(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект реконструкции электрической части подстанции ПС-69
Содержание
Введение
1. Общий раздел
1.1 Описание объекта
1.2 Предназначение подстанции
2. Технологический раздел
2.1 Выбор и обоснование проектируемых вариантов
2.2 Выбор силового оборудования
2.3 Выбор схемы собственных нужд
2.4 Расчет токов недлинного замыкания
2.5 Выбор электронных аппаратов и токоведущих частей
2.6 Выбор типа конструкции распределительных устройств
2.7 Выбор рода оперативного тока
2.8 Расчет заземляющего устройства
2.9 Расчет частей релейной защиты
3. Организационный раздел
3.1 Расчет характеристик производственной мощности ПС 69 — 110/35/10 работающего варианта подстанции
3.2 Организация ремонта работающего оборудования на подстанции
3.3 Охрана труда и сохранность жизнедеятельности обслуживающего персонала
4.Экономический раздел
4.1 Расчет серьезных вложений
4.2 Расчет эксплуатационных издержек
4.3 Выбор и расчет характеристик экономической эффективности внедрения новейшей техники на подстанции
4.4 Технико-экономические характеристики проекта подстанции ПС-69 «Станкозавод»
Заключение
Перечень применяемой литературы и источников
Введение
Электроэнергетическое оборудование является одним из более дорогостоящих и ответственных видов оборудования, используемого на шаге производства, распределения и употребления электроэнергии. От надежности и эффективности его работы зависит стабильность функционирования энергосистемы в целом.
Старение главных фондов представляет одну из серьезнейших заморочек для энергетической системы Рф. Ухудшение технического состояния электронных сетей — один из главных причин нарастания числа случаев нарушения их работы (количество отказов с 1996 по 2003 год возросло в 2 раза). Более сложной тут является ситуация в ОЭС Северо-Запада, Центра, Северного Кавказа и Урала.
До начала 90-х годов прошедшего века у нас, в СССР (Союз Советских Социалистических Республик, также Советский Союз — месте посреди главных критериев функционирования и развития отрасли была ее надежность. Это требование было заложено во все законодательные и нормативные акты нашего страны, касавшиеся электроэнергетики. При переходе к рыночным отношениям на 1-ое пространство выдвинулось получение энергокомпаниями наибольшей прибыли. Надежность электроснабжения отодвинулась на 2-ой план, и часто рост прибыли осуществлялся за счет вреда надежности. Согласно данным статистики (2013 год), наиболее 20% (по протяженности) воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 220-500 кВ эксплуатируется выше 40 лет, 67% — старше 25 лет. Около 50% подстанционного оборудования эксплуатируется сверх норматива (наиболее 25 лет), из их 17% достигнули аварийного срока эксплуатации (наиболее 35 лет).
Либерализация электроэнергетики, переход к конкурентноспособным отношениям, открытие оптовых рынков электроэнергии с одной стороны и начавшиеся в стране большие системные трагедии (например майская трагедия 2005 г., когда оказались обесточенными город Москва, также Тульская, Столичная, Калужская и Рязанская области из-за пожара и взрыва на подстанции «Чагино», где вред по оценкам профессионалов составил наиболее 2 миллиардов руб.) с иной стороны, вновь повысили значимость фактора надежности. Всем сделалось ясно, что в современных рыночных критериях надежность электроснабжения станет для потребителей продуктом, реализуемым через рыночные услуги и имеющим свою стоимость. Надежное энергоснабжение экономики и населения страны поставлено на данный момент на 1-ое пространство в числе стратегических целей развития российскей электроэнергетики, которые отражены в энергетической стратегии Рф на период до 2030 г., утвержденной Правительством Русской Федерации от 13 ноября 2009 года:
— оптимизация конфигурации и увеличение пропускной возможности системообразующих и распределительных электронных сетей, позволяющих производить действенное функционирование Единой энергетической системы Рф и систем распределенной генерации электроэнергии с высочайшими показателями надежности их работы;
— понижение износа электронных сетей до среднего уровня продвинутых стран мира, в том числе за счет высококачественного обновления парка оборудования электронных подстанций;
— понижение утрат в электронных сетях и увеличение эффективности транспортировки электроэнергии, в том числе за счет широкого внедрения проводников из новейших композиционных материалов, позволяющих прирастить токоведущую способность и прирастить длительность срока их службы, также сотворения систем автоматического учета и регулирования в электронных сетях.
— обеспечение критерий для вербования личного капитала в распределительный электросетевой комплекс в объеме, достаточном для модернизации и реконструкции электронных сетей и обеспечения надежности электроснабжения потребителей на длительный период, развития электросетевой инфраструктуры, в том числе с целью обеспечения межсистемных перетоков энергии и содействия экономическому росту соответственных территорий.
электронный ток замыкание заземляющий
1. Общий раздел
1.1 Описание объекта
Подстанция №69 « Станкозавод» находится в г. Петрозаводске Республики Карелия. Подстанция очень приближена к центрам нагрузок соответственных групп потребителей электроэнергии. Для доставки трансформаторов и оборудования на подстанции предусмотрена подъездная однополосная авто дорога.
Земля ПС ограждена наружным сетчатым забором высотой 2 метра. В соответствиями с требованиями пожарной сохранности подстанция обеспечена порошковыми (ОП — 5) и углекислотными (ОУ — 5) огнетушителями и пожарными ящиками с песком, установленными у силовых трансформаторов Т1 и Т2.
Подстанция содержит в себе три класса напряжения 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ. Все распределительные устройства выполнены в открытом выполнении. Все оборудование открытого распределительного устройства (ОРУ) устанавливается на особых опорных железных и железобетонных системах с обеспечением достаточных для сохранности обслуживания габаритов до земли.
Аппаратура релейной зашиты и автоматики (РЗиА) расположена в здании, как следует, защищена от осадков, ветра, резких именений температуры, а так же остальных загрязнений.
В ОРУ — 110 установлены два понижающих трехобмоточных параллельно работающих силовых трансформатора типа TДТН-25000/110 (трансформатор трехфазный, с естественной циркуляцией масла и дутьем, с регулировкой напряжения под перегрузкой). Трехобмоточные трансформаторы получают питание от полосы 110 кВ через линейный разъединитель, разъединитель трансформаторный 110 кВ, отделитель трансформатора Т1 и выключатель трансформатора Т2. Трансформаторы работают раздельно, другими словами любой на свою секцию 35 кВ и 10 кВ. Трансформаторы собственных нужд (два трансформатора ТСН — 1 и ТСН — 2 типа ТМ-160) присоединены к шинным мостам соответственной секции 10 кВ. Через высоковольтные предохранители и через автоматические выключатели и рубильники со стороны 0,4 подключены любой к собственной секции. Питание осуществляется от 1-го трансформатора ТСН. В обычном режиме питание поступает с ТСН-1. ТСН-2 находится в автоматическом резерве.
1.2 Предназначение подстанции
ПС №69 принадлежит второму участку Группы подстанций Южно — Карельских электронных сетей (ЮКЭС) ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Карелэнерго». Подстанция является понижающей, так как она создана для снижения высочайшего первичного напряжения питающей сети в наиболее низкое вторичное напряжение.
Пользователями 10 кВ данной подстанции являются:
— ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Стройтехника»
— «Завод железобетонных конструкций»
— ИП «Иванов А.О».
— « Карельская битумная компания»
Не считая того, ПС № 69 находится в транзите 110 кВ полосы Л — 185 и Л — 184 меж подстанцией №2 «Древлянка» и подстанцией № 5 «Деревянка».
2. Технологический раздел
2.1 Выбор и обоснование проектируемых вариантов
Подстанция построена и внедрена в эксплуатацию в 1989 году. Установленное на ней оборудование отрабатывает уже 2-ой срок эксплуатации. Оно морально и на физическом уровне устарело. Главным недочетом открытого распределительного устройства 110 кВ является короткозамыкатель, установленный в цепи полосы Л — 185 и Л — 184.
Основным недочетом открытого распределительного устройства 35 кВ являются установленные в ней маслянные выключатели ВТ1 — 35, ВТ2 — 35, ВС-35, ВЛ — 60П, ВЛ — 65П, ВЛ — 66 П, ВЛ-67 П типа С — 35М.
Недочетами выключателей является взрыво- и пожароопасность, невозможность воплощения быстродействующего АПВ, необходимость повторяющегося контроля за уровнем и состояние масла в баке и вводах, большенный размер масла, что обуславливает огромную затрату времени на его подмену, необходимость огромных припасов масла. Отсутствие запасных частей к выключателям данного типа, связанное с прекращением их производства очень затрудняет поддержание их в обычном рабочем состоянии. Комплектное устройство внешной установки существенно усложняет работу оперативного и ремонтного персонала в неблагоприятных погодных критериях.
Делая упор на теорию технической политики РАО «ЕЭС Рф» на период до 2020 года, разработанной во выполнение п. 6 приказа ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) РАО «ЕЭС Рф» от 12.11.04 г. №660, требующего увеличения свойства технической политики при реализации вкладывательных проектов, проведении модернизации и технического перевооружения объектов энергетики предлагается:
1. поменять масляный выключатель ВЛ — 35П на выкуумный;
2. подмена МКП ( ВС — 110) на элегазовый выключатель — 110 кВ. марки SIEMENS 3 AP;
3. Заместо ОД установить SIEMENS 3AP всех 7.
4. Подмена КРУН 10 кВ. Создание Болгария на российские.
5. Подмена РВТ на ОПН ( 110, 35,10 ).
2.2 Выбор силового оборудования
Силовые трансформаторы предусмотрены для преобразования электроэнергии переменного тока с 1-го класса напряжения на иной. В данном случае первичное высочайшее напряжение 110 кВ снижается на среднее напряжение 35 кВ и низкое напряжение 10 кВ.
Установленные на подстанции силовые трансформаторы ТДТН — 25000/110 — стопроцентно удовлетворяют потребностям относящихся к подстанции потребителей, потому их подмена в данный период времени нецелесообразна.
Исходя из того, что создавать подмену трансформаторов не следует, проверка силовых трансформаторов по номинальной мощности не требуется.
2.3 Выбор схемы собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности силовых трансформаторов, типа электрооборудования. Пользователями собственных нужд подстанции являются:
1) электродвигатели обдува трансформаторов;
2) подогрев приводов выключателей;
3) освещение подстанции;
4) зарядные и под зарядные агрегаты (при оперативном неизменном токе).
Более ответственными пользователи собственных нужд подстанции являются:
1) оперативные сети;
2) система связи и телемеханики;
3) система остывания трансформаторов;
4) аварийное освещение;
5) система пожаротушения;
6) электроприемники компрессорной.
Мощность приемников собственных нужд невелика, потому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Трансформатор собственных нужд присоединяется к шинам 10 кВ.
Потребляемая мощность собственных нужд невелика и составляет для 2-ух трансформаторных подстанций не наиболее 1-2% от установленной мощности
Мощность трансформаторов собственных нужд определяется по формуле
Потому что подмену силовых трансформаторов мы не производили, то оставляем имеющиеся 2 трансформатора собственных нужд ТМ — 160 — У0.
Таблица 1 — характеристики 2-ух трансформаторов ТМ — 160.
Тип трансформатора
Номинальное напряжение, кВ
Утраты, кВт
Напряжение недлинного замыкания, %
ВН
НН
Недлинного замыкания
Холостого хода
ТМ — 160
10
0,4
2,0
0,305
4,55
2.4 Расчет токов недлинного замыкания
Расчет токов недлинного замыкания нужен:
1. для составления, оценки и выбора основных схем соединения электронных станций, сетей и подстанций;
2. выбора и проверки электронных аппаратов и проводников;
3. проектирования и опции устройств релейной защиты и автоматики;
4. определения воздействия токов нулевой последовательности линий электропередачи на полосы связи;
5. проектирования заземляющих устройств;
6. анализа аварий в электроустановках и электронных системах;
7. анализа стойкости работы энергосистем.
При расчетах токов недлинного замыкания допускается упрощения:
1) принимается, что фазы ЭДС всех генераторов не меняются в течении всего процесса недлинного замыкания (отсутствуют качания);
2) не учитывается насыщение магнитных систем, что дозволяет считать неизменными и независящими от тока индуктивные сопротивления всех частей короткозамкнутой цепи;
3) третируют намагничивающими токами силовых трансформаторов;
4) не учитываются емкости частей короткозамкнутой цепи, включая воздушные и кабельные полосы (емкость обычно учитывается у воздушных линий 500 кВ и у кабельных линий 110 кВ и выше);
5) при вычислении величины токов недлинного замыкания третируют активным сопротивлением цепи, если реактивное сопротивление больше активного втрое.
Расчеты с данными упрощениями приводят к преувеличению токов недлинного замыкания на 10-15%, что принято считать допустимым.
порядок расчета токов недлинного замыкания:
1) составляется схема. Под данной нам схемой понимается однолинейная схема с указанием всех частей электроустановки и их характеристик, которые влияют на величину токов недлинного замыкания и потому должны быть учтены при выполнении расчетов. В целях упрощения расчетов для каждой электронной ступени в расчетной схеме заместо ее реального напряжения указывается среднее напряжение в киловольтах;
2) по расчетной схеме составляется электронная схема замещения;
3) методом постепенного преобразования схема замещения приводится к более обычному виду так, чтоб источник питания либо группа источников, характеризующиеся определенными значениями ЭДС были соединены с точкой недлинного замыкания одним результирующим сопротивлением;
4) зная результирующее ЭДС и результирующее сопротивление по закону Ома определяется величина исходного значения повторяющейся составляющей тока недлинного замыкания, повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания, ударный ток, повторяющаяся составляющая в отдельных ветвях схемы.
№2 «Древлянка». ток недлинного замыкания на шинах 110 кВ данной нам подстанции равен ;
С 2 — система 2. За эту систему принята подстанция №5 «Деревянка».. ток недлинного замыкания на шинах 110 кВ данной нам подстанции равен ;
W 1 — линия 1. Эта линия соединяет систему С 1 с ПС №69. Протяженность полосы составляет 7,939 км.
W 2 — линия 2. Эта линия соединяет систему С 2 с ПС №69. Ее протяженность 21,213 км.
Т 1, Т 2 — трансформаторы типа ТДТН-25000/110-У0. Данные этого трансформатора указаны в пт 3.2.
Для базисной мощности () принято
Составление эквивалентной схемы замещения.
Набросок 1 — Эквивалентная хохота замещения
В согласовании со схемой:
— сопротивление системы С 1;
— сопротивление системы С 2;
— сопротивление полосы W 1;
— сопротивление полосы W 2;
— сопротивление обмотки высочайшего напряжения (ВН) трансформатора Т1;
— сопротивление обмотки высочайшего напряжения (ВН) трансформатора Т2;
— сопротивление обмотки среднего напряжения (СН) трансформатора Т1;
— сопротивление обмотки среднего напряжения (СН) трансформатора Т2;
— сопротивление обмотки низкого напряжения (НН) трансформатора Т1;
— сопротивление обмотки низкого напряжения (НН) трансформатора Т2.
Сопротивление энергосистемы определяется по формуле:
где — мощность недлинного замыкания энергосистемы, МВА;
— базисная мощность, МВА.
Мощность недлинного замыкания энергосистемы рассчитывается по формуле
где — ток трехфазного недлинного замыкания на шинах источника питания, кА;
— среднее напряжение на шинах ПС, где рассматривается куцее замыкание.
По формуле (3.3)
Сопротивление линий электропередачи рассчитывается по формуле
где — удельное сопротивление полосы, Ом/км (принято 0,4 Ом/км);
— протяженность линий электропередач, км.
Сопротивление силовых трансформаторов определяется по формуле
где — номинальная мощность трансформатора, МВА;
— относительное сопротивление трансформатора, %, которое для трехобмоточного трансформатора определяется для каждой обмотки в отдельности. Для обмотки среднего напряжения (СН) расчет ведется по формуле (6), для обмотки низкого напряжения (НН) — по формуле (7), а для обмотки высочайшего напряжения (ВН) это сопротивление рассчитывается по формуле:
По формуле (3.7)
По формуле (3.8)
По формуле (3.9)
Мы получили последующие значения:
Для расчета тока недлинного замыкания в точке К 1, нужно «свернуть» схему замещения (набросок 3), для определения результирующего сопротивления. Набросок 4 — Схема замещения относительно точки К 1 (а), ее преобразование (б) и итоговая схема замещения (в) для расчета междуфазного недлинного замыкания.
Набросок 2
Дальше рассчитывает токи недлинного замыкания в точке К 1.
Таблица 2
Точка КЗ
К 1
Т 1
Т 2
1000
1000
118
118
Источники
С1, С2
С1, С2
2646,7
1,0
1,0
1,0
1,0
1,65
1,65
0,03
0,03
Для расчета тока недлинного замыкания в точке К 2, нужно «свернуть» схему замещения (набросок 3), для определения результирующего сопротивления.
Набросок 5 — схема замещения относительно точки К 2, ее преобразование (а) и итоговая схема замещения (б) для расчета междуфазного недлинного замыкания.
Набросок 3
Для расчета тока недлинного замыкания в точке К 3, нужно «свернуть» схему замещения (набросок 3), для определения результирующего сопротивления.
Набросок 4 — схема замещения относительно точки К 3, ее преобразование (а) и итоговая схема замещения (б) для расчета междуфазного недлинного замыкания.
2.5 Выбор электронных аппаратов и токоведущих частей
Выбор шин 110 кВ. Ошиновка в распределительных устройствах производится сборными твердыми шинами и сталеалюминевыми проводами (эластичная ошиновка). Выбор сечения шин делается по продолжительно допустимому току при условии
где — наибольший рабочий ток трансформатора;
а — продолжительно допустимый ток.
Наибольший рабочий ток на шинах 110 кВ определяется по формуле
где — активная перегрузка, кВА;
а — среднее напряжение на шинах подстанции, кВ, (принято 118 кВ);
— коэффициент мощности, (принят 0,8).
Активная перегрузка рассчитывается по формуле
где — номильная мощность 1-го трансформатора, КВА;
— количество трансформаторов.
Принимается провод марки АС — 150/19 (сталеалюминевый провод номинальным сечением 150 мм2, из которого сечение стали составляет 19 мм2).
Таблица 3 — свойства провод АС -150/19
Марка провода
Внешний поперечник, мм
Токовая перегрузка, А
Масса, кг/км
АС -150/19
16,8
450
471
Принимается твердая дюралевая шина размерами 40x 5 мм
Таблица 4 — Свойства дюралевой шины 40 x 5 мм
Размер шины, мм
Сечение шины, мм2
Масса, кг/м
Допустимый ток, А
40 x 5
200
0,54
540
Проверка шин на тепловую стойкость делается по допустимому минимальному сечению исходя из условия
где — мало допустимое сечение, мм2;
— выбранное сечение, мм2.
Мало допустимое сечение рассчитывается по формуле
где — поправочный коэффициент, (для дюралевых шин );
— термический импульс, кА2с.
Термический импульс рассчитывается по формуле
где — ток трехфазного недлинного замыкания, кА;
а — время деяния защиты, с, (принято 1 с);
— неизменная времени затухания, с, ( с).
Проверка твердых шин на механическую крепкость делается исходя из условия
где — расчетное механическое напряжение в материале шин, МПа;
— допустимое механическое напряжение в материале шин. Для дюралевых шин оно составляет 70 МПа.
Расчетное механическое напряжение в материале шин определяется по формуле
где — наибольшее удельное усилие при трехфазном маленьком замыкании, Н/м;
— просвет, расстояние меж примыкающими опорными изоляторами (принято 2 м);
— момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, см3.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном маленьком замыкании определяется по формуле
где — коэффициент формы;
— расстояние меж осями шин, м;
— ударный ток трехфазного недлинного замыкания, А.
Коэффициент формы приравнивается 1 при условии
где — расстояние меж осями шин, мм;
— размеры поперечного сечения шины, мм.
Принимаем коэффициент формы, равный 1.
По формуле (3.33)
момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, определяется по формуле
По формуле (3.32)
Приобретенное
Условие производится, шины выбраны правильно.
Наибольший рабочий ток на шинах 35 кВ исходя из зимнего максимума нагрузок составляет 190 А. Линия Л-65П в обычном режиме не загружена. Наибольшая перегрузка, которую может запросить пользователь полосы составляет 8 МВА. ток перегрузки рассчитывается по формуле (3.21)
Рабочий наибольший ток на шинах 35 кВ определяется по формуле
где — ток на шинах в зимний максимум, А;
— наибольший ток потребителей Л-65П, А.
Принимается твердая дюралевая шина размерами 30 x 4 мм
Таблица 5 — свойства дюралевой шины 30 x 4 мм
Размер шины, мм
Сечение шины, мм2
Масса, кг/м
Допустимый ток, А
30 x 4
120
1,066
365
Проверка шин на тепловую стойкость делается по допустимому минимальному сечению исходя из условия
где — мало допустимое сечение, мм2;
— выбранное сечение, мм2.
Мало допустимое сечение рассчитывается по формуле
где — поправочный коэффициент, (для дюралевых шин );
— термический импульс, кА2с.
Термический импульс рассчитывается по формуле
где — ток трехфазного недлинного замыкания, кА;
а — время деяния защиты, с, (принято 1 с);
— неизменная времени затухания, с, ( с).
Проверка твердых шин на механическую крепкость делается исходя из условия
где — расчетное механическое напряжение в материале шин, МПа;
— допустимое механическое напряжение в материале шин. Для дюралевых шин оно составляет 70 МПа.
Расчетное механическое напряжение в материале шин определяется по формуле
где — наибольшее удельное усилие при трехфазном маленьком замыкании, Н/м;
— просвет, расстояние меж примыкающими опорными изоляторами (принято 2 м);
— момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, см3.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном маленьком замыкании определяется по формуле
где — коэффициент формы;
— расстояние меж осями шин, м;
— ударный ток трехфазного недлинного замыкания, А.
Коэффициент формы приравнивается 1 при условии
где — расстояние меж осями шин, мм;
— размеры поперечного сечения шины, мм.
Принимаем коэффициент формы, равный 1.
По формуле (3.33)
момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, определяется по формуле
По формуле (3.32)
Приобретенное
Условие производится, шины выбраны правильно.
Выбор шин 10 кВ делается по условию (3.20). Наибольший рабочий ток на шинах 6 кВ исходя из зимнего максимума нагрузок составляет 380 А. Принимается твердая дюралевая шина размерами 50 x 6 мм.
Таблица 6 — свойства дюралевой шины 50 x 6 мм
Размер шины, мм
Сечение шины, мм2
Масса, кг/м
Допустимый ток, А
50 x 6
300
0,81
680
Проверка шины на тепловую стойкость делается по условию (3.23). По формуле (3.25)
Проверка твердых шин на механическую крепкость делается исходя из условия
где — расчетное механическое напряжение в материале шин, МПа;
— допустимое механическое напряжение в материале шин. Для дюралевых шин оно составляет 70 МПа.
Расчетное механическое напряжение в материале шин определяется по формуле
где — наибольшее удельное усилие при трехфазном маленьком замыкании, Н/м;
— просвет, расстояние меж примыкающими опорными изоляторами (принято 2 м);
— момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, см3.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном маленьком замыкании определяется по формуле
где — коэффициент формы;
— расстояние меж осями шин, м;
— ударный ток трехфазного недлинного замыкания, А.
Коэффициент формы приравнивается 1 при условии
где — расстояние меж осями шин, мм;
— размеры поперечного сечения шины, мм.
Принимаем коэффициент формы, равный 1.
По формуле (3.33)
момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, определяется по формуле
По формуле (3.32)
Приобретенное
Условие производится, шины выбраны правильно.
Выбор изоляторов 110 кВ. В открытых распределительных устройствах ошиновка крепится на опорных и навесных изоляторах. Для крепления шин в распределительном устройстве 110 кВ ПУЭ советует применять изолятор ПМ — 4,5 в количестве 8 штук. Это условие принимается.
Таблица 7 — свойства изолятора ПМ — 4,5
Тип изолятора
количество в гирлянде, шт
Длина гирлянды, м
Вес гирлянды, кг
ПМ — 4,5
8
1,2
31
где П — навесной
М — компактный
4,5 — радиус тарелки изолятора
Опорный изолятор выбирается по условиям
где — напряжение установки, кВ, (на шинах);
— номинальное напряжение изолятора, кВ;
— расчетная сила, работающая на изолятор, Н;
— допустимая перегрузка на головку изолятора, Н;
Сила, работающая на изолятор определяется по формуле
где — поправочный коэффициент при расположении шины на ребро, потому что расчет делается для шин, расположенных плашмя, он не учитывается;
— расстояние меж изоляторами, м;
— расстояние меж шинами различных фаз, м;
Принимается изолятор ИОСК — 6/110 — II,
где И — изолятор;
О — опорный;
С — стержневой;
К — с защитной оболочкой из кремнийорганической резины.
Таблица 8 — свойства изолятора ИОСК — 6/110 — II
Номинальное напряжение, кВ
Механическое разрушающее усилие, кН
Высота, мм
Длина изоляционной части, мм
110
6
1050
912
Допустимая перегрузка на головку изолятора определяется по формуле
где — разрушающая перегрузка на изолятор.
Приобретенные значения подставляются в условия (3.37), (3.38)
Условия производятся, изолятор избран правильно.
Выбор изоляторов 35 кВ. ПУЭ советует применять навесной изолятор ПС — 4,5 в количестве 4 штук. Принимается навесной изолятор ПМ — 4,5.
Таблица 9 — свойства изолятора ПМ — 4,5
Тип изолятора
количество в гирлянде, шт
Длина гирлянды, м
Вес гирлянды, кг
ПМ — 4,5
4
0,7
16
где П — навесной
С — стеклянный
4,5 — радиус тарелки изолятора
Опорный изолятор выбирается по условиям (3.37), (3.38)
По формуле (3.39)
Принимается изолятор ИОСК — 8/35-I
Таблица 10 — свойства изолятора ИОСК — 8/35-I
Номинальное напряжение, кВ
Механическое разрушающее усилие, кН
Высота, мм
Длина изоляционной части, мм
35
8
475
359
По формуле (3.40)
Приобретенные значения подставляются в условия (3.37), (3.38)
Условия производятся, изолятор избран правильно.
Проходной изолятор выбирается по условиям (3.37), (3.38), также беря во внимание условие
Расчетная перегрузка определяется по формуле
Принимается изолятор ИП — 35/630-7,5 УХЛ1.
Таблица 11 — свойства изолятора ИП — 35/630-7,5 УХЛ1
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Разрушающая перегрузка, кН
35
630
7,5
Приобретенные значения подставляются в условия (3.37), (3.38), (3.39)
Условия производятся, изолятор избран правильно.
Выбор изоляторов 10 кВ.
Опорный изолятор выбирается по условиям (3.37), (3.38)
По формуле (3.39)
Принимается изолятор ИОСП — 8/10-I
где И — изолятор;
О — опорный;
С — стержневой;
П — полимерный.
Таблица 12 — свойства изолятора ИОСП — 8/10-I
Номинальное напряжение, кВ
Механическое разрушающее усилие, кН
Высота, мм
Длина изоляционной части, мм
10
8
190
91
По формуле (3.40)
Приобретенные значения подставляются в условия (3.37), (3.38)
Проходной изолятор выбирается по условиям (3.37), (3.38), (3.41)
По формуле (3.42)
Принимается изолятор ИП — 10/630-7,5 У1
Таблица 13 — свойства изолятора ИП — 10/630-7,5 У1
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Разрушающая перегрузка, кН
10
630
7,5
Приобретенные значения подставляются в условия (3.37), (3.38), (3.39)
Условия производятся, изолятор избран правильно.
Выбор выключателей и разъединителей. Выключатель является главным аппаратом в электронных установках, он служит для отключения и включения цепи в всех режимах: долгая перегрузка, перегрузка, куцее замыкание, холостой ход, несинхронная работа.
К выключателям высочайшего напряжения предъявляют последующие требования:
a) надежное отключение всех токов;
b) быстродействие;
c) пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;
d) возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше;
e) легкость ревизии и осмотра контактов;
f) взрыво и пожаробезопасность;
g) удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели выбираются исходя из последующих критерий;
где — установившееся напряжение;
— номинальное напряжение выключателя;
— рабочий наибольший ток;
— номинальный ток выключателя;
— изначальное значение повторяющейся составляющей тока недлинного замыкания;
— номинальный ток отключения выключателя;
— действующее
— амплитудное
— термический импульс;
— предельный ток тепловой стойкости;
— продолжительность протекания тока тепловой стойкости.
Разъединители играют важную роль в схемах электроустановок, от надежности их работы зависит надежность работы всей электроустановки, потому к ним предъявляют последующие требования:
a) создание видимого разрыва в воздухе, электронная крепкость которого соответствует наибольшему импульсному напряжению;
b) электродинамическая и тепловая стойкость при протекании токов недлинного замыкания;
c) исключение самопроизвольных отключений;
d) точное включение и отключение при наихудших критериях работы.
Разъединители выбираются исходя из последующих критерий:
Выбор выключателей и разъединителей представлен в таблицах 15, 16, 17.
Избираем выключатель и разъединитель 110 кВ.
Исходя из ранее рассчитанных данных избираем вакуумный выключатель ВБЭ — 110 — 20У3 и разъединитель РГ — 110/1000УХЛ1.
Таблица 14 — Выбор выключателя и разъединителя 110 кВ.
Условие выбора
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель
разъединитель
—
—
—
Действующее
Все условия выполнены, выключатель и разъединитель выбраны правильно.
Избираем выключатель и разъединитель 35 кВ.
Исходя из ранее рассчитанных данных избираем вакуумный выключатель ВБН — 35 — II — 20УХЛ1 и разъединитель РГ — 35/1000УХЛ1.
Таблица 15 — Выбор выключателя и разъединителя 35 кВ
Условие выбора
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель
разъединитель
—
—
—
Действующее
Все условия выполнены, выключатель и разъединитель выбраны правильно.
Избираем выключатель и разъединитель 10 кВ.
Исходя из ранее рассчитанных данных избираем вакуумный выключатель ВР10 -10 — 40 и разъединитель РВ.
Таблица 16 — Выбор выключателя и разъединителя 10 кВ.
Условие выбора
Расчетные данные
Каталожные данные
Выключатель
разъединитель
—
—
—
Действующее
Все условия выполнены, выключатель и разъединитель выбраны правильно.
Плюсами вакуумных выключателей являются:
— отсутствие необходимости в подмене и пополнении масла;
— высочайшая износостойкость при выключении как номинальных токов, так и токов КЗ;
— простота эксплуатации, понижение эксплуатационных издержек;
— бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные отсутствием наружных эффектов и выделений при выключении токов КЗ;
— сравнимо малые габариты и масса выключателей, маленькие динамические действия на конструкции при работе;
— легкая подмена вакуумной дугогасительной камеры (ВДК) и ее случайное положение при конструировании выключателя;
— высочайшее быстродействие выключателя;
— отсутствие загрязнения окружающей среды.
Выбор трансформаторов тока. Трансформаторы тока предусмотрены для уменьшения вторичного тока до значений, более комфортных для измерительных устройств и реле, а так же для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высочайшего напряжения. Токовые цепи измерительных устройств и реле имеет маленькое сопротивление, потому трансформатор тока нормально работает в режиме, близком к режиму недлинного замыкания.
Выбор трансформаторов тока представлен в таблице 18.
Таблица 17 — Выбор трансформаторов тока.
Тип
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток, кА
Ток стойкости, кА
Время тепловой стойкости
Перегрузка измерительной обмотки, ВА
Первичный
вторичный
электродинамической
тепловой
TG — 145 У
110
500
5
80
31,5
1
20
ТФЗМ35 — У1
35
400
5
70
31
3
30
ТВЛМ — У3
10
400
5
20,5
52
3
15
где Т — трансформатор тока;
G — c газовой изоляцией;
Ф — фарфоровая «рубаха»;
З — конструктивно первичная и вторичная обмотки напоминают два звена цепи;
М — бумажно-масляная изоляция;
В — для внутренней установки;
Л — литая изоляция.
Выбор трансформаторов напряжения. Трансформаторы напряжения предусмотрены для снижения высочайшего напряжения до обычного напряжения 100 либо Ви для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей релейной защиты. По конструкции различают трехфазные и однофазные трансформаторы.
Трехфазные трансформаторы напряжения используются при напряжении до 18 кВ, однофазные — на любые напряжения. По типу изоляции трансформаторы могут быть сухими, масляными и с литой изоляцией. Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 18.
Таблица 18 — Выбор трансформаторов напряжения.
Тип
Номинальное напряжение обмотки
Номинальная мощность, ВА, в классе точности.
Наибольшая мощность, ВА
первичной, кВ
главный, В
Доборной, В
0,2
0,5
1
3
НКФ — 110 — 83
100
—
400
600
1200
2000
НАМИ — 35 — У1
35
100
100
—
360
500
1200
—
НОЛ — 11 — 10
10
100
—
—
—
150
250
630
где Н — трансформатор напряжения;
К — каскадное выполнение обмоток;
Ф — фарфоровая «рубаха»;
А — антирезонантный;
М — маслянная изоляция;
О — однофазный;
Л — литая изоляция.
Выбор предохранителей. Предохранитель — это коммутационный электронный аппарат, созданный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превосходящего определенное значение. В большинстве предохранителей отключение цепи происходит за счет расплавления плавкой вставки, которая греется протекающим через нее током защищаемой цепи. Опосля отключения цепи нужно поменять перегоревшую вставку на исправную. Эта операция делается вручную либо автоматом подменой всего предохранителя.
Предохранители характеризуются номинальным током плавкой вставки, т. е. током, на который рассчитана плавкая вставка для долговременной работы.
Выбор комплектного распределительного устройства КРУ.
На стороне 10 кВ принимается схема с одиночной секционированной выключателя системой шин, выполненной ячейками двухстороннего обслуживания со средним расположением выкатного элемента типа «Классика» в модульном контейнере.
Комплектные распределительные устройства «Классика» (дальше КРУ) серии D—12P предусмотрены для приема и распределения электронной энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) напряжением 10 кВ.
а) КРУ серии D-12P используются в качестве распределительных устройств напряжением 10 кВ трансформаторных подстанций 110/35/10 кВ, 110/10 кВ. 35/10 кВ и 10/0.4 кВ. также в распределительных пт. КРУ серии D-12P предусмотрены для работы снутри помещений.
КРУ могут устанавливаться в контейнерах, оборудованных системой подогрева и вентиляции.
КРУ серии D-12P комплектуется из отдельных шифанеров, в любом из которых располагается аппаратура 1-го присоединения к сборным шинам,
С целью обеспечения сохранности при появлении электронной дуги шкафы с выдвижными элементами разбиты металлическими перегородками на четыре отсека:
а) отсек сборных шин
б) отсек выдвижного элемента;
в) отсек присоединений;
г) отсек вспомогательных цепей.
Отсеки выдвижного элемента, присоединений и вспомогательных пеней с фасадной стороны шкафа имеют двери со особыми замками.
Таблица 19 — Черта КРУ серии D — 12P.
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток сборных шин, А
Номинальный ток основных цепей,, А
ток электродинамической стойкости, кА
Ток тепловой стойкости, кА
время протекания тока тепловой стойкости, с
Габаритные размеры, мм
Масса, кг
Ширина
Глубина
Высота
10
630
630
125
31,5
1
750
1300
2150
540
2.6 Выбор типа конструкции распределительных устройств
Распределительное устройство 110 кВ выполнено в открытом выполнении. Схема электронных соединений представляет мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.
Открытое распределительное устройство (ОРУ) обеспечивает сохранность и удобство обслуживания при малых издержек на сооружение, наибольшее применение крупноблочных узлов промышленного производства.
Все аппараты ОРУ размещаются на низких основаниях (железных либо железобетонных). По местности ОРУ предусматриваются проезды для способности монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся при помощи навесных изоляторов на порталах.
Под силовыми трансформаторами предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия шириной не наименее 25 см, и масло стекает в аварийных ситуациях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления в почву.
ОРУ обязано быть ограждено.
Индивидуальностью ОРУ 110 кВ является блочно — модульное выполнение, что дозволяет развивать типовые схемы основных цепей без доработки конструкции без конфигурации имеющихся привязок строительной части, методом подмены либо прибавления нужных блоков.
Блоки поставляются ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) Самарский завод «Электрощит», который производит комплектные распределительные подстанции типа «КТПБ». Плюсами «КТПБ» являются:
a) модульность конструкции дозволяет уменьшить занимаемую подстанцией площадь по сопоставлению с вариантом размещения на раздельно стоящих опорах, как следует, миниатюризируется стоимость строй работ по подготовке площадки;
b) блочно — модульная система владеет большей жесткостью против опрокидывания, чем оборудование на раздельно стоящих опорах;
c) конструкции приспособлены к установке хоть какого типа оборудования русского и забугорного;
d) конструкцией предусмотрены проезды для неопасного обслуживания и ремонта ячеек;
e) дозволяет выполнить расширение ОРУ методом прибавления типовых модулей и блоков без доработки конструкции и без конфигурации имеющихся привязок строительной части.
Выбор типа и конструкции распределительного устройства 35 кВ. Схема электронных соединений представлена одной рабочей секционированной системой шин.
Система распределительного устройства выполнена в закрытом выполнении. Закрытое распределительное устройства (ЗРУ) обеспечивает удобство обслуживания при всех погодных критериях. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры либо ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу либо в помещения с несгораемыми стенками и перекрытиями. ЗРУ обязано обеспечивать пожарную сохранность.
Полы помещений РУ рекомендуется делать по всей площади всякого этажа на одной отметке. Система полов обязана исключать возможность образования цементной пыли. Устройство порогов в дверях меж отдельными помещениями и в коридорах не допускается. Двери из РУ должны раскрываться в направлении остальных помещений либо наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.
Трансформаторы напряжения не зависимо от массы масла в их допускается устанавливать в огражденных камерах РУ. При всем этом в камере должен быть предусмотрен порог либо пандус, рассчитанный на удержание полного размера масла, содержащегося в трансформаторе напряжения.
Помещения РУ, содержащие оборудование, заполненное маслом, элегазом либо компаундом, должны быть оборудованы вытяжной вентиляцией, включаемой снаружи и не связанной с иными вентиляционными устройствами.
Система ЗРУ — 35 кВ, так же как и ОРУ — 110 кВ, составляется из модулей «КТПБ».
Выбор типа и конструкции распределительного устройства 10 кВ.
На стороне 10 кВ принимается схема с одиночной секционированной выключателя системой шин, выполненной ячейками двухстороннего обслуживания со средним расположением выкатного элемента типа «Классика» в модульном контейнере.
Комплектные распределительные устройства «Классика» (дальше КРУ) серии D-12P предусмотрены для приема и распределения электронной энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) напряжением 10 кВ.
а) КРУ серии D-12P используются в качестве распределительных устройств напряжением 10 кВ трансформаторных подстанций 110/35/10 кВ, 110/10 кВ. 35/10 кВ и 10/0.4 кВ. также в распределительных пт. КРУ серии D-12P предусмотрены для работы снутри помещений.
КРУ могут устанавливаться в контейнерах, оборудованных системой подогрева и вентиляции.
КРУ серии D-12P комплектуется из отдельных шифанеров, в любом из которых располагается аппаратура 1-го присоединения к сборным шинам,
С целью обеспечения сохранности при появлении электронной дуги шкафы с выдвижными элементами разбиты металлическими перегородками на четыре отсека:
а) отсек сборных шин
б) отсек выдвижного элемента;
в) отсек присоединений;
г) отсек вспомогательных цепей.
Отсеки выдвижного элемента, присоединений и вспомогательных пеней с фасадной стороны шкафа имеют двери со особыми замками.
В шкафах обоестороннего обслуживания с задней стороны шкафа имеются доп двери, обеспечивающие доступ в отсек присоединений.
Конструктивно шкаф ячейки состоит из 4 отсеков:
1) Отсек сборных шин
2) В отсеке размещаются плоские, цилиндрические либо профилированные шины проходные изоляторы, также клапаны сброса лишнего давления с концевыми выключателями.
3) Отсек выдвижного элемента
В отсеке, кроме кассетного выдвижного элемента (КВЭ), размещаются подвижные железные шторки, автоматом закрывающиеся при перемещении КВЭ из рабочего в контрольное положение, съемная железная перегородка, обеспечивающая доступ в верхнюю часть отсека присоединений, клапан сброса лишнего давления с концевым выключателем, нагревательный элемент и лампа освещения.
КВЭ с выключателями, контакторами, секционными разъединителями и трансформаторами напряжения разрешают просто обслуживать и чинить это оборудование в процессе использования.
Вспомогательные цепи КВЭ выведены на штепсельный разъем.
Правильное и неопасное перемещение КВЭ из 1-го положения, в другое обеспечивают разные блокировки.
В ремонтном положении КВЭ размещается на инвентарной тележке-подъемнике входящей в набор поставки КРУ.
3) Отсек присоединений
В отсеке размещаются заземлитель с ручным приводом, трансформаторы ток трансформатор тока нулевой последовательности, концевые заделки кабелей, клапан сброса лишнего давления с концевым выключателем, нагревательный элемент и лампа освещения
4) Отсек вспомогательных цепей
В отсеке размещаются блок управления выключателя BB/TEL микропроцессорные устройства защиты, управления и автоматики на базе терминалов «ЭКРА», приборы контроля и учета электроэнергии клеймные ряды зажимов и иная аппаратура вспомогательных цепей.
На фасад отсека вынесены блоки индикации и управления микропроцессорными устройствами защиты и автоматики, мнемосхема, клавиши управления и аппаратура местной сигнализации.
Полная сохранность эксплуатации КРУ серии D-12P обеспечивается конструктивными решениями, простотой и наглядностью коммутационных операций также обдуманно системой оперативных блокировок.
К конструктивным решениям, обеспечивающим сохранность эксплуатации относятся:
а) наличие железных перегородок меж отсеками шифанеров, позволяющих локализовать дугу в границах 1-го отсека;
б) применение систем дуговой защиты с аварийными клапанами сброса давления концевыми выключателями либо оптической дуговой защиты;
в) размещение на фасаде шифанеров индикаторов наличия напряжения на токоведущих частях отсека присоединений с возможностью фразировки кабелей.
Простота и наглядность коммутационных операций обеспечивается:
а) возможностью зрительного контроля положения коммутационных аппаратов;
б) наличием на фасадах шифанеров мнемосхем, отражающих положения КВЭ контактов выключателей, разъединителей и заземлителей.
Система блокировок предутверждает некорректные деяния: персонала при производстве оперативных переключений.
В КРУ серии D-12P стандартно предусмотрены последующие механические блокировки:
а) блокировка, препятствующая включению выключателя при нахождении КВЭ промежном положении;
б) блокировка, препятствующая перемещению КВЭ при включенном выключателе;
в) блокировка, фиксирующая КВЭ в рабочем и контрольном положениях;
г) блокировка, препятствующая перемещению КВЭ при включенном заземлителе;
д) блокировка, препятствующая операциям с заземлителем при нахождении КВЭ рабочем либо промежном положениях;
е) блокировка, препятствующая изменению положения контактов заземлителя при наружных действиях (вибрации);
ж) блокировка, препятствующая открытию шторок в контрольном и ремонтном положениях КВЭ.
2.7 Выбор рода оперативного тока
На подстанциях 110 кВ и выше ПУЭ советует применять неизменный оперативный ток. Питание делается от необслуживаемых аккумуляторных батарей (АКБ) со сроком службы не наименее 15 — 18 лет и современными системами диагностики.
Выбор электронагревательных устройств, осветительных приборов, электродвигателей вентиляции и электропроводок для главных и вспомогательных помещений аккумуляторных батарей, а так же установка и установка обозначенного электрооборудования должны делается в согласовании с требованиями ПУЭ гл. 7.3. Для зарядных и под зарядных двигателей-генераторов предусматривается устройства их отключения при возникновении оборотного тока. Выпрямительные установки, используемые для заряда и подзарядка аккумуляторных батарей, должны присоединяться со стороны переменного тока через разделительный трансформатор.
Шины неизменного тока должны быть обустроены устройством для неизменного контроля изоляции, позволяющим оценивать
2.8 Расчет заземляющего устройства
С целью защиты обслуживающего персонала все железные части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением должны быть заземлены. Это заземление именуется защитным.
Защитному заземлению непременно подлежат:
a) корпуса электронных машин, трансформаторов, аппаратов;
b) вторичные обмотки измерительных трансформаторов;
c) приводы электронных аппаратов;
d) каркасы распределительных щитов, пультов, шифанеров;
e) железные конструкции распределительных устройств;
f) железные корпуса кабельных муфт, железные оболочки и броня кабелей;
g) железные конструкции, связанные с установкой электрооборудования.
Для сотворения обычных критерий работы аппаратов либо электроустановок предназначено рабочее заземление. К нему относится заземление нейтралей трансформаторов, заземление дугогасительных катушек, разрядников, молниеотводов, нулевых точек первичных обмоток трансформаторов напряжения.
Без рабочего заземления аппарат не может выполнить свои функции либо нарушается режим работы электроустановки.
Для выполнения заземления употребляются естественные и искусственные заземлители. В качестве естественных заземлителей применятся водопроводные трубы, оболочки кабелей, фундаменты и железные части спостроек, фундаменты опор, накрепко соединенные с землей. В качестве искусственных заземлителей используются железные стержни, уголки, полосы, шпунты, погруженные в почву для надежного контакта с землей.
количество заземлителей определяется расчетом зависимо от нужного сопротивления заземляющего устройства согласно ПУЭ. Размещение заземлителей делается таковым образом, чтоб обеспечить по способности равномерное распределение электронного потенциала по площади, занятой электрооборудованием.
Расчет заземляющего устройства делается исходя из условия (2.32)
где — сопротивление заземления.
Подстанция размещена на супеске, среднее удельное сопротивление грунта принимается . Принимается полоса шириной 4 см, глубина закладки 50 см. Контур заземления представляет собой сетку 5 x 5 метров. Длина подстанции составляет 60 метров, ширина 50 метров. Количество продольных полос определяется по формуле (2.33)
где — длина подстанции.
количество поперечных полос определяется по формуле (2.34)
Сопротивление одной полосы определяется по формуле (2.35)
где — расчетное удельное сопротивление грунта, Ом*см*104;
— длина полосы, см;
— ширина полосы, см;
— глубина заложения, см.
Расчетное удельное сопротивление грунта определяется по формуле (2.36)
где — коэффициент, учитывающий просыхание и промерзание земли, (при глубине заложения полосы 0,5 м )
По формуле (2.35)
Сопротивление всех полос определяется по формуле (2.37)
где — коэффициент использования, учитывающий обоюдное воздействие полос при растекании с их тока, (для продольных полос , для поперечных )
Общее сопротивление сетки полос определяется по формуле (2.38)
где — коэффициент использования, .
Общее сопротивление заземления определяется по формуле (2.39)
Приобретенное сопротивление подставляется в условие (2.32)
Условие производится, внедрение стержневых заземлителей не требуется.
Грозощита. защита оборудования ПС-69 от грозовых перенапряжений осуществляется молниеотводами, грозозащитными тросами пригодных линий и вентильными разрядниками РВС-110, установленных на ОРУ-110 и РВП-10, находящихся на шинном мосту 10 кВ Т-1, Т-2. Во время осмотра нужно уделять свое внимание на целость разрядников, отсутствие трещинок, сколов, состояние ошиновки и контактных соединений, также крепление разрядников.
Обязателен осмотр разрядников опосля каждой грозы.
2.9 Расчет частей релейной защиты
Релейная защита производит автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электронной части энергосистем и является важной автоматикой, обеспечивающей надежную и устойчивую работу. Релейная защита главный вид электроавтоматики, без которой невозможна обычная и надежная работа современных энергетических систем.
Главные требования, предъявляемые к релейной защите:
1) селективность — отключение лишь покоробленного участка;
2) быстродействие срабатывания защиты — отключение недлинного замыкания обязано делается с может быть большей быстротой для ограничения размеров разрушения;
3) чувствительность — любая защита обязана отключать повреждение лишь на том участке, для защиты которого она предназначена и не считая того обязана действовать на втором участке, резервируя его защиту;
4) надежность — защита обязана безотказно работать при маленьком замыкании в границах установленной для нее зоны;
5) резервирование — неважно какая защита по мере необходимости обязана иметь запасную защиту;
6) экономичность — минимум издержек при максимум эффективности.
Защиты и автоматика, используемые на подстанции:
]]>