Проект понизительной подстанции 110/6 кВ

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Преобразовываем схему замещения прямой последовательности. Двигательная нагрузка потребителей удалена от шин ПС, в связи с чем не учитываем от нее ток подпитки места КЗ и исключаем из схемы замещения трансформаторы Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6. Секционный выключатель на шинах НН проектируемой подстанции находиться в отключенном положении, следовательно, рассматриваем КЗ на одной секции и один… Читать ещё >

Проект понизительной подстанции 110/6 кВ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Аннотация

1. Исходные данные для проекта

2. Схема системы

2.1 Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок

2.2 Выбор трансформаторов на подстанции

2.3 Расчет токов короткого замыкания

2.4 Выбор схем РУ ВН и НН подстанции

2.5 Выбор типов релейных защит и электрической автоматики

2.6 Выбор аппаратов и токоведущих частей

2.7 Оперативный ток

2.8 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств

2.9 Меры по технике безопасности и противопожарной технике

2.10 Технико-экономические показатели подстанции Заключение

Библиографический список Приложения

Аннотация

Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция 110/6 кВ. Заданием на данный проект явились:

схема прилегающей сети;

суточный график использования нагрузки;

характеристика нагрузочного района (максимальная мощность нагрузки,

категории потребителей питающихся от данной подстанции и т. д.);

Результатом проектирования явился:

выбор трансформаторов использующихся на подстанции;

выбор схемы соединения подстанции;

выбор типов релейной защиты и автоматики;

выбор оборудования и токоведущих частей;

рассчитаны технико-экономические показатели подстанции.

1. Исходные данные для проекта

Суточный график нагрузки № 15.

подстанция трансформатор релейная защита Рис. 1 — График использования активной и реактивной мощности

2. Схема системы

Задание № 9, вариант № 14, ПС № 1.

Рис. 2 — Участок электрической сети

Система: Sкз, МВ•А; Х0/Х1

Линии: длина, км, Худ, Ом/км

Генераторы, МВт

Трансформаторы, МВ· А

ВЛ1

ВЛ2

ВЛ3

ВЛ4

ВЛ5

Г-1,2

Г-3

1,2

3,4

5−8

3450; 3

15; 0,41

16; 0,4

14; 0,38

17; 0,39

18; 0,42

2.1 Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок

Главными признаками, определяющими тип ПС, являются её место, назначение, роль в энергосистеме, высшее напряжение (рис. 3).

Подстанция, рассматриваемая в данном проекте, по способу присоединения к энергосистеме является узловой, поскольку кроме питающих линий от подстанции отходят дополнительные транзитные линии. По своему назначению подстанция является сетевой, так как от нее питается целый сетевой район. По направлению потока мощности проектируемая подстанция является понижающей.

Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.

Рис. 3 — Схема электрической сети Характеристика нагрузки подстанции Нефтеперерабатывающий завод.

Рис. 4 — Суточный график использования активной и реактивной мощности

Pmax = 39 МВт; =0,89;

Максимальные значения полной и реактивной мощности:

;

Расчет активной, реактивной и полной мощностей в именованных единицах, а также определение активной электрической энергии для каждой ступени графика электрических нагрузок представляем в виде (таблицы 1.1). Для каждой ступени графика продолжительностью ti определяется активная энергия Wi=Piti. Текущее значение полной мощности для каждой ступени графика нагрузки определяется по формуле:

Таблица 1 — Расчет активной, реактивной, полной мощностей и определение активной электрической энергии


N ступени.	Часы.	Длительность ступени, час.	P	Q	S	Wi
			%	МВт	%	МВар	МВА	МВт*ч
	0−4			35,1		18,981	39,903	140,4
	4−9					19,98	43,82
	9−14			35,1		18,981	39,903	175,5
	14−18					19,98	43,82
	18−20			35,1		18,981	39,903	70,2
	20−23					19,98	43,82
	23−24			35,1		18,981	39,903	35,1
Суточный отпуск энергии потребителям — Wсут	889,2

По данным (таблицы 1) строим суточный график активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах, а также годовой график полной мощности.

Рис. 5 — Суточный график активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах Рис. 6 — Годовой график полной мощности в именованных единицах

Суточный отпуск электроэнергии потребителям:

МВтч.

Время использования максимальной активной нагрузки:

Средняя нагрузка:

Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:

2.2 Выбор трансформаторов на подстанции

На проектируемой подстанции устанавливаются два силовых трансформатора, так как от неё питаются потребители 1 и 2 категории.

Мощность каждого трансформатора принимается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:

Sрасч (0,65ч0,7)*Sмакс=(0,65ч0,7)*43,82 = 28,483 ч 30,674 МВА.

Исходя из этого, принимаем трансформаторы типа ТРДН-40 000/110 (стр. 209 [2]).

Производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14 209–85. Для определения перегрузки исходный график S=f (t) преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый график нагрузки.

На исходном графике (рис. 7) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h и участок начальной нагрузки (все остальное).

Рис. 7 — Графики мощности нагрузки и номинальной мощности трансформатора ТРДН-40 000/110

Начальная нагрузка (эквивалентная ступень охлаждения) в долях от номинальной (стр. 9 [1]):

;

Sm — мощность ступеней исходного графика;

Sном тр-ра — номинальная мощность трансформатора.

Предварительное значение коэффициента перегрузки:

;

— значение ступеней полной мощности, находящихся в области перегрузки;

— продолжительность ступеней графика, входящих в участок перегрузки;

Максимальное значение перегрузки:

Kмакс=Sмакс/Sном тр-ра= 43,82/40 = 1,095.

Принимаем значение перегрузки, , так как =1,096.

По таблице 2.1 методом интерполяции определяется, что при температуре окружающего воздуха +20єС, системе охлаждения трансформатора «дутье» и длительности перегрузки

5 часов в сутки, допустимый коэффициент перегрузки равен 1,4, следовательно, трансформаторы типа ТРДН-40 000/110 подходят для установки на проектируемой подстанции. Параметры трансформаторов (табл. 5.13 [2]) сведены в таблицу 2.

Таблица 2 — Параметры трансформатора ТРДН-40 000/110


Sном	UВН	UНН	Uк	Pк	Pхх	Iх
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%
		6,3−10,5	10,5			0,65

2.3 Расчет токов короткого замыкания

Рис. 8 — Расчетная схема Рис. 9 — Схема замещения прямой последовательности Определяем параметры схемы замещения прямой последовательности.

Все величины представлены в относительных единицах.

Е1 = 1.0 о.е. — для эквивалентной электрической системы.

Сопротивление системы для токов прямой последовательности:

Для нулевой последовательности:

Трансформаторы:

Т-11:

Примем, что цепи расщепленной обмотки размещаются на одном стержне, т. е. .

Тогда:

Т-7,8:

Т-9:

Генераторы:

Исходя из мощности генераторов, удельных капиталовложений, стоимости электроэнергии и КПД, принимаем гидрогенераторы Г-1, 2 типа СВО-733/130−36 (табл. 5.3 [2]); Г -3 типа СВ-850/190−40 (табл. 5.3 [2]).

Е2 = Е3 = Е4 = 1,13 о.е. — для гидрогенераторов с успокоительными обмотками (табл. 3.4 [3]).

Г1 и Г2:

Г3:

ЛЭП:

Определение сопротивлений линий прямой и нулевой последовательности. Отношения Хо/Х1 принимаем из таблицы 3.1. Для одноцепной линии со стальными тросами Хо/Х1 = 3,0; для двухцепной линии со стальными тросами — 4,7. Удельное сопротивление двухцепных линий необходимо разделить на два.

;

Рис. 10 — Упрощение схемы прямой последовательности

; ;

;

Рис. 11 — Упрощение схемы прямой последовательности

;

Таким образом, для точек К1 и К2 определяются токи трехфазного КЗ:

(кА);

(кА).

Составляем схему замещения нулевой последовательности, с учетом того, что ток нулевой последовательности при однофазном КЗ протекает только в тех ветвях, где есть заземленные нейтрали.

Рис. 12 — Схема замещения нулевой последовательности

;

Рис. 13 — Упрощение схемы нулевой последовательности

;

Рис. 14 — Упрощение схемы нулевой последовательности Ток однофазного КЗ:

(кА).

Находим ударные токи:

— на стороне ВН

;

где

Kу — ударный коэффициент, принимается по (табл. 3.2 [1]).

— на стороне НН

Результаты расчета сведем в таблицу 3.

Таблица 3


Место КЗ.	Точка к.з.	Начальное значение периодической составляющей токов, кА.	Ударный ток, кА.
		Трехфазн. к.з.	Однофазн. к.з.	Трехфазн. к.з.	Однофазн. к.з.
Шины ВН, 110 кВ		12,293	9,974	31,293	25,39
Шины НН, 6 кВ		17,604	;	46,057	;

2.4 Выбор схем РУ ВН и НН подстанции

На стороне высшего напряжения рассматриваем две схемы:

схема с одной секционированной системой сборных шин (стр. 50 [4]);

схема с двумя системами сборных шин (стр. 81 [4]).

Выбор одной из схем будем осуществлять таблично-логическим методом.

Рис. 15 — Распределительное устройство 110 кВ «Схема с одной секционированной системой сборных шин»

Таблица 4

Отказавший элемент

Нормальный режим работы

Ремонтируемый элемент

—;

Sп tв

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sп

tв

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп tв

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

Sп tв

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

Sн tв

—;

Sп 0.5

Sн tв

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн tв

—;

Sп 0.5

Sн tв

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп tв

—;

Sп tв

—;

Sп tв

—;

Sн tв

—;

Sп tв

Sн tв

—;

Sп tв

—;

Sп tв

—;

Sп tв

—;

Sн tв

—;

Sп tв

Sн tв

Рис. 16 — Распределительное устройство 110 кВ «Схема с двумя системами сборных шин»

Таблица 5

Отказавший элемент

Нормальный режим работы

Ремонтируемый элемент

—;

Sп tв

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sп

tв

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп tв

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

Sп tв

—;

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп tв

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

Sн tв

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн tв

—;

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн tв

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sп 0.5

—;

Sн 0.5

—;

Sп tв

Sн tв

Таблица 6 — Сводная таблица надежности РУ ВН


Режим отключения.	Количество событий.
	1 схема	2 схема
Отключение Sп на 0.5
Отключение Sп на tв
Отключение Sн на 0.5
Отключение Sн на tв

Sп — мощность перетока;

Sн — мощность нагрузки.

По результатам сводной таблицы надежности РУ ВН (табл.4.3) выбираем 1 схему (Рис. 17).

На стороне низшего напряжения применяем схему «две одиночные, секционированные выключателями системы шин».

Рис. 17 — Распределительное устройство 6 кВ «Две одиночные, секционированные выключателями системы шин»

2.5 Выбор типов релейных защит и электрической автоматики

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6 кВ.

На силовом трансформаторе ставятся следующие виды релейных защит.

Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0,1 с). [Д]

Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (tрз= 0,1 с). [Г]

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (tрз=2,2+0,5=2,7 с). [ТВ]

Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал, установленная на стороне ВН трансформатора. [ТВ]

Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотках расщепленного трансформатора (tрз=1,2+2*0,5=2,2 c).

На секционном выключателе устанавливается комплект МТЗ (tрз=1,2+0,5=1,7 с). [ТВ]

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 1,2 с). [ТВ]

Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз= 0,1 с). [Т]

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т0]

На шинах 6 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз= 0,1с).

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:

Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 6 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ].

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Таблица 7


№	Место установки приборов.	Перечень приборов.	Примечание.
	Трансформатор двухобмоточный.	Амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии.	Так как трансформатор имеет две обмотки НН, то в каждой цепи устанавливаем отдельные измерительные приборы.
	Секционный выключатель 6 кВ.	Амперметр в одной фазе.
	Секция шин 6 кВ.	Вольтметр.	Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений.
	Кабельная линия 6 кВ.	Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии.	Счетчики активной и реактивной энергии расчетные.
	Трансформатор собственных нужд.	Амперметр, счетчики активной энергии.	Приборы устанавливаются со стороны низшего напряжения ТСН. Счетчик расчетный.
	Система шин ВН.	Вольтметр. Вольтметр регистрирующий, ФИП.	Вольтметр имеет переключатель для измерения междуфазных напряжений.
	Линия 110 кВ межсистемная.	Амперметр в одной фазе. Ваттметр с двусторонней шкалой. Варметр с двусторонней шкалой. Два счетчика активной энергии стопорами, ФИП.	Счетчики расчетные.
	Секционный (шиносоединительный) выключатель ВН.	Амперметр в одной фазе.

2.6 Выбор аппаратов и токоведущих частей

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, таблица 8.

Ток продолжительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей.

Таблица 8


Обозначение.	Выключатель или токоведущая часть.	Вариант задания.

Q1 и I	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения.	кА.
Q2	Секционный выключатель шин 6−10 кВ.	.
Q3	Выключатель на линиях потребителей 6−10 кВ.
Q4	Выключатель на стороне высшего напряжения.	А.
II	Сборные шины низшего напряжения.	.
III	Сборные шины высшего напряжения.	А.

Выбор выключателей на ВН Тип выключателя ВГБУ-110 II — 40/2000У1 (баковый) (табл. П4.1 [5]).

Таблица 9


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 110 кВ; Iпрод.расч. = 230,1 А.	Uном = 110 кВ; Iном = 2000 А.	По условию длительного режима.
кА.	iдин= 102 кА.	По динамической стойкости.
=24,453.	= 77,379	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения.
Вк=30,979 .	=4800	По термической стойкости.
кА; кА.	кА; кА.	По току включения.
Тип привода.		Гидравлический.

Для таблицы 9:

Где с, с.(табл. 3.2 [1])

ф = t защ. мин + t о.c.= 0,01 + 0,035 = 0,045 с;

кА;

кА.

Где tотк — полное время отключения тока короткого замыкания;

tр.з. — время действия цепи основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель;

tо.в. — полное время отключения выключателя с приводом;

tо.с. — собственное время отключения выключателя с приводом;

Iо.ном. — номинальный ток отключения выключателя;

tтер., Iтер. — время и ток термической стойкости, гарантированные заводом изготовителем;

iв.ном., Iв.ном. — амплитудное и действующее значение номинального тока включения;

Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3., 10 и 11.

Выбор вводного выключателя Тип выключателя ВВЭ-10−31,5У3 (табл. П4.1 [5]).

Таблица 10


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условия выбора.
Uсети = 6 кВ; Iпрод.расч. = 2109 А.	Uном = 10 кВ; Iном = 3150 А.	По условиям длительного режима.
= = 39,996 кА.	= 67,419 кА.	По коммутационной способности.
кА.	iдин = 80 кА.	По динамической стойкости.
Вк=722,069.	=2977 .	По термической стойкости.
; .	; .	По току включения.
Тип привода.		Электромагнитный.

Для таблицы 10:

здесь используется tоткл выключателя на ВН.

Где с, с.(табл. 3.2 [1])

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,02 = 0,03 с;

кА;

кА.

Выбор секционного выключателя Тип выключателя ВВЭ-10−20У3 (табл. П4.1 [5]).

Таблица 11


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети =6 кВ; Iпрод.расч.= 1266 А.	Uном = 10 кВ; Iном = 1600 А.	По условию длительного режима.
= 26,626 кА.	= 29,092 кА.	По коммутационной способности.
iу=46,057 кА.	iдин=52 кА.	По динамической стойкости.
Вк= .	=1200 .	По термической стойкости.
; .	; .	По току включения.
Тип привода.		Электромагнитный.

Для таблицы 11:

здесь используется tоткл выключателя на НН, где с, с.(табл. 3.2 [1])

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,15= 0,16 с;

кА;

кА.

Выбор выключателя отходящей кабельной линии Тип выключателя ВВЭ-10−20У3 (табл. П4.1 [5]).

Таблица 12


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети =6 кВ; Iпрод.расч.= 190,226 А.	Uном = 10 кВ; Iном = 630 А.	По условию длительного режима.
= 26,626 кА.	= 29,092 кА.	По коммутационной способности.
iу=46.057 кА.	iдин=52 кА.	По динамической стойкости.
Вк= 412,168 .	=1200 .	По термической стойкости.
; .	; .	По току включения.
Тип привода.		Электромагнитный.

Для таблицы 12:

здесь используется tоткл секционного выключателя где с, с.(табл. 3.2 [1])

ф = t защ.мин.+ t о.c. = 0,01 + 0,15 = 0,16 с;

кА;

кА.

Выбор разъединителей Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.

Разъединитель типа РДЗ-2−110/1000 с приводом ПР-180, ПД-5 (табл. П4.4 [5])

Таблица 13


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 110 кВ; Iпрод.расч.= 230,1 А.	Uном =110 кВ; Iном = 1000 А.	По условию длительного режима.
iу = 39,026 кА.	iдин = 80 кА.	По динамической стойкости.
Вк = 31,293 .	Вк=31,52· 3 = 2977 .	По термической стойкости.

Расчетные данные из данной таблицы аналогичны расчетным данным табл. 13.

Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд.

Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0,4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять:

Принимаем трансформаторы типа ТСН -160/6-У3.

Uвн=6 кВ; Uнн=0,4 кВ; S=160 кВА.

Условие для выбора аппаратуры

; .

Выбор предохранителя

А.

Из условия выбора аппаратуры принимаем ПКТ 101−6-31,5−20 У3

Iном= 31,5 А, Iном. откл = 20 кА.

Проверка по коммутационной способности: Iном. откл Iпо, 20 > 17,604 кА.

Выбор автомата

А.

Принимаем автомат ВА04−36 с Iном = 400 А.

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения Приборы выбраны по табл. (П. 4.8., табл. П. 4.9. [5]).

Таблица 14


№ п/п	Место установки приборов.	Приборы.
1.1	Трансформатор на стороне ВН.	Амперметр (Э350)
1.2	Трансформатор на стороне НН.	Амперметр (Э350), ваттметр (Д350), варметр (Д350), счетчик активной и реактивной энергии (ЕA-02).
	Секционный выключатель НН.	Амперметр в одной фазе (Э350).
	Секция шин НН.	Вольтметр (Э-350).
	Кабельная линия 6 кВ.	Амперметр (Э-350), счетчик активной и реактивной энергии (ЕA-02).
	Трансформатор собственных нужд.	Амперметр (Э-350), счетчик активной и реактивной энергии (ЕA-02).
	Система шин ВН.	Вольтметр (Э350). Вольтметр регистрирующий (Н-393), ФИП.
	Линия 110 кВ межсистемная.	Амперметр в одной фазе (Э-335), ваттметр с двусторонней шкалой (Д350), варметр с двусторонней шкалой (Д350), два счетчика активной и реактивной энергии (ЕA-02), ФИП.
	Секционный выключатель ВН.	Амперметр в одной фазе (Э335).

Выбор трансформаторов тока На стороне ВН принимаем трансформатор тока, встроенный в силовой трансформатор.

Тип ТТ: ТВТ-110−1-600/5.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 15:

Таблица 15


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 110 кВ; Iпрод.расч.= 230,1 A.	Uном = 110 кВ; Iном = 300 А; класс точности = 1,0.	По условию длительного режима.
iу = 31,293 кА.	iдин = 80 кА.	По динамической стойкости.
Вк =30,979 .	Вк = 7,52· 3 = 168,8 .	По термической стойкости.

На стороне ВН принимаем трансформаторы тока ТВ110 встроенные в выключатели ВГБУ-110 II — 40/2000У1 (баковый) (табл. П. 4.5. [5]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 16:

Таблица 16


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 110 кВ; Iпрод.расч.= 230,1 A.	Uном = 110 кВ; Iном = 300 А; класс точности = 0,5.	По условию длительного режима.
iу = 31.293 кА.	iдин = 80 кА.	По динамической стойкости.
Вк =30,979 .	Вк = 202· 3 = 1200 .	По термической стойкости.

На стороне НН на выводе силовых трансформаторов ставим ТТ ТЛШ-10У3 (табл. П. 16. [5]).

Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 17:

Таблица 17


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 6 кВ; Iпрод.расч.= 2109 А.	Uном = 10 кВ; Iном = 3000 А. класс точности = 0,5.	По условию длительного режима.
Z2расч = 0.444 Ом.	Z2ном = 0,8 Ом.	По нагрузочной способности.
Вк =722,069.	Вк = 31,52· 3 = 14 700 .	По термической стойкости.

Проверка по нагрузочной способности:

Определим сопротивления приборов:

Zамп.= Sпотр. обм / I2 = 0.5/52 = 0.02 Ом;

Zватт.= Sпотр. обм / I2 = 0.5/52 = 0.02 Ом;

Zвар.= Sпотр. обм / I2 = 0.5/52 = 0.02 Ом;

Zсч.акт.= Sпотр. обм / I2 = 0.1/52 = 0.004 Ом;

где Sпотр. обм — мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора, Iток во вторичной обмотке ТТ.

Таблица 18


Прибор.	Тип.	Нагрузка, создаваемая прибором, Ом.
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр.	Э-350	;	0,02	;
Ваттметр.	Д-350	0,02	;	0,02
Варметр.	Д-350	0,02	0,02	0,02
Счетчик активной и реактивной энергии.	ЕА-02	0,004	0,004	0,004

Самой нагруженной фазой является фаза А, либо фаза С. Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы, А в соответствии со схемой Рис. 6.1:

Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = 0,044 + rпров + 0,05= 0,094 + rпров

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока составляет 0,8 Ом. Тогда допустимое сопротивление соединительных проводов:

rпров. доп.= 0,8 — 0,094 = 0,706 Ом.

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где

— удельное сопротивление; (стр. 43. [1]);

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 50 м); (стр. 43. [1])

rпров. доп. — допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = мм2

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм² (стр. 43. [1]).

q = 4 мм² rпов.= Ом.

Z2расч= 0,35 + 0,094 = 0,444 < 0,8, следовательно, ТТ проходит по нагрузочной способности.

Рис. 18 — Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов

На секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10-У3. (табл. П. 4.5. [5]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 19:

Таблица 19


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 6 кВ; Iпрод.расч.= 1266 А.	Uном = 10 кВ; Iном = 1600 А; класс точности = 0,5.	По условию длительного режима.
iу=46,057 кА.	iдин = 74,5 кА.	По динамической стойкости.
Вк= .	Вк = 272· 4 = 2916 .	По термической стойкости.

На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТПЛК-10-У3. (табл. П. 4.5. [5]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 20

Таблица 20


Расчетные данные.	Каталожные данные.	Условие выбора.
Uсети = 6 кВ; Iпрод.расч.= 190,226 А.	Uном = 10 кВ; Iном = 200 А; класс точности = 0,5.	По условию длительного режима.
iу = 46,057 кА.	Iдин = 74,5 кА.	По динамической стойкости.
Z2расч = 0,109 Ом.	Z2ном = 0,4 Ом.	По нагрузочной способности.
Вк=398,223.	Вк = 14,52· 4 = 841 .	По термической стойкости.

Таблица 21


Прибор.	Тип.	Нагрузка создаваемая прибором, Ом.
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр.	Э-350	;	0,02	;
Счетчик активной и реактивной энергии.	ЕА-02	0,004	0,004	0,004

Самой нагруженной фазой является фаза В. Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы В в соответствии со схемой Рис. 6.1.

Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = 0,024 + rпров + 0,05= 0,074 + rпров Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока составляет 0,8 Ом. Тогда допустимое сопротивление соединительных проводов:

rпров. доп.= 0,8 — 0,074 = 0,726 Ом.

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где

— удельное сопротивление; (стр. 43. [1]);

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 50 м); (стр. 43. [1])

rпров. доп. — допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = мм2

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм² (стр. 43. [1]).

q = 4 мм² rпров.= Ом.

Z2расч= 0,035 + 0,074 = 0,109 < 0,8, следовательно, ТТ проходит по нагрузочной способности.

Выбор трансформаторов напряжения На каждую из секций 6 кВ ставим ТН типа НАМИТ-6-УХЛ2 с параметрами: (табл. П. 4.6. [5]).

первичное напряжение 6 кВ;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 200 В· А при классе точности 0.5.

Проверка по нагрузочной способности:

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 22.

Таблица 22


Наименование прибора.	Тип.	Число катушек.	Потребляемая мощность одной катушки.	Число приборов.	S, ВА.
			ВА	Вт	вар
Вольтметр.	Э-350			;	;
Ваттметр.	Д-350		1.5	;	;
Варметр.	Д-350		1.5	;	;		4.5
Счетчик активной и реактивной энергии.	ЕА-02			;	;	7 (6 на КЛ+1 на вводе)	2· 2·7=28

Число КЛ — 22 шт.

;

Т.к. условие выполняется, следовательно дополнительные ТН не нужны.

На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НАМИ-110-УХЛ1:

первичное напряжение 110 000/ В;

вторичное напряжение 100/ В;

допустимая мощность 560 ВА при классе точности 0.5;

группа соединений обмоток 1/1/1−0-0.

Выбор сборных шин высшего напряжения Сборные шины ВН на 110 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал — алюминий, со стальным сердечником.

Сечение сборных шин выбирается по условию:

где — допустимый ток для данного сечения проводника;

— максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения, определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1.

Выбираем провод марки АС — 70/11 с. [4, табл. 7.35]

Проверка на корону не требуется, т.к., согласно ПУЭ, для U = 110 кВ минимальное сечение, для которого необходимо осуществлять проверку на корону, должно быть меньше .

Выбор ошиновки силового трансформатора Ошиновку силового трансформатора от выводов 6 кВ до ввода в РУ выполняем в виде гибкой связи из пучка сталеалюминевых и алюминиевых проводов.

Выбираем в качестве несущих 2 провода АС-300/48 с = 690 А.

Токоведущие провода принимам марки А-300.

Число токоведущих проводов принимаем 2 провода.

Условие проверки по нагреву током продолжительного режима:

= (2· 690+2·535)·0,95 = 2328 А.

K=0.95 — коэффициент, учитывающий снижение допустимого тока из-за их взаимного теплового влияния.

Условие проверки выбранного сечения:

2328> 2109 А.

Выбранное сечение гибкой связи проверяется по термической стойкости к токам КЗ.

Условие проверки:

мм2

где — интеграл Джоуля, определенный при выборе выключателя в цепи трансформатора; Bк = 722,069 (кА2· с)

— коэффициент, принимаемый для алюминиевых и сталеалюминевых проводов гибкой связи; С=90. [5, стр.47]

Ошиновка проходит по термической стойкости:

Ошиновка в цепи трансформатора на стороне ВН выполняется такого же сечения, как и сборные шины.

Выбор кабельных линий к потребителю Число отходящих кабельных линий 22 штуки. Максимальный длительный ток нормального режима:

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока. Экономическое сечение одной жилы кабеля:

;

где: — экономическая плотность тока кабеля (табл. 3.36 [2]).

Принимаем кабель АПвВнг-LS-1*95, сечением q = 95 мм².

Данные кабеля:

— допустимый ток кабеля Iдоп=263 А;

— изоляция из полиэтилена;

— алюминиевая жила;

— проложен в земле.

Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима.

где — допустимый табличный ток;

к — поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними по (табл. 7.17 [6]).

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

Коэффициент предварительной загрузки:

следовательно, =1,2 по (табл. 1.30) для tп = 1 ч.

Необходимым условием является ,

1,2 > 0,804;

Производим проверку кабеля по термической стойкости. Для этого требуется определить минимально допустимое сечение.

Так как кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ, устанавливаем дополнительную токовую отсечку с .

Снова произведем проверку кабеля по термической стойкости.

Кабель проходит по термической стойкости.

Проверка на невозгораемость.

Значение начальной температуры жилы до КЗ:

где — фактическая температура окружающей среды во время КЗ;

— значение длительной допустимой температуры жилы;

— значение расчетной температуры окружающей среды (земля);

— значение тока перед КЗ;

— значение расчетного длительно допустимого тока.

— эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от удаленных источников.

согласно ГОСТ 30 323–95 допустимо:

где b — постоянная, характеризующая теплофизические характеристики жилы. Для алюминия b = 45,65 мм4/(кА2с).

Температура жилы в конце КЗ:

Увеличиваем сечение кабеля. Принимаем кабель АПвВнг-LS-1*240.

Проверка на невозгораемость.

Значение начальной температуры жилы до КЗ:

где — фактическая температура окружающей среды во время КЗ;

— значение длительной допустимой температуры жилы;

— значение расчетной температуры окружающей среды (земля);

— значение тока перед КЗ;

— значение расчетного длительно допустимого тока.

— эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ от удаленных источников.

согласно ГОСТ 30 323–95 допустимо:

где b — постоянная, характеризующая теплофизические характеристики жилы. Для алюминия b = 45,65 мм4/(кА2с).

Температура жилы в конце КЗ:

Кабель проходит по невозгораемости.

Выбор ОПН Согласно нормам технологического проектирования:

на стороне ВН трансформатора выбирается ОПНп-110/73/10/500-III-УХЛ1;

в нейтраль трансформатора выбирается ОПНН-110-УХЛ1;

на стороне НН трансформатора выбирается ОПНп-10/12/1-УХЛ1.

2.7 Оперативный ток

Так как высшее напряжение данной подстанции 110 кВ и число выключателей больше трех, то рекомендуется применить постоянный оперативный ток.

Для получения постоянного оперативного тока на подстанциях до 330 кВ включительно устанавливается одна аккумуляторная батарея, работающая в режиме постоянного подзаряда.

Для постоянного подзаряда, а также после аварийного заряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260−40/80−2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери самозаряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.

2.8 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство.

Из (табл. П4.7. [5]) принимаем шкафы серии К-59У3, рассчитанные на номинальные токи до 3150 А.

КРУ — распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

На стороне ВН применяется ОРУ. Конструкция ОРУ с типовыми ячейками. Размещение оборудования в ячейках позволят осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная и равна 110 кВ — 9 м. Именно она определяет ширину распредустройства и ПС в целом. Длина ячейки и, следовательно, длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования. Обычно применяется ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на одном уровне (~3 м). Зона ячеек отделена от зоны трансформаторов автодорогой для проезда автотрейлеров шириной 4 м с отдалением от провозимого оборудова-ния на безопасное расстояние. Расстояние между трансформаторами в свету должно быть 15 м, иначе применяют сплошные перегородки размером на метр за контур аппарата и высотой по верхнему краю изоляторов. За автодорогой кроме трансформаторов располагаются КРУ, связанные с ними токоведущими связями.

По планированной территории ПС должен быть обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью, с засевом травой. Автодороги с покрытием предусматриваются, как правило, к следующим зданиям и сооружениям: порталу для ревизии трансформаторов, КРУ, зданию щита управления (ОПУ), вдоль выключателей ОРУ. Ширина проезжей части внутриплощадных дорог должна быть не менее 3,5 м. В ОРУ должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей передвижных монтажно-ремонтных механизмов, а также передвижных лабораторий, габарит проезда должен быть не менее 4-х метров по ширине и высоте.

Территория ОРУ и ПС в целом должны быть ограждены внешним за бором высотой 1,8−2,0 м. Вспомогательные сооружения (ОПУ мастерские и др. сооружения), расположенные на территории ПС следует ограждать внутренним забором высотой 1,6 м. Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки или уровнем сооружения (плиты кабельных каналов или лотков и т. п.) на высоте не менее 2,5 м разрешается не ограждать. Расстояния по горизонтали от токоведущих и незаземленных частей или элементов изоляции (со стороны токоведущих частей) до постоянных внутренних ограждений в зависимости от их высоты должны быть не менее 1650 мм.

2.9 Меры по технике безопасности и противопожарной технике

Производственная санитария Создание системы рабочего и аварийного освещения Согласно ПУЭ «Глава 6. Электрическое освещение».

Для электрического освещения следует, как правило, применять разрядные лампы низкого давления (например, люминесцентные), лампы высокого давления (например, металлогалогенные типа ДРИ, ДРИЗ, натриевые типа ДНаТ, ксеноновые типов ДКсТ, ДКсТЛ, ртутно-вольфрамовые, ртутные типа ДРЛ). Допускается использование и ламп накаливания.

Применение для внутреннего освещения ксеноновых ламп типа ДКсТ (кроме ДКсТЛ) допускается с разрешения Госсанинспекции и при условии, что горизонтальная освещенность на уровнях, где возможно длительное пребывание людей, не превышает 150 лк, а места нахождения крановщиков экранированы от прямого света ламп.

При применении люминесцентных ламп в осветительных установках должны соблюдаться следующие условия для обычного исполнения светильников:

1. Температура окружающей среды не должна быть ниже плюс 5 °C.

2. Напряжение у осветительных приборов должно быть не менее 90% номинального.

Для аварийного освещения рекомендуется применять светильники с лампами накаливания или люминесцентными.

Разрядные лампы высокого давления допускается использовать при обеспечении их мгновенного зажигания и перезажигания.

Для питания осветительных приборов общего внутреннего и наружного освещения, как правило, должно применяться напряжение не выше 220 В переменного или постоянного тока. В помещениях без повышенной опасности напряжение 220 В может применяться для всех стационарно установленных осветительных приборов вне зависимости от высоты их установки.

Напряжение 380 В для питания осветительных приборов общего внутреннего и наружного освещения может использоваться при соблюдении следующих условий:

1. Ввод в осветительный прибор и независимый, не встроенный в прибор, пускорегулирующий аппарат выполняется проводами или кабелем с изоляцией на напряжение не менее 660 В.

2. Ввод в осветительный прибор двух или трех проводов разных фаз системы 660/380 В не допускается.

Аварийное освещение разделяется на освещение безопасности и эвакуационное. Освещение безопасности предназначено для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения.

Светильники рабочего освещения и светильники освещения безопасности в производственных и общественных зданиях и на открытых пространствах должны питаться от независимых источников.

Защита от шума и вибрации Согласно СНиП 2.07.01−89 «9. Защита от шума, вибрации, электрических и магнитных полей, излучений и облучений».

При выборе площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение производится органами санитарного надзора по предоставлению проекта санитарно-защитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих конструкций.

Основными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы и реакторы, вентиляционные установки в зданиях, компрессорные установки.

Мероприятия по технике безопасности Ограждение территории ПС.

Согласно ПУЭ «Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ».

Территория ОРУ и подстанции должны быть ограждены внешним забором высотой 1,8−2,0 м. Внешние заборы высотой более 2,0 м могут применяться в местах с высокими снежными заносами, а также для подстанций со специальным режимом допуска на их территорию.

Вспомогательные сооружения (мастерские, склады, ОПУ и т. п.), расположенные на территории ОРУ, следует огораживать внутренним забором высотой 1,6 м.

При расположении ОРУ (подстанции) на территории электростанций эти ОРУ (подстанции) должны быть ограждены внутренним забором высотой 1,6 м.

Заборы могут быть сплошными, сетчатыми или решетчатыми.

Заборы могут не предусматриваться:

для закрытых подстанций, расположенных на охраняемой территории промышленного предприятия;

для закрытых подстанций, расположенных на территории городов и поселков;

для столбовых подстанций.


Наименование расстояния.	Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, 110 кВ.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м.
Между проводами разных фаз.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования.
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней.
Oт неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов.
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями.
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту.

Маркировка частей установок и предупредительная окраска.

Согласно ПУЭ «Глава 1.1 Общая часть».

В электроустановках должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным их элементам (простота и наглядность схем, надлежащее расположение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка).

Буквенно-цифровое и цветовое обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми.

Шины должны быть обозначены:

1) при переменном трехфазном токе: шины фазы, А — желтым цветом, фазы В — зеленым, фазы С — красным, нулевая рабочая N — голубым, эта же шина, используемая в качестве нулевой защитной, — продольными полосами желтого и зеленого цветов;

2) при переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, — желтым цветом, а В, присоединенная к концу обмотки, — красным.

Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трехфазного тока;

3) при постоянном токе: положительная шина (+) — красным цветом, отрицательная (-) — синим и нулевая рабочая М — голубым;

4) резервная как резервируемая основная шина; если же резервная шина может заменять любую из основных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета основных шин.

Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или для антикоррозийной защиты.

Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым только в местах присоединения шин; если неизолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроустановки.

Наличие блокировок, обеспечивающих электробезопасность при обслуживании ПС.

Согласно ПУЭ «Глава 4.2 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ».

Распределительные устройства 3 кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой, исключающей возможность:

включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;

включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

На заземляющих ножах линейных разъединителей со стороны линии допускается устанавливать только механическую блокировку с приводом разъединителя и приспособление для запирания заземляющих ножей замками в отключенном положении.

Для РУ с простыми схемами электрических соединений рекомендуется применять механическую (ключевую) оперативную блокировку, а во всех остальных случаях — электромагнитную. Приводы разъединителей, доступные для посторонних лиц, должны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положениях.

Проходы, входы и выходы в РУ.

Согласно ПУЭ «Глава 4.2 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ».

ОРУ.

В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий; габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте.

Для ОРУ на территориях промышленных предприятий при стесненных условиях требования настоящего параграфа не обязательны.

По спланированной территории ОРУ и подстанций должен быть обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшением в случае необходимости грунтовой поверхности твердыми добавками или засевом трав.

Автодороги с покрытием (усовершенствованным, переходным, низшим) предусматриваются, как правило, к следующим зданиям и сооружениям: порталу или башне для ревизии трансформаторов, зданиям щитов управления, ЗРУ и КРУН, вдоль выключателей ОРУ 110 кВ и выше, зданию масляного хозяйства, материальному складу, открытому складу масла, насосным, резервуарам воды, компрессорной, складу водорода, фазам выключателей 330 кВ и выше.

Ширина проезжей части внутриплощадочных дорог должна быть не менее 3,5 м. При определении габаритов проездов должны быть учтены размеры применяемых приспособлений и механизмов в соответствии с 4.2.43.

ЗРУ.

Выходы из РУ должны выполняться в соответствии со следующим:

1. При длине РУ до 7 м допускается один выход.

2. При длине РУ более 7 м до 60 м должно быть предусмотрено два выхода по его концам, допускается располагать выходы из РУ на расстоянии до 7 м от его торцов.

3. При длине РУ более 60 м кроме выходов по концам его должны быть предусмотрены дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания, управления или взрывного коридора до выхода было не более 30 м.

Выходы могут быть выполнены наружу, на лестничную клетку или в другое производственное помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями, не содержащее огнеи взрывоопасных предметов, аппаратов или производств, а также в другие отсеки РУ, отделенные от данного несгораемой или трудносгораемой дверью с пределом огнестойкости не менее 0,6 ч. В многоэтажных РУ второй и дополнительные выходы могут быть предусмотрены также на балкон с наружной пожарной лестницей.

Взрывные коридоры большой длины следует разделять на отсеки не более 60 м несгораемыми перегородками с огнестойкостью не менее 1 ч с дверями, выполняемыми в соответствии с 4.2.92. Взрывные коридоры должны иметь выходы наружу или на лестничную клетку.

Полы помещений РУ рекомендуется выполнять по всей площади каждого этажа на одной отметке. Конструкция полов должна исключать возможность образования цементной. Устройство порогов в дверях между отдельными помещениями и в коридорах не допускается.

Двери из РУ должны открываться в направлении других помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны распределительного устройства.

Двери между отсеками одного РУ или между смежными помещениями двух РУ должны иметь устройство, фиксирующее двери в закрытом положении и не препятствующее открыванию их в обоих направлениях.

Двери между помещениями (отсеками) РУ разных напряжений должны открываться в сторону РУ с низшим напряжением до 1 кВ.

Замки в дверях помещений РУ одного напряжения должны открываться одним и тем же ключом; ключи от входных дверей РУ и других помещений не должны подходить к замкам камер.

Требование о применении самозапирающихся замков не распространяется на распределительные устройства городских электросетей 10 кВ и ниже.

Двери (ворота) камер, содержащих маслонаполненное электрооборудование с массой масла более 60 кг, должны быть выполнены из трудносгораемых материалов и иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч в случаях, если они выходят в помещения, не относящиеся к данной подстанции, а также, если они находятся между отсеками взрывных коридоров и РУ. В остальных случаях двери могут быть выполнены из сгораемых материалов и иметь меньший предел огнестойкости.

Ворота камер с шириной створки более 1,5 м должны иметь калитку, если они используются для выхода персонала.

Устройство защитного заземления.

Согласно ПУЭ «Глава 1.7 Заземление и защитные меры электробезопасности».

Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции должна быть применена, по крайней мере, одна из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.

Заземление или зануление электроустановок следует выполнять:

1) при напряжении 380 В и выше переменного тока и 440 В и выше постоянного тока — во всех электроустановках;

2) при номинальных напряжениях выше 42 В, но ниже 380 В переменного тока и выше 110 В, но ниже 440 В постоянного тока — только в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках.

К частям, подлежащим занулению или заземлению согласно 1.7.33, относятся:

1) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п.;

2) приводы электрических аппаратов;

3) вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

4) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемные или открывающиеся части, если на последних установлено электрооборудование напряжением выше 42 В переменного тока или более 110 В постоянного тока;

5) металлические конструкции распределительных устройств, металлические кабельные конструкции, металлические кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, металлические оболочки проводов, металлические рукава и трубы электропроводки, кожухи и опорные конструкции шинопроводов, лотки, короба, струны, тросы и стальные полосы, на которых укреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с заземленной или зануленной металлической оболочкой или броней), а также другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование;

6) металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей и проводов напряжением до 42 В переменного тока и до 110 В постоянного тока, проложенных на общих металлических конструкциях, в том числе в общих трубах, коробах, лотках и т. п. Вместе с кабелями и проводами, металлические оболочки и броня которых подлежат заземлению или занулению;

7) металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников;

8) электрооборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов.

Не требуется преднамеренно заземлять или занулять:

1) корпуса электрооборудования, аппаратов и электромонтажных конструкций, установленных на заземленных (зануленных) металлических конструкциях, распределительных устройствах, на щитах, шкафах, щитках, станинах станков, машин и механизмов, при условии обеспечения надежного электрического контакта с заземленными или зануленными основаниями;

2) конструкции, перечисленные в 1.7.46, п. 5, при условии надежного электрического контакта между этими конструкциями и установленными на них заземленным или зануленным электрооборудованием. При этом указанные конструкции не могут быть использованы для заземления или зануления установленного на них другого электрооборудования;

3) арматуру изоляторов всех типов, оттяжек, кронштейнов и осветительной арматуры при установке их на деревянных опорах ВЛ или на деревянных конструкциях открытых подстанций, если это не требуется по условиям защиты от атмосферных перенапряжений.

При прокладке кабеля с металлической заземленной оболочкой или неизолированного заземляющего проводника на деревянной опоре перечисленные части, расположенные на этой опоре, должны быть заземлены или занулены;

4) съемные или открывающиеся части металлических каркасов камер распределительных устройств, шкафов, ограждений и т. п., если на съемных (открывающихся) частях не установлено электрооборудование или если напряжение установленного электрооборудования не превышает 42 В переменного тока или 110 В постоянного тока;

5) корпуса электроприемников с двойной изоляцией;

6) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали, в том числе протяжные и ответвительные коробки размером до 100 см², электропроводок, выполняемых кабелями или изолированными проводами, прокладываемыми по стенам, перекрытиям и другим элементам строений.

Устройство молниезащиты.

Согласно ПУЭ «Глава 4.2 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ» и РД 34.21.122−87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».

Защита ОРУ-110 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ, а также отдельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не менее 80 Ом.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой