Учебная работа. Проект понизительной подстанции 110/6 кВ

Учебная работа. Проект понизительной подстанции 110/6 кВ

Содержание

Инструкция

1. Начальные данные для проекта

2. Схема системы

2.1 Черта проектируемой подстанции и ее нагрузок

2.2 Выбор трансформаторов на подстанции

2.3 Расчет токов недлинного замыкания

2.4 Выбор схем РУ ВН и НН подстанции

2.5 Выбор типов релейных защит и электронной автоматики

2.6 Выбор аппаратов и токоведущих частей

2.7 Оперативный ток

2.8 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств

2.9 Меры по технике сохранности и противопожарной технике

2.10 Технико-экономические характеристики подстанции

Заключение

Библиографический перечень

Приложения

Инструкция

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

схема прилегающей сети;

дневной график использования перегрузки;

черта нагрузочного района (наибольшая мощность перегрузки,

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

Результатом проектирования явился:

выбор трансформаторов использующихся на подстанции;

выбор схемы соединения подстанции;

выбор типов релейной защиты и автоматики;

выбор оборудования и токоведущих частей;

рассчитаны технико-экономические характеристики подстанции.

1. Начальные данные для проекта

Дневной график перегрузки № 15.

подстанция трансформатор релейная защита

Рис. 1 — График использования активной и реактивной мощности

2. Схема системы

Задание №9, вариант №14, ПС №1.

Рис. 2 — Участок электронной сети

Система: Sкз, МВ•А; Х0/Х1

Полосы: длина, км, Худ, Ом/км

Генераторы, МВт

Трансформаторы, МВ·А

ВЛ1

ВЛ2

ВЛ3

ВЛ4

ВЛ5

Г-1,2

Г-3

Т

1,2

Т

3,4

Т

5-8

Т

9

3450; 3

15; 0,41

16; 0,4

14; 0,38

17; 0,39

18; 0,42

32

100

16

25

40

125

2.1 Черта проектируемой подстанции и ее нагрузок

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

Подстанция, рассматриваемая в данном проекте, по способу присоединения к энергосистеме является узловой, так как не считая питающих линий от подстанции отходят доп транзитные полосы. По собственному предназначению подстанция является сетевой, потому что от нее питается целый сетевой район. По направлению потока мощности проектируемая подстанция является понижающей.

Подстанция обслуживается дежурными на щите управления вместе с распределительными сетями.

Рис. 3 — Схема электронной сети

Черта перегрузки подстанции

Нефтеперерабатывающий завод.

Рис. 4 — Дневной график использования активной и реактивной мощности

Pmax = 39 МВт; =0,89;

Наибольшие значения полной и реактивной мощности:

;

.

Расчет активной, реактивной и полной мощностей в именованных единицах, также определение активной электронной энергии для каждой ступени графика электронных нагрузок представляем в виде (таблицы 1.1). Для каждой ступени графика длительностью ti определяется активная энергия Wi=Piti. Текущее

.

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

N ступени.

Часы.

Продолжительность ступени, час.

P

Q

S

Wi

%

МВт

%

МВар

МВА

МВт*ч

1

0-4

4

90

35,1

95

18,981

39,903

140,4

2

4-9

5

100

39

100

19,98

43,82

195

3

9-14

5

90

35,1

95

18,981

39,903

175,5

4

14-18

4

100

39

100

19,98

43,82

156

5

18-20

2

90

35,1

95

18,981

39,903

70,2

6

20-23

3

100

39

100

19,98

43,82

117

7

23-24

1

90

35,1

95

18,981

39,903

35,1

Дневной отпуск энергии пользователям — Wсут

889,2

По данным (таблицы 1) строим дневной график активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах, также годичный график полной мощности.

Рис. 5 — Дневной график активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах

Рис. 6 — Годичный график полной мощности в именованных единицах

Дневной отпуск электроэнергии пользователям:

МВтч.

время использования наибольшей активной перегрузки:

.

Средняя перегрузка:

.

Коэффициент наполнения годичного графика перегрузки:

.

2.2 Выбор трансформаторов на подстанции

На проектируемой подстанции инсталлируются два силовых трансформатора, потому что от неё питаются пользователи 1 и 2 группы.

Мощность всякого трансформатора принимается так, чтоб при выключении 1-го трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание перегрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:

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

Исходя из этого, принимаем трансформаторы типа ТРДН-40000/110 (стр.209 [2]).

Производим проверку по перегрузочной возможности в случае отключения 1-го из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки начальный график S=f(t) преобразуем в эквивалентный (в термическом отношении) двухступенчатый график перегрузки.

На начальном графике (рис. 7) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с начальным графиком выделяется участок большей перегрузки длительностью h и участок исходной перегрузки (все другое).

Рис. 7 — Графики мощности перегрузки и номинальной мощности трансформатора ТРДН-40000/110

Исходная перегрузка (эквивалентная ступень остывания) в толиках от номинальной (стр.9 [1]):

;

Sm — мощность ступеней начального графика;

Sном тр-ра — номинальная мощность трансформатора.

.

Предварительное

;

— области перегрузки;

— длительность ступеней графика, входящих в участок перегрузки;

.

Наибольшее

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

Принимаем

По таблице 2.1 [1] способом интерполяции определяется, что при температуре окружающего воздуха +20єС, системе остывания трансформатора «дутье» и продолжительности перегрузки

5 часов в день, допустимый коэффициент перегрузки равен 1,4, как следует, трансформаторы типа ТРДН-40000/110 подступают для установки на проектируемой подстанции. характеристики трансформаторов (табл. 5.13 [2]) сведены в таблицу 2.

Таблица 2 — характеристики трансформатора ТРДН-40000/110

Sном

UВН

UНН

Uк

Pк

Pхх

Iх

МВА

кВ

кВ

%

кВт

кВт

%

40

115

6,3-10,5

10,5

172

36

0,65

2.3 Расчет токов недлинного замыкания

Рис. 8 — Схема

Рис. 9 — Схема замещения прямой последовательности

Определяем характеристики схемы замещения прямой последовательности.

Все величины представлены в относительных единицах.

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

Сопротивление системы для токов прямой последовательности:

.

Для нулевой последовательности:

.

Трансформаторы:

Т-11:

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

Тогда:

Т-7,8:

Т-9:

Генераторы:

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

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

Г1 и Г2:

Г3:

ЛЭП :

Определение сопротивлений линий прямой и нулевой последовательности. дела Хо/Х1 принимаем из таблицы 3.1 [1]. Для одноцепной полосы со железными тросами Хо/Х1 = 3,0; для двухцепной полосы со железными тросами — 4,7. Удельное сопротивление двухцепных линий нужно поделить на два.

;

;

;

;

;

.

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

Рис. 10 — Упрощение схемы прямой последовательности

; ;

; ;

;

.

Рис. 11 — Упрощение схемы прямой последовательности

;

;

;

.

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

(кА);

(кА).

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

Рис. 12 — Схема замещения нулевой последовательности

;

;

;

;

;

;

;

Рис. 13 — Упрощение схемы нулевой последовательности

;

.

Рис. 14 — Упрощение схемы нулевой последовательности

ток однофазного КЗ:

(кА).

Находим ударные токи:

— на стороне ВН

;

, где

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

— на стороне НН

.

Результаты расчета сведем в таблицу 3.

Таблица 3

пространство КЗ.

Точка к.з.

Изначальное

Ударный ток ,кА.

Трехфазн. к.з.

Однофазн. к.з.

Трехфазн. к.з.

Однофазн. к.з.

Шины ВН, 110 кВ

12,293

9,974

31,293

25,39

Шины НН, 6 кВ

17,604

—

46,057

—

2.4 Выбор схем РУ ВН и НН подстанции

На стороне высшего напряжения рассматриваем две схемы:

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

схема с 2-мя системами сборных шин (стр.81 [4]).

Выбор одной из схем будем производить таблично-логическим способом.

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

Таблица 4

Отказавший элемент

Обычный

режим работы

Ремонтируемый элемент

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

A1

A2

Q1

—

Х

Sп tв

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

Х

Sп tв

Sн 0.5

Q2

—

Sп tв

Х

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

—

Sп tв

Sн 0.5

Х

Q3

—

—

Sп 0.5

Х

Sп

tв

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

Х

Sп tв

Sн 0.5

Q4

—

Sп 0.5

—

Sп tв

Х

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

—

Sп tв

Sн 0.5

Х

Q5

—

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

Х

Sп tв

—

Sн 0.5

—

Х

Sп tв

Sн 0.5

Q6

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп tв

Х

Sн 0.5

—

—

Sп tв

Sн 0.5

Х

Q7

—

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

Х

Sн tв

—

Х

Sп 0.5

Sн tв

Q8

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн tв

Х

—

Sп 0.5

Sн tв

Х

Q9

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Х

Х

Х

A1

—

—

Sп tв

—

Sп tв

—

Sп tв

—

Sн tв

—

Х

Sп tв

Sн tв

A2

—

Sп tв

—

Sп tв

—

Sп tв

—

Sн tв

—

—

Sп tв

Sн tв

Х

Рис. 16 — Распределительное устройство 110 кВ «Схема с 2-мя системами сборных шин»

Таблица 5

Отказавший элемент

Обычный

режим работы

Ремонтируемый элемент

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

A1

A2

Q1

—

Х

Sп tв

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q2

—

Sп tв

Х

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q3

—

—

Sп 0.5

Х

Sп

tв

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q4

—

Sп 0.5

—

Sп tв

Х

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q5

—

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

Х

Sп tв

—

Sн 0.5

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q6

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп tв

Х

Sн 0.5

—

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q7

—

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

Х

Sн tв

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q8

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн tв

Х

—

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Q9

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Sп 0.5

Sн 0.5

Х

Х

Х

A1

—

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

Х

Sп tв

Sн tв

A2

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sп 0.5

—

Sн 0.5

—

—

Sп tв

Sн tв

Х

Таблица 6 — Сводная таблица надежности РУ ВН

Режим отключения.

количество событий.

1 схема

2 схема

Отключение Sп на 0.5

2

22

Отключение Sп на tв

14

2

Отключение Sн на 0.5

6

18

Отключение Sн на tв

6

2

Sп — мощность перетока;

Sн — мощность перегрузки.

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

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

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

2.5 Выбор типов релейных защит и электронной автоматики

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

На силовом трансформаторе ставятся последующие виды релейных защит.

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

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

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

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

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

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

На кабелях, отходящих к пользователю, инсталлируются последующие виды релейной защиты:

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

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

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

На шинах 6 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с внедрением трансформатора НТМИ. Контроль изоляции производится в виде набора реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Не считая того, предусматривается возможность определения покоробленной фазы при помощи вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

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

На проектируемой подстанции предусмотрены последующие виды автоматики:

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

Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ].

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Таблица 7

№

пространство установки устройств.

Список устройств.

Примечание.

1

Трансформатор двухобмоточный.

Амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии.

Потому что трансформатор имеет две обмотки НН, то в каждой цепи устанавливаем отдельные измерительные приборы.

2

Секционный выключатель 6 кВ.

Амперметр в одной фазе.

3

Секция шин 6 кВ.

Вольтметр.

Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений.

4

Кабельная линия 6 кВ.

Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии.

Счетчики активной и реактивной энергии расчетные.

5

Трансформатор собственных нужд.

Амперметр, счетчики активной энергии.

Приборы инсталлируются со стороны низшего напряжения ТСН.

Счетчик расчетный.

6

Система шин ВН.

Вольтметр. Вольтметр регистрирующий, ФИП.

Вольтметр имеет переключатель для измерения междуфазных напряжений.

7

Линия 110 кВ межсистемная.

Амперметр в одной фазе. Ваттметр с двухсторонней шкалой.

Варметр с двухсторонней шкалой.

Два счетчика активной энергии стопорами, ФИП.

Счетчики расчетные.

8

Секционный (шиносоединительный) выключатель ВН.

Амперметр в одной фазе.

2.6 Выбор аппаратов и токоведущих частей

Для выбора аппаратов и токоведущих частей нужно высчитать ток длительного режима, таблица 8.

ток длительного режима (), для выбора аппаратов и токоведущих частей.

Таблица 8

Обозначение.

Выключатель либо токоведущая часть.

Вариант задания.

Q1 и I

Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения.

кА.

Q2

Секционный выключатель шин 6-10 кВ.

.

Q3

Выключатель на линиях потребителей 6-10 кВ.

Q4

Выключатель на стороне высшего напряжения.

А.

II

Сборные шины низшего напряжения.

.

III

Сборные шины высшего напряжения.

А.

Выбор выключателей на ВН

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

Таблица 9

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 110 кВ;

Iпрод.расч. = 230,1 А.

Uном = 110 кВ;

Iном = 2000 А.

По условию долгого режима.

кА.

iдин= 102 кА.

По динамической стойкости.

=24,453.

= 77,379

По коммутационной возможности, амплитуде полного тока отключения.

Вк=30,979 .

=4800

По тепловой стойкости.

кА;

кА.

кА;

кА.

По току включения.

Тип привода.

Гидравлический.

Для таблицы 9:

,

Где с, с.(табл. 3.2 [1])

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

кА;

кА.

Где tотк — полное время отключения тока недлинного замыкания;

tр.з. — время деяния цепи главный релейной защиты цепи, где установлен выключатель;

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

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

Iо.ном. — номинальный ток отключения выключателя;

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

iв.ном., Iв.ном. — амплитудное и действующее

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

Выбор вводного выключателя

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

Таблица 10

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условия выбора.

Uсети = 6 кВ;

Iпрод.расч. = 2109 А.

Uном = 10 кВ;

Iном = 3150 А.

По условиям долгого режима.

=

= 39,996 кА.

= 67,419 кА.

По коммутационной возможности.

кА.

iдин = 80 кА.

По динамической стойкости.

Вк=722,069.

=2977 .

По тепловой стойкости.

;

.

;

.

По току включения.

Тип привода.

Электромагнитный.

Для таблицы 10:

,

тут употребляется tоткл выключателя на ВН.

Где с, с.(табл. 3.2 [1])

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

кА;

кА.

Выбор секционного выключателя

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

Таблица 11

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети =6 кВ;

Iпрод.расч.= 1266 А.

Uном = 10 кВ;

Iном = 1600 А.

По условию долгого режима.

= 26,626 кА.

= 29,092 кА.

По коммутационной возможности.

iу=46,057 кА.

iдин=52 кА.

По динамической стойкости.

Вк= .

=1200 .

По тепловой стойкости.

;

.

;

.

По току включения.

Тип привода.

Электромагнитный.

Для таблицы 11:

,

тут употребляется tоткл выключателя на НН,

где с, с.(табл. 3.2 [1])

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

кА;

кА.

Выбор выключателя отходящей кабельной полосы

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

Таблица 12

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети =6 кВ;

Iпрод.расч.= 190,226 А.

Uном = 10 кВ;

Iном = 630 А.

По условию долгого режима.

= 26,626 кА.

= 29,092 кА.

По коммутационной возможности.

iу=46.057 кА.

iдин=52 кА.

По динамической стойкости.

Вк= 412,168 .

=1200 .

По тепловой стойкости.

;

.

;

.

По току включения.

Тип привода.

Электромагнитный.

Для таблицы 12:

,

тут употребляется tоткл секционного выключателя

где с, с.(табл. 3.2 [1])

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

кА;

кА.

Выбор разъединителей

Выбор разъединителей делается лишь на стороне ВН, потому что на стороне НН роль разъединителей делают разъемы КРУ.

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

Таблица 13

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 110 кВ;

Iпрод.расч.= 230,1 А.

Uном =110 кВ;

Iном = 1000 А.

По условию долгого режима.

iу = 39,026 кА.

iдин = 80 кА.

По динамической стойкости.

Вк = 31,293 .

Вк=31,52·3 = 2977 .

По тепловой стойкости.

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

Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд.

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

.

Принимаем трансформаторы типа ТСН -160/6-У3.

Uвн=6 кВ; Uнн=0,4 кВ; S=160 кВА.

Условие для выбора аппаратуры

; .

Выбор предохранителя

А.

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

Iном= 31,5 А, Iном.откл = 20 кА.

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

Выбор автомата

А.

Принимаем автомат ВА04-36 с Iном = 400 А.

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Приборы выбраны по табл. (П.4.8., табл. П.4.9. [5]).

Таблица 14

№ п/п

пространство установки устройств.

Приборы.

1.1

Трансформатор на стороне ВН.

Амперметр (Э350)

1.2

Трансформатор на стороне НН.

Амперметр (Э350),

ваттметр (Д350),

варметр (Д350),

счетчик активной и реактивной энергии (ЕA-02).

2

Секционный выключатель НН.

Амперметр в одной фазе (Э350).

3

Секция шин НН.

Вольтметр (Э-350).

4

Кабельная линия 6 кВ.

Амперметр (Э-350),

счетчик активной и реактивной энергии (ЕA-02).

5

Трансформатор собственных нужд.

Амперметр (Э-350),

счетчик активной и реактивной энергии (ЕA-02).

6

Система шин ВН.

Вольтметр (Э350).

Вольтметр регистрирующий (Н-393), ФИП.

7

Линия 110 кВ межсистемная.

Амперметр в одной фазе (Э-335),

ваттметр с двухсторонней шкалой (Д350),

варметр с двухсторонней шкалой (Д350),

два счетчика активной и реактивной энергии (ЕA-02), ФИП.

8

Секционный выключатель ВН.

Амперметр в одной фазе (Э335).

Выбор трансформаторов тока

На стороне ВН принимаем трансформатор тока, интегрированный в силовой трансформатор.

Тип ТТ: ТВТ-110-1-600/5.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 15:

Таблица 15

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 110 кВ;

Iпрод.расч.= 230,1 A.

Uном = 110 кВ;

Iном = 300 А;

класс точности = 1,0.

По условию долгого режима.

iу = 31,293 кА.

iдин = 80 кА.

По динамической стойкости.

Вк =30,979 .

Вк = 7,52·3 = 168,8 .

По тепловой стойкости.

На стороне ВН принимаем трансформаторы тока ТВ — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)110 интегрированные в выключатели ВГБУ-110 II — 40/2000У1 (баковый) (табл. П.4.5. [5]).

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 16:

Таблица 16

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 110 кВ;

Iпрод.расч.= 230,1 A.

Uном = 110 кВ;

Iном = 300 А;

класс точности = 0,5.

По условию долгого режима.

iу = 31.293 кА.

iдин = 80 кА.

По динамической стойкости.

Вк =30,979 .

Вк = 202·3 = 1200 .

По тепловой стойкости.

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

Трансформаторы тока ставим в каждой фазе.

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 17:

Таблица 17

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 6 кВ;

Iпрод.расч.= 2109 А.

Uном = 10 кВ;

Iном = 3000 А.

класс точности = 0,5.

По условию долгого режима.

Z2расч = 0.444 Ом.

Z2ном = 0,8 Ом.

По нагрузочной возможности.

Вк =722,069.

Вк = 31,52·3 = 14700 .

По тепловой стойкости.

Проверка по нагрузочной возможности:

Определим сопротивления устройств:

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

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

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

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

где Sпотр.обм — мощность, потребляемая токовой обмоткой данного устройства, I —ток во вторичной обмотке ТТ.

Таблица 18

Устройство.

Тип.

Перегрузка, создаваемая устройством, Ом.

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр.

Э-350

—

0,02

—

Ваттметр.

Д-350

0,02

—

0,02

Варметр.

Д-350

0,02

0,02

0,02

Счетчик активной и реактивной энергии.

ЕА-02

0,004

0,004

0,004

Самой нагруженной фазой является фаза А, или фаза С. Производим расчет сопротивления перегрузки для фазы А в согласовании со схемой Рис.6.1:

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

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

rпров. доп.= 0,8 — 0,094 = 0,706 Ом.

Находим требуемое сечение для данного сопротивления:

, где

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

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

rпров. доп. — допустимое сопротивление провода.

В итоге расчета получаем:

q = мм2

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

q = 4 мм2 rпов.= Ом.

Z2расч= 0,35 + 0,094 = 0,444 < 0,8, как следует, ТТ проходит по нагрузочной возможности.

Рис. 18 — Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных устройств

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

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 19:

Таблица 19

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 6 кВ;

Iпрод.расч.= 1266 А.

Uном = 10 кВ;

Iном = 1600 А;

класс точности = 0,5.

По условию долгого

режима.

iу=46,057 кА.

iдин = 74,5 кА.

По динамической стойкости.

Вк= .

Вк = 272·4 = 2916 .

По тепловой стойкости.

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

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 20

Таблица 20

Расчетные данные.

Каталожные данные.

Условие выбора.

Uсети = 6 кВ;

Iпрод.расч.= 190,226 А.

Uном = 10 кВ;

Iном = 200 А;

класс точности = 0,5.

По условию долгого режима.

iу = 46,057 кА.

Iдин = 74,5 кА.

По динамической стойкости.

Z2расч = 0,109 Ом.

Z2ном = 0,4 Ом.

По нагрузочной возможности.

Вк=398,223.

Вк = 14,52·4 = 841 .

По тепловой стойкости.

Таблица 21

Устройство.

Тип.

Перегрузка создаваемая устройством, Ом.

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр.

Э-350

—

0,02

—

Счетчик активной и реактивной энергии.

ЕА-02

0,004

0,004

0,004

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

Z2расч = Zприб + rпров+ rконт = 0,024 + rпров + 0,05= 0,074 + rпров

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

rпров. доп.= 0,8 — 0,074 = 0,726 Ом.

Находим требуемое сечение для данного сопротивления:

, где

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

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

rпров. доп. — допустимое сопротивление провода.

В итоге расчета получаем:

q = мм2

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

q = 4 мм2 rпров.= Ом.

Z2расч= 0,035 + 0,074 = 0,109 < 0,8, как следует, ТТ проходит по нагрузочной возможности.

Выбор трансформаторов напряжения

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

первичное напряжение 6 кВ;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 200 В·А при классе точности 0.5.

Проверка по нагрузочной возможности:

Подсчет перегрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 22.

Таблица 22

Наименование устройства.

Тип.

Число катушек.

Потребляемая мощность одной катушки.

Число устройств.

S, ВА.

ВА

Вт

вар

Вольтметр.

Э-350

1

2

—

—

1

2

Ваттметр.

Д-350

2

1.5

—

—

1

3

Варметр.

Д-350

3

1.5

—

—

1

4.5

Счетчик активной и реактивной энергии.

ЕА-02

2

2

—

—

7 (6 на КЛ+1 на вводе)

2·2·7=28

Число КЛ — 22 шт.

;

.

Т.к. условие производится, как следует доп ТН не необходимы.

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

первичное напряжение 110000/ В;

вторичное напряжение 100/ В;

допустимая мощность 560 ВА при классе точности 0.5;

группа соединений обмоток 1/1/1-0-0.

Выбор сборных шин высшего напряжения

Сборные шины ВН на 110 кВ производятся гибкими навесноыми из проводов круглого сечения. Материал — алюминий, со железным сердечником.

Сечение сборных шин выбирается по условию:

,

где — допустимый ток для данного сечения проводника;

— наибольший ток ремонтного либо послеаварийного режима более нагруженного присоединения, определяется с учетом советов табл. 6.1.

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

>.

Проверка на корону не требуется, т.к., согласно ПУЭ, для U = 110 кВ малое сечение, для которого нужно производить проверку на корону, обязано быть меньше .

Выбор ошиновки силового трансформатора

Ошиновку силового трансформатора от выводов 6 кВ до ввода в РУ исполняем в виде гибкой связи из пучка сталеалюминевых и дюралевых проводов.

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

Токоведущие провода принимам марки А-300.

Число токоведущих проводов принимаем 2 провода.

Условие проверки по нагреву током длительного режима:

= (2·690+2·535)·0,95 = 2328 А.

K=0.95 — коэффициент, учитывающий понижение допустимого тока из-за их обоюдного термического воздействия.

Условие проверки избранного сечения:

2328> 2109 А.

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

Условие проверки:

мм2

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

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

Ошиновка проходит по тепловой стойкости:

Ошиновка в цепи трансформатора на стороне ВН производится такового же сечения, как и сборные шины.

Выбор кабельных линий к пользователю

Число отходящих кабельных линий 22 штуки. Наибольший долгий ток обычного режима:

.

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

;

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

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

Данные кабеля:

— допустимый ток кабеля Iдоп=263 А;

— изоляция из целофана;

— дюралевая жила;

— проложен в земле.

Проверка обычного сечения по нагреву током долгого режима.

где — допустимый табличный ток;

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

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

Коэффициент подготовительной загрузки:

как следует, =1,2 по (табл. 1.30 [6] ) для tп = 1 ч.

Нужным условием является ,

1,2 > 0,804;

Производим проверку кабеля по тепловой стойкости. Для этого требуется найти мало допустимое сечение.

Потому что кабель не проходит по тепловой стойкости по времени деяния МТЗ, устанавливаем доп токовую отсечку с .

опять произведем проверку кабеля по тепловой стойкости.

Кабель проходит по тепловой стойкости.

Проверка на невозгораемость.

где — фактическая температура окружающей среды во время КЗ;

—

— температуры окружающей среды (земля);

—

—

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

согласно ГОСТ 30323-95 допустимо:

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

температура жилы в конце КЗ:

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

Проверка на невозгораемость.

где — фактическая температура окружающей среды во время КЗ;

—

— температуры окружающей среды (земля);

—

—

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

согласно ГОСТ 30323-95 допустимо:

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

температура жилы в конце КЗ:

Кабель проходит по невозгораемости.

Выбор ОПН

Согласно нормам технологического проектирования:

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

в нейтраль трансформатора выбирается ОПНН-110-УХЛ1;

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

2.7 Оперативный ток

Потому что высшее напряжение данной подстанции 110 кВ и число выключателей больше 3-х, то рекомендуется применить неизменный оперативный ток.

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

Для неизменного подзаряда, также опосля аварийного заряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН используются два набора автоматических выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260-40/80-2, которые работают наряду с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах неизменного тока, возмещают утраты самозаряда батареи и питают всю долгосрочную нагрузку неизменного тока.

2.8 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство.

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

КРУ — распределительное устройство, состоящее из закрытых шифанеров со встроенными в их аппаратами, измерительными и защитными устройствами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что дозволяет достигнуть кропотливой сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУ дозволяет убыстрить установка РУ. КРУ наиболее неопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

На стороне ВН применяется ОРУ. Система ОРУ с типовыми ячейками. Размещение оборудования в ячейках дозволят производить его независящий ремонт и сервис, локализацию трагедии в границах ячейки. Ширина ячейки обычная и равна 110 кВ — 9 м. Конкретно она описывает ширину распредустройства и ПС в целом. Длина ячейки и, как следует, длина ОРУ определяется схемой РУ и методом размещения оборудования. Обычно применяется ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на этом же уровне (~3 м). Зона ячеек разделена от зоны трансформаторов автодорогой для проезда автотрейлеров шириной 4 м с отдалением от провозимого оборудова-ния на неопасное расстояние. Расстояние меж трансформаторами в свету обязано быть 15 м, по другому используют сплошные перегородки размером на метр за контур аппарата и высотой по верхнему краю изоляторов. За автодорогой не считая трансформаторов размещаются КРУ, связанные с ними токоведущими связями.

По планированной местности ПС должен быть обеспечен проезд для авто транспорта с усовершенствованной грунтовой поверхностью, с засевом травкой. Автодороги с покрытием предусматриваются, как правило, к последующим зданиям и сооружениям: порталу для ревизии трансформаторов, КРУ, зданию щита управления (ОПУ), вдоль выключателей ОРУ. Ширина проезжей части внутриплощадных дорог обязана быть не наименее 3,5м. В ОРУ должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей передвижных монтажно-ремонтных устройств, также передвижных лабораторий, габарит проезда должен быть не наименее 4-х метров по ширине и высоте.

Земля ОРУ и ПС в целом должны быть ограждены наружным за бором высотой 1,8-2,0 м. Вспомогательные сооружения (ОПУ мастерские и др. сооружения), расположенные на местности ПС следует ограждать внутренним забором высотой 1,6 м. Трансформаторы и аппараты, у каких нижняя кромка фарфора изоляторов размещена над уровнем планировки либо уровнем сооружения (плиты кабельных каналов либо лотков и т.п.) на высоте не наименее 2,5 м разрешается не ограждать. Расстояния по горизонтали от токоведущих и незаземленных частей либо частей изоляции (со стороны токоведущих частей) до неизменных внутренних огораживаний зависимо от их высоты должны быть не наименее 1650 мм.

2.9 Меры по технике сохранности и противопожарной технике

Производственная санитария

Создание системы рабочего и аварийного освещения

Согласно ПУЭ «Глава 6. Электронное освещение».

Для электронного освещения следует, обычно, использовать разрядные лампы низкого давления (к примеру, люминесцентные), лампы высочайшего давления (к примеру, металлогалогенные типа ДРИ, ДРИЗ, натриевые типа ДНаТ, ксеноновые типов ДКсТ, ДКсТЛ, ртутно-вольфрамовые, ртутные типа ДРЛ). Допускается внедрение и ламп накаливания.

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

При применении люминесцентных ламп в осветительных установках должны соблюдаться последующие условия для обыденного выполнения осветительных приборов:

1. температура окружающей среды не обязана быть ниже плюс 5°С.

2. Напряжение у осветительных устройств обязано быть не наименее 90% номинального.

Для аварийного освещения рекомендуется использовать осветительные приборы с лампами накаливания либо люминесцентными.

Разрядные лампы высочайшего давления допускается применять при обеспечении их моментального зажигания и перезажигания.

Для питания осветительных устройств общего внутреннего и внешнего освещения, как правило, обязано применяться напряжение не выше 220 В переменного либо неизменного тока. В помещениях без завышенной угрозы напряжение 220 В может применяться для всех стационарно установленных осветительных устройств вне зависимости от высоты их установки.

Напряжение 380 В для питания осветительных устройств общего внутреннего и внешнего освещения может употребляться при соблюдении последующих критерий:

1. Ввод в осветительный устройство и независящий, не интегрированный в устройство, пускорегулирующий аппарат производится проводами либо кабелем с изоляцией на напряжение не наименее 660 В.

2. Ввод в осветительный устройство 2-ух либо 3-х проводов различных фаз системы 660/380 В не допускается.

Аварийное освещение делится на освещение сохранности и эвакуационное. Освещение сохранности создано для продолжения работы при аварийном выключении рабочего освещения.

Осветительные приборы рабочего освещения и осветительные приборы освещения сохранности в производственных и публичных зданиях и на открытых местах должны питаться от независящих источников.

защита от шума и вибрации

Согласно СНиП 2.07.01-89 «9. защита от шума, вибрации, электронных и магнитных полей, излучений и облучений».

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

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

Мероприятия по технике сохранности

Огораживание местности ПС.

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

Земля ОРУ и подстанции должны быть ограждены наружным забором высотой 1,8-2,0 м. Наружные заборы высотой наиболее 2,0 м могут применяться в местах с высочайшими снежными заносами, также для подстанций со особым режимом допуска на их местность.

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

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

Заборы могут быть сплошными, сетчатыми либо решетчатыми.

Заборы могут не предусматриваться:

для закрытых подстанций, расположенных на охраняемой местности промышленного компании;

для закрытых подстанций, расположенных на местности городов и поселков;

для столбовых подстанций.

Наименование расстояния.

Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, 110 кВ.

От токоведущих частей либо от частей оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций либо неизменных внутренних огораживаний высотой не наименее 2 м.

900

Меж проводами различных фаз.

1000

От токоведущих частей либо от частей оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до неизменных внутренних огораживаний высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования.

1650

Меж токоведущими частями различных цепей в различных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней.

1650

Oт неогражденных токоведущих частей до земли либо до кровли спостроек при самом большом провисании проводов.

3600

Меж токоведущими частями различных цепей в различных плоскостях, также меж токоведущими частями различных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной иной, от токоведущих частей до верхней кромки наружного забора, меж токоведущими частями и зданиями либо сооружениями.

2900

От контакта и ножика разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту.

1100

Маркировка частей установок и предупредительная расцветка.

Согласно ПУЭ «Глава 1.1 Общая часть».

В электроустановках обязана быть обеспечена возможность легкого определения частей, относящихся к отдельным их элементам (простота и наглядность схем, соответствующее размещение электрооборудования, надписи, маркировка, раскраска).

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

Шины должны быть обозначены:

1) при переменном трехфазном токе: шины фазы А — желтоватым цветом, фазы В — зеленоватым, фазы С — красноватым, нулевая рабочая N — голубым, эта же шина, применяемая в качестве нулевой защитной, — продольными полосами желтоватого и зеленоватого цветов;

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

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

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

4) запасная как резервируемая основная шина; если же запасная шина может подменять всякую из главных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета главных шин.

Цветовое обозначение обязано быть выполнено по всей длине шин, если оно предвидено также для наиболее интенсивного остывания либо для антикоррозийной защиты.

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

наличие блокировок, обеспечивающих электробезопасность при обслуживании ПС.

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

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

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

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

отключения и включения отделителями и разъединителями тока перегрузки, если это не предвидено конструкцией аппарата.

На заземляющих ножиках линейных разъединителей со стороны полосы допускается устанавливать лишь механическую блокировку с приводом разъединителя и приспособление для запирания заземляющих ножей замками в отключенном положении.

Для РУ с ординарными схемами электронных соединений рекомендуется использовать механическую (главную) оперативную блокировку, а во всех других вариантах — электромагнитную. Приводы разъединителей, доступные для сторонних лиц, обязаны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положениях.

Проходы, входы и выходы в РУ.

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

ОРУ.

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

Для ОРУ на территориях промышленных компаний при стесненных критериях требования реального параграфа не неотклонимы.

По спланированной местности ОРУ и подстанций должен быть обеспечен проезд для авто транспорта с улучшением в случае необходимости грунтовой поверхности жесткими добавками либо засевом травок.

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

Ширина проезжей части внутриплощадочных дорог обязана быть не наименее 3,5 м. При определении габаритов проездов должны быть учтены размеры используемых приспособлений и устройств в согласовании с 4.2.43.

ЗРУ.

Выходы из РУ должны производиться в согласовании со последующим:

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

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

3. При длине РУ наиболее 60 м не считая выходов по концам его должны быть предусмотрены доп выходы с таковым расчетом, чтоб расстояние от хоть какой точки коридора обслуживания, управления либо взрывного коридора до выхода было не наиболее 30 м.

Выходы могут быть выполнены наружу, на лестничную клеточку либо в другое производственное помещение с несгораемыми стенками и перекрытиями, не содержащее огне- и взрывоопасных предметов, аппаратов либо производств, также в остальные отсеки РУ, отделенные от данного несгораемой либо трудносгораемой дверью с пределом огнестойкости не наименее 0,6 ч. В высотных РУ 2-ой и доп выходы могут быть предусмотрены также на балкон с внешной пожарной лестницей.

Взрывные коридоры большенный длины следует делить на отсеки не наиболее 60 м несгораемыми перегородками с огнестойкостью не наименее 1 ч с дверями, выполняемыми в согласовании с 4.2.92. Взрывные коридоры обязаны иметь выходы наружу либо на лестничную клеточку.

Полы помещений РУ рекомендуется делать по всей площади всякого этажа на одной отметке. Система полов обязана исключать возможность образования цементной. 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 распределительного устройства.

Двери меж отсеками 1-го РУ либо меж смежными помещениями 2-ух РУ обязаны иметь устройство, фиксирующее двери в закрытом положении и не препятствующее открыванию их в обоих направлениях.

Двери меж помещениями (отсеками) РУ различных напряжений должны раскрываться в сторону РУ с низшим напряжением до 1 кВ.

Замки в дверях помещений РУ 1-го напряжения должны раскрываться одним и этим же ключом; ключи от входных дверей РУ и остальных помещений не должны подступать к замкам камер.

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

Двери (ворота) камер, содержащих маслонаполненное электрооборудование с массой масла наиболее 60 кг, должны быть выполнены из трудносгораемых материалов и иметь предел огнестойкости не наименее 0,75 ч в вариантах, если они выходят в помещения, не относящиеся к данной подстанции, также, если они находятся меж отсеками взрывных коридоров и РУ. В других вариантах двери могут быть выполнены из сгораемых материалов и иметь наименьший предел огнестойкости.

Ворота камер с шириной створки наиболее 1,5 м обязаны иметь калитку, если они употребляются для выхода персонала.

Устройство защитного заземления.

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

Для защиты людей от поражения электронным током при повреждении изоляции обязана быть использована, по последней мере, одна из последующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, маленькое напряжение, двойная изоляция, сглаживание потенциалов.

Заземление либо зануление электроустановок следует делать:

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

2) при номинальных напряжениях выше 42 В, но ниже 380 В переменного тока и выше 110 В, но ниже 440 В неизменного тока — лишь в помещениях с завышенной угрозой, особо небезопасных и в внешних установках.

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

1) корпуса электронных машин, трансформаторов, аппаратов, осветительных приборов и т.п.;

2) приводы электронных аппаратов;

3) вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

4) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шифанеров, также съемные либо открывающиеся части, если на крайних установлено электрооборудование напряжением выше 42 В переменного тока либо наиболее 110 В неизменного тока;

5) железные конструкции распределительных устройств, железные кабельные конструкции, железные кабельные соединительные муфты, железные оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, железные оболочки проводов, железные рукава и трубы проводки, кожухи и опорные конструкции шинопроводов, лотки, короба, струны, тросы и железные полосы, на которых укреплены кабели и провода (не считая струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с заземленной либо зануленной железной оболочкой либо броней), также остальные железные конструкции, на которых устанавливается электрооборудование;

6) железные оболочки и броня контрольных и силовых кабелей и проводов напряжением до 42 В переменного тока и до 110 В неизменного тока, проложенных на общих железных системах, в том числе в общих трубах, коробах, лотках и т.п. вкупе с кабелями и проводами, железные оболочки и броня которых подлежат заземлению либо занулению;

7) железные корпуса передвижных и переносных электроприемников;

8) электрооборудование, размещенное на передвигающихся частях станков, машин и устройств.

Не требуется целенаправленно заземлять либо занулять:

1) корпуса электрооборудования, аппаратов и электромонтажных конструкций, установленных на заземленных (зануленных) железных системах, распределительных устройствах, на щитах, шкафах, щитках, станинах станков, машин и устройств, при условии обеспечения надежного электронного контакта с заземленными либо зануленными основаниями;

2) конструкции, перечисленные в 1.7.46, п. 5, при условии надежного электронного контакта меж этими конструкциями и установленными на их заземленным либо зануленным электрооборудованием. При всем этом обозначенные конструкции не могут быть применены для заземления либо зануления установленного на их другого электрооборудования;

3) арматуру изоляторов всех типов, оттяжек, креплений и осветительной арматуры при установке их на древесных опорах ВЛ либо на древесных системах открытых подстанций, если это не требуется по условиям защиты от атмосферных перенапряжений.

При прокладке кабеля с железной заземленной оболочкой либо неизолированного заземляющего проводника на древесной опоре перечисленные части, расположенные на данной нам опоре, должны быть заземлены либо занулены;

4) съемные либо открывающиеся части железных каркасов камер распределительных устройств, шифанеров, огораживаний и т.п., если на съемных (открывающихся) частях не установлено электрооборудование либо если напряжение установленного электрооборудования не превосходит 42 В переменного тока либо 110 В неизменного тока;

5) корпуса электроприемников с двойной изоляцией;

6) железные скобы, закрепы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стенки и перекрытия и остальные подобные детали, в том числе протяжные и ответвительные коробки размером до 100 см2, электропроводок, выполняемых кабелями либо изолированными проводами, прокладываемыми по стенкам, перекрытиям и иным элементам строений.

Устройство молниезащиты.

Согласно ПУЭ «Глава 4.2 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ» и РД 34.21.122-87 «инструкция по устройству молниезащиты спостроек и сооружений».

защита ОРУ-110 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на системах ОРУ, также раздельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не наименее 80 Ом.

]]>