Проектирование понизительной подстанции 110/6. 3 кВ

Аннотация

Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция 110/6.3 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

1. Характеристика нагрузки подстанции

2. Выбор силовых трансформаторов

3. Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор схемы соединения подстанции

5. Выбор типов релейных защит и автоматики

6. Выбор оборудования и токоведущих частей

6.1 Выбор выключателей

6.2 Выбор разъединителей

6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

6.5 Выбор сборных шин высшего напряжения

6.6 Выбор ошиновки силового трансформатора

6.7 Выбор кабельных линий к потребителю

6.8 Оперативный ток

7. Меры по технике безопасности и противопожарной технике

7.1 Система рабочего и аварийного освещения

7.2 Защита от шума и вибрации

7.3 Мероприятия по технике безопасности

7.4 Мероприятия пожарной безопасности

8. Технико-экономические показатели ПС

Список использованных источников

1. Характеристика нагрузки подстанции

К данной подстанции подключены потребители 2 и 3 категорий, в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 1.1

максимальная нагрузка

МВА максимальная реактивная нагрузка В таблице 1.2 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки Таблица 1.2

суточный отпуск электроэнергии потребителям время использования максимальной активной нагрузки средняя нагрузка коэффициент заполнения годового графика нагрузки На рис. 1.1. приведены графики использования полной мощности.

Рис. 1.1

2. Выбор силовых трансформаторов

Выбор начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов на данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Так как от подстанции питаются потребители 2 и 3 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.

Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции.

Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия

Исходя из этого, принимаем трансформатор ТДН-16 000/110.

Начальную нагрузку К₁ в относительных единицах эквивалентного графика рассчитывают по формуле

Находим начальную нагрузку (эквивалентную ступень охлаждения).

S_m — мощность ступеней исходного графика

S_{ном тр-ра} — номинальная мощность трансформатора

2) Находим предварительное значение коэффициента перегрузки где S` - значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки; h'= 15 ч.

3) Находим максимальное значение перегрузки Принимаем значение перегрузки, так как

Продолжительность перегрузки нужно скорректировать по формуле:

При полученных значениях K₁ и h допустимая перегрузка равна K_2доп = 1.3, а мы имеем K₂ = 1.26, следовательно, трансформатор проходит по режиму перегрузки в послеаварийном режиме Рис. 2.1

Параметры трансформатора ТДН-16 000/110

Таблица 2.1

3. Расчет токов короткого замыкания

На рис. 3.1 и 3.2 приведены расчетная схема и схема замещения прямой последовательности соответственно.

Рис. 3.1

Рис. 3.2

Принимаем базовую мощность S_б=1000 МВА и базовое напряжение U_б=115 кВ.

Далее находим сопротивления прямой последовательности в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям:

Система С1:

Система С2:

Трансформаторы Т1, Т2:

ВЛ1:

ВЛ2:

ВЛ3:

Приведем схему к простейшему виду:

Преобразуем треугольник в звезду:

Рис. 3.3

Рис. 3.4

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

На рисунке 3.5 представлена схема нулевой последовательности:

Рис. 3.5

Система С1:

Система С2:

ВЛ1:

ВЛ2:

ВЛ3:

Приведем схему к простейшему виду:

Преобразуем треугольник в звезду:

Рис. 3.6

Находим ток однофазного КЗ на стороне ВН:

где Iб — базовый ток на стороне ВН Ток трехфазного КЗ в точке больше однофазного. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току трехфазного КЗ. Он является расчетным.

Находим ударные токи:

— на стороне ВН

где K_у — ударный коэффициент, принимается по [1, табл. 3.2].

— на стороне НН Результаты расчета сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1

4. Выбор схемы соединения подстанции

1 Выбор РУ на стороне высокого напряжения

Электрическую схему распределительного устройства выбирают в зависимости от назначения, роли, местоположения подстанции в системе электроснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов. Так как данная подстанция является проходной, то выберем следующую схему РУ:

На стороне В.Н.(110 кВ) выбираю схему: две рабочие и обходная системы шин (рис. 4.1).

На стороне Н. Н (6.3 кВ) выбираю схему — Одна одиночная, секционированная выключателем система шин. (рис. 4.2).

Рис. 4.1

2 Выбор схемы РУНН

Рис. 4.2 Распределительное устройство низшего напряжения — 6,3 кВ

5. Выбор типов релейных защит и автоматики

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6,3 кВ

На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (t_рз= 0.1 с). [Д]

Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (t_рз= 0.1 с). [Г]

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (t_рз= 3.1с). [ТВ]

Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]

Максимально токовая защита устанавливается со стороны питания. На стороне НН устанавливаются по комплекту МТЗ (t_рз=2.6 с).

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

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (t_рз= 1.3 с). [ТВ]

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю [Т₀]

На шинах 6,3 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 (t_рз= 0.1с).

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:

Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 6,3 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ]

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Измерительные приборы и места их установки

Таблица 5.1

6. Выбор оборудования и токоведущих частей

6.1 Выбор выключателей

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, таблица 6.1.

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

Таблица 6.1

Выбор выключателей на ВН

Таблица 6.2 Тип выключателя ВВБМ-110Б -31,5/2000;У1

Для таблицы 6.2:

где с, с.

ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,07 = 0,08 с ;

кА ;

кА.

Выбор выключателей на низшем напряжении приведен в таблицах 6.3., 6.4. и 6.5.

Выбор вводного выключателя

Таблица 6.3 Тип выключателя ВМПЭ-11−2500−31,5ТЗ

Для таблицы 6.3:

гдес,с.

ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,12 = 0,13 с ;

кА ;

кА.

Выбор и обоснование конструкции распределительного устройства на НН

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство. Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 16 штук. Принимаем шкафы серии КР10-Д10, рассчитанные на номинальные токи до 2000А.

КРУ — распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов с 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.

Выбор секционного выключателя

Таблица 6.4 Тип выключателя ВМПЭ-10−1600 -20УЗ

Для таблицы 6.4:

где с, с.

ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,07 = 0,08 с ;

кА ;

кА.

Выбор выключателей на отходящей линии 6 кВ.

Выключатель Q3

Таблица 6.5 Тип выключателя ВМПЭ-10−630 -20У3

Для таблицы 6.5:

где с, с.

ф = t защ.мин.+ t о.в.= 0,01 + 0,07 = 0,08 с ;

кА ;

кА.

Выключатель Q5

Таблица 6.6 Тип выключателя ВМПЭ-10−630 -20У3

Расчетные данные из данной таблицы аналогичны расчетным данным табл.6.5.

6.2 Выбор разъединителей

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

Таблица 6.7 Разъединитель типа РНДЗ-1−110/630 Т1 с приводом ПДН-220Т

Расчетные данные из данной таблицы аналогичны расчетным данным табл.6.2.

6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

Выбор трансформаторов 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 ТМ -100/6.

U_вн=6,3 кВ U_нн=0.4 кВ S=100 кВА

Условие для выбора аппаратуры

;

Выбор предохранителя

А

Из условия выбора аппаратуры принимаем ПКТ 101−6-16−40 У3

I_ном= 16 А, I_{ном.откл} = 40 кА.

Проверка по коммутационной способности: I_{ном.откл} I_по 40 > 12,33 кА.

Выбор автомата

А

Из условия выбора аппаратуры принимаем рубильник Р31

I_ном = 250 А, i_у =20 кА, Вк =64

Принимаем автомат А3720Б с I_ном = 200 А, i_откл = 20 кА.

Проверка по коммутационной способности: I_{ном.откл} I_по 20 >12,33 кА.

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор трансформаторов тока

На стороне ВН тип трансформаторов тока определяется типом выключателя. ТТ также имеются на вводах силового трансформатора. Выбор трансформатора тока на стороне ВН ограничивается лишь его выбором без полной проверки.

На стороне НН при выборе типов ТТ надо ориентироваться на те ТТ, которые имеются в ячейках комплектного распределительного устройства (КРУ). Полный выбор производится для ТТ в цепи силового трансформатора и в цепи линий 6 кВ.

1. Выбор ТТ в цепях отходящих линий 110 кВ.

Принимаем трансформатор тока наружной установки. Тип ТТ ТФЗМ 110Б-I

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8 :

Таблица 6.8

2. Выбор ТТ на трансформаторе со стороны 110 кВ.

Принимаем трансформатор тока типа ТВТ 110 — I — 300/5.

U_ном = 110 кВ I_ном1 = 150 А I_ном2 = 5 А

3. Выбор ТТ в цепях силового трансформатора со стороны НН.

На стороне НН на выводе силовых трансформаторов ставим ТТ ТШЛК-10. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9.:

Таблица 6.9

Проверка по нагрузочной способности:

Определим сопротивления приборов :

Z_амп.= S_{потр. обм} / I² = 0,1/5² = 0,004 Ом;

Z_ватт.= S_{потр. обм} / I² = 0,5/5² = 0,02 Ом;

Z_вар.= S_{потр. обм} / I² = 0,5/5² = 0,02 Ом;

Z_сч.акт.= S_{потр. обм} / I² = 2,5/5² = 0,1 Ом;

Z_{сч.реакт.}= S_{потр. обм} / I² = 2,5/5² = 0,1 Ом,

где S_{потр.обм -} мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора, Iток во вторичной обмотке ТТ.

Таблица 6.10

Самой нагруженной фазой является фаза А. Производим расчет сопротивления нагрузки для фазы, А в соответствии со схемой а) рис.9:

Z_2расч = Z_приб + r_пров+ r_конт = 0,24+ r_пров + 0,1= 0,34 + r_пров

Находим допустимое сопротивление провода:

r_{пров. доп.}= 0,8 — 0,34 = 0,46 Ом Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где

— удельное сопротивление;

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

r_{пров. доп.} -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = 0,028 50 / 0,46 = 3,04 мм²

принимаем контрольный кабель типа АКВРГ. Сечение контрольного кабеля 4 мм²

q = 4 мм² r_пров.= 0,028 50 /4 = 0,35 Ом

Z_2расч= 0,34 + 0,35 = 0,69 < 0,8,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

а) Включение приборов в неполную звезду б) Включение приборов в полную звезду Рис. 6.1 Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов На секционном выключателе ставим ТТ ТШЛК-10.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.11:

Таблица 6.11

На отходящих кабельных линиях ставим 2 ТТ ТПЛК-10.

Проверка трансформаторов тока приведена в таблице 6.12:

Таблица 6.12

Таблица 6.13

Самой нагруженной фазой является фаза А, производим расчет сопротивления нагрузки для фазы, А в соответствии со схемой б) рис.9:

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

где — удельное сопротивление;

l — длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);

— допустимое сопротивление провода.

В результате получаем: .

Из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм²

Выбранный ТТ проходит по нагрузочной способности.

Выбор трансформаторов напряжения

На секции 6,3 кВ ставим группу из трех ТН типа НОЛ.08.-6УХЛ3 с параметрами:

первичное напряжение 6000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 50 ВА при классе точности 0.5;

и одного ТН типа ЗНОЛ.06.6Т3 с параметрами:

первичное напряжение 6000 В;

вторичное напряжение 100/ В;

допустимая мощность 50 ВА при классе точности 0.5;

Проверка по нагрузочной способности :

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.14

Таблица 6.14

Условие выполняется, то на каждой секции устанавливаем выбранные раннее трансформаторы напряжения.

На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НКФ-110−83У1:

первичное напряжение 110 000/ В;

вторичное напряжение 100/ В;

допустимая мощность 400 ВА при классе точности 0.5;

группа соединений обмоток 1/1/1−0-0.

6.5 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.3.1.

Выбираем провод марки АС — 70/11 с .

> А

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 .

6.6 Выбор ошиновки силового трансформатора

Принимаем ошиновку силового трансформатора от выводов 6 кВ, до ввода в РУ в виде гибкой связи из пучка сталеалюминевых проводов.

Сечение ошиновки выбирается по величине .

Условие выбора сечения, где =1950 А.

Находим экономическое сечение проводника

Принимаем два несущих провода сечением АС-185/24.

Находим количество токонесущих проводов:

Выбираем 8 токоведущих провода марки А-185 и 2 несущих АС-185/24.

Условие проверки:

4590>1950

Условие проверки выполняется.

Проверяем выбранное сечение по термической стойкости:

где, — интеграл Джоуля.

Скоэффициент, принимаемый для воздушных линий 90 ()

,

где с, с.

Условие проверки:

1480>228

Условие выполняется, выбранное сечение проходит по термической стойкости.

6.7 Выбор кабельных линий к потребителю

понизительный подстанция трансформатор ток

Максимальный длительный ток нормального режима:

Для линий 1−7

А

Для линий 8−9

А

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.

Экономическое сечение одного провода для линий 1−7

где 1,6 — экономическая плотность тока КЛ с алюминиевой жилой.

Принимаем КЛ 1−7 с сечением

q =95мм².

Данные КЛ 1−7:

— допустимый ток КЛ: I_доп=225 А;

Экономическое сечение одного провода для линий 8−9

где 1,6 — экономическая плотность тока КЛ с алюминиевой жилой.

Принимаем КЛ 8−9 с сечением

q =70 мм².

Данные КЛ 8−9:

— допустимый ток КЛ: I_доп=190 А;

Для кабельной линии допустимый ток зависит от способа прокладки кабеля:

где kпоправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними (k=0,9)

Для линий 1−7:

=0.9*225=202,5 A.

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

— ток продолжительного расчетного периода.

А.

Коэффициент предварительной загрузки

следовательно =1,25.

Необходимым условием является:

1,3>1,1, условие выполняется.

Проверяем кабель по термической стойкости.

где, — интеграл Джоуля.

Скоэффициент, принимаемый для кабелей 90 ()

,

где с, с.

что больше предварительно принятых 95, поэтому дополнительно устанавливаем ТО с и проверяем заново:

,

где с, с.

Кабель термически устойчив. Окончательно принимаем сечение кабеля в 95 .

Для линий 8−9:

=0.9*190=171 A.

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

— ток продолжительного расчетного периода.

А.

Коэффициент предварительной загрузки

следовательно =1,25.

Необходимым условием является:

1,25>0.52,условие выполняется.

Проверяем кабель по термической стойкости.

где, — интеграл Джоуля.

Скоэффициент, принимаемый для кабелей 90 ()

,

где с, с.

что больше предварительно принятых 70, поэтому дополнительно устанавливаем ТО с и проверяем заново:

,

где с, с.

Кабель термически устойчив. Окончательно принимаем сечение кабеля 70 .

6.8 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.

7. Меры по технике безопасности и противопожарной технике

7.1 Система рабочего и аварийного освещения

Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 110 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках и верстаках) напряжением 36 В.

Питание шин рабочего освещения осуществляется от трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах.

Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи. Кроме того, выездная бригада должна быть снабжена персональными аккумуляторными фонарями.

Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется с шин собственных нужд 380/220 В переменного тока, и при исчезновении последнего автоматически переводиться на шины оперативного постоянного тока.

Для освещения помещений подстанций используются обычные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств используются прожекторы ПКН с галогеновыми лампами. Прожекторы устанавливаются группами на существующих опорах молниеотводов порталах открытого распределительного устройства.

В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах громоздкого оборудования, прожекторные установки размещаются с двух противоположных сторон.

7.2 Защита от шума и вибрации

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.

7.3 Мероприятия по технике безопасности

Ограждение территории ПС

На подстанции применено два вида оград: внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 1,8 — 2,0 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-110 кВ и имеет высоту 1,6 м.

В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000×1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 50×50 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.

Необходимые изоляционные расстояния.

От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м — 1,8 мм;

Между проводами разных фаз — 1,5 м;

От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,5 м, до габаритов транспортируемого оборудования — 2550 мм;

Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней — 3,0 м;

От не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов — 1,5 м;

Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущими частями и зданиями или сооружениями — 3,8 м;

От контакта и ножа разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту — 1,9 м.

Маркировка частей установок и предупредительная окраска

В соответствии с требованиями ПУЭ выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение — шины обозначаются:

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;

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

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

— 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 выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.

Заземляющие шины тоже окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих приборов окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов — в цвета оборудования.

Планировки, обеспечивающие электробезопасности при обслуживании ПС

РУ-110 и 6,3 кВ оборудуются 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.

В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.

Проходы, входы и выходы в РУ.

Габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее 3 м. Также предусматриваются проезды: к порталу для ревизии трансформаторов, КРУН, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.

Устройство защитного заземления.

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, подлежат заземлению. Заземление выполняется во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, постоянного тока — 440 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках — при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше — постоянного тока.

Заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов, возможных перегрузок и аварийных режимов.

Проводники и аппараты удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.

Для кабелей, напряжением до 10 кВ, с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в таблице 7.1:

Таблица 7.1

На период ликвидации после аварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, допускается перегрузка до 10%, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15% номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.

На период ликвидации после аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблице 7.2:

Таблица 7.2

Устройство молниезащиты.

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

Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перенапряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов молний тросом, установкой на ВЛ метровых промежутков и ОПН. Для защиты обмотки 110 кВ трансформаторов вентильные разрядники устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.

7.4 Мероприятия пожарной безопасности

Установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ.

Расстояния от выключателей и силовых трансформаторов, а также трансформатора СН, до зданий и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и т. д.) предусматривается не менее 16 м.

Противопожарные расстояния от зданий трансформаторной мастерской и аппаратной маслохозяйства, а также от складов масла до ограды ОРУ предусматривается не менее 6 м.

Противопожарные мероприятия

По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями ПС относится к третьей группе. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, за исключением: общеподстанционного пункта управления, помещения связи, компрессорной. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.

Объем маслоприемника предусматривает одновременный прием 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора (реактора) и 80% масла, содержащегося в одном баке выключателя.

Комплекс противопожарной автоматики состоит из устройств обнаружения очага пожара (извещателей, расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала.

На ПС применяются извещатели комбинированного типа ДИЛ-1 и ДТЛ-контактные. Извещатели устанавливаются на потолке.

Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока В с частотой 50 Гц.

Система электрической пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом.

На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.

8. Технико-экономические показатели ПС

1. Установленная мощность подстанции, МВА

2. КПД подстанции средневзвешенный, %

где — годовой отпуск энергии потребителям, определенный при обработке графиков нагрузки по активной мощности;

— годовые потери энергии в трансформаторах, определяемые по годовому графику нагрузки, кВт ч,

Здесь и — потери мощности силового трансформатора,

— мощность нагрузки на iступени графика,

— продолжительность iступени.

3. Время использования установленной мощности, ч,

.

Итог подсчета технико-экономических показателей удобно представить в виде табл. 8.1

Таблица 8.1

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 1985, — 640 с.

2. Нормы технологического проектирования подстанции напряжением 35−750 кВ. — М.: Энергосетьпроект, 1979

3. Справочник по проектированию подстанций 35−750 кВ. /под общей ред. С. С. Рокотяна, — М.: Энергоиздат, 1982. -352с.

4. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/под ред. В. Н. Неклепаева. -М.: Энергоатомиздат, -1989.

5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6−750 кВ подстанций. Альбом 1: схемы и указания по их применению. — Л: Энергосетьпроект, 1978.

6. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб. — М: Энергия, 1980. — 600 с.