Городская подстанция

1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

2. Выбор схем соединений на стороне ВН и НН подстанции

3. Расчёт токов нагрузки в нормальном и утяжелённом режимах

4. Расчёт токов короткого замыкания

5. Выбор электрических аппаратов, шин и изоляторов

5.1 Выбор выключателя и разъединителя на стороне ВН

5.2 Выбор выключателя на стороне НН

5.3 Выбор типа КРУ

5.4 Выбор контрольно-измерительных приборов на присоединениях и сборных шинах ВН

5.5 Выбор трансформаторов тока

5.6 Выбор трансформаторов напряжения

6. Выбор токоведущих частей и изоляторов

7. Собственные нужды подстанции

8. Управление и сигнализация на подстанции

9. Конструктивное выполнение РУ ВН и РУ НН ПС Заключение Литература

1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

В данном разделе производится выбор числа, типа и номинальной мощности силовых трансформаторов, устанавливаемых на подстанции, в зависимости от мощности и ответственности потребителя. Городская подстанция относится к потребителям II категории. Согласно ПУЭ его питание должно осуществляться от двух независимых взаиморезервируемых источников. В связи с этим принимаем число трансформаторов равным двум. Структурная схема подобной системы электроснабжения представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Структурная схема СЭС Выбор номинальной мощности трансформатора производится с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид Где — расчетная мощность;

— номинальная мощность трансформатора;

— допустимый коэффициент перегрузки.

Выбираем трансформатор из условия недогрузки на 30% и более в нормальном режиме работы и возможной перегрузки на 40% в аварийном режиме (в случае выхода из строя одного из трансформаторов). Согласно (1) имеем Таким образом, принимаем номинальную мощность трансформатора. Осуществим проверку правильности выбора номинальной мощности трансформатора при работе в нормальном и аварийном режимах.

В нормальном режиме имеем В аварийном режиме имеем Проверка показывает, что выбранные трансформаторы обеспечивают необходимую работу подстанции в нормальном и аварийном режимах.

Принимаем к установке следующий трансформатор ТДН-10 000/35 трехфазный трансформатор с масляным охлаждением с дутьем и естественной циркуляцией масла с регулированием напряжения под нагрузкой.

Каталожные данные на выбранный трансформатор. Таблица 1

2. Выбор схем соединений на стороне ВН и НН подстанции

При выборе схемы электрических соединений, прежде всего, учитывается тип подстанции. В связи с наличием транзитной мощности подстанцию можно отнести к категории проходных.

Основным фактором в выборе схемы соединений является число присоединений на стороне ВН Где — число присоединений;

— число вводов ;

— число трансформаторов.

Определяющую роль в выборе схемы играет напряжение на шинах.

Напряжение на шинах ВН .

Исходя из вышеуказанных величин, на ВН целесообразно применить схему «Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии».

Достоинства:

1) простота;

2) экономичность;

3) возможен транзит мощности;

Недостатки:

1) относительно невысокая надежность — при выходе из строя выключателя, установленного в цепи питающей линии, подстанция остается без напряжения.

Изобразим данную схему на рисунке 2:

Рисунок 2 — Распределительное устройство ВН Напряжение на шинах НН, число присоединений На шинах НН выбираем одиночную секционированную систему сборных шин.

Достоинства:

1) простота исполнения;

2) не требует больших капитальных затрат;

3) удобна с точки зрения эксплуатации и ремонта;

4) авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и лишь части потребителей;

5) возможность установки КРУ.

Недостатки:

1) при ремонте одной половины установки вторая половина остаётся без резерва;

2) при ремонте одного из трансформаторов и отказе секционного выключателя половина установки остаётся без питания.

Изобразим данную схему на рисунке 3.

Рисунок 3 — Распределительное устройство НН Согласно рисунку 3 при отказе или выходе из строя одного из трансформаторов автоматика включит секционный выключатель QB, который в нормальном состоянии разомкнут.

3. Расчёт токов нагрузки в нормальном и утяжелённом режимах

Продолжительный режим работы электротехнического устройства — это режим, продолжающийся не меньше, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре окружающей среды.

Продолжительный режим имеет место, когда электроустановка находится в одном из следующих режимов: нормальном, ремонтном, послеаварийном.

Нормальный режим предусмотрен планом эксплуатации. В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок. Ток нагрузки может меняться в зависимости от графика нагрузки.

Ремонтный режим — это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов. В этом режиме часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка. При выборе аппаратов и проводников необходимо учитывать это повышение нагрузки до .

Послеаварийный режим — это режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного отключения. При этом режиме возможна перегрузка оставшихся в работе элементов электроустановки током .

Расчетные токи нормального и утяжеленного режимов заносим в таблицу 2.

Таблица 2

Где — мощность нагрузки подстанции;

— транзитная мощность;

— номинальная мощность трансформатора;

— напряжение на стороне ВН подстанции;

— напряжение на стороне НН подстанции;

— количество питающих линий;

— количество транзитных линий;

— количество отходящих линий на стороне НН.

4. Расчёт токов короткого замыкания

Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляется расчетная схема замещения, намечаются расчетные точки короткого замыкания и определяются токи короткого замыкания.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратуры и проводников одной цепи выбирается режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания.

За расчетную точку короткого замыкания принимается точка, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

Секционный выключатель на шинах НН принят нормально отключенным. Схема замещения принимает вид:

Рисунок 4 — Короткое замыкание на шинах ВН

1) Расчетные сопротивление трансформатора Где — напряжение короткого замыкания трансформатора;

— базисная мощность;

— номинальная мощность трансформатора.

.

2) Расчет трехфазного КЗ на шинах 35 кВ в точке К-1:

Исходя из анализа рисунка 4, можно изобразить схему замещения Рисунок 5 — Схема замещения при коротком замыкании на шинах ВН Базисный ток Ток короткого замыкания в начальный момент Ударный ток Где — ударный коэффициент;

.

3) Расчет трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в точке К-2

Рисунок 6 — Схема замещения при коротком замыкании на шинах НН Базисный ток Ток короткого замыкания в начальный момент Ударный ток

5. Выбор электрических аппаратов, шин и изоляторов

5.1 Выбор выключателя и разъединителя на стороне ВН На напряжении 35кВ рекомендованы к установке вакуумные выключатели. При выборе выключателей, как и прочего оборудования, целесообразно стремиться к однотипности, поэтому основной расчет производится по одной из цепей на ВН, а в остальных устанавливаются аналогичные выключатели при условии прохождения аппаратов по основным параметрам.

Выключатели выбираются:

— по номинальному напряжению

— по номинальному току в качестве расчетного тока в данном случае выступает ток цепей питающих линий;

— по отключающей способности, которая характеризуется номинальным током отключения в виде действующего значения периодической составляющей отключающего тока

.

К установке принимаем вакуумный выключатель типа ВБЭТ-35 III-25/630

с собственным временем отключения .

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (удаленное короткое замыкание).

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ в момент расхождения контактов по условию Апериодическая составляющая тока КЗ для ветви энергосистемы вычисляется где — время от начала КЗ до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов;

— постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; для системы напряжением 110 кВ .

Расчетное время Где — минимальное время действия релейной защиты;

Согласно (16) имеем:

.

Завод — изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени

.

Где — допустимое относительное содержание апериодической составляющей; определяется по кривой для .

Электродинамическая стойкость проверяется по условиям Где — действующее и амплитудное значения предельного сквозного тока КЗ (справочные данные);

— ударный ток КЗ.

Термическая стойкость проверяется по тепловому импульсу тока КЗ Где полный тепловой импульс КЗ;

Где — время от начала короткого замыкания до его отключения;

— время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с;

— полное время отключения выключателя, равное 0,06 с;

;

.

По каталогу

— предельный ток термической стойкости ;

— длительность протекания .

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.

Разъединители выбираются:

— по номинальному напряжению

— по номинальному току

— по конструкции, роду установки.

Рассматривая два последних критерия совместно, выбираем разъединитель с номинальными токами, предназначенный для работы в районах с умеренным климатом.

— по электродинамической стойкости

— по термической стойкости Данное выражение используется в качестве проверочного.

В результате выбираем по справочнику разъединитель типа РДЗ.2−35/1000 УХЛ1 разъединитель горизонтально — поворотного типа. Все каталожные данные разъединителя сводим в таблицу 3.

Таблица № 3

5.2 Выбор выключателя на стороне НН В цепи за вторичной обмоткой трансформатора с максимальным рабочим током и принимаем к установке вакуумный выключатель ВВЭ — 10 — 20/1000УХЛ2.

Собственное время отключения выключателя:

Расчетное время

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания согласно (16)

Завод — изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключающем режиме для времени :

Тепловой импульс:

.

Где — время действия МТЗ — максимальной токовой защиты трансформатора 10 кВ, равное 0,1с.

По каталогу

— предельный ток термической стойкости ;

— длительность протекания .

В отходящих линиях с максимальным рабочим током и принимаем выключатель ВВЭ — 10 — 10/630УХЛ2

Собственное время отключения выключателя:

Расчетное время

.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания согласно (16):

Завод — изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключающем режиме для времени :

.

Тепловой импульс:

Где — время действия МТЗ — максимальной токовой защиты линии 10 кВ, равное 0,5с.

По каталогу

— предельный ток термической стойкости ;

— длительность протекания .

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.

5.3 Выбор типа КРУ Распределительное устройство на напряжение 6 кВ понижающей подстанции принимается комплектным из шкафов КРУ серии К — 104 для внутренней установки. Разъединители в КРУ встроенные, втычного типа завод — изготовитель гарантирует им необходимые параметры работы совместно с выключателями типа ВВЭ.

Справочные данные выбранного КРУ отображены в таблице 4.

Таблица № 4

5.4 Выбор контрольно-измерительных приборов на присоединениях и сборных шинах ВН Контроль за режимами работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Объем контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры зависят от характера объекта, структуры управления, особенностей режима работы. Выбор приборов и места их установки осуществлен согласно рекомендациям [2], результат выбора отражен на схеме электрических соединений. Кроме того, на ЛЭП ВН возможна установка приборов, фиксирующих параметры, необходимые для определения места повреждения.

5.5 Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбирают:

— по номинальному напряжению

— по номинальному току

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности;

— по конструкции и классу точности;

— по электродинамической стойкости;

— по термической стойкости.

Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы действительная нагрузка вторичной цепи не превосходила нормированной для данного класса точности, т.о. выбор по вторичной нагрузке Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому, при этом вторичная нагрузка Где — сопротивление приборов;

— мощность, потребляемая приборами;

— вторичный номинальный ток прибора;

— сопротивление контактов;

при 2−3 приборах,

при большем числе приборов Сопротивление соединительных проводов:

Зная величину можно определить сечение соединительных проводов Где — удельное сопротивление провода,

для провода с алюминиевыми жилами;

— расчетная длина соединительных проводов, учитывающая схему включения приборов и трансформаторов тока, а также длину соединительных проводов между ними.

По условию прочности сечение для алюминиевых проводов

В соответствии с вышеизложенным выбираются трансформаторы тока во всех цепях на ВН и НН подстанции. Результаты выбора приведены в соответствующих таблицах. Проверка по вторичной нагрузке производится для трансформатора тока наиболее нагруженной фазы.

Сторона ВН 35 кВ:

— цепь питающих линий Таблица № 5

— цепь транзитных линий Таблица № 6

— цепь ремонтной перемычки с силовым выключателем Таблица № 7

— цепь ремонтной перемычки Таблица № 8

В цепи питающих линий устанавливаются следующие измерительные приборы: амперметр, а в цепи транзитных линий ещё и счетчики активной и реактивной мощности.

Для проверки по вторичной нагрузке воспользуемся схемой включения (рисунок 7) и таблицей номинальных данных приборов:

Таблица № 8

Рисунок 7 — Схема включения приборов в неполную звезду

Общее сопротивление приборов

вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 1,0 ;

сопротивление контактов при двух приборах ;

допустимое сопротивление проводов

сечение соединительных проводов при соединении в неполную звезду

Принимаем многожильный контрольный кабель с резиновой изоляцией и поливинилхлоридной герметизирующей оболочкой без защитного покрова АКРВГ с сечением .

В цепь ремонтной перемычки устанавливается амперметр. Проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке проводится аналогичным образом.

Сторона НН 10,5 кВ:

— цепь силового трансформатора Таблица № 9

В цепи устанавливаются следующие измерительные приборы: амперметр, счетчики активной и реактивной энергии, включенные по схеме неполной звезды.

Таблица № 10

Рисунок 8 — Схема включения приборов в неполную звезду

Общее сопротивление приборов

вторичная номинальная нагрузка

сопротивление контактов при двух приборах ;

допустимое сопротивление проводов

сечение соединительных проводов при соединении в неполную звезду

по условию механической прочности принимаем АКРВГ с сечением .

— цепь отходящих линий Таблица № 11

В цепи отходящих линий устанавливаются следующие измерительные приборы: амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии, включенные по схеме неполной звезды.

Таблица № 12

Рисунок 9 — Схема включения приборов

Общее сопротивление приборов

вторичная номинальная нагрузка

сопротивление контактов при двух приборах

допустимое сопротивление проводов

сечение соединительных проводов при соединении в неполную звезду

по условию механической прочности АКРВГ с сечением

— цепь секционного выключателя Таблица № 13

В качестве измерительной аппаратуры устанавливается амперметр с ;

сопротивление контактов ;

сопротивление приборов допустимое сопротивление проводов сечение соединительных проводов по условию механической прочности принимаем АКРВГ с сечением .

5.6 Выбор трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения предназначен для питания катушек напряжения измерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с изолированной нейтралью. Трансформатор напряжения включается по схеме «звезда с землей — звезда с землей — разомкнутый треугольник», что позволяет получить необходимые фазные и линейные напряжения.

Заземление первичной обмотки является рабочим, вторичной — защитным для обеспечения безопасной работы персонала в случае пробоя изоляции. В первую вторичную обмотку (соединение «звезда с землей») включаются измерительные приборы, а вторая (соединение «разомкнутый треугольник») используется для контроля изоляции в ТН со стороны 10,5 кВ.

Рисунок 8 — Схема подключения трансформатора напряжения ТН выбираются по:

— напряжению: ;

— вторичной нагрузке в выбранном классе точности, а при соединении однофазных трансформаторов в звезду .

Таблица № 14

6 Выбор токоведущих частей и изоляторов

Токоведущие части в распределительном устройстве ВН выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами марки АС. Сечение проводников и ошиновка в пределах ОРУ выбираем по экономической плотности где — экономическая плотность тока, Таким образом,, что соответствует АС-450/56.

Проверка токопровода АС-450/56 на схлёстывание не проводится, так как кА.

В цепях транзитных линий расчетный ток составляет 165 А, следовательно, ошиновку этих присоединений выполняем проводом АС-240/39 .

Гибкие провода крепятся на гирляндах подвесных изоляторов типа ПФ6-В с числом изоляторов в гирлянде 4 при напряжении 35 кВ.

Все соединения внутри ЗРУ 10,5 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного сечения, выбор которых производится по допустимому току

— ток за вторичной обмоткой трансформатора.

Принимаем однополосные алюминиевые шины 60?6,. Прокладка шин строго горизонтальная при расположении большой грани полосы в вертикальной плоскости.

Выбранное сечение проверяется

§ на термическую стойкость Где — минимальное сечение проводника, отвечающее требованию термической стойкости при КЗ, определяется Где — тепловой импульс, выделяемый токам КЗ;

для алюминиевых шин;

получаем:

§ на механическую прочность Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой колебательную систему. Механический резонанс в системе не возникает, если собственные частоты колебаний более 200 Гц откуда следует Исходя из экономических соображений, необходимо увеличить пролет, величина которого пропорциональна — моменту инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы; наиболее выгодно в этом отношении горизонтальное положение шин, при этом; получаем Применяем расположение шин плашмя; пролет, т. е. расстояние между соседними изоляторами фазы; расстояние между фазами .

Наибольшее усилие, возникающее при трехфазном КЗ Максимальный изгибающий момент на шину Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента Где — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия; при выбранном расположении шин Получаем Шины динамически устойчивы при Принимаем к установке шины прессованные из алюминиевого сплава марки АДЗ1Т с допустимым механическим напряжением в материале шин .

Гибкие шины крепятся на гирляндах подвесных изоляторов ПФ 70А (подвесной фарфоровый) с достаточно большим расстоянием между фазами.

Сборные шины крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.

Выбор шинных изоляторов осуществляется

— по номинальному напряжению

— по допустимой нагрузке Где — сила, действующая на изолятор;

— допустимая нагрузка на головку изолятора;

Примем к установке опорные штыревые изоляторы СНШ — 10 — 10 — 5 — 1УХЛ1, в итоге получим:

Изоляторы проходят по механической прочности.

7 Собственные нужды подстанции

Собственные нужды подстанции зависят от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования, вида обслуживания подстанции, вида оперативного тока и включают в себя:

§ наиболее ответственные — оперативные цепи, системы связи и телемеханики, системы охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения;

§ освещение, отопление, вентиляция;

Потребители СН присоединяются к сети 0,4 кВ, которая получает питание с понижающих трансформаторов. Мощность ТСН должна выбираться по нагрузкам с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме.

Таблица 15 — Нагрузка собственных нужд подстанции

Расчетная нагрузка где — коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимаем ;

Принимаем два трансформатора ТСЗ-125/10, которые подключаются через предохранители. При отключении одного трансформатора второй будет загружен на, что допустимо.

Схема подключения трансформаторов собственных нужд зависит от вида оперативного тока подстанции. На проектируемой подстанции принимаем выпрямленный оперативный ток.

Поскольку подстанция с выпрямленным переменным оперативным током, то трансформаторы собственных нужд подключаются к отпайкам со стороны обмотки низкого напряжения силовых трансформаторов.

8. Управление и сигнализация на подстанции

Сигнализация положения коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и их заземляющих ножей) служит для информирования оперативного персонала о состоянии схемы электрических соединений в нормальном и аварийных условиях, и может осуществляться разными способами. Для ВН соединяется схема световой сигнализации с пофазным управлением. Каждая фаза разъединителя приводится в действие приводом типа ПДМ. Сигнальные лампы: красная = вкл, зеленая = откл. Они устанавливаются на пульте дистанционного управления. Лампы располагают непосредственно у ключа управления или встраивают в мнемоническую схему щита. Питание сигнальных ламп производится от тех же шинок, что и питание цепей управления.

Для привлечения внимания оперативного персонала при автоматическом включении или отключении выключателей выполняется мигающее свечение сигнальных ламп.

Аварийное отключение. Сигнализация аварийного отключения выключателей применяется для извещения персонала об отключении выключателя релейной защитой и выполняется сочетанием светового и звукового сигналов.

Предупреждающая сигнализация. Этот вид сигнализации извещает персонал о ненормальном режиме работы контролируемых объектов и частей электроустановки. Действует так же, как и аварийная, но звук отличается по тону.

Блокировки. Используется для предупреждения входа лиц персонала в камеры РУ.

Оперативные блокировки. Препятствуют неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений (чаще всего — от операций с разъединителями).

Управление. Предназначено для ведения оперативных переключений в нормальном режиме и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осуществляется вручную оператором или от автоматических устройств. Действие системы управления сопровождается работой устройств сигнализации.

Устройства управления, сигнализации и блокировки с их источниками питания образуют на подстанции систему вторичных цепей. К ней же относятся схемы автоматики, релейной защиты и технологического контроля.

Реле и катушки сигнализации устанавливаем во вторичные обмотки трансформаторов напряжения. Так как низшее напряжение подстанции составляет 10 кВ (изолированная нейтраль), то однофазное короткое замыкание на землю не расценивается как аварийный режим работы, но это обстоятельство может повлечь за собой ряд негативных последствий: скоротечный износ изоляции; увеличение потерь электрической энергии; опасность поражения обслуживающего персонала электрическим током; возникновение потенциалов на приборах различных аппаратов и т. д. Чтобы избежать вышеперечисленных ситуаций, реле сигнализации устанавливают во вторичную обмотку трансформатора напряжения, которая соединена в неполную звезду. При возникновении однофазного короткого замыкания на землю, в этой обмотке индуцируются напряжения нулевой последовательности, которые суммируются и оказывают влияние на реле сигнализации. Необходимо отметить, что в сетях с изолированной нейтралью допускается такой режим на время до полного устранения замыкания.

На подстанции устанавливаем следующие виды сигнализации:

1) сигнализация положения коммутационных аппаратов;

2) сигнализация аварийного отключения выключателей;

3) сигнализация предупреждающая (извещает персонал о ненормальных режимах работы контролируемых объектов и частей электроустановки).

Дистанционное управление и блокировки на подстанции:

1) дистанционное управление элегазовыми выключателями;

2) дистанционное управление вакуумными выключателями;

3) блокировка от многократных включений (защита от частых коммутаций).

Конструктивное выполнение распределительных устройств высшего и низшего напряжений подстанции

Конструкция распределительного устройства на стороне ВН подстанции

Распределительное устройство 35 кВ выполняется открытым (ОРУ) с расположением основного оборудования на открытом воздухе.

К конструкции ОРУ предъявляются следующие требования:

1) Надежность работы, которая обеспечивается правильным выбором электрической аппаратуры, токоведущих частей в нормальном и аварийном режимах.

2) Безопасность и удобство обслуживания, для чего все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ вдоль выключателей предусматривается проезд с габаритом 44 м для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Расстояния в свету от гибких токоведущих частей до различных элементов ОРУ должны соответствовать ПУЭ /4/. Оголенные токоведущие части должны иметь ограждения.

3) Пожарная безопасность, для чего под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.

4) Экономичность и возможность расширения.

Все сооружения на площадке подстанции должны размещаться так, чтобы при строительстве и монтаже, а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. В общеподстанционном пункте управления (ОПУ) расположены панели управления собственных нужд и релейной защиты, устройство связи, мастерская для дежурного персонала, служебная комната и др. Ревизия трансформаторов производится при помощи совмещенного портала, к которому прикреплена ошиновка трансформатора, а усиленная траверса портала рассчитана на подъем кожуха или магнитопровода с обмотками.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами — стандартные, железобетонные. Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

Территория подстанции должна иметь внешнее ограждение, которое служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и должно иметь высоту 1,8 — 2 м.

Конструкция распределительного устройства на стороне НН подстанции

На напряжении 10,5 кВ подстанции применяется комплектное распределительное устройство (КРУ), которое располагается в помещении, то есть распределительное устройство закрытое (ЗРУ). Устройство называется комплектным, так как полностью изготавливается на заводе и в виде шкафов поставляется на подстанцию.

Требования, предъявляемые к конструкции ЗРУ такие же, как и для ОРУ: надежность работы электроустановки, экономичность, пожарная безопасность, обслуживание распределительного устройства должно быть удобным и безопасным. Ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа должна обеспечивать удобство перемещения и разворота выкатных тележек, поэтому при двухрядном расположении ширина определяется длиной тележки плюс 0,8 м. При наличии прохода с задней стороны КРУ его ширина должна быть не менее 0,8 м.

Двери из ЗРУ должны открываться наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны ЗРУ. Здание ЗРУ сооружается из огнестойких материалов.

Распределительное устройство 10,5 кВ выполнено одноэтажным с двухрядной установкой ячеек КРУ, с одним коридором. Выводы отходящих кабельных линий осуществляются в трубах, выходящих из ячеек наружу в соответствующую сторону от здания ЗРУ. Ввод от трансформаторов осуществляется через проходные изоляторы в наружной стене здания.

Шкафы КРУ имеют выкатное исполнение, то есть выключатель или другие аппараты размещены на выкатной тележке. Ячейка состоит из трех блоков: корпуса шкафа, выдвижного элемента и релейного шкафа.

Корпус шкафа — жесткий каркас, обшитый металлическими листами и разделенный перегородками на ряд отсеков: сборных шин, линейный, выдвижного элемента. Такая конструкция при возникновении в каком-либо отсеке электрической дуги обеспечивает ее локализацию.

Сборные шины крепятся в соответствующем отсеке на изоляторах. От сборных шин выведены отпайки к неподвижным контактам главной цепи. В линейном отсеке располагаются кабельные присоединения, трансформаторы тока, заземляющий разъединитель. В отсеке выдвижного элемента предусматриваются направляющие, рельсы и фиксатор, обеспечивающие требуемое положение выдвижного элемента при его перемещении и в статическом состоянии, шина заземления, конечные выключатели для выполнения различного рода блокировок, канал для прокладки контрольных кабелей и проводов. При выкатывании из отсека выдвижного элемента проемы к неподвижным контактам главной цепи автоматически закрываются изоляционными шторками. Тем самым исключается возможность непроизвольного прикосновения персонала к токоведущим частям, находящимся под напряжением.

Роль шинных и линейных разъединителей в КРУ выполняют разъемные контакты втычного типа. Их неподвижная часть находится в корпусе шкафа, подвижная — на выдвижном элементе. Выдвижной элемент состоит из тележки, на которой размещена соответствующая аппаратура — выключатель со встроенным приводом, трансформатор напряжения или тока, разрядник и т. д. В отсеке он может занимать помимо рабочего еще и контрольное положение, когда главные цепи разомкнуты, а вторичные — замкнуты (для опробования цепей управления, измерения и сигнализации). Вкатывание выдвижного элемента в отсек до контрольного положения осуществляется вручную, а от контрольного до рабочего — с помощью рычага.

Для обеспечения безопасной эксплуатации шкафы КРУ оснащаются блокировками. Они не допускают перемещений выдвижного элемента при включенном выключателе, включения выключателя в промежуточном (между рабочим и контрольным) положении, коммутации разъединителями при включенном выключателе и т. д.

Релейный шкаф имеет дверь, на которой расположены измерительные приборы, указательные реле, сигнальные лампы, ключи и кнопки управления. Реле защит устанавливаются на поворотной панели внутри релейного шкафа. На его внутренних стенках имеются зажимы вторичных цепей.

трансформатор сигнализация подстанция схема

Заключение

В результате проделанной работы была спроектирована и рассчитана городская подстация.

Исходя из задания на курсовой проект, выбраны схемы электрических соединений на высоком и на низком напряжении. После этого проведён выбор электрической аппаратуры, а именно:

— выключателей;

— разъединителей;

— комплектного распределительного устройства;

— трансформаторов тока;

— трансформаторов напряжения;

— шин;

— изоляторов.

При выборе аппаратов, ввиду их огромного многообразия, предпочтение было отдано более современным, которые наилучшим образом соответствовали необходимым параметрам и нормам.

1. Правила устройства электроустановок. — СПб.: Издательство ДЕАН, 2007 928 с.

2. Рожков, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов / Л. Д. Рожков, В. С. Козулин — М.: Энергоатомиздат, 2009 — 648 с.

3. Вишняков, Г. К. Справочник по проектированию подстанций 35 — 500 кВ Г. К. Вишняков, С. С. Рокотян, Я. С. Самойлова — М.: Энергоиздат, 1982 — 352