающих линий

Определяем сечение и тип провода или кабеля на вводе в здание: Для провода: Рр = 14,5 кВт, = 0,98:

Выбираем сечение провода sct = 10 мм2, тип провода АС, IДОП - 84 А.

Для кабеля получаем стандартное сечение sct - 10 мм , тип кабеля ААШв. Iдоп = 75 А.

Аппараты защиты и учет электроэнергии

Зашита выполняется при помощи предохранителей или автоматических выключателей. Автоматический выключатель должен иметь тепловой и электромагнитный расцепители.

Номинальные токи тепловых, и комбенированых расцепителей автоматических выключателей (или плавких вставок предохранителей) для защиты групповых линий и вводов квартир, включая линии к электроплитам независимо от места их установки (в шкафу или открыто) должны быть:

А - для сетей освещения и розеток на ток 6- 10 (16) А;

А - для линий питающих стационарные электроплиты;

Расчетные счетчики электрической энергии следует устанавливать в точках. Балансового разграничения с энергосберегающей организацией: на ВРУ. ГРЩ и на вводах низшего напряжения силовых трансформаторов ТП. в которых щит низшего напряжения обслуживается эксплутационным персоналом абонента, на вводах в квартиры жилых домов.

Перед счетчиком на расстоянии не более 10м по длине проводки для его замены должен быть установлен коммутирующий аппарат или предохранитель.

После счетчика, должен быть установлен аппарат защиты возможно ближе к счетчику, но не далее чем на расстоянии 10 м по длине электропроводки. Если после счетчика отходит несколько линий, снабженых аппаратоми защиты, установка общего аппарата защиты не требуется.

Условие выбора автоматических выключателей

Выбор автоматических выключателей :

№ группыАААТип автоматического выключателя1118,276320ВА 202026,961610ВА 2020337,886340ВА 2020415,181616ВА 202056,031610ВА 2020610,451616ВА 202074,171610ВА 2020ЩГ2,781610ВА 20202113,181616ВА 202025,571610ВА 2020337,886340ВА 202049,31610ВА 202054,451610ВА 202064,641610ВА 202073,641610ВА 2020ЩГ2,591610ВА 20205. Экономическая часть

5.1Расчёт сетевого графика строительства подстанции

Сетевой график, приведённый в графической части дипломного проекта, представляет собой комплекс взаимосвязанных работ, выполняемых в определённой последовательности.

Перечень и коды работ приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Перечень и коды работ по строительству подстанции

№Наименование работКод работыПродолжительность работы, день.1.Составление проектного задания0-122.Выбор и согласование площадки1-233.Реконструкция подстанции - I этап 1-324.Реконструкция систем контроля и управления - I этап1-1125.Оформление заказов и получение контрольной измерительной аппаратуры и автоматики1-1236.Оформление заказов на трансформаторы1-1317.Оформление заказов на высоковольтные выключатели1-1438.Проведение изыскательских работ2-31,59.Реконструкция подстанции - II этап3-4310.Подготовка документов проекта на реконструкцию подстанции3-50,511.Оформление заказов и получение материалов для реконструкции ОПУ подстанции3-7212.Оформление заказов и получение материалов для реконструкции высоковольтных выключателей3-8113.Оформление заказа на строительные материалы 4-9114.Согласование проекта реконструкции подстанции5-60,515.Утверждение проекта реконструкции подстанции6-7316.Установка аппаратов в ОПУ7-101,517.Получение высоковольтных выключателей8-15218.Получение стройматериалов9-10319.Реконструкция подстанции и начало монтажа оборудования10-152,520.Проектирование систем контроля и управления II этап11-151,521.Оформление заказов и получение контрольно-измерительных аппаратов и автоматики - II этап12-15222.Получение и установка трансформаторов13-154,523.Монтаж высоковольтных выключателей14-15224.Установка контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики15-161,525.Завершение реконструкции подстанции16-17226.Приёмка подстанции комиссией и проведение испытаний17-180,5

Расчёт продолжительности выполнения конечного события по всем возможным путям сведён в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Возможные пути и продолжительность выполнения конечного события

ПутьПродолжительность, день.0 - 1 - 2 - 3 - 8 - 15 - 16 - 17 - 1813,50 - 1 - 2 - 3 - 4 - 9 - 10 - 15 - 16 - 17 - 18200 - 1 - 3 - 4 - 9 - 10 - 15 - 16 - 17 - 1817,50 - 1 - 3 - 7 - 10 - 15 - 16 - 17 - 18140 - 1 - 3 - 5 - 6 - 7 - 10 - 15 - 16 - 17 - 18160 - 1 - 11 - 15 - 16 - 17 - 189,50 - 1 - 12 - 15 - 16 - 17 - 18110 - 1 - 13 - 15 - 16 - 17 - 1810,50 - 1 - 14 - 15 - 16 - 17 - 1810,5

В соответствии с таблицей 5.2 время наибольшего пути Ткр = 20 дней.

В таблице и расчётах параметров работ приняты следующие обозначения:

tij - продолжительность работ;

i - событие, предшествующее данной работе;

j - событие, следующее за данной работой;

Р.О. - раннее окончание работы;

П.О. - позднее окончание работы;

Р.Н. - раннее начало работы;

П.Н. - позднее начало работы;

- - максимальный путь от начального события до события, предшествующего данной работе;

, (11.1.1)

где - разница между Ткр и максимальным путём от конечного события до события, предшествующего данной работе;

, (11.1.2)

Резерв времени

или . (11.1.3)

Данные по расчёту параметров работы сведены в таблицу 11.3.

Таблица 5.3 - расчет параметров сетевого графика

Код работыпродолжительностьR0-12020201-23252501-32244,56,52,51-1122412,514,510,51-12325111491-1312310,511,58,51-1432511,514,59,52-31,556,556,503-436,59,513,516,573-50,56,5788,51,53-726,58,510123,53-816,57,513146,54-919,510,59,510,505-60,577,58,591,56-737,510,59121,57-101,510,5121213,51,58-1527,59,514166,59-10310,513,510,513,5010-152,513,51613,516011-151,545,514,51610,512-152571416913-154,537,511,5168,514-1525714,516,59,515-161,51617,51617,5016-17217,519,517,519,5017-180,519,52019,5200

В четырёх секторах сетевой модели занесены параметры событий:

а - ранний срок совершения работы ;

б - номер события;

в - поздний срок совершения события ;

г - номер предшествующего события по наибольшему пути.

Привязка сетевого графика к календарю приведена на рисунке 1.2

Рисунок 5.2 - привязка сетевого графика к календарю

5.2Нормы комплектования электрозащитными средствами подстанции 110/10 кВ

В процессе эксплуатации ЭУ нередко возникают условия, при которых даже самое совершенное конструктивное исполнение установок не обеспечивает безопасности обслуживающего персонала, и поэтому требуется применение специальных защитных средств-приборов, аппаратов, переносных и перевозимых приспособлений и устройств, служащих для защиты персонала от поражения электрическим током, воздействия электрической дуги, электрического поля, продуктов горения, падения с высоты и т.п.

Защитные средства могут быть условно разделены на три группы: изолирующие, ограждающие, экранирующие и предохранительные.

Изолирующие электрозащитные средства изолируют человека от токоведущих или заземленных частей. а также от земли. Они делятся на основные и дополнительные.

Основные изолирующие электрозащитные средства обладают изоляцией, способной длительно выдерживать рабочее напряжение электроустановки, и поэтому ими разрешается касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением. К ним относятся: в электроустановках выше 1000 В - изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения, а также средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В.

Дополнительные изолирующие электрозащитные средства не обладают изоляцией, способной выдержать рабочее напряжение электроустановки, и поэтому они не могут служить защитой человека от поражения током при этом напряжении. Их назначение - усилить защитное (изолирующее) действие основных изолирующих средств, вместе с которыми они должны применяться; причем при использовании основных электрозащитных средств достаточно одного дополнительного электрозащитного средства. К дополнительным изолирующим средствам относятся: в электроустановках выше1000 В - диэлектрические перчатки, боты и ковры, а также изолирующие подставки.

Ограждающие электрозащитные средства предназначены для временного ограждения токоведущих частей, к которым возможно случайное прикосновение или приближение на опасное расстояние, а также для предупреждения ошибочных операций с коммутационными аппаратами. К ним относятся временные переносные ограждения - щиты и ограждения-клетки, изолирующие накладки, временные переносные заземления и предупредительные плакаты.

Экранирующие электрозащитные средства служат для исключения вредного воздействия на работающих электрических полей промышленной частоты. К ним относятся индивидуальные экранирующие комплекты (костюмы с головными уборами, обувью и рукавицами), переносные экранирующие устройства (экраны) и экранирующие тканевые изделия (зонты, палатки и т. п.).

Предохранительные средства защиты предназначены для индивидуальной защиты работающего от вредных воздействий неэлектротехнических факторов - световых, тепловых и механических, а также от продуктов горения и падения с высоты. К ним относятся защитные очки и щитки, специальные рукавицы, изготовленные из трудновоспламеняемой ткани, защитные каски, противогазы, предохранительные монтерские пояса, страховочные канаты, монтерские когти.

Комплектация подстанции электрозащитными средствами приведена в таблице 5.4 и 5.5

Таблица 5.4 - Нормы комплектования электрозащитными средствами ОРУ 110кВ

Средство защитыКоличествоИзолирующая штанга (оперативная или универсальная)2 шт.Указатель напряжения2 шт. Диэлектрические перчатки2 парыДиэлектрические боты1 параПереносные заземления2 шт.Временные ограждения (щиты)2 шт.Переносные плакаты и знаки безопасностипо местным условиямШланговый противогаз2 шт.Защитные очки2 пары

Таблица 5.5 - Нормы комплектования электрозащитными средствами ЗРУ 10кВ

Средство защитыКоличествоИзолирующая штанга (оперативная или универсальная)2 шт.Указатель напряжения2 шт. Изолирующие клещи1 шт.Электроизмерительные клещи1 шт.Диэлектрические перчатки2 парыПереносные заземления3 штВременные ограждения (щиты)2 шт.Переносные плакаты и знаки безопасностипо местным условиямШланговый противогаз2 шт.Защитные очки2 пары

Заключение

В процессе проектирования реконструкции электрической части подстанции были учтены основные условия проектирования: надежность, экономичность, безопасность, а также перспективы развития (восстановления).

Были произведены расчеты по ведомостям, суточных и годовых графиков, электрических нагрузок. Произведенный расчет по надежности и экономике показал выгодность замены выключателей, который и был взят за основу, для реконструкции подстанции.

По электрическим нагрузкам выбраны: число и мощность силовых понижающих трансформаторов, основного и вспомогательного оборудования подстанции и проверены по условиям КЗ и остальным параметрам.

Выбраны, разработаны защиты основных силовых трансформаторов.

В разделе «Спец вопрос» рассмотрен вопрос электроснабжение микрорайона «А».

В разделе «Техника безопасности» рассмотрен вопрос «Технические мероприятия при обслуживании электроустановок с выше 1 кВ.».

Графическая часть проекта представлена на пяти листах и содержит:

.План подстанции до реконструкции «Арсеньев-1».

.План подстанции после реконструкции «Арсеньев-1».

.Грозазащита подстанции «Арсеньев-1»

.Спец часть: «План силовых и осветительных сетей жилого дома»

.Дифференциальная защита трансформатора ДТЗ - 11

.Разрез элегазового выключателя марки ВГБЭ - 35 12,5/630 УХЛ 1

Список литературы

1.Проектирование электрической части подстанций: методические указания к курсовому проектированию/ - Владивосток ДВГТУ.

2.Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: методические указания к курсовому проектированию - Владивосток ДВГТУ, 1997.

.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ - М.: Энергоатомиздат, 1989.

.Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования/ - М.: Энергоатомиздат, 1987.

.Шабад М.А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей/ - Л. Энергоатомиздат, 1985.

.Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения/ - М.: «Высшая школа» 1991.

.Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского - М.: Энергия, 1973.

.Правила устройства электроустановок/ - СПб.: ДЕАН, 2002.

.Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ/ - М., 1991.

.Рожкова Л.Д, Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций/ - М.: Энергия, 1980.

.Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций и указания по их применению № 14198 ТМ-Т1/ - М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1993.

.Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Под ред. В.М. Блок/ - М.: Высшая школа, 1990.

.Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Н.Р. и др. Электрическая часть станций и подстанций: учебник для ВУЗов/ - М.: Энергоатомиздат. - 1990.

.Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / Под ред. В.М. Блок /- М.: Высшая школа, 1990.

.Охрана труда в электроустановках / Под ред. Б.А. Князевского - М.: Энергоатомиздат, 1983.

Приложение1

ЗИМАЛесная-Н.СысоевкаФ-1 База общепФ-5 ВодоводФ-6 БольницаФ-7 ИнтернатФ-8 Комсом. кв.ЧасыP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтS,мВАQ,мВАр01-00777029408307,6864198886,412724081335,8768192791,612482881280,8936180953,202-00756029408111,5828198851,312484321320,7768192791,612482881280,8900216925,603-00735029407916,2828198851,312484321320,7672144687,312482881280,8792180812,203-30756029408111,5828216855,712964801382,0672192698,914402881468,5864216890,604-00756029408111,5864216890,613444801427,1768192791,614402881468,5792216820,904-30756029408111,5864216890,613444801427,1768192791,614402881468,5864216890,605-00756029408111,5864216890,613444321411,7768192791,613442881374,5864216890,606-00798027308434,1954216978,113684321434,6768192791,613442881374,5900180917,807-00903035709710,111702161189,816564321711,410081441018,214882881515,612601801272,808-00840035709127,211342161154,416084321665,010082401036,213442881374,513322881362,809-00819025208568,911342161154,415604321618,710081921026,113442881374,512962521320,309-30798025208368,411162161136,714884321549,4960192979,012482881280,812242161242,910-00798025208368,411162161136,714883841536,7960192979,012482881280,812242161242,910-30840025208769,911162521144,114883841536,796096964,812482881280,812242161242,911-00840029408899,611882521214,414883841536,7960192979,012481921262,712242161242,912-00798029408504,411522341175,514884081542,9960192979,012002881234,112962521320,313-00777031508384,212422701271,016084561671,410081921026,113442881374,512962521320,314-00777031508384,211162341140,314884321549,4912192932,012482881280,811162521144,115-00777029408307,69902161013,314404081496,7864144875,911042401129,810802161101,416-00756029408111,511162161136,714404081496,7864192885,112482881280,811162161136,717-00861029409098,111162341140,314404321503,4864192885,111522881187,511162521144,118-00882031509365,613322701359,115844561648,311522401176,712482881280,814042881433,218-30882033609438,315482881574,619204801979,113442881374,513442881374,514402881468,519-00882033609438,315482881574,620164802072,414402881468,514402881468,514402881468,519-30882033609438,315842881610,020644802119,114401921452,714402881468,514402881468,520-00882033609438,315482881574,620644802119,114401921452,714402881468,522322882250,521-00924031509762,213682341387,917764801839,712481921262,712003361246,216202521639,522-00903029409496,612782341299,217524801816,612482401270,912002881234,115122521532,923-00861029409098,111522341175,516324561694,510561921073,312002881234,112962161313,924-00840027308832,510982161119,015604561625,310081921026,112002881234,111882161207,501-00756031508190,0882198904,012724081335,8768192791,612002401223,8900180917,8Лето Город Аскольд Гражданка Анучино Н.Сысоевка ВремяP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВА0 -- 13,26341,2400923,492,75940,6346622,831,66320,5488561,751,64010,7380451,804,88252,14835,331 -- 22,79721,0629362,992,75940,6346622,831,5120,498961,591,64010,7380451,805,042,21765,512 -- 32,79721,0629362,992,75940,6346622,831,5120,498961,591,78920,805141,964,88252,14835,333 -- 42,79721,0629362,992,60610,5994032,671,5120,498961,591,4910,670951,644,88252,14835,334 -- 52,79721,0629362,992,75940,6346622,831,5120,498961,591,4910,670951,644,88252,14835,335 -- 62,95261,1219883,162,75940,6346622,831,43280,4728241,511,64010,7380451,804,88252,14835,336 -- 73,8851,47634,162,60610,5994032,671,74240,5749921,831,64010,7380451,805,3552,35625,857 -- 84,19581,5944044,493,0660,705183,151,74240,5749921,831,78920,805141,965,51252,42556,028 -- 94,81741,8306125,152,91270,6699212,991,81440,5987521,911,78920,805141,965,51252,42556,029 -- 10 4,97281,8896645,324,44571,0225114,561,81440,5987521,911,78920,805141,965,672,49486,19 10 -- 114,6621,771564,994,90561,1282885,031,81440,5987521,911,78920,805141,965,672,49486,1911 -- 125,28362,0077685,654,29240,9872524,401,66320,5488561,751,4910,670951,645,19752,28695,6812 -- 134,50661,7125084,823,56240,8193523,661,59120,5250961,681,4910,670951,645,19752,28695,6813 -- 144,35121,6534564,654,13910,9519934,251,66320,5488561,751,34190,6038551,475,19752,28695,6814 -- 154,04041,5353524,324,0880,940244,191,59120,5250961,681,4910,670951,645,19752,28695,6815 -- 164,04041,5353524,323,52590,8109573,621,59120,5250961,681,34190,6038551,475,3552,35625,8516 -- 174,04041,5353524,323,37260,7756983,461,66320,5488561,751,4910,670951,645,19752,28695,6817 -- 184,97281,8896645,323,21930,7404393,301,96560,6486482,071,78920,805141,966,32,7726,8818 -- 195,59442,1258725,983,5040,805923,602,11680,6985442,232,08740,939332,296,6152,91067,2319 -- 205,59442,1258725,982,75940,6346622,831,81440,5987521,911,78920,805141,966,32,7726,8820 -- 212,64181,0038842,833,37260,7756983,462,3040,760322,432,08740,939332,296,32,7726,8821 --224,97281,8896645,323,0660,705183,151,89360,6248881,991,78920,805141,966,32,7726,8822 -- 234,04041,5353524,322,91270,6699212,991,66320,5488561,751,4910,670951,645,672,49486,1923 -- 243,26341,2400923,492,45280,5641442,521,5120,498961,591,64010,7380451,804,88252,14835,33 Итого 104,07 80,66 43,29 43,65 142,99Зима Ф --1 Лесокомбинат Ф -- 3 Насосная Ф -- 9 ТЭЦ Ф -- 11 АМПЭС Ф -- 15 СК - 2 ВремяP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВА0 -- 10,430,18920,470,50,0150,502,741,04122,930,360,180,400,040,0880,101 -- 20,390,17160,430,470,01410,472,811,06783,010,320,160,360,040,0880,102 -- 30,430,18920,470,50,0150,502,881,09443,080,650,3250,730,040,0880,103 -- 40,430,18920,470,50,0150,502,881,09443,080,650,3250,730,040,0880,104 -- 50,430,18920,470,430,01290,432,741,04122,930,650,3250,730,040,0880,105 -- 60,430,18920,470,470,01410,472,811,06783,010,650,3250,730,040,0880,106 -- 70,430,18920,470,50,0150,502,741,04122,930,720,360,800,040,0880,107 -- 80,430,18920,470,470,01410,472,661,01082,850,680,340,760,040,0880,108 -- 90,460,20240,500,570,01710,572,811,06783,010,860,430,960,040,0880,109 -- 10 0,430,18920,470,50,0150,503,021,14763,230,790,3950,880,070,1540,17 10 -- 110,50,220,550,580,01740,583,171,20463,390,860,430,960,070,1540,1711 -- 120,430,18920,470,50,0150,502,71,0262,890,790,3950,880,070,1540,1712 -- 130,470,20680,510,470,01410,472,71,0262,890,720,360,800,070,1540,1713 -- 140,430,18920,470,50,0150,502,71,0262,890,760,380,850,040,0880,1014 -- 150,430,18920,470,50,0150,502,71,0262,890,790,3950,880,040,0880,1015 -- 160,430,18920,470,50,0150,502,60,9882,780,760,380,850,040,0880,1016 -- 170,470,20680,510,580,01740,582,60,9882,780,830,4150,930,040,0880,1017 -- 180,50,220,550,580,01740,582,661,01082,850,940,471,050,070,1540,1718 -- 190,580,25520,630,580,01740,582,71,0262,890,940,471,050,070,1540,1719 -- 200,50,220,550,50,0150,502,450,9312,620,790,3950,880,070,1540,1720 -- 210,580,25520,630,610,01830,613,241,23123,471,040,521,160,070,1540,1721 --220,430,18920,470,470,01410,472,661,01082,850,760,380,850,070,1540,1722 -- 230,390,17160,430,50,0150,502,340,88922,500,680,340,760,070,1540,1723 -- 240,390,17160,430,470,01410,472,450,9312,620,610,3050,680,040,0880,10 10,82 11,8210712,25 12,2555165,76 70,3478317,6 19,67741,26 3,044928Итого 11,82 12,26 70,35 19,68 3,04

Приложение 2

Ф -- 17 СК - 2 Ф -- 21 ТЭЦ Ф -- 27 КирЗавод Ф -- 29 Кв-л Комсомольский ТСН -- 2 P,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВА0,020,060,060,430,16340,460,40,1840,440,760,34960,840,0730,033580,080,020,060,060,430,16340,460,360,16560,400,720,33120,790,0740,034040,080,020,060,060,50,190,530,430,19780,470,720,33120,790,0790,036340,090,020,060,060,430,16340,460,430,19780,470,720,33120,790,0740,034040,080,020,060,060,430,16340,460,430,19780,470,720,33120,790,0770,035420,080,020,060,060,430,16340,460,40,1840,440,720,33120,790,0830,038180,090,020,060,060,360,13680,390,470,21620,520,860,39560,950,0720,033120,080,020,060,060,50,190,530,540,24840,590,830,38180,910,0840,038640,090,020,060,060,580,22040,620,650,2990,720,860,39560,950,1680,077280,180,0350,1050,110,430,16340,460,580,26680,640,860,39560,950,0720,033120,080,0350,1050,110,860,32680,920,580,26680,640,940,43241,030,0720,033120,080,0350,1050,110,430,16340,460,580,26680,640,860,39560,950,690,31740,760,0350,1050,110,790,30020,850,430,19780,470,830,38180,910,0640,029440,070,020,060,060,790,30020,850,540,24840,590,760,34960,840,0640,029440,070,020,060,060,790,30020,850,540,24840,590,760,34960,840,0640,029440,070,020,060,060,790,30020,850,50,230,550,790,36340,870,0630,028980,070,020,060,060,720,27360,770,580,26680,640,860,39560,950,0630,028980,070,0350,1050,110,720,27360,771,010,46461,110,9360,430561,030,0630,028980,070,0350,1050,111,010,38381,080,50,230,5510,461,100,0660,030360,070,0350,1050,110,720,27360,770,720,33120,790,860,39560,950,0620,028520,070,0350,1050,110,720,27360,770,610,28060,671,080,49681,190,0770,035420,080,0350,1050,110,790,30020,850,50,230,550,790,36340,870,0680,031280,070,0350,1050,110,650,2470,700,540,24840,590,680,31280,750,0660,030360,070,020,060,060,790,30020,850,470,21620,520,680,31280,750,0630,028980,070,63 1,99223515,09 16,1427712,79 14,078319,596 21,569852,401 1,99 16,14 14,08 21,57 2,64

Лето Ф --1 Лесокомбинат Ф -- 3 Насосная Ф -- 9 ТЭЦ Ф -- 11 АМПЭС Ф -- 15 СК - 2 ВремяP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВА0 -- 10,31820,1400080,350,3650,010950,371,97280,7496642,110,25560,12780,290,0280,06160,071 -- 20,28860,1269840,320,34310,0102930,342,02320,7688162,160,22720,11360,250,0280,06160,072 -- 30,31820,1400080,350,3650,010950,372,07360,7879682,220,46150,230750,520,0280,06160,073 -- 40,31820,1400080,350,3650,010950,372,07360,7879682,220,46150,230750,520,0280,06160,074 -- 50,31820,1400080,350,31390,0094170,311,97280,7496642,110,46150,230750,520,0280,06160,075 -- 60,31820,1400080,350,34310,0102930,342,02320,7688162,160,46150,230750,520,0280,06160,076 -- 70,31820,1400080,350,3650,010950,371,97280,7496642,110,51120,25560,570,0280,06160,077 -- 80,31820,1400080,350,34310,0102930,341,91520,7277762,050,48280,24140,540,0280,06160,078 -- 90,34040,1497760,370,41610,0124830,422,02320,7688162,160,61060,30530,680,0280,06160,079 -- 10 0,31820,1400080,350,3650,010950,372,17440,8262722,330,56090,280450,630,0490,10780,12 10 -- 110,370,16280,400,42340,0127020,422,28240,8673122,440,61060,30530,680,0490,10780,1211 -- 120,31820,1400080,350,3650,010950,371,9440,738722,080,56090,280450,630,0490,10780,1212 -- 130,34780,1530320,380,34310,0102930,341,9440,738722,080,51120,25560,570,0490,10780,1213 -- 140,31820,1400080,350,3650,010950,371,9440,738722,080,53960,26980,600,0280,06160,0714 -- 150,31820,1400080,350,3650,010950,371,9440,738722,080,56090,280450,630,0280,06160,0715 -- 160,31820,1400080,350,3650,010950,371,8720,711362,000,53960,26980,600,0280,06160,0716 -- 170,34780,1530320,380,42340,0127020,421,8720,711362,000,58930,294650,660,0280,06160,0717 -- 180,370,16280,400,42340,0127020,421,91520,7277762,050,66740,33370,750,0490,10780,1218 -- 190,42920,1888480,470,42340,0127020,421,9440,738722,080,66740,33370,750,0490,10780,1219 -- 200,370,16280,400,3650,010950,371,7640,670321,890,56090,280450,630,0490,10780,1220 -- 210,42920,1888480,470,44530,0133590,452,33280,8864642,500,73840,36920,830,0490,10780,1221 --220,31820,1400080,350,34310,0102930,341,91520,7277762,050,53960,26980,600,0490,10780,1222 -- 230,28860,1269840,320,3650,010950,371,68480,6402241,800,48280,24140,540,0490,10780,1223 -- 240,28860,1269840,320,34310,0102930,341,7640,670321,890,43310,216550,480,0280,06160,07 47,3472 47,35 Итого 8,75 8,95 98,00 13,97 2,13

Ф -- 17 СК - 2 Ф -- 21 ТЭЦ Ф -- 27 КирЗавод Ф -- 29 Кв-л Комсомольский ТСН -- 2 P,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВАP,мВтQ,мВАрS,мВА0,0140,0420,040,30530,1160140,330,2880,132480,320,55480,2552080,610,053290,0245130,060,0140,0420,040,30530,1160140,330,25920,1192320,290,52560,2417760,580,054020,0248490,060,0140,0420,040,3550,13490,380,30960,1424160,340,52560,2417760,580,057670,0265280,060,0140,0420,040,30530,1160140,330,30960,1424160,340,52560,2417760,580,054020,0248490,060,0140,0420,040,30530,1160140,330,30960,1424160,340,52560,2417760,580,056210,0258570,060,0140,0420,040,30530,1160140,330,2880,132480,320,52560,2417760,580,060590,0278710,070,0140,0420,040,25560,0971280,270,33840,1556640,370,62780,2887880,690,052560,0241780,060,0140,0420,040,3550,13490,380,38880,1788480,430,60590,2787140,670,061320,0282070,070,0140,0420,040,41180,1564840,440,4680,215280,520,62780,2887880,690,122640,0564140,130,02450,07350,080,30530,1160140,330,41760,1920960,460,62780,2887880,690,052560,0241780,060,02450,07350,080,61060,2320280,650,41760,1920960,460,68620,3156520,760,052560,0241780,060,02450,07350,080,30530,1160140,330,41760,1920960,460,62780,2887880,690,50370,2317020,550,02450,07350,080,56090,2131420,600,30960,1424160,340,60590,2787140,670,046720,0214910,050,0140,0420,040,56090,2131420,600,38880,1788480,430,55480,2552080,610,046720,0214910,050,0140,0420,040,56090,2131420,600,38880,1788480,430,55480,2552080,610,046720,0214910,050,0140,0420,040,56090,2131420,600,360,16560,400,57670,2652820,630,045990,0211550,050,0140,0420,040,51120,1942560,550,41760,1920960,460,62780,2887880,690,045990,0211550,050,02450,07350,080,51120,1942560,550,72720,3345120,800,683280,3143090,750,045990,0211550,050,02450,07350,080,71710,2724980,770,360,16560,400,730,33580,800,048180,0221630,050,02450,07350,080,51120,1942560,550,51840,2384640,570,62780,2887880,690,045260,020820,050,02450,07350,080,51120,1942560,550,43920,2020320,480,78840,3626640,870,056210,0258570,060,02450,07350,080,56090,2131420,600,360,16560,400,57670,2652820,630,049640,0228340,050,02450,07350,080,46150,175370,490,38880,1788480,430,49640,2283440,550,048180,0221630,050,0140,0420,040,56090,2131420,600,33840,1556640,370,49640,2283440,550,045990,0211550,05 1,39 11,46 10,14 15,75 1,93

Приложение 3

Зима Время0 -- 11 -- 22 -- 33 -- 44 -- 55 -- 66 -- 77 -- 88 -- 99 -- 10 10 -- 1111 -- 1212 -- 13P,мВт25,07324,32424,93924,23424,23724,63326,90228,41429,90832,19733,28731,44528,789Q,мВАр9,515389,250849,524149,257949,252329,4070810,3309210,8481411,4486812,1110212,4217211,849510,93524S,мВА26,9626,1626,8326,0826,0826,5028,9630,5632,1734,6035,7433,8030,98

Итого13 -- 1414 -- 1515 -- 1616 -- 1717 -- 1818 -- 1919 -- 2020 -- 2121 --2222 -- 2323 -- 24 29,28428,93428,02328,18332,29434,54131,48730,79231,04327,37124,673685,00710,8863410,7871410,5498810,6340812,4737413,2825612,2527211,8643211,9954810,539569,47338260,892131,4031,0430,0930,2834,8137,2133,9733,2033,4629,5126,56736,96

Лето Время0 -- 11 -- 22 -- 33 -- 44 -- 55 -- 66 -- 77 -- 88 -- 99 -- 10 10 -- 1111 -- 1212 -- 13P,мВт18,3635917,8169218,2484717,7436217,7472118,0348919,7121620,8182221,9087423,5873624,3680623,043721,09142Q,мВАр6,9701926,7773676,9688946,778886,775316,8874277,570527,9489628,3868668,8709239,0919088,6817548,009514S,мВА19,7419,1619,6319,0919,0919,4021,2222,3923,5725,3526,1624,7722,69

Итого13 -- 1414 -- 1515 -- 1616 -- 1717 -- 1818 -- 1919 -- 2020 -- 2121 --2222 -- 2323 -- 24 21,4529221,1894220,5347920,6417923,6640725,3103823,0934622,5200122,7584420,0668818,06329501,77987,9768277,9009557,7323577,7893959,1384019,7315978,9845748,6752128,7929077,7254626,935593191,101823,0022,7322,0522,1725,5127,2624,9124,2824,5321,6319,44539,77

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВН - высокое напряжение

СН - среднее напряжение

НН - низкое напряжение

КЗ - короткое замыкание

РП - распределительный пункт

ЛЭП - линия электропередач

АПВ - автоматическое повторное включение

АВР - автоматическое включение резерва

РУ - распределительное устройство

ОРУ - открытое распределительное устройство

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

КРУ - комплектное распределительное устройство

С.Н. - собственные нужды

ТСН - трансформатор собственных нужд

Введение Основное условие реконструирования рациональной системы электроснабжения является надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети. Эк

Больше работ по теме: