Антиплагиат (1226852)

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла

15.06.2016АнтиплагиатУважаемый пользователь!Обращаем ваше внимание, что система Антиплагиат отвечает на вопрос, является ли тот или иной фрагменттекста заимствованным или нет. Ответ на вопрос, является ли заимствованный фрагмент именно плагиатом, ане законной цитатой, система оставляет на ваше усмотрение. Также важно отметить, что система находитисточник заимствования, но не определяет, является ли он первоисточником.Информация о документе:Имя исходного файла:Имя компании:Тип документа:Имя документа:Дата проверки:Модули поиска:Текстовыестатистики:Индекс читаемости:Неизвестные слова:Макс. длина слова:Большие слова:рим с.з.docДальневосточный гос. Университет путей сообщенияПРочеерим с.з.doc15.06.2016 16:27Интернет (Антиплагиат), Кольцо вузов, Диссертации и авторефераты РГБ,Дальневосточный гос. Университет путей сообщениясложныйв пределах нормыв пределах нормыв пределах нормыКоллекция/модуль поискаДоля Доляввотчёте текстеИсточникСсылка на источник[1] Реконструкция электр...http://bibliofond.ru/view.aspx?id=658344#2Интернет(Антиплагиат)6.88% 6.88%[2] Ch_8­6E.pdfhttp://vmg.pp.ua/books/%D0%A2%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%B8%D1%87%...

Интернет(Антиплагиат)3.82% 3.95%[3] Проектирование систе...Кольцо вузов3.86% 3.86%[4] Скачать/bestref­2186...http://bestreferat.ru/archives/41/bestref­218641.zipИнтернет(Антиплагиат)1.18% 3.29%http://bestreferat.ru/referat­218641.htmlИнтернет(Антиплагиат)0%[5] Курсовая работа: Про...[6] 2015_140204_es_etf_s...3.2%Кольцо вузов1.35% 3.05%[7] 1 Основные определен...http://nenuda.ru/1­%D0%BE%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BD%D1%8...Интернет(Антиплагиат)0.7%[8] Источник 8http://window.edu.ru/resource/994/18994/files/metod243.pdfИнтернет(Антиплагиат)0.58% 2.89%[9] ВКР ЭФ 2012/2013/abp...Кольцо вузов0.23% 2.76%[10] ГавриченкоМ.Г. ЗЕ141...Кольцо вузов0.05% 2.61%[11] ВКР ЭФ 2012/2013/abp...Кольцо вузов0.88% 2.61%[12] Проектирование узлов...Интернет(Антиплагиат)0%[13] 2015_140205_aees_zf_...Кольцо вузов0.47% 2.23%[14] Дипломы 2014 года вы...Кольцо вузов1.92% 2.17%[15] Общие сведенияhttp://mylektsii.ru/5­128041.htmlИнтернет(Антиплагиат)0.48% 2.05%[16] Реконструкция электр...http://referat.mirslovarei.com/d/951594/?page=39Интернет(Антиплагиат)0%[17] proekt, Банк Реферат...http://www.bankreferatov.ru:80/referats/9637BD67B8B1130D4325...Интернет(Антиплагиат)0.63% 1.99%[18] ЗЕ041н Котлярчук А.Н...Кольцо вузов1.24% 1.98%[19] Расчет молниезащитны...Интернет(Антиплагиат)0.29% 1.92%[20] ВКР ЗЭт­1­11 Салахов...Кольцо вузов0.8%[21] Дауди Салим диссерта...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004594000/rsl01004594...Диссертации иавторефератыРГБ0.36% 1.83%[22] Щербаков, Е. Ф. Элек...http://venec.ulstu.ru/lib/disk/2012/Werbakov.pdfИнтернет(Антиплагиат)0.1%http://www.kazedu.kz/referat/100610Интернет(Антиплагиат)0.46% 1.63%Кольцо вузов0.22% 1.62%Интернет(Антиплагиат)1.29% 1.56%[26] 2015_140604_epa_fddo...Кольцо вузов0.06% 1.53%[27] Казакул, Алексей Але...Диссертации иавторефератыРГБ0.84% 1.51%[28] З­09Э­1_Ахметьянов_Д...Кольцо вузов0%[29] ЭПП 2014 Котенев В.И...Кольцо вузов0.02% 1.28%[30] 10ЭПП_Ланцев_Денис_В...Кольцо вузов0.23% 1.15%[23] Выбор и расчет устро...http://revolution.allbest.ru/physics/00383953_0.htmlhttp://studall.org/all­166172.html[24] ВКР Шарипова[25] Расчет электрических...http://rud.exdat.com/docs/index­668940.htmlhttp://dlib.rsl.ru/rsl01005000000/rsl01005576000/rsl01005576...3.05%2.28%2.02%1.89%1.71%1.38%[31] Проектирование элект...http://otherreferats.allbest.ru/physics/00163172_0.htmlИнтернет(Антиплагиат)0.29% 1.11%[32] ПУЭ ­ Правила устро...http://snipov.net/c_4652_snip_107214.htmlИнтернет(Антиплагиат)0%http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004412000/rsl01004412...Диссертации иавторефератыРГБ0.76% 0.9%[33] Кузнецов, Дмитрий Вл...http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=1Интернет(Антиплагиат)0.95%0.36% 0.85%1/1615.06.2016Антиплагиат[34] Источник 34http://bib.convdocs.org/v15910/?download=1#2(Антиплагиат)0.36% 0.85%[35] Справочник по проект...http://lib.rus.ec/b/370883Интернет(Антиплагиат)0.27% 0.76%[36] Корепанова, Ольга Юр...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004344000/rsl01004344...Диссертации иавторефератыРГБ0.06% 0.67%[37] Краузе, Андрей Викто...http://dlib.rsl.ru/rsl01006000000/rsl01006634000/rsl01006634...Диссертации иавторефератыРГБ0%[38] Гарифуллина, Алсу Ра...http://dlib.rsl.ru/rsl01005000000/rsl01005407000/rsl01005407...Диссертации иавторефератыРГБ0.17% 0.63%[39] Скачать/bestref­1701...http://bestreferat.ru/archives/27/bestref­170127.zipИнтернет(Антиплагиат)0.27% 0.62%[40] Юндин, Константин Ми...http://dlib.rsl.ru/rsl01005000000/rsl01005457000/rsl01005457...Диссертации иавторефератыРГБ0%[41] Мваку Уэбби Мульята ...http://dlib.rsl.ru/rsl01006000000/rsl01006624000/rsl01006624...Диссертации иавторефератыРГБ0.18% 0.6%[42] Лапидус, Александр А...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002742000/rsl01002742...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.58%[43] Вуколов, Владимир Юр...http://dlib.rsl.ru/rsl01006000000/rsl01006513000/rsl01006513...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.52%[44] Савина, Наталья Викт...http://dlib.rsl.ru/rsl01004000000/rsl01004907000/rsl01004907...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.48%[45] Макаров, Дмитрий Анд...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002747000/rsl01002747...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.45%[46] Вахнина, Вера Василь...http://dlib.rsl.ru/rsl01005000000/rsl01005094000/rsl01005094...Диссертации иавторефератыРГБ0.04% 0.29%[47] Нагай, Владимир Иван...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002615000/rsl01002615...Диссертации иавторефератыРГБ0%[48] Колычев, Александр В...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002294000/rsl01002294...Диссертации иавторефератыРГБ0.01% 0.25%Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения[49] Уч пособие Токовые з...[50] Кокин, Сергей Евгень...http://dlib.rsl.ru/rsl01005000000/rsl01005094000/rsl01005094...Диссертации иавторефератыРГБ0.6%0.27%0.23%0.12% 0.23%Дальневосточныйгос. Университет 0.05% 0.22%путей сообщения[51] Нефедов А.Ю.docxДиссертации иавторефератыРГБ[52] Сарры, Сергей Владим...http://dlib.rsl.ru/rsl01000000000/rsl01000259000/rsl01000259...[53] Elektrosnabjenie_obe...http://vmg.pp.ua/books/%D0%A2%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%B8%D1%87%...

Интернет(Антиплагиат)[54] Атаманов, Михаил Ник...0.66%http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002251000/rsl01002251...[55] ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕ...0%0.21%0%0.17%0%0.13%Дальневосточныйгос. Университет 0%путей сообщения0.13%Диссертации иавторефератыРГБ[56] Львов, Юрий Николаев...http://dlib.rsl.ru/rsl01000000000/rsl01000231000/rsl01000231...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.1%[57] Горина, Ольга Вячесл...http://dlib.rsl.ru/rsl01002000000/rsl01002347000/rsl01002347...Диссертации иавторефератыРГБ0%0.09%Оригинальные блоки: 68.46% Заимствованные блоки: 31.54% Заимствование из "белых" источников: 0% Итоговая оценка оригинальности: 68.46% http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=12/1615.06.2016АнтиплагиатТИТУЛЬНЫЙотзывAbstract РЕФЕРАТПроект содержит 60 с., 6 рис., 17 таблиц, 25 источников Система электроснабжения, подстанция, трансформатор, токи короткого замыкания, выбор и проверка электрооборудования, шины, изоляторы,измерительные трансформаторы, кабели, релейная защита, Молниезащита, заземление, Электробезопасность, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ,Пожарная БЕЗОПАСНОСТь.Объектом исследования является понизительная подстанция 35/10 кВ.СодержаниеВВЕДЕНИеРЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПС 35/10Выбор числа и мощности силовых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощностиДля обеспечения требуемой степени надежности электроснабжения потребителя I категории, на питающей его систему электроснабжения подстанциинеобходимо наличие двух силовых трансформаторов. При правильном выборе номинальной мощности трансформаторов будет обеспечено надёжноеэлектроснабжение даже при аварийном отключении одного из силовых трансформаторов.В настоящее время на подстанции ПС 35/10/6 кВ в работе находятся два силовых двухобмоточных трансформатора – ТДНС–10000/35/10 и ТМН–6300/35/10. Для оценки загрузки существующих трансформаторов и, в случае необходимости, выбора новых определяем суммарную нагрузку нашинах 10 кВ подстанции :РΣ=РТПΣ+Рпр.; (2.1)QΣ=QТПΣ+Опр.; (2.2)SΣ=., (2.3) здесь РТПΣ и QТПΣ – суммарные активная и реактивная мощности нагрузок ТП 10/0,4 кВ, кВт, кВАр; Рпр=1040 кВт и Опр – суммарные активная иреактивная мощности нагрузок прочих потребителей, подключенных к шинам низкого напряжения подстанции ; РΣ,QΣ и SΣ – суммарные активная,реактивная и полная мощность нагрузки на шинах 10 кВ ПС , кВт, кВАр, кВА.Активную и реактивную составляющие мощности суммарной нагрузки можно определить по полной мощности суммарной нагрузки ТП 10/0,4 кВSТПΣ=3759 кВА (таблица 1.1) и коэффициенту мощности cosφ=0,93 (по данным контрольных замеров):РТПΣ=SТПΣ cosφ; (2.4)QТПΣ =.; (2.5)РТПΣ=3759 0,93=3496 кВт;QТПΣ =.=1381 кВАр.Аналогичным образом определяются составляющие мощности нагрузки прочих потребителей, получающих электроэнергию от подстанции :Sпр=Рпр/cosφпр; (2.6)Sпр=1040/0,9=1156 кВА;Опр =.=505 кВАр.Суммарная нагрузка на шинах НН ПС в соответствии с формулами (2.1)–(2.3):РΣ=3496+1040=4536 кВт;QΣ=1381+505=1886 кВАр;SΣ =.=4912 кВА.Определяем загрузку трансформаторов ТДНС–10000/35/10 и ТМН–6300/35/10, стоящих на подстанции в настоящее время, при условии разделениянагрузки между трансформаторами пополам:, (2.7)здесь – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме; пт=2 – число трансформаторов; Sт.ном – номинальная мощностьтрансформатора, кВА;=0,25;=0,39.Коэффициент загрузки силовых трансформаторов для обеспечения наиболее экономичного режима работы при соблюдении технических ограниченийдолжен лежать в пределах от 0,5 до 0,75, следовательно, стоящие в настоящее время на питающей подстанции значительно недогружены и работаютне в экономичном режиме. Поэтому, учитывая также значительный срок эксплуатации трансформаторов, принимаем решение о необходимости ихзамены двумя одинаковыми трансформаторами с меньшей мощностью.Одновременно с выбором мощности трансформаторов должен решаться вопрос компенсации реактивной мощности ( КРМ).В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующимиустройствами ([15]КУ) – [21]конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности(ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети.[15]Проблема компенсации реактивной мощности в электрических системах имеет большое значение по следующим причинам:­ в промышленном производстве наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной;­ в городских электрических сетях возросло потребление реактивной мощности, обусловленное ростом бытовых нагрузок;­ увеличивается потребление реактивной мощности в сельских электрических сетях.Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различныхцелей.Во­первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности.Во­вторых, установка компенсирующих устройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети.И, [14]наконец, в­[15]третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и трансформаторам источники реактивной мощности должныразмещаться вблизи мест ее потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чемдостигается снижение потерь активной мощности и напряжения.[14]Поэтому компенсирующие устройства, предназначенные для снижения потерь электроэнергии, устанавливаем на шинах низкого напряженияподстанции 35/10 кВ .Требуемая мощность компенсирующих устройств , кВАр, определяется по формуле:=QΣ−PΣ tg(э, (2.8)где tg(э – экономически целесообразное значение коэффициента мощности, которое не должно превышать предельное значение коэффициентареактивной мощности для сетей 35 кВ tgφпр=0,4 [2].Принимая tg(э=0,3, по формуле (2.8) рассчитываем требуемую мощность компенсирующих устройств:=1886−4536 0,3=525 кВАр.Таким образом, для снижения потерь электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередачи целесообразно на стороне НН подстанцииустановить две высоковольтные конденсаторные установки УКРМ­10,5­300 [3], по одной установке на каждую секцию шин 10 кВ.Суммарная величина нескомпенсированной реактивной мощности Онеск, кВАр, потребляемой с шин 10 кВ подстанции после установки КУ:Онеск=QΣ−, (2.9)здесь =2 300=600 кВАр – суммарная фактическая мощность КУ, устанавливаемых на подстанции;Онеск=1886−600=1286 кВАр.http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=13/1615.06.2016АнтиплагиатУточняем значение полной мощности, потребляемой подстанцией , с учётом проведенной компенсации реактивной мощности:S'Σ=; (2.10)S'Σ =.=4715 кВА.Расчётная мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции , определяется по её суммарной нагрузке с учётом КРМSт.ном ( , (2.11)здесь Sт.ном и Sт.расч – номинальная и расчётная мощности трансформатора, кВА; Кз.опт=0,7 – оптимальный коэффициент загрузки трансформаторовпри пт=2;=3368 кВА.Следовательно, к установке на ПС принимаются два трансформатора ТМН–4000/35/10 [4].Выбранные силовые трансформаторы необходимо проверить по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы. Загрузка внормальном режиме в соответствии с формулой (2.7):=0,59.Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме работы (при отключении одного из двух трансфоматоров) не должен превышать 1,5:< 1,5; (2.12)=1,18 < 1,5.Таким образом, принятые к установке на подстанции трансформаторы ТМН–4000/35/10 будут загружены на допустимом уровне и в нормальном ипослеаварийном режимах работы.Данные по выбранным трансформаторам [5] сведены в таблицу 2.1.Таблица 2.1 – Данные трансформаторовТип трансформатора [20] Номинальная мощность Sном, МВА Номинальноенапряжение, [51] кВ Потери, кВт Напряжение короткого замыкания [41]ик, % [51]Ток холостого хода [41]Iхх, % UномВН UномНН холостого хода ΔРхх короткого замыкания ΔРкз ТМН−4000/35 4 35 11 5,6 33,5 7,5 0,9 Выбор схем распределительныхустройствЭлектрическая схема подстанции определяет весь последующий ход проектирования или реконструкции электрической части подстанции. От схемы РУзависят количество и тип электрооборудования, устанавливаемого на подстанции.Основные требования, предъявляемые к электрическим схемам подстанций:– обеспечение надёжного электроснабжения потребителей при высоких экономических показателях (малые капитальные вложения в сооружениеподстанции и небольшие отчисления на амортизацию и обслуживание);– простота в обслуживании.При небольшом количестве присоединений на стороне ВН применяют упрощённые схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, числовыключателей уменьшенное.Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства,ускорить его монтаж.В настоящее время к шинам открытого распределительного устройства 35 кВ, ранее имевшему шесть присоединений и выполненному с одной рабочейсекционированной масляным выключателем системой шин, подключены только две питающие воздушные линии 35 кВ.Следовательно, существующая схема электрических соединений на стороне высокого напряжения подстанции должна быть изменена на схему двухблоков линия–трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линий [6], [27]которая показана на рисунке 2.1.В нормальном режиме работы Т1 подключен к линии W1Н через выключатель Q1Н, а Т2 – к линии W2Н через выключатель Q2Н (рисунок 2.1).Ремонтная перемычка из двух разъединителей QS3, QS4 отключена одним из них.Рисунок 2.1 − Схема двухблоков линия–трансформаторПри необходимости вывода в ремонт трансформатора или выключателя, ошиновки в цепи трансформатора на стороне 35 и 10 кВ предварительно всянагрузка подстанции переводится на другой трансформатор. Например, при выводе в ремонт Т1 отключается вводной выключатель в цепи 10 кВ этоготрансформатора и включается секционный выключатель 10 кВ или наоборот (последовательность операций определяется местными инструкциями попроизводству переключений). Затем отключается выключатель Q1Н со стороны высокого напряжения и отключается соответствующий разъединитель35 кВ, а выключатель 10 кВ в цепи трансформатора Т1 выкатывается из ячейки в ремонтное положение.При выводе в ремонт одной из линий 35 кВ для того, чтобы оставить на ПС в работе оба трансформатора, включается перемычка из разъединителейQS3, QS4. Таким образом, возможно питание трансформатора Т1 от линии W2Н и трансформатора Т2 от линии W1Н.При коротком замыкании в трансформаторе релейной защитой отключаются выключатели 35 и 10 кВ, и после срабатывания АВР включаетсясекционный выключатель 10 кВ, переводя нагрузку обесточенной секции на оставшийся в работе трансформатор.Схема простая в обслуживании, недорогая и достаточно надежная для питания потребителей всех категорий.Распределительное устройство 10 кВ на ПС в настоящее время имеет схему с одной секционированной системой шин, которая отвечает всемсовременным требованиями, предъявляемым к схемам РУ 6–10 кВ. Поэтому принципиально схема РУ НН на питающей подстанции 35/10 кВ неизменяется. Замене подлежит изношенное и устаревшее электрооборудование − маломасляные выключатели ВМП–10, разрядники РВО–10,измерительные трансформаторы тока и напряжения ТКС–12 и НТМИ–10.На ПС кроме силовых трансформаторов и электрооборудования 10 кВ подлежит замене также всё электрооборудование 35 кВ – масляныевыключатели: С–35М–630/10, разрядники РВС–35, трансформаторы тока и напряжения ТФЗМ–35–300/5А и ЗНОМ–35–65.Первым шагом к выбору нового электрооборудования является расчёт токов короткого замыкания.Расчет токов [13] КЗРасчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки параметров электрооборудования, а также для выбора илипроверки уставок релейной защиты и автоматики.Основная цель расчёта состоит в определении периодической составляющей тока короткого замыкания для наиболее тяжёлогорежима электрической сети. Учёт апериодической составляющей производится приближённо, допуская при этом, что она имеетмаксимальное значение в рассматриваемой фазе.Расчёт токов короткого замыкания с учётом действительных характеристик и действия режима работы всех элементовэнергосистемы весьма сложен. Вместе с тем для решения большинства задач, встречающихся на практике, можно ввести допущения,упрощающие расчёты и не вносящие существенных погрешностей. К таким допущениям относят следующие:­ не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивныесопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;­ пренебрегают намаг��ичивающими токами силовых трансформаторов;­ не учитывают ёмкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;­ сопротивление шин распределительных устройств, электрических аппаратов (выключателей, трансформаторов тока и др.),кабельных и воздушных перемычек сравнительно небольшой длины не учитывают из­за их малого значения;­ считают, что трёхфазная система является симметричной; влияние нагрузки на ток короткого замыкания учитывают приближённо;при вычислении тока короткого замыкания обычно пренебрегают активным сопротивлением цепи, если отношение X/R более трёх.http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=14/1615.06.2016АнтиплагиатУказанные допущения наряду с упрощением расчётов приводят к некоторому преувеличению токов короткого замыкания(погрешность расчёта не превышает 10%, что принято считать допустимым).Расчёт токов при трёхфазном коротком замыкании выполняется в следующем порядке:­ [1]для рассматриваемой энергосистемы составляется расчётная схема;­ по расчётной схеме составляется электрическая [20]схема замещения;­ путём постепенного преобразования приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питанияили группа источников, характеризующиеся определённым значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой короткогозамыкания одним результирующим сопротивлением;­ зная результирующую ЭДС источников питания и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значениепериодической составляющей тока короткого замыкания [1]Iп0, [31]затем ударный ток и при необходимости периодическую иапериодическую составляющую тока короткого замыкания для заданного момента времени.[1]Расчётная схема, [29]на основе которой составляется схема замещения, показана на рисунке 2.2, а схема замещения – на рисунке 2.3.Расчет токов КЗ проведем в относительных единицах по средним напряжениям (без учета точных коэффициентов трансформации) по методу,изложенному в [7]. Приняты следующие базисные мощность и напряжения:Sб=1000 МВА; Uб1=37 кВ; Uб2=10,5 кВ.Рисунок 2.2 − Расчётная схемаРисунок 2.3 − Схема замещения для расчёта токов КЗСопротивление системы ХС*б, в относительных единицах (о.е.) и приведенное к базисным условиям, находится по формуле:ХС*б=, (2.13)где IКЗ=8,2 кА – значение максимального тока трехфазного КЗ на шинах 35 кВ подстанции «Южная», от которых получает питание ПС ; Uср=37 кВ –среднее номинальное напряжение на шинах питающей подстанции;ХС*б==1,903 о.е.Сопротивление воздушной линии ХВЛ*б, о.е., определяется по формуле: ХВЛ*б=ХВЛ =худ L , (2.14)где ХВЛ – индуктивное сопротивление воздушной линии в именованных единицах, Ом; худ=0,4 Ом/км – среднее удельное индуктивноесопротивление воздушной линии напряжением до 220 кВ [7]; L=5,96 км – длина питающей линии «Южная»–;ХВЛ*б=0,4 5,96 =1,741 о.е.Сопротивление обмоток трансформатора ХТ*б, о.е.:Хтр*б=, (2.15)здесь ик – сопротивление короткого замыкания трансформатора, %; Sном.тр – номинальная мощность трансформатора, [41] МВА;Хтр*б==18,750 о.е.Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ [3]Iп0, кА, определяется по формуле:Iп0=, (2.16)где ЕС=1 – ЭДС системы, о.е.; Хрез*б – результирующее относительное сопротивление цепи КЗ, приведенное к базисным условиям, о.е.; Uср – среднеенапряжение в точке КЗ, кВ.Результирующие сопротивления для расчёта токов КЗ в точках К1 и К2 для максимального режима:Хрез1*б=ХС*б+ХВЛ*б; (2.17)Хрез2*б=ХС*б+ХВЛ*б+ХТ*б; (2.18)Хрез1*б=1,903+1,741=3,644 о.е.;Хрез2*б=1,903+1,741+18,750=22,394 о.е.Начальные значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ для точек К1 и К2:Iп0 К1==4,28 кА;Iп0 К2==2,46 кА.Ударный ток iуд, кА, определяется следующим образом:iуд=(Куд(Iп0, (2.19)где Куд – ударный коэффициент, определяемый по [8].Для шин 35 кВ подстанции Куд35=1,608, а для стороны 10 кВ – Куд10=1,6 [8], следовательно, значения ударных токов для шин ВН и НН подстанции:iуд К1= 1,608 4,28=9,73 кА;iуд К2= 1,6 2,46=5,57 кА.Аналогичным образом рассчитаны значения токов КЗ для минимального режима КЗ (при IКЗmin=5,7 кА): Iп0 К1 min=3,48 кА; Iп0 К2 min=2,37 кА.Минимальное значение тока двухфазного КЗ , кА, необходимого при расчёте РЗиА, определяется по формуле:, (2.20)здесь – значение тока трехфазного КЗ, кА;3,48=3,01 кА;2,37=2,05 кА.Выбор и проверка электрооборудованияСиловое электрооборудование должно быть выбрано по условиям работы в максимальном нагрузочном режиме (режим зимнего максимума) и проверенона термическую и электродинамическую стойкость при расчетном коротком замыкании (трехфазное КЗ на шинах распределительного устройства, вкотором устанавливается проверяемое оборудование).На подстанции необходимо заменить устаревшие выключатели и разрядники 35 и 10 кВ, а также изношенные разъединители 35 кВ.Необходимые для выбора коммутационно­защитного оборудования максимальные рабочие токи находятся по формуле:Imax=1,4 , (2.21)где Imax – максимальный рабочий ток в цепи трансформатора с учётом 40%­ой допустимой перегрузки, А; Sном.тр=4000 кВА – номинальнаямощность трансформаторов, принятых к установке на подстанции; Uном – номинальное напряжение на шинах подстанции, кВ.Максимальные рабочие токи на сторонах 35 и 10 кВ ПС :Imax.35=1,4 =92,4 А;Imax.10=1,4 =323,3 А.Выключатель – это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель является основнымаппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах.[3]Выключатель выбирается [17]по номинальному напряжению, [3]длительному номинальному току и проверяется по отключающейспособности, [17]динамической и термической устойчивости к токам КЗ. Выбор и проверка выключателей проводятся согласно [7].В настоящее время на подстанциях обычно устанавливаются вакуумные или элегазовые выключатели, обладающими целым рядом преимуществ посравнению с масляными или воздушными, а именно:– высокое быстродействие;http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=15/1615.06.2016Антиплагиат– взрыво­ и пожаробезопасность;– при установке этих выключателей в КРУ 10 кВ значительно проще решается проблема «дуговых коротких замыканий»;– высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения, число отключений номинальных токов длявакуумных выключателей без замены вакуумно­дугогасительной камеры в 10­20 раз превышает соответствующие параметры маломасляныхвыключателей;– отсутствие в процессе работы внешних эффектов и загрязнения окружающей среды;– отсутствие дополнительных динамических нагрузок на фундамент при коммутации токов КЗ;– широкий диапазон температур окружающей среды, в котором возможна работа выключателей;– низкие затраты на установку и обслуживание;– бесшумность, чистота, удобство обслуживания;– высокая надёжность;– компактность и небольшая масса, меньшие габариты по сравнению с масляными выключателями.Поэтому предварительно вместо масляных выключателей С–35М–630/10 принимаем к установке следующий тип выключателей – ВГБЭ­35­II­12,5/630УХЛ1. Данный выключатель является элегазовым баковым, для наружной установки (для работы в умеренном или холодном климате) сэлектромагнитным приводом, со встроенными трансформаторами тока [9].Принимая во внимание значительную удаленность шин реконструируемой подстанции от источников питания, тепловой импульс квадратичного тока(интеграл Джоуля) Вк, (кА)2 с, определяется по формуле:, (2.22)где Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в месте установки выключателя, кА; tоткл – время отключения КЗ, с; [18]Та – постоянная в��емени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с; [9]для шин 35 кВ Та=0,02 с; для шин 10 кВ на подстанции с трансформаторами мощностью 4 МВА – Та=0,02 с [8].Время отключения КЗ находится следующим образом:tоткл=tр.з.+tотк.В, (2.23)где tр.з. =1–2 с – максимальное время срабатывания релейной защиты с учётом селективности; tотк.В –полное время отключения выключателя.Полное время отключения выключателя [6]ВГБЭ­35­II­12,5/630УХЛ1 tотк.В=0,07 с [9], следовательно: tоткл=1,5+0,07=1,57 с;Вк=4,282((1,57+0,02)=29,1 (кА)2 с.Апериодическая составляющая тока КЗ iаτ, кА, в момент расхождения дугогасящихконтактов (, с:; (2.24)(=tз. min+tс.В, (2.25)здесь tз. min=0,01 – [13]минимальное [6]время действия релейной защиты; [3]tс.В – [13]собственное [6]время отключениявыключателя.[3]Собственное [6]время отключения выключателя [3]ВГБЭ­35­II­12,5/630УХЛ1 tс.В=0,04 с [9], тогда для стороны 35 кВ подстанции : (=0,01+0,04=0,05 с;=0,50 кА.Номинально допустимая величина апериодической составляющей ia.ном, кА, в отключаемом токе:(ном Iоткл.ном, (2.26)здесь (ном –номинальное относительное содержание апериодической составляющей в [13]отключаемом выключателем токе; Iоткл.ном – номинальный ток отключения выключателя, кА.Для выключателя ВГБЭ­35­II­12,5/630УХЛ1 – Iоткл.ном=12,5 кА, (ном=0,32 [9], следовательно: 0,32 12,5=5,66 кА.Результаты выбора и проверки выключателей 35 кВ сведены в таблицу 2.2.Таблица 2.2. – [30]Выбор и проверка выключателей 35 кВРасчетные данные Справочные данные Условия выбора [17]Uсети ном=35 кВ Uном=35 кВ Uном(Uсети ном Imax=92,4 A Iном=630 A Iном(Imax Iп0=4,28 кА Iвкл=12,5 кА Iвкл(Iп0 iуд=9,73 кА iвкл=35 кА iвкл(iудIп0=4,28 кА Iпр.скв=12,5 кА Iпр.скв(Iп0 iуд=9,73 кА iпр.скв=35 кА iпр.скв(iуд Вк=29,1 (кА)2 с (tоткл=12,52(1,57=245,3 (кА)2 с (tоткл(Вк Iп0=4,28кА Ioтк.ном=12,5 кА Ioтк.ном(Iп0 ia(=0,50 кА ia.ном=5,66 кА ia.ном(ia(Выключатели ВГБЭ­35­II­12,5/630 УХЛ1 полностью удовлетворяют всем условиям выбора и проверки. Для установки на стороне НН (во всех цепях) ПС вместо маломасляных выключателей ВМП–10 приняты вакуумные выключатели ВВ/TEL–10–630/12,5У2 [9], которые имеют следующие отличительные достоинства:­ высокий механический ресурс;­ малое потребление по цепям включения и отключения;­ возможность управления как по цепям постоянного, так и переменного оперативного тока;­ не требуют ремонта в течение всего срока службы выключателя (25 лет).Проверка вакуумных выключателей ВВ/TEL–10–630/12,5У2 проводится аналогично проверке выключателей 35 кВ, при этом целесообразно проверятьвыключатель, через который протекают наибольшие рабочие токи и токи КЗ, то есть выключатель в цепи ввода от трансформатора:tоткл=1+0,025=1,025 с;Вк=2,462 (1,025+0,02)=6,3 (кА)2 с;(=0,01+0,015=0,025 с;=1,00 кА;0,40 12,5=7,07 кА.Результаты проверки выполнения условий выбора выключателей 10 кВ даны в таблице 2.3.Таблица 2.3 – Выбор и проверка выключателей 10 кВРасчетные данные Справочные данные Условия выбора [17]Uсети ном=10 кВ Uном=10 кВ Uном(Uсети ном Imax=323,3 A Iном=630 A Iном(Imax Iп0=2,46 кА Iвкл=12,5 кА Iвкл(Iп0 iуд=5,57 кА iвкл=32 кАiвкл(iуд Iп0=2,46 кА Iпр.скв=12,5 кА Iпр.скв(Iп0 iуд=5,57 кА iпр.скв=32 кА iпр.скв(iуд Вк=6,3 (кА)2 с (tоткл=12,52(1,025=160,2 (кА)2 с (tоткл(ВкIп0=2,46 кА Ioтк.ном=12,5 кА Ioтк.ном(Iп0 ia(=1,00 кА ia.ном=7,07 кА ia.ном(ia(Из данных таблицы 2.3 видно, что выключатели ВВ/TEL–10–630/12,5У2 полностью удовлетворяют всем условиям выбора и проверки. Разъединитель – это контактный [6]коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения [3]электрической цепибез тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положенииhttp://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=16/1615.06.2016Антиплагиатизоляционный промежуток[4]Разъединители [11]выбирают [6]по напряжению установки; по току; по конструкции, роду установки; [4]по электродинамическойи [6]термической стойкости. [8]Проверка на термическую стойкость проводится для главных и для заземляющих ножей.Таким образом, выбор разъединителей производится аналогично выбору выключателей, но без проверок на отключающую способность, т.к. они непредназначены для отключения цепей, находящихся под током.Выбираем разъединители для ОРУ 35 кВ: РНДЗ.1­35/1000ХЛ1 и РНДЗ.2­35/1000ХЛ1 [4] – разъединители для наружной установки трехполюсныедвухколонковые с одним и двумя заземляющими ножами с ручным рычажным приводом второй серии ПР­2.Проверка разъединителей осуществлена в таблице 2.4, из которой видно, что разъединители успешно прошли проверку по всем условиям.Таблица 2.4 – Выбор и проверка разъединителей 35 кВРасчетные данные Справочные данные Условия выбора Uсети ном=35 кВ Uном=35 кВ Uном(Uсети ном Imax=92,4 A Iном=1000 A Iном(Imax Iп0=4,28кА iпр.с.=63 кА iпр.с(iуд Вк=29,1 (кА)2 с (tоткл=252(1,57=981 (кА)2 с (tоткл(ВкНелинейные ограничители перенапряжений (ОПН) являются одними из основных элементов подстанции, обеспечивающими защиту оборудованияраспределительного устройства и линий от коммутационных и грозовых перенапряжений. За последнее десятилетие нелинейные ограничителиперенапряжений практически полностью вытеснили вентильные разрядники, которые выполняли аналогичные функции. В настоящее время нановых и реконструируемых подстанциях вентильные разрядники не устанавливаются.Выбор ОПН производится по следующему условию:Uнб.раб.ОПН(Uнб.раб.сети, (2.27)где Uнб.раб.ОПН – наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение ОПН, кВ; Uнб.раб.сети – наибольшее рабочее сети, кВ;Uнб.раб.35=1,15 35=40,25 кВ;Uнб.раб.10=1,15 10=11,5 кВ.Другим основным параметром, определяющим электрические характеристики нелинейных ограничителей перенапряжений, является величина импульсного тока, допустимогочерез варисторы [33]ОПН. [48]При значениях тока больше допустимого для выбранных варисторов может произойти их перекрытиепо боковой поверхности. Величина импульсного тока через ограничители перенапряжений зависит от типа подстанции (тупиковая,проходная, многофидерная), числа и количества защитных аппаратов, их характеристик, расстояния между защищаемымоборудованием и защитным аппаратом, местом установки ОПН (на подстанции или на линии). [33]Однако, в подавляющем большинстве случаев импульсные токи в сетях 6−10 кВ не более 5 кА, а в сети 35 кВ − не более 10 кА.Поэтому вместо разрядников РВС–35 и РВО–10 на подстанции устанавливаем нелинейные ограничители перенапряже��ий, которые выбираем понайденным значениям наибольших рабочих напряжений и импульсных токов по [9]:– для ОРУ 35 кВ – ОПН­У/TEL­35/40,5­10УХЛ1 с Uнб.раб.ОПН=40,5 кВ; – для РУ 10 кВ – ОПН­T/TEL­10/11,5­10УХЛ2 с Uнб.раб.ОПН=11,5 кВ. Выбор и проверка гибких и жесткихшинВ РУ 35 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. [8]Сечение гибких шин проверяется на нагрев (по допустимому току), на термическое действие тока КЗ, на электродинамическое действие тока КЗ (приIп0(20 кА) и по условиям короны (при U(35кВ) [8].[31]Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются [10], то сечение принимается по допустимому току примаксимальной нагрузке [11]на шинах:[31]Iдоп(Imax. (2.28)Максимальная токовая нагрузка на стороне 35 кВ реконструируемой подстанции составляет 92,4 А. Поэтому, исходя из наименьших допустимыхсечений по короне для уровня напряжения 35 кВ, в качестве гибких шин на стороне ВН подстанции принимаются провода марки АС–70/11,допустимый ток для которых составляет 265 А [11]:Iдоп=265 А > Imax=92,4 А.Проверка шин на схлёстывание не требуется, так как Iп0 [31]max=2,46 кА, что меньше 20 кА.Проверка выбранного сечения на термическое действие тока КЗ [8]:q ≥ , (2.29)где q – сечение выбранных проводов, мм2; qmin – минимальное сечение гибких алюминиевых шин по условию термической стойкости, мм2;=59,9 мм2 < q=70 мм2.Проверку по условиям коронирования можно было бы не проводить, т.к. выбранное сечение является минимально допустимым сечением по короне, нос учётом того,что на ОРУ 35 кВ расстояние между проводами меньше, чем на ВЛ, [31]проверка выполняется.Условие проверки [8]:1,07Е ( 0,9Е0, (2.30)где Е0 – максимальное значение начальной критической напряжённостиэлектрического поля, кВ/см; Е – [20]напряжённость электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см.[11]Напряжённости определяются по следующим формулам [8]:Е0=30,3 м ; (2.31), (2.32)где м – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов м=0,82); r0=0,57 [4]см – радиус провода АС–70/11 [4]; D=85 см – расстояние между фазами на ОРУ 35 кВ;Е0=30,3 0,82 =34,69 кВ/см;=9,56 кВ/см.Проверяем выполнение условия отсутствия короны (2.30):1,07(Е=1,07 9,56=10,23 кВ/см ( 0,9(Е0=0,9 34,69=31,22 кВ/см.Таким образом, ошиновка ОРУ 35 кВ коронировать не будет.В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно­ идвухполосные шины.http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=17/1615.06.2016АнтиплагиатВыбор сечения шин производится по допустимому току. [17]Выбранные шины проверяются на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. [8]Для РУ 10 кВ реконструируемой подстанции по Imax=323,3 А выбраны однополосные шины прямоугольного сечения 30(4 мм из алюминия марки АДОс допустимым током Iдоп=0,95 365=346 А [8]:Iдоп=346 А > Imax=323,3 А.Минимальное сечение по условию термической стойкости:qmin==27,9 мм2.[31]Следовательно, выбранные шины выдержат термическое действие токов КЗ:qmin=27,9 мм2 < q=30 4=120 мм2.Для проверки механической прочности шин определяемнапряжение в материале шины (расч, МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента:, (2.33)[8]где [17]iуд – ударный ток КЗ, А; l – пролёт между изоляторами, принимаем l=2 м; а=0,2 м – расстояние между соседними фазами, принятое по межполюсномурасстоянию выключателя ВВ/TEL–10–630/12,5У2 [9]; W – момент сопротивления шин относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3. Для однополосных шин, при горизонтальном расположении плашмя, момент сопротивления шин W, рассчитывается по выражению [8]: W=, (2.34)где b – толщина шины, см;h – ширина шины, см;W==0,6 см3;=17,9 МПа.Шины механически прочны, если выполняется следующее условие [8]:(доп=0,7(разр ( (расч, (2.35)где (доп – допустимое механическое напряжение в материале шин, [8]МПа ; (разр – разрушающее напряжение, МПа.Для шин из алюминия марки АДО (разр=60–70 МПа, (доп=40 МПа [8].Условия проверки жёстких шин сведены в таблицу 2.5.Таблица 2.5 – Проверка жёстких шин в РУ 10 кВРасчётные данные Справочныеданные Условия выбора Imax=323,3 А Iдоп=346 А Iдоп( Imax qmin=27,9 мм2 q=120 мм2 q(qmin (расч=17,9 МПа (доп=40 МПа(доп((расч[3]Таким образом, проверка жёстких шин в РУ 10 кВ показала, что шины механически прочны, и не будут разрушены при любых расчётных нагрузках.Выбор и проверка изоляторовВ РУ шины крепятся на [17]подвесных, опорных и проходных изоляторах. Для крепления гибкой ошиновки ОРУ 35 кВ на линейных и трансформаторных порталах используютсяподвесные изоляторы, которыевыбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность [39]по разрушающей электромеханической нагрузке. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, которые выбираются по напряжению и допустимойнагрузке. Проходные изоляторы дополнительно выбираются по номинальному току.Предварительно принимаем в качестве поддерживающих и натяжных изоляторов для ошиновки ОРУ 35 кВ линейные полимерные изоляторы ЛК70/35,имеющие массу 3,6 кг и рассчитанные на механическую разрушающую силу при растяжении не менее 70 кН [10].Проверка выбранных изоляторов на механическую прочность выполняется по расчётной электромеханической разрушающей нагрузке Р, Н, поусловию:, (2.36)где р1 – единичная нагрузка от собственного веса провода ошиновки, Н/м; lвес=15 м – весовой пролет ошиновки ОРУ 35 кВ; Gиз – масса изолятора;g=9,81 м/с2 – ускорение свободного падения.Единичная нагрузка от массы провода ошиновки определяется по формуле:, (2.37)где G0=0,276 кг/м – масса 1 м провода АС–70/11 [4];р1=9,81 0,276=2,71 Н/м.Проверяем выбранные полимерные изоляторы ЛК70/35, рассчитанные на разрушающую нагрузку Р=70 кН:Р=70 кН > 5 (2,71(15+3,6(9,81)=380 Н=0,4 кН.Вывод: выбранные изоляторы ЛК70/35 выдержат расчётную нагрузку.Наибольшая расчётная нагрузка Fрасч, Н, на опорный изолятор при горизонтальном расположении изоляторов всех фаз и при расположении шинплашмя:. (2.38)Допустимая нагрузка опорного изолятора определяется по его разрушающей нагрузке:Fдоп=0,6 Fразр, (2.39)где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб.[4]Расчётные нагрузки на опорные изоляторы на сторонах 35 и 10 кВ подстанции :Fрасч35==66 Н;Fрасч10==54 Н.Для ОРУ 35 кВ выбраны высоковольтные опорные стержневые полимерные изоляторы ИОСПК­4­35/190­III­УХЛ1 с защитной оболочкой изкремнийорганической резины, для РУ 10 кВ – изоляторы ИОСПК­2­10/75­IV­УХЛ3 [12]: Fрасч35=66 Н < Fдоп35=0,6 4000=2400 Н;Fрасч10=54 Н < Fдо��10=0,6 2000=1200 Н.Расчётная нагрузка на проходной изолятор:Fрасч=0,5 ; (2.40)Fрасч=0,5 =27 Н.Выбираем проходной изолятор ИП­10/630­750УХЛ1 для наружно­внутренней установки [4] с разрушающей нагрузкой Fдоп:http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=18/1615.06.2016АнтиплагиатFдоп=0,6 7,5=4,5 кН > Fрасч=27 Н.Проверяем проходной изолятор ИП­10/630­750УХЛ по номинальному току:Iном=630 А > Imax=323,3 А.Условия выбора для всех изоляторов выполнены.Выбор трансформаторов собственных нуждТак как ПС 35/10 кВ является двухтрансформаторной, то на данной подстанции необходимо установить два трансформатора собственных нужд (ТСН)[8]. Нагрузка ТСН определена в таблице 2.6.Таблица 2.6 – Потребители собственных нужд ПСВид потребителя Установленнаямощность, кВт Подогрев выключателей ВГБЭ­35­II­12,5/630УХЛ1 1,6 2=3,2 Подогрев приводов разъединителей 0,6 6=3,6 Подогрев шкафов КРУН 15Освещение ОРУ 35 кВ 5 Сумма 26,8Установленная полная мощность потребителей собственных нужд Sуст, кВА, при cos(=1:Sуст=; (2.41)Sуст==26,8 кВА.Расчётная мощность потребителей собственных нужд Sрасч, кВА, на подстанции находится следующим образом [8]:Sрасч=кс Sуст, (2.42)где кс=0,8 – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки [8];Sрасч=0,8 26,8=21,4 кВА.Требуемая мощность трансформаторов собственных нужд SТСН на подстанциях без постоянного дежурства [8]:SТСН ( Sрасч. (2.43)Таким образом, на подстанции необходимо установить два трансформатора собственных нужд типа ТМ–25/10 [13]:SТСН=25 кВА > Sрасч=21,4 кВА.Принимаем, что на подстанции используется система переменного оперативного тока, следовательно, ТСН необходимо подключать отпайкой ко вводамсиловых трансформаторов со стороны низкого напряжения через предохранители.Предохранитель – это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушениемспециально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определённое значение. В[11]большинстве предохранителей отключение цепи происходит за счёт расплавления плавкой вставки, которая нагреваетсяпротекающим через неё током [13]защищаемой цепи.Максимальный ток в цепи ТСН:Imax ТСН=1,3 ; (2.44)ImaxТСН=1,3 =1,9 А.Выбираем плавкий предохранитель ПКТ101­10­2­12,5У3 [4]. Проверка предохранителя сведена в таблицу 2.7.Таблица 2.7 – [1]Проверка предохранителя ПКТ101­10­2­12,5У3Расчётные данные Справочные данные Условия выбора Uсети ном=10 кВ Uном=10 кВ Uном(Uсети ном Imax=1,9 A Iном=2 A Iном(Imax Iп0=2,46 кАIoтк.ном=12,5 кА Ioтк.ном(Iп0Учёт электроэнергии и измерения на подстанции 35/10 кВИзмерительные приборыСистема учёта электроэнергии и измерений на подстанции состоит из электрических счётчиков, измерительных приборов и измерительныхтрансформаторов тока и напряжения, питающих приборы учёта и измерений.На тупиковой подстанции 35/10 кВ должны устанавливаться следующие приборы [8]:­ в цепях линий 35 кВ – амперметр;­ в цепях НН трансформаторов – амперметр, счётчики активной и реактивной энергии;­ в цепях отходящих присоединений 10кВ – амперметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии;­ на сборных шинах 10 кВ – вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёхфазных напряжений.[18]Приборы выбираем по [4; 8; 14], отдавая предпочтение приборам, имеющим класс точности 0,5 и 1,0. Перечень устанавливаемых измерительныхприборов дан в таблице 2.8.Таблица 2.8 – Электроизмерительные приборыПрибор Тип Токоваянагрузка, Вт Нагрузка цепей напряжения, ВА Число приборов, ВА Цепи линий 35 кВ амперметр 3390А 2 0 2 Цепи НН трансформаторов амперметр3390А 2 0 2 счётчик активной иреактивной энергии Меркурий230.04 0,1 3 2 Цепи отходящих кабельных линий 10 кВ амперметр 3390А 2 0 5 счётчик активной иреактивной энергии Меркурий230.04 0,1 3 5 Сборные шины 10 кВвольтметр для измерения междуфазного напряжения 3390А 0 2 2 вольтметр с переключением для измерения трёх фазныхнапряжений 3390А 0 2 2[18]Выбор и проверка измерительных [8]трансформаторов токаТрансформаторы тока ( ТТ) предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительныхприборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. [4] Поэтомутрансформаторы тока следует выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначается для включенияэлектроизмерительных приборов, другая для приборов защиты. Выбор ТТ производится по номинальному напряжению (всоответствии с классом изоляции), току первичной цепи, току вторичных обмоток при выбранном классе точности,электродинамической и термической стойкости при коротких замыканиях.[3]Трансформаторы тока выбираются со вторичным током 5 А или 1 А и двумя сердечниками с соответствующими классами точности по требованиям ПУЭ.Класс точности ТТ при включении в их цепи электрических счётчиков должен быть 0,5.Для обеспечения заданного класса точности номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока Z2ном, Ом, должна удовлетворять условию:Z2ном ( Zприб+Rпр+Zк, (2.45)где Zприб, Rпр, Zк – соответственно сопротивление приборов в наиболее нагруженной фазе, соединительных проводов и переходное сопротивлениеконтактов, Ом.Сопротивление контактов Zк принимается равным 0,05Ом при двух­трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=19/1615.06.2016АнтиплагиатСопротивление [6]приборов Zприб, Ом, определяется по формуле:Zприб, (2.46)где Sприб – мощность, потребляемая приборами, ВА; I2ном – номинальный вторичный ток, А.Сопротивление приборов, стоящих в цепях 35 кВ:Zприб==0,08 Ом.Для соединения приборов и трансформаторов тока на подстанциях 35 кВ используются алюминиевые провода с минимальным сечением 4 мм2,максимальное сечение составляет 10 мм2. [8]Исходя из условия (2.45), сопротивление проводов не должно превышатьRпр ( Z2ном−(Zприб+Zк). (2.47)Минимальное сечение соединительных проводов Sпр.min, мм2, можно определить из соотношения:, (2.48)где (=0,0283 Ом(мм2/м – удельное сопротивление алюминиевых проводов [8]; lрасч – расчётная длина соединительных проводов.Расчётная длина соединительных проводов при соединении приборов в полную звезду принимается равной 50 м для ОРУ 35 кВ и 6 м для РУ 10 кВ, присоединении в неполную звезду − ∙l=∙6=10 м для РУ 10 кВ [8].Проверяем трансформаторы тока ТВ­35­III­600/5ХЛ2, встроенные в выключатели ВГБЭ­35­II­12,5/630 УХЛ1 и имеющие номинальную вторичнуюнагрузку Z2ном=0,4 Ом в классе точности 0,5 [9; 4]. Максимально допустимое сопротивление соединительных проводов:Rпр.доп=0,4−(0,08+0,05)=0,27 Ом.Желаемое сечение соединительных проводов для ОРУ 35 кВ:=5,2 мм2.Принимается сечение алюминиевого провода 6 мм2 (контрольный кабель АКРВГ–4(6 [15]) – Sпр=6 мм2. Действительное сопротивлениесоединительных проводов Rпр, Ом:, (2.49)=0,24 Ом.Сопротивление вторичной нагрузки:Z2=0,24+0,08+0,05=0,37 Ом.Проверка трансформаторов тока 35 кВ показана в таблице 2.9.Таблица 2.9 – Выбор и проверка трансформаторов тока 35 кВРасчётные данные Справочные данные Условия выбора [17]Uсети ном=35 кВ Uном=35 кВ Uном(Uсети ном Imax=92,4 A Iном=600 A Iном(Imax iуд=9,73 кА iдин=35 кА iдин(iуд Вк=29,1 (кА)2 с(tоткл=102(1,57=157 (кА)2 с (tоткл(Вк Z2=0,37 Ом Z2ном=0,4 Ом Z2ном(Z2Трансформаторы тока ТВ­35­III­600/5ХЛ2, встроенные в выключатели ВГБЭ­35­II­12,5/630 УХЛ1, соответствуют всем условиям проверки. Аналогичным образом выбираем трансформаторы тока для вводов силовых трансформаторов на стороне 10 кВ и отходящих присоединений 10 кВ.Приборная нагрузка ТТ в этих цепях равна 2,1 ВА по данным, приведенным в таблице 2.8.Для трансформаторных вводов 10 кВ выбираем опорно­проходные трансформаторы тока ТЛ 10У3, имеющие I1ном=400 A и Z2ном=10/52=0,4 Ом вклассе точности 0,5 [9]:Zприб==0,084 Ом;Rпр.доп=0,4–(0,084+0,05)=0,266 Ом;=1,06 мм2,по условию механической прочности принимаем сечение алюминиевого провода 4 мм2 (контрольный кабель АКРВГ–4(4 [15]);=0,071 Ом;Z2=0,084+0,071+0,05=0,21 Ом.Проверка трансформаторов тока, стоящих в цепях НН силовых трансформаторов, выполнена в таблице 2.10.Таблица 2.10 – Выбор и проверка ТТ для цепей НН силовых трансформаторовРасчётные данные Справочные данные Условия выбора Uсети ном=10 кВ Uном=10 кВ Uном(Uсети ном Imax=323,3 A Iном=400 A Iном(Imax iуд=5,57кА iдин=81 кА iдин(iуд Вк=6,3 (кА)2 с (tоткл=202(1,025=410 (кА)2 с (tоткл(Вк Z2=0,21 Ом Z2ном=0,4 Ом Z2ном(Z2Для цепей кабельных линий 10 кВ, питающих линий, по максимальному току кабельных линий ImaxКЛ, А, выбраны опорные трансформаторы токаТОЛ–10ХЛ2 с I1ном=300 A и Z2ном=10/52=0,4 Ом в классе точности 0,5 [9]:ImaxКЛ=; (2.50)ImaxКЛ==217 А.Проверка ТТ, устанавливаемых в цепях кабельных линий 10 кВ, выполнена в таблице 2.11, данные которой показывают, что ТТ ТОЛ–10ХЛ2соответствуют всем требованиям.Таблица 2.11 – Выбор и проверка ТТ для цепей кабельных линий 10 кВРасчётные данные Справочные данные Условия выбора Uсети ном=10 кВ Uном=10 кВ Uном(Uсети ном Imax=217 А Iном=300 A Iном(Imax iуд=5,57 кАiдин=51 кА iдин(iуд Вк=6,3 (кА)2 с (tоткл=102(0,525=52,5 кА2 с (tоткл(Вк Z2=0,21 Ом Z2ном=0,4 Ом Z2ном(Z2Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряженияТрансформаторы напряжения (ТН) устанавливаются в распределительных устройствах трансформаторных подстанций для питанияобмоток напряжения приборов учёта и контроля, аппаратов релейной защиты и подстанционной автоматики.[3]Трансформаторы напряжения предназначеныдля понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защитыот первичных цепей высокого напряжения. [4]Класс точности ТН для питания счётчиков принимается равным 0,5.Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки; по конструкции и схеме соединения [3]обмоток; [4]по классуточности; по вторичной нагрузке.[3]Перечень и число приборов, подключаемых к трансформаторам напряжения 10 кВ по данным таблицы 2.8, приведены в таблице 2.12.Таблица 2.12 – Приборы, питаемые от трансформаторов напряжения 10 кВПрибор Тип Sприб,ВА Числоприборов S, ВАВольтметр для измерения междуфазного напряжения 3390А 2 2 4 Вольтметр с переключением для измерения трёх фазныхнапряжений 3390А 2 2 4 [18]Счётчик активной и реактивной энергии Меркурий230.04 3 8 24 Итого 32http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=110/1615.06.2016АнтиплагиатДля РУ 10 кВ выбираем трёхфазные масляные антирезонансные трансформаторы напряжения НАМИ­10­У2, имеющие номинальную вторичнуюнагрузку S2ном=75 ВА в классе точности 0,5 [9]:S2ном=75 ВА > S2расч=32 ВА.Выбор и проверка проводников питающих линийВ соответствии с ПУЭ [16] сечения проводов воздушных линий (ВЛ) электропередачи и жил кабелей кабельных линий (КЛ) должны выбираться поэкономической плотности тока в нормальном режиме и проверяться по допустимому длительному току в [50]послеаварийном режиме, на термическую стойкость к токам КЗ, а также по допустимым потерям напряжения.Рациональное сечение Fр, мм2, определяется по формуле:Fр=, (2.51)где Ip – расчётный ток нормального режима, А; jэ – экономическая плотность тока, зависящая от вида проводника и его изоляции ипродолжительности использования максимальной нагрузки Тмах, А/мм2.Выбор и проверка проводов ЛЭП 35 кВДля неизолированных алюминиевых проводов jэ=1 А/мм2 при Тмах > 5000 ч [16].Расчётный ток нормального режима одной цепи питающей линии 35 кВ:Iр=, (2.52)где Uном – номинальное напряжение линии, кВ;Iр ВЛ==38,9 А.Рациональное сечение проводов питающей воздушной линии 35 кВ:Fр==38,9 А.Для питающей подстанцию 35/10 кВ воздушной линии 35 кВ принимаем минимально допустимое ПУЭ сечение проводов по условиям механическойпрочности для двухцепных линий 35 кВ и выше – АС–120/19 [16]. Таким образом, необходимости в замене существующих проводов АС–120 нет.Выбранное сечение проводов питающей линии необходимо проверить на нагрев длительно допустимым током в наиболее тяжёлом режиме работы –послеаварийном – при отключении одной цепи:Iп/ав = ≤ Iдоп, (2.53)здесь Iп/ав – ток одной цепи питающей линии в послеаварийном режиме, А; Iдоп=390 А – длительно допустимый ток для провода АС–120/19 [11];Iп/ав ВЛ.==77,8 А < Iдоп=390 А.Следовательно, выбранные провода выдержат длительный нагрев током послеаварийного режима.Воздушные линии электропередачи напряжением 35 кВ не подлежат проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения, так какповышение уровня напряжения увеличением сечения проводников таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически неоправдывается. [10]Проверке по термической стойкости при токах КЗ [35]провода воздушных линий также не подлежат. [10]Выбор и проверка кабелей 10 кВРациональное сечение кабелей 10 кВ.Расчётный ток нормального режима питающей кабельной линии:Iр=; (2.54)Iр КЛ==141,8 А.Рациональное сечение кабелей 10 кВ, с учётом того, что при Тмах > 5000 ч для кабелей с алюминиевыми жилами в бумажной изоляции jэк КЛ = 1,2 А/мм2 [16]:Fр==118,2 А.Следовательно, сечение эксплуатируемых в настоящее время кабелей ААБл–10–(3(120) соответствует экономически целесообразному.Проверяем сечения кабелей ААБл–10–(3(120) по длительной токовой нагрузке послеаварийного режима:Iп/ав КЛ = ≤ Iдоп КЛ, (2.55)здесь Iп/ав КЛ – ток в кабельной линии в послеаварийном режиме, А; Iдоп КЛ=240 А – длительно допустимый ток для кабеля ААБл–10–(3(120) [4];Iп/ав КЛ.==283,6 А > Iдоп КЛ=240 А.Следовательно, существующие кабели ААБл–10–(3(120) не обеспечат электроснабжение в необходимом объёме в послеаварийном режиме и подлежатзамене кабелями с жилами большего сечения – ААБл–10–(3(185), для которых условие (2.55) выполняется:Iп/ав КЛ.=283,6 А < Iдоп КЛ 185=310 А.Для проверки сечения кабельных линий по потере напряжения необходимо найти наибольшие потери напряжения в КЛ ΔU, В, по формуле: , (2.56)где rуд=0,167 Ом/км, худ=0,077 Ом/км – удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля 10 кВ ААБл–10–(3(185) [4]; L=3 км – длинапитающей КЛ.Потери напряжения в питающем кабеле в нормальном и послеаварийном режимах, В:cosφ=; (2.57)sinφ=; (2.58)cosφ==0,923;sinφ==0,384;ΔUнорм= 141,8 (0,167 0,923+0,077 0,384) 3=135 В;ΔUп/ав= 283,6 (0,167 0,923+0,077 0,384) 3=271 В.Потери напряжения в питающем кабеле в нормальном и послеаварийном режимах, %:ΔU=; (2.59)ΔUнорм %==1,35%;ΔUп/ав%==2,71%.Потери напряжения в питающем кабеле в нормальном и послеаварийном режимах не превышают допустимых для нормального режима потерьнапряжения – ΔUдоп%=5%:ΔUнорм %=1,35% < ΔUдоп%=5%;ΔUп/ав%=2,71% < ΔUдоп%=5%.Следовательно, выбранное для питающей кабельной линии сечение успешно прошло проверку по допустимым потерям напряжения.Выбранные сечения кабельных линий 10 кВ также необходимо проверить на термическую стойкость при КЗ [39]по условию:FКЛ ≥ , (2.60)здесь 100 – коэффициент, принятый по [8] для кабелей 10 кВ с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией;FКЛ=185 мм2 > =25,1 мм2.Условие термической стойкости при КЗ для принятого сечения питающих кабельных линий соблюдается.Выбор и расчёт релейной защиты трансформатора для реконструируемой подстанцииТак как на подстанции устанавливаются два трансформатора мощностью 4,0 МВА, то согласно ПУЭ на этих трансформаторах предусматриваютсяследующие виды защит [16]:– для защиты от многофазных КЗ в обмотках и на их выводах – [1]токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая [20]состороны питания и [1]охватывающая [20]часть обмотки трансформатора;http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=111/1615.06.2016Антиплагиат– для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ и резервирования действия защиты от внутренних повреждений –[1]максимальная токовая защита, устанавливаемая со стороны питания и действующая на отключениетрансформатора;– для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – токовую защиту;– для защиты от [1]витковых замыканий в обмотках и понижения уровня масла – [23] газовую защиту, действующую на сигнал прислабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании;– [20]для сигнализации о повышении температуры масла ставится термосигнализатор с действием на сигнал.На [23] газовую защиту трансформаторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемыпожаротушения должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара.[20]Расчет токовой отсечкиТоковая отсечка (ТО) – простая быстродействующая релейная защитаот повреждений в трансформаторе. Зона действия отсечки ограничена, она не действует при витковых замыканиях и замыканиях наземлю в обмотке, работающей на сеть с малым током замыкания на землю. Отсечка устанавливается с питающей сторонытрансформатора и выполняется без выдержки времени.В зону действия отсечки входят ошиновка, выводы и часть обмотки трансформатора со стороны питания. Отсечка, являющаяся [2]релейной защитой [10]от внутренних повреждений, должна отключать трансформатор со всех сторон, имеющих источники питания.Достоинством отсечки являются ее простота и быстродействие. Отсечка в сочетании с МТЗ и газовой защитой обеспечиваетхорошую защиту для трансформаторов малой мощности.Таким образом, трансформатор напряжением 35 кВ и мощностью 4 МВА вполне можно защитить одним [2]современным устройством микропроцессорной релейной защиты, например, УЗА­АТ илиУЗА­10, установив его на стороне ВН трансформатора и включив на трансформаторы тока, соединенные в треугольник.На трансформаторах в сети с изолированной нейтралью отсечка устанавливается [2] на двух фазах. Ток срабатывания отсечки [10]Iс.з, А, отстраивается от максимального тока КЗ IКЗmax, А, при повреждении за трансформатором:[2]Iс.з. ( котс IКЗmax, (2.61)где котс=1,25–1,5.Кроме того, токовая отсечка должна отстраиваться от броска намагничивающего тока:[2]Iс.з.( (3(4)∙Iном, (2.62)где Iном – номинальный ток силового трансформатора со стороны питания.Рассчитываем номинальный ток трансформатора, приводим значение максимального тока КЗ при КЗ за трансформатором к стороне ВН подстанции всоответствии с формулой (2.16) и определяем величину уставки токовой отсечки:Iном=; (2.63)Iном==66 А;IКЗ max==0,697 кА=697 А;Iс.з1.( котс IКЗmax=1,25 697=871 А;Iс.з2.( (3(4)∙Iном=4 66=264 А.Принимаем значение тока срабатывания токовой отсечки:Iс.з=900 А > котс IКЗmax=1,25 697=871 А;Iс.з=900 А > (3(4)∙Iном=4 66=264 А.Чувствительность защиты проверяется по условию:>2, (2.64)где ==3,01 кА=3010 А – ток короткого замыкания между двумя фазами на выводах трансформатора со стороны установки защиты в минимальномрежиме работы сети;(2.Таким образом, токовая отсечка обеспечивает необходимый коэффициент чувствительности.Расчет максимальной токовой защитыМаксимальная токовая защита (МТЗ)служит для отключения трансформатора [18]при КЗ на сборных шинах или на отходящих от них присоединениях, если [2]защита[18]или выключатели этих элементов отказали в работе. [2]Одновременно защита от внешних КЗ используется и для защиты отповреждения в трансформаторе.Однако [18]по условиям селективности МТЗ должна иметь выдержку времени и, следовательно, не может быть быстродействующей.По этой причине [2]на трансформаторах, имеющих специальную защиту от внутренних повреждений (в нашем случае – ТО), защитаот внешних КЗ служит резервом к этой защите на случай ее отказа. [18]Чтобы включить в зону действия защиты сам трансформаторМТЗ устанавливается со стороны источника питания и действует с выдержкой времени t1 на отключение выключателя на сторонеНН трансформатора, а [2]затем с выдержкой t2=t1+Δt на отключение выключателя ВН.Токовые реле МТЗ включаются на ТТ, установленные у выключателя на [2]стороне питания трансформатора.Ток срабатывания МТЗ определяется по выражению:, (2.65)где Ip.max=92,4 А – максимальный рабочий ток; Кн=1,2 – коэффициент надёжности для микропроцессорных защит; Ксам – коэффициентсамозапуска, принимается равным 2–3; Кв=0,85–0,95 – коэффициент возврата для микропроцессорных защит;Iс.з.=(92,4=370 А.Чувствительность МТЗ проверяется по минимальному току короткого замыкания в месте установки защиты:>1,5, (2.66)здесь – минимальное значение тока двухфазного КЗ при КЗ [1]на стороне [2]трансформатора, противоположной питанию;=2050 =582 А;http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=112/1615.06.2016АнтиплагиатКч.=.Выдержка времени максимальной токовой защиты выбирается на ступень больше максимальной выдержки времени максимальных защит отходящихприсоединений, в данном случае t1=0,5 с; t2=1,0 с.Расчет защиты трансформаторовот перегрузкиТрансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита отперегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте контроль за перегрузкой трансформатора можетосуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала можетдействовать на разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). Защита от перегрузкипри симметричной нагрузке может осуществляться реле, установленным в одной фазе.Ток срабатывания защиты от перегрузки (с действием на сигнал) определяется [2]следующим образом:, (2.67)где Котс – коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;[23] Iс.з.= А.Время срабатывания защиты от перегрузки во избежание ложных сигналов должно превышать время работы защиты ивосстановления нормального режима действием автоматики, снижения пускового тока нагрузки до номинального. Общепринятая вряде энергопредприятий выдержка времени: 9 сек. Она ставится одинаковой на всех устройствах сигнализации, не имеющихспециальных требований к выдержке времени.[2]Газовая защита трансформатора[23]Газовая защита основана на использовании явления газообращения в баке поврежденного трансформатора. [9]Интенсивностьгазообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способнуюразличать степень повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.[14]Принимаем к установке реле защиты трансформаторов РЗТ­25 производства ООО «ЕССО­Технолоджи».Реле защиты трансформаторов типа РЗТ–25 предназначено для защиты масляных трансформаторов. Реле сигнализирует о следующихнеисправностях защищаемого аппарата:− выделение определённого объёма газа − «ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ»;− утечка масла − «ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ», а затем «ОТКЛЮЧЕНИЕ»;− превышение скорости течения масла установленного порогового значения — «ОТКЛЮЧЕНИЕ».[25]Преимущества выбранного типа газового реле:− цельнолитые поплавки со встроенными управляющими магнитами;− отсутствие механических связей поплавков с другими элементами реле;− наличие единственного (кроме поплавков) подвижного элемента − напорной пластины, реагирующей на поток масла;− магнитоуправляемые контакты (герконы) повышенной электрической прочности [34] размещены вместе с соединительными проводами в корпусе контактного узла иполностью изолированы от масла.[6]Функциональные возможности выбранного реле:−конструкция реле позволяет произвести осмотр и замену контактного узла без спуска масла и вскрытия реле;− [34]кнопка опробования обеспечивает проверку работы реле при действии поплавков и отдельно − при действии напорнойпластины;− реле [6]обеспечивают [34]возможность выполнения двух независимых отключающих и двух независимых сигнальных цепей;− установочные и присоединительные размеры реле позволяют использовать их для замены реле, находящихся в эксплуатации.[6]Основные технические данные и характеристики:− срабатывание сигнальных контактов в газовых реле происходитпри снижении уровня масла в реле, соответствующем уменьшению объема масла на 100­250 см3;− [6]срабатывание отключающих контактов происходит раньше достижения границей уровня масла нижнего края отверстия фланца реле;−уставки по скорости потока масла:в газовом реле – 0,65; 1,0; 1,5 м/с;в струйном реле[34] – 0,9; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5 м/с;− время срабатывания реле при скорости потока масла, [23]превышающей значение уставки в 1,25 раза − не более 0,1 с.Реле монтируется на соединительном трубопроводе между баком трансформатора и расширительным сосудом. В верхней части релерасположена клеммная коробка скрышкой и узлом крепления сигнального кабеля в металлорукаве. Реле оснащено газоспускнымклапаном для отбора пробы накопившихся газов, а также контрольной кнопкой для проверки срабатывания. Конструкция релепозволяет проводить вакуумирование совместно с баком трансформатора.Реле РЗТ полностью соответствует требованием стандартов СЭВ 250–76 и ДИН 42566.[25]Устройство регулирования напряжения под нагрузкойНа реконструируемой подстанции выполнено регулирование трансформаторов под нагрузкой. Регулирование может осуществляться как местно откнопок управления, расположенных в приводе РПН, так и дистанционно, ключом управления, расположенным на панели управлениятрансформаторами. Регулирование выполнено индивидуально для каждого трансформатора. Контроль за работой привода осуществляется сигнальнойлампой, расположенной над ключом управления.Молниезащита подстанцииЗдания и сооружения или их части в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности в районе местонахождения,ожидаемого количества поражений молнией в год должны защищаться в соответствии с категориями устройства молниезащиты иhttp://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=113/1615.06.2016Антиплагиаттипом зоны защиты.Защита от прямых ударов молнии осуществляется с помощью молниеотводов различных типов: стержневых, тросовых, сетчатых,комбинированных (например, тросово­стержневых). Наиболее часто применяют стержневые молниеотводы.Защитное действие молниеотвода основано на свойстве молнии, поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлическиесооружения. Благодаря этому защищаемое здание, более низкое по сравнению с молниеотводом по высоте, практически не будетпоражаться молнией, если всеми, своими частями оно будет входить в зону зашиты молниеотвода. Зоной защиты молниеотводасчитается часть пространства вокруг молниеотвода, обеспечивающая защиту зданий и сооружений от прямых ударов молнии сопределенной степенью надежности. Наименьшей и постоянной по величине степенью надежности обладает поверхность зонызащиты; по мере продвижения внутрь зоны надежность защиты увеличивается.[3]Вся территория подстанции должна быть защищенаот прямых ударов молнии.Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ зоны защиты молниеотводов, которая представляетсобой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии.[19]Система молниезащиты реконструируемой подстанции образована двумя стержневыми молниеотводами одинаковой высоты, установленных налинейном и трансформаторном порталах. Высота молниеотводов принята равной 20 метрам. План подстанции с указанием мест установкимолниеотводов приведен на листе 6 графической части дипломного проекта.Расчет зоны защиты образованной двумя стержневыми молниеотводами одинаковой высоты выполняется в соответствии с [17].Расчетной высотой при определении зоны защиты в данном случае является высота линейного портала – 7 м.Эффективная высота молниеотвода hэф, м:hэф=0,85(h, (2.68)здесь h – высота молниеотвода, м;hэф=0,85(20=17 м.Радиус зоны защиты на уровне земли r0, м:r0=(1,1–0,002(h)(h, (2.69)r0=(1,1–0,002(20)(20=21,2 м.Согласно плану подстанции расстояние между молниеотводами составляет 12,8 м, что меньше h=18, следовательно, границы внутренней зоны защитымежду молниеотводами определяются как для одиночного молниеотвода.Ширина зоны защиты в середине между молниеотводами на [39]уровне земли:rc.0=r0; (2.70)rc.0=21,2 м.Радиус зоны защиты rх, м, на высоте защищаемого объекта hх, м, возле молниеотвода в середине между молниеотводами:; (2.71)=12,5 м.Зоны защиты молниеотводов, построенные на листе 6 графической части дипломного проекта, показали следующее:– на высоте 7 м всё электрооборудование находится внутри зоны защиты.Защитное заземление подстанцииС целью защиты обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения на подстанции выполнено защитное заземление, т.е.все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжениемиз­за повреждения изоляции, надёжно соединены с землёй.В электроустановках заземляются корпуса трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов,приводы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции кабельныхмуфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов, металлические конструкции зданий и сооружений.Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочимзаземлением. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей трансформаторов и дугогасящих катушек. Без рабочегозаземления аппарат не может выполнить своих функций или нарушается режим работы электроустановки.Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников, ОПН, искровыхпромежутков, стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называетсягрозозащитным.Обычно для выполнения всех трёх типов заземления используют одно заземляющее устройство.Для выполнения заземления используют естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителейприменяют водопроводные трубы; металлические и железобетонные конструкции зданий, находящиеся в соприкосновении сземлёй; свинцовые оболочки кабелей. Естественные заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее чемдвумя проводниками в разных точках.В качестве искусственных заземлителей используют прутковую круглую сталь диаметром не менее 10 мм (неоцинкованная) и 6 мм(оцинкованная), полосовую сталь толщиной не менее 4 мм и сечением не менее 48 мм2. Сечение горизонтальных заземлителей дляэлектроустановок напряжением выше 1 кВ [1] выбираются по термической стойкости ([7]Ок.доп = 400°С, С=70).На реконструируемой подстанции два уровня номинального напряжения: 35 и 10 кВ. Сети таких номинальных напряжений работают с изолированнойили резонансно­заземлённой нейтралью.В установках с незаземлёнными или резонансно­заземлёнными нейтралямиограничивается потенциал на заземлителе Uз, т.е. нормируется сопротивление заземляющего устройства Rз. Это объясняется тем,что замыкание фазы на землю вызывает протекание сравнительно небольшого [7]ёмкостного [26]тока, и этот режим может бытьдлительным. Вероятность попадания под напряжение в момент прикосновения к [7]заземлённым частям увеличивается.[26]Согласно требованиям ПУЭ в установках 6–35 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при использовании егоодновременно для установки собственных нужд напряжением до 1 кВ в любое время года должно быть:Rз, но не более 4 Ом, (2.72)здесь Iз – расчётный токзамыкания на землю, А.Ёмкостной ток замыкания на землю [2]для кабельных сетей определяется по следующей формуле:Iз =, (2.73)http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=114/1615.06.2016Антиплагиатгде U=10 кВ – междуфазное напряжение; LКЛΣ=32,3 км – длина электрически связанной кабельной сети 10 кВ;Iз==32,3 А.Сопротивление заземляющего устройства согласно левой части условия (2.72):Rз=7,74 Ом.Так как на реконструируемой подстанции система электроснабжения собственных нужд подстанции выполнена на напряжении 0,4 кВ с заземленнойнейтралью, то сопротивление общего для сети 0,4 и 35 кВ заземляющего устройства в соответствии с требованиями ПУЭ не должно превышать 4 Ом[16]. Поэтому, исходя из требований ПУЭ, для дальнейших расчётов принимается следующее условие:Rз ( 4 Ом.Заземляющие устройства электроустановок с незаземлённой или резонансно­заземлённойнейтралью выполняют в виде прямоугольника из горизонтальных и вертикальных заземлителей, иногда в виде одного­двух рядовгоризонтальных и вертикальных заземлителей.[7]Грунт в районе расположения реконструируемой подстанции состоит из двух слоёв. Верхний слой – суглинок с удельным сопротивлением (1=80 Ом(ми глубиной залегания около 1,5 м. Второй слой – супесок, толщина слоя 5–6 м, (2=200 Ом(м.Заземляющее устройство выполнено в виде прямоугольника со сторонами 24 и 22 м, внутри которого проложено несколько полос горизонтальныхзаземлителей.В качестве горизонтальных проводников принимается полосовая сталь 40×4 мм, которая прокладывается на глубине 0,5 м.В качестве вертикальных проводников приняты стальные прутки с длиной lв, равной 4 метрам, и диаметром 16 мм. Вертикальные заземлителиустанавливаются в количестве 4 штук по углам заземляющего устройства для выравнивания электрического потенциала.Вид сетки заземляющего устройства показан в графической части проекта и на БР 13.03.02 022 005.В соответствии с рисунком 2.4 суммарная длина горизонтальных заземлителей составляет 255 м.Стационарное сопротивление Rст, Ом, сложного заземлителя, составляющего сетку и включающего горизонтальные и вертикальные электроды:, (2.74)где (э – эквивалентное удельное сопротивление грунта, Ом м; L – суммарная длина горизонтальных заземлителей, м; пв и lв – число и длинавертикальных электродов, м; S – площадь заземлителя, м2; Аг в – коэффициент, учитывающий поправку на взаимное экранирование проводниковгоризонтального и вертикального заземлителей.Значение коэффициента Аг в зависит от соотношения lв/. По [10] приlв/=4/=0,17определено, что Аг в=0,35.Эквивалентное удельное сопротивление грунта рэ, Ом м, можно найти по выражению:, (2.75)здесь hз – глубина заложения заземлителя; h1 и h2 – толщина первого и второго слоев грунта;=102,86 Ом м;=1,946 Ом.Сопротивление заземления при протекании импульсного тока молнии Rи, Ом, и сопротивление при растекании тока промышленной частоты Rст, Ом,могут существенно отличаться друг от друга. Они связаны соотношением:Rи=(и(Rст, (2.76)где (и – импульсный коэффициент заземлителя, зависящий от типа заземлителя, удельного сопротивления грун��а и тока молнии.Импульсный коэффициент заземлителя:, (2.77)где Iм=20 кА – среднее значение тока молнии [17];=1,12;Rи=1,12(1,946=2,18 Ом < 4 Ом.Таким образом, сопротивление заземляющего устройства подстанции полностью удовлетворяет требованиям ПУЭ, т.к. меньше 4 Ом.ЗаключениеВ ВКР рассмотрена реконструкция ПС 35/10 кВ и изменением схемы присоединения ПС к питающей сети. Для повышения надёжностиэлектроснабжения было принято решение об установке на подстанции двух силовых трансформаторов одинаковой мощности (ТМН–4000/35) вместоустановленных в настоящее время трансформаторов ТДНС–10000/35 и ТМН–6300/35 и изменении схемы коммутации ПС 35/10 кВ с одновременнойзаменой всего устаревшего и изношенного коммутационно­защитного электрооборудования современным. Открытое распределительное устройство 35кВ ПС выполняется по схеме «двух блоков линия–трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линий». [27]Для реконструированной ПС спроектирована система молниезащиты и разработано заземляющее устройство. Кроме того, расчёты показали, чтопитающая кабельная линия, выполненная двумя кабелями ААБл–10–(3(120), не выдержит полной токовой нагрузки в послеаварийном режиме.Поэтому было принято решение о замене кабелей ААБл–10–(3(120) на ААБл–10–(3(185).Список использованных источниковПРИКАЗ МинПромЭнерго РФ №49 от 22.02.2007 г. «О порядке расчёта [30]значений соотношения потребления активной и реактивноймощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии,применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии([27]договорах энергоснабжения)». [Текст][36]Нерегулируемые конденсаторные установки КРМ, УКЛ 56, УКЛ 57 на напряжения 6, 10 кВ от «Хомов электро» [Электронный ресурс] – URL:http://khomovelectro.ru/catalog/kondesatornye­ustanovki/nereguliruemye­kondensatornye­ustanovki­krm­6­3­10­5­ukl­56­ukl­57.html. Неклепаев, Б. Н. [18]Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломногопроектирования [[8]Текст]: [36]Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – 4­е изд., [18]перераб. и доп. − М.:Энергоатомиздат, 1989. − 608 с.: [27] ил.Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети. Проектирование [ Текст]: Учеб. пособие для вузов / Г. Е. Поспелов, В.Т. Федин. – 2­еизд., испр. и доп. – [21]Мн.: Высш. шк., 1988. – 308 с.: ил. СТО 56947007­29.240.30.010­2008.Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35–750 кВ. Типовые решения [[11]Текст]. [27]Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». Дата введения – 2007­12­20.РД 153­34.0­20.527­98. [6]Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [[3] Текст] /Под ред. Б. Н. Неклепаева. – М.: Изд­во НЦ ЭНАС, 2001. – 151 с.[11]Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций [ Текст]: Учебник для техникумов / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. –3­е [38]изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил. http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=115/1615.06.2016АнтиплагиатОполева, Г. Н. Новое электрооборудование в системах электроснабжения [Текст] / Справочник. Составитель – Г. Н. Ополева. – Иркутск: ИздательствоИркутского Государственного Университета, 2003. – 194 с.Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии [[6]Текст] / [27]Подобщ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. ([6]гл. ред. А. И. Попов). – 8­е [46]изд., испр. и доп. – М.: [21]издательство МЭИ,2002. – 964 с.[27]Идельчик, В. И. Электрические системы и сети [[21]Текст]: Учебник [27]для вузов / В. И. Идельчик. – [21]Москва: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.Арматурно­изоляторный завод. Могилев. Номенклатура изоляторов. [Электронный ресурс] – URL: http://www.aiz.by/katalog/izol/insul.shtml. Справочник по проектированию электроснабжения [[22]Текст] / [27]Под ред. Ю. Г. Барыбина и [22]др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.– 576 с.: [25]ил.Меркурий 230, 231 [Электронный ресурс] – URL: http://www.coptima.ru/cat/schetchiki­trehfaznye­3­f­elektronnye­merkuriy.html. Каталог кабельной продукции ОАО «Иркутсккабель» [Текст], 2008.Правила устройства электроустановок [Текст]. – 7­е изд. – СПб.: Издательство ДЕАН., 2002. – 928 с. РД 153–34.3–35.125–99 «Руководство по защите электрических сетей 6–1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» [[3]Текст] / Под научной ред. Н. Н. Тиходеева – С.­Петербург: ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999. – 353 с. Файбисович Д. Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35–1150 кВ [Текст] / Д. Л.Файбисович, И. Г. Карапетян. – М.: НТФ«Энергопрогресс», 2003. – 32 с.Карапетян, И. Г.Справочник по проектированию электрических сетей [ Текст] / И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро; под ред. Д. Л.Файбисовича. – 3­е изд., перераб. и доп. – М.: [24]ЭНАС, 2009. – 392 с.: ил. 12[30]http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.23630579&repNumb=116/16.

Характеристики

Тип файла PDF

PDF-формат наиболее широко используется для просмотра любого типа файлов на любом устройстве. В него можно сохранить документ, таблицы, презентацию, текст, чертежи, вычисления, графики и всё остальное, что можно показать на экране любого устройства. Именно его лучше всего использовать для печати.

Например, если Вам нужно распечатать чертёж из автокада, Вы сохраните чертёж на флешку, но будет ли автокад в пункте печати? А если будет, то нужная версия с нужными библиотеками? Именно для этого и нужен формат PDF - в нём точно будет показано верно вне зависимости от того, в какой программе создали PDF-файл и есть ли нужная программа для его просмотра.

Список файлов ВКР