Учебная работа. Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции

5.5 техника безопасности при эксплуатации ОРУ

Заключение

Литература

Инструкция

Бакалаврской работы студента группы ТВН-1-04 Шакурова Эдуарда Радиковича «Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачки координации изоляции»

В данной работе:

выбрана основная схема подстанции, схемы распределительных устройств;

был произведен расчет токов недлинного замыкания;

выбрано электрооборудование подстанции;

было произведено сопоставление вентильных разрядников и ОПН, их подмена;

был произведен электронный расчёт ввода на 110 кВ и выбрано число изоляторов в поддерживающих гирляндах пригодной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 110 кВ.

Данная работа содержит 8 рисунков и 14 информационных таблиц, прилагаются 4 чертежа формата А1.

Введение

Общая нравистика системы электроснабжения

Подстанцией именуется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов (трансформаторная подстанция) и распределенных устройств напряжением до 1000 В и выше.

Трансформаторные подстанции являются главным звеном системы электроснабжения. Зависимо от положения в энергосистеме, предназначения, величины первичного и вторичного напряжений их можно подразделить на районные подстанции, подстанции промышленных компаний, тяговые подстанции и др.

Районная подстанция выполнена как основная понизительная подстанция (ГПП) с открытым распределительным устройством (ОРУ), созданная для приёма электроэнергии напряжением 110 кВ и преобразования её в напряжение районной сети — 6 кВ для питания населенных пт. Схема электронных соединений подстанции на стороне 110 кВ выполнена по блочному принципу — “линия 110 кВ — трансформатор — токопровод 10 кВ” с короткозамыкателями, отделителями и разъединителями. Схема электронных соединений подстанции на стороне 6 кВ выполнена с одной секционированной системой шин.

Согласно технико-экономическому обоснованию на ПС установлены два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16000кВ А типа ТДН-16000/110 кВ с автоматическим регулированием напряжения под перегрузкой.

На стороне 6 кВ предусмотрена одна секционированная система шин с оборудованием 20 линейных ячеек 6 кВ.

Питание собственных нужд ПС и цепей оперативного тока осуществляется от 2-ух трансформаторов ТМ-100/6.

защита оборудования ПС от грозовых волн, набегающих с линий, производится при помощи ограничителей перенапряжения, присоединяемых к шинам 110 и 6 кВ.

КРУН-6кВ приняты серии К-37.

Внешнее освещение ПС предвидено светильниками типа СЗЛ-300-1 и прожекторами ПЗС-35, установленных на блоке опорных изоляторов 110 кВ и на прожекторной площадке раздельно стоящего молниеотвода, внешнее освещение эксплуатационного участка — светильниками СПО-300.

Для предотвращения неверных действий при оперативных переключениях на ПС предусматривается электромагнитная и механическая блокировки частей РУ 110, 6 кВ.

защита ПС от ПУМ осуществляется молниеотводом, установленным на линейном портале 110 кВ и раздельно стоящим молниеотводом.

Оперативный ток принят переменный напряжением 220 В.

1. Электронная схема подстанции

1.1 Цели, задачки и стадии проектирования

Проектирование электронных станций, подстанций, электронных сетей и систем заключается в составлении описаний еще не имеющихся объектов, созданных для производства, передачи и распределения электроэнергии. Эти описания в графической и текстовой форме составляют содержание проекта, т.е. совокупы документов, нужных для сотворения новейшего энергетического оборудования и установок.

Проектирование электроэнергетических систем и их установок содержит три главных шага:

рассмотрение перспектив развития на 15-20 лет вперед;

перспективное проектирование на период до 10 лет;

уточнение проектов на период до 5 лет.

На первом шаге составляются технико-экономические доклады (ТЭД) о развитии энергетики регионов и страны в целом. Определяются суммарная мощность перегрузки потребителей, мощности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), конденсационных, гидравлических, атомных и гидроаккумулирующих электростанций (КЭС, ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока), АЭС (Атомная электростанция — ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор) и ГАЭС), их размещение, состав энергоблоков, нужный резерв.

На втором шаге разрабатываются схемы энергообъединений, определяются состав станций в каждой энергосистеме и пропускные возможности межсистемных и внутрисистемных линий.

На 3-ем шаге уточняются и корректируются схемы развития энергетического хозяйства страны и районов, также ведется конкретное проектирование намеченных на втором шаге и утвержденных на 3-ем шаге объектов: станций, подстанций, линий электропередачи и сетей. На этом же шаге проверяется техно выполнимость плановых решений, определяются нужные финансовложения либо проверяется достаточность намеченных финансовложений.

электронные станции и подстанции проектируются как составляющие единой энергетической системы (ЕЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) либо районной электроэнергетической системы (ЭЭС).

Главные цели проектирования электронных станций, подстанций, сетей и энергосистем последующие:

1) Создание, передача и распределение данного количества электроэнергии в согласовании с данным графиком употребления;

надежная работа установок и энергосистем в целом;

данное свойство электроэнергии;

сокращение серьезных издержек на сооружение установок;

понижение каждогодних издержек и вреда при эксплуатации установок энергосистемы.

1-ая цель определяется техническим заданием на электроснабжение потребителей определенного народнохозяйственного комплекса либо административно-экономического района. 2-ая и 3-я — существующими техническими нормативами. 4-ая и 5-ая выступают в качестве экономического аспекта оптимальности. Оптимальность решения при проектировании значит, что данный производственный эффект (располагаемая мощность, отпускаемая энергия, уровень надежности и свойства) выходит при малых вероятных издержек вещественных и трудовых ресурсов.

метод решения задачки проектирования хоть какой технической системы состоит из ряда проектных процедур и операций.

Техно система, таковая, как электронная станция либо подстанция, имеет, как правило, иерархическую структуру, состоящую из частей, фрагментов и подсистем. Элемент— это таковая часть системы, выбор характеристик которого производят средством простейшей операции. к примеру, элементами электронной станции являются электронные машинки, аппараты, проводники и др.

Совокупа функционально связанных частей именуется фрагментом. Выбор фрагмента осуществляется проектной процедурой, состоящей из ряда операций. Фрагмент характеризуется не только лишь параметрами и числом частей, да и структурой связей частей. Фрагментом электронной станции либо подстанции является, к примеру, распределительное устройство.

Подсистемой является обособленная часть системы, состоящая из огромного количества фрагментов и имеющая ограниченное число связей с иными подсистемами. Подсистемами в электронной станции можно считать электроустановки собственных нужд, устройства автоматики и управления. Проектирование подсистемы состоит из ряда процедур, любая из которых дает проектное решение отдельного фрагмента в виде проектного документа.

совокупа проектных решений фрагментов дозволяет установить вероятное огромное количество решений для подсистемы и избрать из их среднее по какому-либо аспекту. Набор избранных решений для всех подсистем дает одно из решений для всего объекта и составляет содержание проекта.

Варьируя аспекты выбора хороших решений для подсистем и фрагментов, можно сформировать огромное количество вероятных вариантов для всей системы. Но формирование огромного количества и выбор рационального решения для таковой системы, как электронная станция, может быть лишь при помощи системы автоматического проектирования. В истинное время число рассматриваемых вариантов для фрагментов и подсистем ограничивается номенклатурой выпускаемого оборудования и рекомендуемых типовых решений.

процесс проектирования электронных станций проходит четыре стадии, а конкретно составление

1) схемы развития отрасли,

2) проекта,

3) рабочего проекта

4) рабочей документации.

задачка сотворения проекта электронной станции либо подстанции как частей ЭЭС либо ОЭС может ставиться и при многообещающем и при определенном проектировании. Проектирование электронных станций ведется в специализированных проектных организациях. Две крайние стадии могут быть совмещены, если используются типовые решения.

Задание на проектирование электронной станции содержится в схеме развития энергосистемы и содержит в себе описание типа, местоположения, предназначения станции, ее начальных характеристик, горючего и источников водоснабжения, режимов работы станции, места в графике перегрузки энергосистемы и местных потребителей, схемы присоединения станции к системе и схемы самой энергосистемы. В задании указываются также плановые сроки проектирования и сооружения и очередность ввода.

Задание на проектирование подстанции энергосистемы и потребительских подстанций содержит в себе аналогичную информацию и создается на базе проекта развития энергосистемы, который производится институтом «Энергосетьпроект».

Задание на проектирование составляет заказчик проекта (министерство, ведомство, промышленное предприятие и др.) на основании схемы развития энергосистемы и технико-экономического обоснования необходимости планируемого строительства. Задание согласовывается с проектной организацией и генеральным подрядчиком.

Проект представляет собой совокупа документов, содержащих главные проектные решения станции либо подстанции. В состав проекта входят паспорт, технико-экономическое обоснование, смета, документы на технологическую, электронную, гидротехническую и строительную части.

Рабочий проект и рабочая документация состоят из объяснительной записки с расчетами и рабочих чертежей, по которым выполняются строительно-монтажные работы. В рабочем проекте производят корректировку решений в согласовании с замечаниями, приобретенными при утверждении проекта, уточняют характеристики частей по текущим условиям комплектования оборудования и производства на предприятиях. В объяснительной записке указываются важные технико-экономические характеристики проектируемой станции (подстанции): общий размер финансовложений и удельные (на 1 кВт установленной мощности) финансовложения, удельный (на единицу отпущенной электронной либо термический энергии) расход условного горючего, годичная выработка энергии, расход энергии на собственные нужды, удельная численность персонала (штатный коэффициент), себестоимость отпущенной энергии, размер важных видов строительно-монтажных работ, площадь отчуждаемой местности, сборность строй конструкций, сроки строительства и ввода очередей, оценка природоохранных параметров объектов станции.

1.2 Трансформаторная подстанция

Трансформаторные подстанции представляют собой электроустановки, созданные для преобразования напряжения сетей в целях экономного распределения энергии в не далеком районе либо предстоящей ее передачи. Они состоят из последующих частей: 1-го либо нескольких трансформаторов (автотрансформаторов), РУ высшего напряжения, РУ пониженных напряжений (среднего и низшего), вспомогательных устройств. На подстанциях могут быть установлены синхронные компенсаторы, статические конденсаторы и шунтирующие реакторы.

систематизация подстанций затруднительна, так как в базу ее могут быть положены разные признаки, а конкретно: 1) номинальное напряжение сети высшего напряжения, определяющее в.известной мере мощность, занимаемую площадь и стоимость подстанции; 2) число ступеней пониженного напряжения; 3) число трансформаторов (автотрансформаторов) и их единичные мощности; 4) положение подстанции в сети высшего напряжения, определяющее схему РУ этого напряжения; 5) категория потребителей и почти все остальные.

Главную схему подстанции проектируют на основании разработанной схемы развития электронных сетей системы либо схемы развития сетей района. Она обязана удовлетворять последующим главным требованиям: а) надежное электроснабжение присоединенных к подстанции потребителей в обычном и послеаварийном режимах в согласовании с их категориями; б) надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения подстанции по межсистемным и магистральным линиям; в) экономически целесообразное

Трансформаторы и автотрансформаторы. Выбор меж трансформаторами и автотрансформаторами для подстанций решается совершенно точно зависимо от принятой системы рабочего заземления связываемых сетей. Отлично-заземленные сети 110 кВ и выше связывают при помощи автотрансформаторов; исключение из этого правила делается лишь в вариантах необходимости ограничения тока однофазного к.з. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов могут быть присоединены незаземленные и возмещенные сети. Связь эффективно-заземленной сети с не-заземленной либо возмещенной сетью (35 кВ и ниже), также связь 2-ух незаземленных, возмещенных сетей быть может осуществлена лишь при помощи трансформаторов, обмотки которых электрически не соединены. На подстанциях с высшим напряжением до 500 кВ включительно, как правило, устанавливают трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы). Исключение быть может изготовлено лишь для подстанций весьма большенный мощности либо при наличии ограничений по условиям транспорта. В этих вариантах используют группы из 2-ух спаренных трехфазных трансформаторов наименьшей мощности либо группы из однофазных трансформаторов.

При одной группе однофазных трансформаторов предугадывают запасную фазу, которая быть может присоединена взамен покоробленного трансформатора с помощью перемычек при снятом напряжении. При 2-ух группах однофазных трансформаторов вопросец о необходимости установки запасной фазы решается зависимо от наличия запасных связей по сети среднего напряжения. Подмена покоробленного трансформатора запасным осуществляется методом перекатки крайнего с 1-го фундамента на иной.

На подстанции устанавливает, как правило, не наиболее 2-ух трансформаторов (автотрансформаторов). На таковых подстанциях при отсутствии запасных связей по сетям среднего и низшего напряжений мощность всякого трансформатора выбирают равной 0,65-0,7 суммарной наибольшей перегрузки подстанции на расчетный период.

В случае повреждения 1-го трансформатора 2-ой трансформатор должен обеспечить с допустимой перегрузкой обычное электроснабжение потребителей, тут идет речь о аварийной перегрузке, ограниченной Только наибольшей температурой обмотки 140°С и масла 115° С.

Чтоб уменьшить продолжительность аварийного состояния подстанции, используют передвижные запасные трансформаторы мощностью до 25-32 MB-А, которые могут быть стремительно доставлены на подстанцию при помощи автотранспорта и введены в работу. Время, нужное для подмены покоробленного трансформатора запасным, зависит от массы трансформатора и состояния дорог. Обычно для этого нужно От 1 до 5 суток. На подстанциях, обеспеченных передвижным резервом, продолжительность аварийного состояния мала и число «отжитых» суток при аварийной перегрузке трансформатора не очень велико.

Предстоящее повышение мощности двух-трансформаторных подстанций при увеличении перегрузки сверх принятого уровня делается, как правило, методом подмены трансформаторов на наиболее массивные. При проектировании подстанций номинальный ток коммутационных аппаратов, сечения шин в присоединениях трансформаторов выбирают, как правило, с учетом способности подмены трансформаторов наиболее массивными.

Подстанции с одним трансформатором допускаются при условии резервирования потребителей 1-й и 2-й категорий по сетям среднего и низшего напряжения, также для электроснабжения потребителей 3-й группы при наличии в районе передвижных запасных трансформаторов и способности подмены покоробленного трансформатора в течение не наиболее 1 суток.

На подстанциях с высшим напряжением ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств)-220 кВ и 2-мя пониженными напряжениями 35 и 6-10 кВ используют трехобмоточные трансформаторы 110-220/35/10-6 кВ.

Режим работы трансформаторов. На подстанциях с несколькими трансформаторами (автотрансформаторами) принято держать все трансформаторы включенными, невзирая на то, что перегрузка подстанции подвержена значимым изменениям в течение суток и года. Экономия электроэнергии, которая могла бы быть получена при выключении части трансформаторов в часы минимума перегрузки, относительно невелика. В то же время нередкие отключения трансформаторов нежелательны, потому что каждое отключение соединено с перенапряжением, а каждое включение — с возникновением значимого переходного тока и соответственных электродинамических сил в обмотках. При всем этом нарушается крепкость крепления обмоток. Периодические Отключения и включения трансформаторов соединены с износом коммутационных аппаратов.

Регулирование напряжения.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на подстанциях, как правило, должны быть выполнены с устройствами для конфигурации коэффициента трансформации под перегрузкой. Исключение из этого правила быть может изготовлено лишь для маленьких трансформаторов с низшим напряжением 380/220 В. На подстанциях с автотрансформаторами при наличии потребителей, присоединенных к третичным обмоткам автотрансформаторов, предугадывают установку линейных регулировочных трансформаторов для независящего регулирования напряжения на стороне низшего напряжения.

Схемы распределительных устройств высшего напряжения определяются положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различают последующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: подстанции узловые, проходные, присоединенные на ответвлениях и концевые. Как понятно, узлом именуют точку сети, в какой сходятся не наименее 3-х линий. Предполагается при всем этом, что любая линия связывает узел с источником энергии. Но встречаются подстанции с 2-мя питающими линиями, к сборным шинам которых присоединено еще несколько линий, питающих

подстанции такого же напряжения. Такие подстанции также принято относить к числу узловых. Число узловых подстанций в системе относительно невелико. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, так как мощность, передаваемая по полосы, проходит через сборные шины этих подстанций.

исследование схем РУ высшего напряжения подстанций комфортно начать с рассмотрения схем узловых подстанций большенный мощности. Согласно советам Норм технологического проектирования подстанций РУ 330-750 кВ следует делать но схемам кругового типа в соответствий с числом присоединений, а конкретно: при 3-х и 4 присоединениях — соответственно по схемам треугольника либо квадрата; при пяти-шести присоединениях- по схеме трансформаторы — шины с присоединением линий через два выключателя; при 7 — восьми присоединениях- по схеме трансформаторы — шины с присоединением линий по схеме 3/2; при числе присоединений выше восьми — по полной полуторной схеме. Перечисленные схемы относятся к одному виду и разрешают равномерно конвертировать РУ от обычного к сложному по мере развития подстанции.

Распределительные устройства высшего напряжения 220 кВ при трех-четырех линиях рекомендуется также делать по схемам кругового типа. При всем этом полосы и трансформаторы подлежат присоединению к углам треугольника либо квадрата через разъединители и отделители (рис. 1.2.1).В таковых схемах число выключателей выходит наименьшим. Недочет их состоит в том, что линия и соответственный трансформатор в случае повреждения в одной из этих веток отключаются вкупе. Работа неповрежденной ветки (полосы, трансформатора) быть может стремительно восстановлена методом отключения соответственного отделителя и повторного включения выключателей. Эти операции целенаправлено заавтоматизировать.

Для РУ высшего напряжения НО-220 кВ при числе присоединений, равном 7 и наиболее, НТП советуют схему с 2-мя системами сборных шин и обходной системой. Распределительные устройства высшего напряжения 110-220 кВ с числом присоединений до 10 и доминированием парных линий либо линий, резервированных от остальных подстанций, могут быть выполнены с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой. При числе линий до 4 и трансформаторах мощностью до 63 MB-А допускается присоединение крайних к сборным шинам через отделители.

. Распределительные устройства высшего напряжения проходных подстанций ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств)-220 кВ на линиях с двухсторонним питанием следует делать с одним выключателем и ремонтной перемычкой из 2-ух нормально отключенных разъединителей. При всем этом трансформаторы подлежат присоединению к полосы по обе стороны выключателя через разъединители и отделители (рис. 1.2.2). При таковой схеме в случае повреждения полосы слева либо справа от рассматриваемой подстанции отключению подлежит покоробленный участок вкупе с трансформатором. Работа крайнего быть может стремительно восстановлена опосля отключения разъединителя покоробленной полосы и повторного включения выключателя. В случае повреждения трансформатора и отключения соответственного участка полосы покоробленный трансформатор должен быть отсоединен, а линия включена вновь.

В схемах с трансформаторами, присоединенными через отделители (рис. 1.2.1, 1.2.2), трансформаторы подлежат отключению линейными выключателями, отстоящими нередко на значимом расстоянии. Передача отключающего импульса от защиты трансформатора к соответственному выключателю быть может осуществлена по особым линиям связи. Применение получили также схемы-с короткозамыкателями, включение которых равносильно искусственному к.з. у зажимов трансформатора.

Рис. 1.2.1 — Схема РУ высшего напряжения узловой подстанции 220 кВ с присоединением трансформаторов вкупе с линиями к углам квадрата

Рис. 1.2.2 — Схема РУ высшего напряжения 110-220 кВ проходной подстанции с одним выключателем

При всем этом ток в полосы резко возрастает и срабатывает линейная защита, отключающая линию вкупе с покоробленным трансформатором. Полное время отключения полосы и трансформатора составляет 0,5-0,8 с. Оно слагается из времени срабатывания защиты трансформатора, короткозамыкателя, линейной защиты и линейных выключателей. Опосля отключения трансформатора наступает пауза (нужная для проверки отсутствия тока). Потом отключается отделитель, работающий относительно медлительно, и повторно врубается линия. Для проверки работы отделителей и короткозамыкателей при отключенном трансформаторе предугадывают разъединители с ручным управлением.

Для РУ высшего напряжения 35 кВ при числе присоединений до 10 включительно НТП советуют одиночную систему сборных шин. При большем числе присоединений допускается схема с 2-мя системами сборных шин.

Особенное пространство занимают двухтрансформаторные подстанции 35 — 220 кВ, подлежащие присоединению к параллельным линиям на ответвлениях либо в качестве концевых подстанций. Число таковых подстанций весьма велико.

Нормы технологического проектирования подстанций советуют для их ряд типовых схем без выключателей:

а) блочную схему с присоединением трансформаторов к линиям через разъединители, отделители и установкой короткозамыкателей;

б) блочную схему с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями у трансформаторов и ремонтной перемычкой из 2-ух нормально отключенных разъединителей со стороны линий;

в) блочную схему с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями на линиях и перемычкой с отделителем двухстороннего деяния у трансформаторов.

Блочная схема без перемычки целесообразна при маленький длине линий, так как при всем этом возможность отключения полосы вкупе с трансформатором относительно мала. Недочет данной для нас схемы состоит в том, что при повреждении и ремонте полосы в работе остается один трансформатор. Электроснабжение не прерывается, но оставшийся в работе трансформатор может оказаться очень перегруженным.

Схема с ремонтной перемычкой из разъединителей (рис. 1.2.3) обеспечивает возможность присоединения обоих трансформаторов к одной полосы при ремонте 2-ой.

Рис. 1.2.3 — Схема присоединения подстанции с перемычкой из разъединителей

Схемы распределительных устройств низшего напряжения. Для РУ 6-10 кВ советуют схему с одной секционированной системой сборных шин (рис. 1.2.4,). Для ограничения тока к. з. секционный выключатель при обычной работе должен быть разомкнут. В случае отключения трансформатора секционный выключатель врубается автоматом устройством АВР. По мере необходимости предстоящего ограничения тока к. з. используют трансформаторы с расщепленными обмотками низшего напряжения либо токоограничивающие реакторы (обыкновенные либо сдвоенные) у трансформаторов.

Рис. 1.2.4 — Схема РУ 6-10 кВ — одиночная схема сборных шин, секционированная через разомкнутый выключатель

1.3 характеристики и аспекты надежности

Мерой надежности объекта является всякий метод вывода суждения о наличии характеристики надежности либо о наличии убежденности в выполнении данных функций в прошедшем, реальном и будущем времени. На огромном количестве объектов какого-нибудь класса мерой надежности будут методы вывода суждений о наиболее либо наименее высочайшем уровне надежности 1-го объекта по сопоставлению с иным и определения объекта с хорошим уровнем надежности. Мера надежности содержит в себе характеристики надежности и аспекты (логические либо аналитические выражения, связанные с методом вывода).

В качестве характеристик надежности употребляются последующие:

время неотказной работы Ti и время восстановления п, измеряемое в часах либо годах (ч либо год);

среднее время неотказной работы Т и среднее время восстановления х, ч либо год;

среднее ю и средняя интенсивность отказов К, измеряемые в годах в минус первой степени (год-1);

частота аварий и отказов определенного, k-то, вида A(k), год-1;»

возможность отказов Q(t) и возможность неотказной работы P(t) в данный просвет времени;

Q(t)+P(t) = l;

условная возможность отказов Q(s/i) при появлении какого-нибудь действия (требования на срабатывание, к примеру);

возможность застать объект в хоть какой момент определенного периода в работоспособном (kr — коэффициент готовности) либо неработоспособном (q — коэффициент простоя) состоянии;

число конъюнкций (наложений отказов на состояния) N, C(k), обученных как трагедии;

условный недоотпуск энергии в течение года AW, коэффициент обеспеченности продукцией п и средний народнохозяйственный вред У от нарушения функционирования.

Логические аспекты надежности записываются в виде критерий неотказной работы либо критерий отказа объекта (системы) при помощи функций алгебры логики и логических диаграмм и относятся ко всем объектам данного класса.

Аналитические аспекты надежности записываются как неравенства оценок временных, частотных и вероятностных характеристик надежности и их нормативных значений. к примеру,

Ti>tp; Q(tP)<Qu(tP); Л(к)<Ли(к),

где tP — расчетное время работы.

При сопоставлении разных объектов (либо вариантов) из огромного количества вероятных в данном классе аналитические аспекты надежности записываются как условие максимума либо минимума показателя надежности у наилучшего объекта (варианта). Аналитический аспект оптимальности решения записывается как условие экстремума мотивированной функции в виде приведенных издержек с учетом вреда либо в виде всеохватывающей оценки эффективности. Судить о наличии характеристики определенного объекта делать данные функции можно лишь в определенные моменты и периоды времени в прошедшем.

Временной мерой надежности будет совокупа наработок на отказ 7″J. Усредняя оценку наработок по огромному количеству реализации и оценивая разброс и тенденцию к изменению, можно гласить о вероятности выполнения данных функций в не далеком будущем P(Ti>tp). Но эта возможность будет мерой убежденности в существовании характеристики лишь при условии стабильности событий функционирования, состояния объекта, однородности наблюдения, достаточности размера наблюдений, справедливости гипотез о законе распределения.

Для огромного количества объектов сопоставление их по уровню надежности может быть на базе временных и частотных мер Т, Я, со, х, Л. Но оценки этих характеристик по результатам эксплуатации получаются с весьма огромным интервалом неопределенности (к примеру, для частоты отказов различие в оценке составляет 2-3 порядка). Прогнозирование этих характеристик дает очень условные оценки по этим же причинам, что и применение вероятностных мер. Условность временных, частотных и вероятностных мер является предпосылкой неопределенности в оценках характеристик надежности оборудования.

Говоря о надежности класса объектов, не имеют в виду ни определенный момент времени, ни определенный объект данного класса. Речь идет о степени убежденности в том, что при неких определенных критериях Z и X объект данного класса выполнит У либо не выполнит У данных функций с известной вероятностью (через Z обозначаются условия функционирования, а через X — условия работоспособности). Если эта возможность равна нулю либо единице, то мера надежности является логической, если эта возможность находится в интервале {0; 1}, то мера надежности будет вероятностной.

Логическая мера надежности записывается в виде функции алгебры логики (ФАЛ) как условие достаточной работоспособности (безотказности) — ФР либо условие отказа — ФО при помощи символов конъюнкции Д либо дизъюнкции V/ * Формирование массива ФО (либо ФР) и составляет содержание первого шага расчета надежности системы.

Переход от логической меры надежности к вероятностной -(убежденности в выполнении либо невыполнении функций) вероятен лишь при внедрении условных оценок вероятностей событий либо состояний. Вероятностные, частотные и временные меры получаются на базе логической меры. Вследствие этого они условны, а оценки их характеристик имеют большенный интервал неопределенности.

Начальные данные о надежности частей системы могут быть представлены точечными оценками средних значений характеристик. В таковых вариантах результаты расчета надежности системы также представляются в виде точечных оценок средних значений характеристик. Внедрение статистических оценок средних значений и среднеквадратических отклонений дает базу для внедрения формул теории точности при измерении неопределенности результата при помощи среднеквадратической погрешности.

При прогнозировании на экспертной базе характеристик надежности новейшего оборудования оценки могут быть представлены верхней и нижней границей интервала неопределенности. Аналогично верхняя и нижняя границы определяются для доверительного интервала при использовании статистических данных испытаний и эксплуатации. В этих критериях неопределенность характеристик надежности системы оценивается при помощи пессимистических и жизнеутверждающих оценок, приобретенных при подстановке соответственных граничных значений начальных данных в приобретенные расчетные формулы для системы. Экспертнофакторный подход дозволяет оценивать интервал неопределенности при помощи уравнения регрессии.

наличие погрешности либо интервала неопределенности в оценках характеристик надежности и мотивированных функций приводит к ситуациям, когда вследствие малого различия в показателях сравниваемых объектов (вариантов) нереально с уверенностью найти, какой из объектов лучше. В зону неопределенности по показателям надежности попадают более надежные варианты, в зону неопределенности по приведенным затратам — более экономные.

Оценки характеристик надежности частей электроэнергетических установок и систем, а конкретно среднего параметра потока отказов К либо со (год-1), среднего времени восстановления т (год) либо Тв. ср (ч), частоты вывода в плановый ремонт фп. р (год-1), среднего времени планового простоя тгп.Р (год), средней Продолжительности планового простоя в течение года /„.р (ч/год), условной вероятности отказа срабатывания устройств защиты и автоматики Q (г0. с), приводятся в обширно всераспространенных изданиях [15, 41, 47, 61].

время от времени приводятся остальные характеристики надежности частей: средняя наработка меж отказами 7″(ч), интенсивность восстановления ц (ч-1), коэффициент простоя q (%), средняя наработка на отказ N0.c (цикл).

Связь меж этими показателями и обозначенными выше выражается последующими формулами:

А = 8760/Т;Т = (8760м)-1;

Интервал неопределенности в оценках характеристик быть может установлен для всякого элемента в виде наибольших и малых значений Amax, Amin.

В источниках приводятся доверительные верхние и нижние границы Ав, Ан, тв, тн и так дальше с доверительной вероятностью а=0,9. Но для неких частей таковых оценок нет.

2. Расчет токов недлинного замыкания

Разработка главной схемы Подстанции

Основная схема ПС разрабатывается на основании схемы развития энергосистемы и обязана:

1. обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей и перетоков мощностей по межсистемной связи в обычном и послеаварийном режимах;

2. учесть перспективу развития;

3. допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

4. обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплутационных работ без отключения смежных присоединений.

Подстанция созданная для приема и распределения электронной энергии (ЭЭ) пользователям, размещенным в РТ.

ПС подключена к энергосистеме по 110кВ ВЛ. С шин 6 кВ отходит

Для обеспечения надежного питания потребителей во всех режимах работы на проектируемой ПС выбраны 2 трансформатора типа ТДН 16000/110/6,6 — 76У1.

В согласовании с нормами технологического проектирования на стороне 6 кВ принята раздельная работа трансформаторов. Все силовые трансформаторы обязаны иметь устройство автоматического регулирования напряжения под перегрузкой (РПН)

Расчет нагрузок на ПС

Наибольшая перегрузка на всех уровнях напряжения определяется по выражениям:

МВА

где: n- количество линий;

Pн.max- наибольшая перегрузка одной полосы;

Kодн- коэффициент одновременности, принимаем Kодн=0.8;

сosц- коэффициент мощности.

Произведем расчет перегрузки:

МВА

МВА

Выбор Силовых Трансформаторов.

Мощность Т выбирается так, чтоб при выключении 1-го из их на время ремонта либо подмены второго, оставшийся в работе, с учетом допустимой перегрузки резерва по сетям среднего напряжения (СН) и низкого напряжения (НН), обеспечил питание перегрузки, т. е. исходя из условия:

, МВА.

Избираем ТС:

16000 МВА

Избираем трансформатор типа ТДН 16000/110/6,6 Данные приводим в табл.

Тип автотрансформатора:

Данные о типах избранных трансформаторов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Тип трансформатора

Номинальная мощность, МВА

Утраты кВт ХХ КЗ

%

ВН,кВ

НН,кВ

Uкз

Iхх

ТДН 16000/110/6,6

115

6,6

18

85

10,5

0,7

Производим проверку избранных Т в обычном и аварийном режимах (при выключении 1-го Т) по условию:

-в обычном режиме

-в аварийном режиме

,

где Кз — коэффициент загрузки.

Для Т: 15,06/2*10,54=0,7

15,06/10,54=1,4

Расчет токов трехфазного КЗ.

Для проверки аппаратов и проводников по режиму КЗ на электродинамическую и тепловую стойкость и высоковольтных выключателей по отключающей возможности нужно найти последующие токи КЗ:

Iпо- исходный повторяющийся ток КЗ (кА);

iу- ударный ток КЗ (кА)

Inф, iaф- повторяющаяся и апериодическая составляющие тока КЗ для момента времени ф (кА)

ф- время размыкания контактов.

Расчет производим в последующем порядке:

На основании структурной схемы с учетом принятого режима работы трансформаторов составляется схема, в какой показываются основное оборудование и источник (Т, Т, энергосистема и связь с энергосистемой- ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)) и приводятся их характеристики.

На U= 6кВ принята раздельная работа СТ в целях ограничения токов КЗ в согласовании с НТП ПС.

Составляем схему замещения (смотри набросок 2.1) для всех частей расчетной схемы. Производим расчет сопротивлений в относительных единицах относительно базисной мощности, которую принимаем Sб=1000 МВА.

Набросок 2.1

Производим расчет сопротивлений частей схемы в относительных единицах:

Х1=Хс*Sб/Sсист=1,8*1000/1200=1,5 о.е.

Х2=Х3=Х0*L*Sб/Uср=0,28*30*1000/13225=0,64 о.е.

Х4=Х5=Uк/100*Sб/Sнт=10,5/100*1000/16=6,56 о.е.

Производим преобразование схемы замещения относительно точек КЗ:

т. К1: U= 110 кВ

Х6=(Х1+Х2)/2=1,07 о.е.

т. К2: U= 6 кВ

Х7=Х6+Х5=1,07+6,56=7,63 о.е.

Расчетная таблица токов трехфазного КЗ.

Таблица 2.2

очка КЗ

К1

К2

Базисная мощность Sб (МВА)

1000

Среднее напряжение Uср (кВ)

115

6,6

Источники

Система

Ном. Мощность источников Sном (МВА)

1200

Результирующие сопротивления Xрез (е.о.)

1,07

7,63

Базисный ток

(кА)

5,02

87,5

ЭДС источника Е«

1,0

(кА)

4,7

11,47

Куд

1,608

1,56

Та

0,02

0,02

(кА)

10,7

25,3

(кА)

6,02

10,5

1

1

(кА)

4,7

11,47

(с)

0,035

tсв=0,025

0,025

tсв=0.015

0,17

0,29

(кА)

1,13

4,7

tс.в.- собственное время отключения (без времени, затраченного на гашение дуги).

Сводная таблица результатов расчетов токов КЗ.

Таблица 2.3

Точка КЗ

Uср (кВ)

Источник

Токи трехфазного КЗ (кА)

Iп0

Iпф

iаф

iуд

К1

115

система

4.7

4.7

1.13

10.7

7.77

К2

6.6

11.47

11.47

4.7

25.3

20.9

Выбор аппаратов и проводников

Определение расчетных критерий для выбора аппаратов и проводников по длительным режимам работы.

— на стороне 110 кВ

А

где — следуйщая мощность СТ либо АТ по шкале ГОСТа.

А

— на стороне 6 кВ

А

А

Выбор высоковольтных выключателей (ВВ (то есть внутренние войска)) и разъединителей (РЗ) на всех напряжениях

а стороне ВН 110 кВ СТ:

Расчетные токи длительного режима в цепи 110 кВ Т:

Iнорм.= 54,6 А

Imax= 113,4 А

Расчетные токи КЗ на шинах 110 кВ:

Iп0= 4,7 iуд=10,7

Iпф= 4,7 iaф=1,13

Термический импульс на шинах 110 кВ:

4,7*4,7(0,155+0,02)=3,87 кА2 сек

0,1+0,055

Избираем по [12] высоковольтный выключатель для внешной установки типа ВГУ-110-40У1

Привод высоковольтного выключателя: откл — пневматическое вкл — пружинное

Избираем по [12] разъединитель для внешной установки типа РНДЗ-1-110/1250Т1

Привод разъединителя ПРН-110У1

Сопоставление расчетных и каталожных данных.

Таблица 2.4

Расчетные данные

Справочные денные

ВГУ-110-40У1

РНДЗ-1-110/1250Т1

Uуст.=110

Uном=110 кВ

Uном=110кВ

Imax=113,4

Iном= 2000 А

Iном=2000А

Iпф=4,7

= 40 кА

—

iаф=1,13

Iaном= 56,6

—

Iп0=4,7

Iдин=40кА

—

iуд=10,7

iдин=102 кА

—

Вк=3,87кА2 сек

=3200

=4800

На стороне НН 6 кВ СТ:

Расчетные токи длительного режима в цепи 6 кВ Т:

Iнорм.=1000 А

Imax=2076,9 А

Расчетные токи КЗ на шинах 6 кВ:

Iп0=11,47 кА iуд=25,3 кА

Iпф=11,47 кА iaф=4,7 кА

Термический импульс на шинах 6 кВ:

11,47*11,47(0,125+0,02)=19,076 кА2 сек

0,17+0,025

Избираем по [1] высоковольтный выключатель для внутренней установки типа ВБЭ-10(6)-31,5(40)

Привод высоковольтного выключателя электромагнитный.

Сопоставление расчетных и каталожных данных.

Таблица 2.5

Расчетные данные

Справочные денные

Uуст.=6кВ

Uном=10(6) кВ

Imax=2076,9

Iном=3150 А

Iпф=11,47

=31.5(40) кА

iаф=4,7

iа ном=58

Iп0=11,47

Iдин=31,5(40) кА

iуд=25,3

iдин=80 кА

Вк=19,076кА2 сек

=

Выбор проводников в главных цепях ПС

На напряжения 110 кВ избираем гибкие сталеалюминевые провода; на напряжение 6 кВ — твердые дюралевые шины.

В цепях отходящих линий 6 кВ — силовые кабели. Для крепления шин на 6 кВ избираем опорные изоляторы.

Выбор сборных шин и токоведущих частей на U 110 кВ в цепи

Таблица.2.6

Условия выбора

Сборные шины 110 кВ и токоведущие части от ТДН-16000/110/6,6 до сборных шин 6 кВ

Imax<Iдоп

Согласно п.1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах ОРУ выбирается по нагреву (по допустимому току более массивного присоединения)

Imax=113,4 А,

Iнорм=54,6А

Тип проводника, его характеристики[2] c.428

АС300/39

Iдоп=690 А, d=24мм, r0=1,2см

Проверка шин на схлестывание, электродинамическую стойкость

Не делается, т.к. Iпо=4,7кА<20 кА

Проверка шин на тепловое действие тока КЗ

Не делается, т.к. шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе

Проверка по условиям коронирования

1.07 Е < 0.9 Е0

Дср=

Выбор сборных шин и ошиновки на ПС

Сборные шины 6,6 кВ и токоведущие части СШ 6,6.

Таблица.2.7

Условия выбора

Согласно п.1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в границах ЗРУ выбираются по нагреву (по допустимому току более массивного присоединения).

Imax < Iдоп

Тип проводников

Imax=2076,9А

Однополосные шины размещены «плашмя» ША Iдоп=2410 (2289) А

b=80 мм, h=10 мм, q=800 мм2, l=2м, а=0,5м

Проверка шин на тепловую стойкость при КЗ по условию:

qmin < qвыбр

мм

qmin=47.995<800

Проверка шин на электродинамическую стойкость по условию:

МПа

Gрасч=8,36 мПа

8,36 < 75

Условие производится

Выбор изоляторов

Выбор опорных и проходных изоляторов внутренней установки для крепления твердых сборных шин 6 кВ.

Избираем опорный изолятор ИО-10-3,75У3 на напряжение 6кВ с малой разрушающей силой на извив Fразр=3750кН, высота изоляторов Hиз=120 мм. Проверяем изолятор на механическую крепкость. Наибольшая сила, работающая на извив:

где принято расстояние меж фазами а=0,5 м, просвет меж изоляторами l=2 м.

Поправка на высоту шины:

где b — ширина для полосовых шин

Таковым образом, изолятор ИО-10-3,75У3 проходит по механической прочности.

3. Выбор электрооборудования подстанции

3.1 Устройство и принцип деяния воздушного выключателя типа ВВБ-110 кВ

Iном.=2000 А, Iоткл. =31,5 кА,

Сопротивление контура полюса = не наиболее 80 мкОм,

Сопротивления 1-го элемента = 100 Ом.

Свойства выключателя, снятые при номинальном, наименьшем и наивысшем рабочих давлениях при обычных операциях и сложных циклах, должны соответствовать данным завода изготовителя. количество операций и сложных циклов, выполняемых каждым выключателем, устанавливается согласно табл.3.1.1.

Таблица 3.1.1 — Условия и число опробований выключателей при наладке

Операция либо цикл

давление при опробовании

Напряжения на выводах

Число операций и циклов

1. Включение

Меньшее срабатывание

Номинальное

3

2. Отключение

То же

То же

3

3. ВО

«

»

2

4. Включение

Меньшее рабочее

«

3

5. Отключение

То же

»

3

6. ВО

«

»

2

7. Включение

Номинальное

«

3

8. Отключение

То же

»

3

9. ОВ

«

»

2

10. Включение

Наибольшее рабочее

0,7 номинального

2

11. Отключение

То же

То же

2

12. ВО

«

Номинальное

2

13. ОВО

»

То же

2

14. ОВО

Меньшее для АПВ

«

2

Устройство и принцип деяния воздухонаполненного выключателя типа ВВБ-110 (выключатель воздушный баковый для номинального напряжения 110 кВ) научно-производственного объединения (НПО (Научно-производственное объединение, также научно-производственное предприятие — организация любой организационно-правовой формы, проводящая научные исследования и разработки)) «Электроаппарат»). Выключатель рассчитан на давление воздуха 2 МПа. Гасительное устройство с 2-мя разрывами заключено в металлической бачок, изолированный от земли при помощи колонны фарфоровых изоляторов. Размер бачка рассчитан на две операции отключения. Расход воздуха дополняется из ресивера и общестанционной магистрали сжатого воздуха по изолирующему воздуховоду. давление в бачке поддерживается близким к номинальному. В бачок интегрированы вводы 6 из эпоксидки, внешние части которых защищены фарфоровыми покрышками. Недвижные контакты укреплены на вводах, а подвижные в виде ножей на железной траверсе, которая, в свою очередь, агрессивно связана со штоком. Недвижные контакты со встроенными контактными ламелями находятся снутри железных сопл, направляющих воздух в процессе отключения к выхлопному клапану (его также именуют дутьевым клапаном). Контактная траверса и тарелка выхлопного клапана приводятся в движение поршневыми устройствами, действие которых согласовано. Клапаны управления поршневыми устройствами размещены понизу и находятся под потенциалом земли. Главные разрывы дугогасительного устройства шунтированы резисторами с вспомогательными контактами для отключения провождающего тока. Резисторы укреплены в бачке на вводах. Вспомогательные контакты помещены под резисторами. Клапаны управления этими контактами вынесены наружу. Для равномерного распределения напряжения меж разрывами в положении «отключено» предусмотрен делитель напряжения емкостного типа.

В процессе отключения поршневое устройство привода поднимает тарелку выхлопного клапана. Поднимается также контактная траверса, и контакты размыкаются. Дуги, образующиеся на контактах, перекидываются на концы недвижных контактов и вспомогательные электроды. Они гасятся в потоке воздуха, вытекающего из бачка через сопла и выхлопной клапан. Опосля погасания дуг выхлопной клапан запирается, а траверса с ножиками остается в верхнем отключенном положении. Просвет меж контактами обеспечивает достаточную электронную крепкость при давлении 2 МПа. Вспомогательные контакты размыкаются примерно через 0,035 с опосля размыкания основных контактов, и возникшие меж ними дуги гасятся потоком воздуха вытекающего в атмосферу через внутренние полости контактов. Опосля погасания дуг вспомогательные контакты остаются разомкнутыми. При включении выключателя контактная траверса опускается поршневым устройством. Ножики входят в прорези в верхней части сопл, и контакты замыкаются. За ранее замыкаются вспомогательные контакты.

Поршневые устройства и, приводящие в движение контактную траверсу и выхлопной клапан, размещены в зоне высочайшего потенциала. Надлежащие клапаны управления размещены в шкафу управления и находятся под потенциалом земли. Они соединены с поршневыми устройствами изолирующим воздуховодом, размещенным снутри опорной колонны. Номинальный ток отключения выключателей серии ВВБ составляет 31-35 кА. время отключения 0,08 с (4 периода).

3.2 Устройство и принцип деяния элегазового выключателя типа ВГУ-110У1

Iном = 2000 А

Iоткл = 40 кА

Элегаз (SF6 — шестифтористая сера) представляет собой инертный газ, плотность которого превосходит плотность воздуха в 5 раз. Электронная крепкость элегаза в 2- 3 раза выше прочности воздуха. При давлении 0,2 МПа электронная крепкость элегаза сравнима с прочностью масла.

В элегазе при атмосферном давлении быть может погашена дуга с током, в 100 раз превосходящим ток, отключаемый в воздухе при тех же критериях. Исключительная способность элегаза гасить дугу разъясняется мощным сродством его с электронами. Молекулы газа улавливают электроны дугового столба и образуют относительно недвижные отрицательные ионы. Утрата электронов делает дугу неуравновешенной, и она просто угасает. В струе элегаза, т. е. при газовом дутье, поглощение электронов из дугового столба происходит еще наиболее активно.

В элегазовых выключателях гасительное устройство помещено в герметизированный заземленный бак с проходными изоляторами и встроенными трансформаторами тока. Бак заполнен элегазом при давлении 0,4-0,6 МПа. Применение получили автопневматические дугогасительные устройства, в каких газ в процессе отключения сжимается поршневым устройством и направляется в зону дуги. Таковым образом, элегазовый выключатель представляет собой замкнутую систему (без выброса газа наружу). Он почти во всем идентичен с баковым масляным выключателем, но в нем отсутствуют горючие материалы и масса его существенно меньше массы масляного выключателя.

]]>