(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование подстанции 35/10 кВ
Министерство образования и науки Украины
Черниговский государственный технологический институт
Факультет электрических и информационных технологий
Кафедра электронных систем и сетей
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине:
„Электронные станции и подстанции”
на тему:
«Проектирование подстанции 35/10 кВ»
Выполнил
студ. гр. ЗЕМ-101 Евстигнеев О.В.
Управляющий проекта
к.т.н. Буйный Р.А.
Чернигов ЧНТУ 2014
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
В схеме фрагмента электроэнергетической системы, приведенной в задании на КП по дисциплине «Электронные системы и сети» (набросок 1) спроектировать подстанцию № 2 в согласовании с вариантом. При выбирании электротехнического оборудования пользоваться параметрами обычного и аварийных режимов электронной сети, рассчитанными в КП по дисциплине «Электронные системы и сети».
Набросок 1 — Схема замещения расчетного фрагмента электроэнергетической системы
В курсовом проекте нужно выполнить:
1. Выбор схем электронных соединений на стороне ВН и НН.
Согласно работающим нормативным документам доказать выбор схем соединений на высочайшей и низкой стороне проектируемой подстанции.
2. Расчет токов недлинного замыкания.
Найти установившийся и ударный токи недлинного замыкания в нужных точках электронной сети для выбора электрооборудования на проектируемой подстанции. Доказать выбор расчетных точек недлинного замыкания.
3. Выбор коммутационного оборудования на проектируемой подстанции.
Избрать коммутационную аппаратуру на стороне ВН и НН — для проектируемой подстанции с учетом требований НТД. При всем этом нужно употреблять новейшее оборудование глобальных и российских фаворитов электротехнической индустрии с учетом требований варианта (традиционная сборка ВРУ концерна «Високовольтный альянс»).
4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Избрать типы и характеристики измерительных трансформаторов тока и напряжения на стороне ВН и НН.
5. Расчет молниезащиты подстанции.
Высчитать нужное количество и высоту молниеотводов для проектируемой ПС2.
6. Выводы по курсовому проекту.
Графическая часть курсового проекта обязана включать:
— схему электронных соединений проектируемой подстанции;
— план и разрезы спроектированной подстанции;
— список (спецификацию) избранной КА и частей;
— плакат, посвященный молниезащите.
СОДЕРЖАНИЕ
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
ВВЕДЕНИЕ
1. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОРОНЕ 35 И 10 кВ
2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
3. ВЫБОР АППАРАТУРЫ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ
3.1 Выбор аппаратуры на стороне 35 кВ
3.1.1 Выбор выключателей мощности
3.1.2 Выбор разъединителей с заземляющими ножиками
3.1.3 Выбор трансформаторов тока
3.1.4 Выбор трансформаторов напряжения
3.1.5 Выбор ОПН на стороне 35 кВ
3.2 Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ
3.2.1 Выбор выключателей мощности
3.2.2 Выбор выключателей мощности в ячейках подстанции
3.2.3 Выбор трансформаторов тока
3.2.4 Выбор трансформаторов напряжения
3.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
3.2.6 Выбор ОПН на стороне 10 кВ
3.2.7 Выбор предохранителей
4. РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ
4.1 Общие положения охраны труда
4.2 Молниезащита подстанции ПС2
ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА
Перечень сокращений
ЗРУ — закрытое распределительное устройство;
КЗ — куцее замыкание;
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — линия электропередачи;
НН — низкое напряжение;
ОПН — ограничитель перенапряжений;
ОРУ — открытое распределительное устройство;
ОЭС — объединенная энергосистема;
ПС — подстанция;
СШ — секция шин;
ТН — трансформатор напряжения;
ТСН — трансформатор собственных нужд;
ТТ — трансформатор тока;
ЭЭС — электроэнергетическая система.
ВВЕДЕНИЕ
Подстанции классифицируются по предназначению их в электронной сети энергосистемы: по мощности установленных трансформаторов и высокому напряжению, также по количеству распределительных устройств наиболее низких напряжений, по основным схемам электронных соединений, по схеме подключения ПС к электронной сети и конструктивному выполнению.
По предназначению ПС делятся: на наиболее ответственные межсистемные — ПС с высшим напряжением 330-750 кВ, через которые осуществляются перетоки электронной мощности меж энергосистемами и прием мощности удаленных генерирующих источников питания в центре употребления; на узловые — ПС напряжением 110-330 кВ, которые являются центрами распределения потока электронных мощностей в отдельных энергосистемах; районные — ПС напряжением 110-220 кВ, которые являются центрами питания отдельных промышленных районов; промышленные (потребительские) — ПС напряжением 35-220 кВ, расположенные около либо на местности потребителей электронной энергии; глубочайшего ввода — ПС напряжением 35-220 кВ, расположенных в центре употребления электронной энергии в больших городках и промышленных районах.
По напряжению и мощности трансформаторов, установленных на ПС. Высшее напряжение и мощность трансформаторов определяют значимость и ответственность ПС в данной точке электросети; в характеристике ПС указывается высшее напряжение (110,220 кВ) и все ступени низшего напряжения, также мощность трансформаторов (автотрансформаторов).
По главной схеме электронных соединений ПС делятся на подстанции: с ординарными схемами электронных соединений — блок-линия-трансформатор, мостики без выключателей и с выключателями, облегченные схемы с одиночными системами шин — секционированными и не секционированными; со сложными схемами — две системы шин с обходной системой, разные варианты схем многоугольников, две системы шин с 2-мя выключателями на присоединение, схемы с 1,5 выключателями на присоединение (полуторные) и др.
По схеме подключения к электронной сети ПС делятся: на тупиковые, питающихся по одной либо двум линиям от 1-го источника питания; проходные — с входом и выходом полосы, питающей ПС; ПС питающихся отпайки от одной либо 2-ух линий, при всем этом на шинах ПС энергия распределяется на том же напряжении без трансформации и отбор мощности через трансформаторы на наиболее низком напряжении незначимый, с многосторонним питанием на различных напряжениях и распределение энергии нескольких напряжений.
По конструктивному выполнению ПС делятся на: открытые — на которых все оборудование РУ высочайшего напряжения и трансформаторы установлены на открытом воздухе; закрытые — на которых оборудования РУ высочайшего напряжения и трансформаторы установлены в помещении; смешанные — на которых РУ высочайшего напряжения могут быть открытыми, а трансформаторы находятся в закрытых камерах либо напротив; комплектные — поставляемые заводами вполне смонтированными, либо укомплектованными строй материалами и собранным оборудованием в виде узлов, блоков; блочные — поставляемые в виде смонтированных блоков, а на месте монтажа ведется сборка блоков.
При проектировании электронных станций и подстанций в процессе реализации метода проектирования возникает огромное количество допустимых технических решений, фрагментов и подсистем объектов. Допустимая совокупа решений описывает огромное количество допустимых по техническим условиям вариантов проектов станций и подстанций.
1. Выбор схем электронных соединений на стороне 35 и 10 КВ
Схема электронных соединений подстанции выбирается с внедрением типовых схем РУ 35 — 750 кВ. Нетипичная схема может применяться лишь при наличии технико-экономических обоснований. Обычно нетипичные схемы используются при реконструкции работающих подстанций [1].
При 2-ух линиях 35-110 кВ и 2-ух трансформаторах может быть применение схемы мостиков (набросок 1.1).
а) б)
Набросок 1.1 — Схемы мостиков с выключателями
а) — перемычка в сторону трансформаторов б) — перемычка в сторону линий
В схеме для 4 присоединений устанавливается три выключатели В1, В2, В3 (набросок 1.1, а). Нормально выключатель В3 на перемычке меж 2-мя линиями Л1 и Л2 включен. При повреждении на полосы Л1 отключается выключатель В1, трансформаторы Т1 и Т2 остаются в работе, связь с энергосистемой осуществляется по полосы Л2. При повреждении в трансформаторе Т1 отключается выключатель В4 со стороны 6-10 кВ и выключатели В1 и В3. В этом случае линия Л1 оказалась выключенной, хотя никаких повреждений на ней нет, что является недочетом схемы мостика.
Если учитывать, что аварийное отключение трансформаторов случается изредка, то таковой недочет схемы является несущественным, тем наиболее что опосля отключения В1 и В3 и по мере необходимости вывода в ремонт покоробленного трансформатора отключают разъединитель Р1 и включают В1, В3, возвращает линию Л1 в работу. Наиболее значимым недочетом схемы является отключение соответственных линий при ревизии выключателя В1 и В2 на все время проведения ремонта.
Плановые отключения трансформатора проводятся так же, как в схеме блока трансформатор-линия: отключают выключатель В4 и разъединителем Р1 отключают ток намагничивания трансформатора, если это допустимо по его мощности.
Для удобства проведения операции разъединители Р1, Р2 могут быть изменены отделителями.
Главным преимуществом схемы является экономичность (три выключатели на четыре присоединения) и простота. Система распределительного устройства обязана предугадывать возможность перехода от мостовой схемы к остальным схемам при расширении подстанции.
Может быть применение второго варианта схемы мостика (набросок 1.1, б) с перемычкой в сторону линий. В таковой схеме аварийное отключение полосы приведет к отключению неповрежденного трансформатора. Аварийность линий существенно выше, чем трансформаторов, потому 2-ой вариант схемы мостика применяется при маленьких линиях.
Для сохранения в работе обеих линий при ревизии хоть какого из выключателей (В1, В2, В3) предусматривается доборная перемычка из 2-ух разъединителей Р3, Р4 (набросок 1.1, а).
один из разъединителей (Р3) перемычки нормально выключен. Для ревизии выключателя В1 за ранее включают Р3, потом отключают В1 и разъединители по обе стороны выключателя. В итоге оба трансформатора и обе полосы остались в работе. Если в этом режиме произойдет КЗ на одной полосы, то отключится В2, т.е. обе полосы останутся без напряжения.
Для ревизии выключателя В3 также за ранее включают перемычку, а потом отключают В3. Этот режим имеет этот же недочет: при КЗ на одной из линий отключаются обе полосы.
Возможность совпадения трагедии с ревизией 1-го из выключателей увеличивается с повышением длительности ремонта выключателя.
Схема мостика с выключателями рекомендуется на подстанциях на среднем напряжении при 2-ух выходных линиях и на высочайшем напряжении по мере необходимости секционирования сети либо способности перехода к остальным схемам с выключателями.
Одной из облегченных схем является схема блока трансформатор — линия с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (набросок 1.2).
Набросок 1.2 — Вид схемы 2-ух блоков линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий
В блочных схемах элементы электроустановки соединяются поочередно без поперечных связей с иными блоками. В рассматриваемой схеме трансформатор Т1 соединен с линией выключателем В1. При трагедии в полосы отключается выключатель В1, работа трансформатора прекращается, при трагедии в трансформаторе отключаются выключатели В1 и вводный выключатель 10 кВ. Релейной защитой врубается АВР на стороне 10 кВ, чем обеспечивается бесперебойное электроснабжение потребителей первой и 2-ой группы по надежности электроснабжения.
Главным преимуществом данной схемы является экономичность, что привело к ее широкому применению для двухтрансформаторных подстанций, включаемых глухой отпайки к транзитной полосы.
Надежность работы рассматриваемой схемы зависит от четкости и надежности работы релейной защиты, т.е. от своевременной работы АВР при трагедии. Потому сейчас отдают большее предпочтение современным микропроцессорным устройствам РЗА, наиболее стремительно реагирующим на аварийную ситуацию и дающим команду на оперативные переключения.
Итак, из всех вышеперечисленных схем электронных соединений на стороне 35 кВ для подстанции ПС2 больше подступает схема, изображенная на рисунке 1.2.
В связи с тем, что ПС2 имеет 2 класса напряжений, схема (набросок 1.2) воспримет последующий вид (набросок 1.3):
Набросок 1.3 — Схема электронных соединений на стороне 35 кВ ПС2
Распределительные устройства (РУ) напряжением 10(6) кВ используют в распределительной электросети местных и промышленных потребителей электроэнергии, также для питания силовых трансформаторов собственных нужд подстанций.
В РУ напряжением 10(6) кВ используют в большей степени схемы с одним либо несколькими системами сборных шин, секционированные выключателями либо разъединителями с одним коммутационным аппаратом на присоединение (выключателем, выключателем перегрузки либо системой предохранитель-разъединитель).
В РУ напряжением 10(6) кВ на низком напряжении предугадывают в большей степени раздельную работу секций с целью ограничения токов КЗ. В случае раздельной работы секций вероятна работа силовых трансформаторов с разной перегрузкой и секций шин с хорошим напряжением, но эти ситуации не могут быть определяющими при выбирании режима работы схемы на низком напряжении. Режим с параллельной работой секций не является хотимый, исходя из того, что при КЗ в электросети 10(6) кВ напряжение на обеих секциях падает до нуля с нарушением обычной работы всех потребителей. Не считая того, при значимой мощности силовых трансформаторов ток КЗ увеличивается до величин, требующих внедрения электрооборудования с завышенными параметрами и внедрения силовых кабелей в сети с жилами огромных сечений.
Схемы РУ напряжением 10 кВ обыкновенные, приятные и малозатратные, что дозволяет обширно употреблять комплектные распределительные устройства промышленного производства (КРУ, КРУН, КСО). Операции с разъединителями нужны лишь для обеспечения эксплуатационных работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями фактически исключена аварийность из-за некорректных действий оперативного персонала.
В случае повреждения либо ремонта одной секции ответственные пользователи, которых нормально питают от 2-ух секций, остаются без резерва, а нерезервируемые пользователи отключаются на время ликвидации повреждения либо проведения ремонтных работ на секции.
Схемы разрешают выводить из работы (оперативно либо аварийно) всякое присоединение без нарушения главный функции подстанции (РУ). При сооружении однотрансформаторные подстанции используют схему с одной несекционированною системой шин, надежность которой соответствует группы пользователя электроэнергии по надежности.
Исходя из вышесказанного и беря во внимание список схем 10(6) / 0,4 кВ, для нашего варианта подступает лишь одна схема, вид которой изображен на рисунке 1.4
Набросок 1.4 — Вид схемы 10 кВ с одиночной секционированной выключателем системой шин
Схему, изображенную на рисунке 1.4, используют в РУ напряжением 10(6) кВ на низком напряжении главных силовых трансформаторов подстанций с высшим напряжением от 35 кВ до 330 кВ. Конструктивно схему делают с применением КРУ либо КРУН. Число линейных присоединений определяют по схеме развития электронной сети. Хорошим количеством линейных присоединений следует считать количество линий, рассчитанное исходя из перегрузки каждой полосы током не наименее 25% от номинального тока шкафа КРУ линейного присоединения.
Для ограничения токов КЗ предугадывают установку токоограничивающих реакторов сначала в цепи трансформаторов. По мере необходимости вероятна установка токоограничивающих реакторов на линейных присоединениях.
Итак, схему, изображенную на рисунке 1.4, используют на подстанциях с 2-мя силовыми трансформаторами с нерасщепленными обмотками низкого напряжения без токоограничивающих реакторов в цепи силовых трансформаторов либо с одинарными реакторами в случае присоединения их к одной секции. Беря во внимание вышеупомянутое, схема 10 кВ воспримет вид (набросок 1.5)
Набросок 1.5 — Схема электронных соединений на стороне 10 кВ ПС2
2. Расчет токов недлинного замыкания
Рассчитаем токи недлинного замыкания на шинах 35 кВ и 10 кВ ПС2, для предстоящего выбора аппаратуры на данной для нас подстанции.
Схему для расчета токов недлинного замыкания берем из курсового проекта по дисциплине «Электронные сети и системы.
Набросок 2.1 — Схема для расчета токов КЗ
Рассчитаем ток КЗ в точках К1 и К2 на шинах высочайшего и низкого напряжения трансформаторной подстанции ПС2.
Схема замещения ПС2 приведена на рисунке 2.2 (на ПС работают два трансформатора на параллельной работе, потому заменим их сопротивление эквивалентным).
Набросок 2.2 — Схема замещения ПС2 для расчета токов КЗ
Приведем активное и реактивное сопротивление стороны ВН ПС1 к напряжению точки К1:
;
.
Где n — коэфициент трансформации.
.
Найдем суммарное активное и реактивное сопротивления линий в по формулам:
;
Набросок 2.3 — Схема с эквивалентными сопротивлениями для расчета токов КЗ
Рассчитаем модуль эквивалентного сопротивления по формуле:
Найдем установившееся стороны.
Ток недлинного замыкания рассчитывается по формуле:
, (2.1)
где — ток недлинного замыкания в точке К1, кА;
Uб — базовое напряжение.
Ударный ток рассчитывается по формуле :
, (2.2)
где iу -ударный ток недлинного замыкания в точке К1, кА;
Ку — ударный коэффициент, который находится по формуле:
, (2.3)
где ТА — временная составляющая, которая рассчитывается по формуле:
; (2.4)
где — индуктивная составляющая эквивалентного сопротивления до точки КЗ в именованных единицах,
— активная составляющая эквивалентного сопротивления до точки КЗ в именованных единицах.
с;
;
Найдем эквивалентные сопротивления линий до точки КЗ К2 по формулам:
;
Набросок 2.4 — Схема с эквивалентными сопротивлениями для расчета токов КЗ
Рассчитаем модуль эквивалентного сопротивления по формуле:
Рассчитаем ток КЗ на шинах низкого напряжения ПС2 в точке К2.
Приведем эквивалентное сопротивление к низкой стороне.
.
;
Ударный ток рассчитывается по формуле (2.2):
,
где iу -ударный ток недлинного замыкания в точке К2, кА;
Ку — ударный коэффициент.
где ТА — временная составляющая, которая рассчитывается по формуле (2.4):
с;
.
Согласно рассчитанным значениям токов недлинного замыкания на шинах 35 и 10 кВ будем проводить выбор коммутационной аппаратуры на подстанции.
Занесем приобретенные результаты в таблицу 2.1:
Таблиця 2.1 — значения токов КЗ в точках К1 и К2
Точка КЗ
, кА
TA, c
, кА
К1
1,2
0,007
8,76
К2
2,82
0,008
17,95
3. Выбор коммутационной аппаратуры на проектируемой подстанции
3.1 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ
3.1.1 Выбор выключателей перегрузки
Выключатели мощности выбираются по таковым условиям:
1) по номинальному напряжению:
, (3.1)
2) по рабочему току:
, (3.2)
3) по коммутационной возможности на симметричный ток КЗ:
, (3.3)
где Iп(ф) — действующее времени ф опосля начала расхождения дугогасительных контактов выключателя;
Iн. откл — номинальный ток при КЗ, который способен отключить выключатель;
4) по коммутационной возможности на асимметричный ток КЗ:
, (3.4)
где ia(ф) — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов:
; (3.5)
вн — номинальное времени затухания апериодической составляющей тока недлинного замыкания (для РУ завышенного напряжения подстанции с;
ф — меньший просвет времени от начала КЗ до момента расхождения контактов, рассчитывается по формуле:
, (3.6)
где tрз.мин — малое время деяния релейное защиты, принимается равным 0,01 с;
tс.в. — собственное время отключения выключателя;
; (3.7)
5) по электродинамической стойкости:
, (3.8)
где iпр скв — амплитудное
6) по тепловой стойкости:
, (3.9)
где Bк — термический импульс по расчету кА2•с;
Iт — предельный ток тепловой стойкости по каталогу, кА;
tт — продолжительность протекания тока тепловой стойкости, с;
Выбор выключателей Q1.
Избираем вакуумный выключатель марки ВР35НС c [2].
Набросок 3.1 — Наружный вид выключателя ВР35НС
Набросок 3.2 — Габаритные размеры выключателя ВР35НС
электронный подстанция ток напряжение
Номинальные характеристики выключателя ВР35НС:
Uн = 35 кВ;
Iн =1600 А;
Iн откл = 20 кА;
iпр скв = 52 кА;
Iт = 20 кА;
tт = 3 с;
tc.в. = 0,035 с;
вн = 0,4.
Создадим проверку выключателя:
1) по номинальному напряжению:
,
2) по рабочему току:
,
3) по коммутационной возможности на симметричный ток КЗ:
,
,
4) по коммутационной возможности на асимметричный ток КЗ:
кА;
,
,
;
5) по электродинамической стойкости:
,
6) по тепловой стойкости:
Расчетные данные:
.
Каталожные данные:
,
.
Как лицезреем из наших расчетов, выключатель отвечает всем нужным требованиям и быть может применен для нашей подстанции.
3.1.2 Выбор разъединителей с заземляющими ножиками
Разъединители выбираются по таковым условиям:
1) по номинальному напряжению:
, (3.10)
2) по конструктивному выполнению;
3) по рабочему току:
, (3.11)
4) по электродинамической стойкости:
, (3.12)
5) по тепловой стойкости:
, (3.13)
Так как Концерн «Высоковольтный альянс» не выпускает разъединителей с заземляющими ножиками 35 кВ, то выберем разъединитель марки РНД-35/1000 У1 с [3].
Набросок 3.3 — Наружный вид и размеры разъединителя РНД-35/1000 У1
Номинальные характеристики разъединителя :
Uн = 35 кВ;
Iн = 1000 А;
Iт = 25 кА;
Iпр скв = 63 кА;
tт = 3 с;
Создадим проверку разъединителя:
1) по номинальному напряжению:
;
3) по рабочему току:
;
4) по электродинамической стойкости:
,
5) по тепловой стойкости:
Расчетные данные:
.
Каталожные данные:
,
.
На стороне 35 кВ избираем разъединители марки РНД-35/1000 У1, но зависимо от места расположения на схеме устанавливаем разъединители с одним либо с 2-мя заземляющими ножиками.
3.1.3 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока выбираются по таковым условиям:
1) по номинальному напряжению:
, (3.14)
2) по рабочему току:
, (3.15)
3) по конструкции и классу точности;
4) по электродинамической стойкости:
, (3.16)
где iпр скв — амплитудное
5) по тепловой стойкости:
, (3.17)
6) по сопротивлению перегрузки:
; (3.18)
где Z2ном — сопротивление вторичной обмотки в согласовании с каталожными данными, рассчитывается по формуле:
; (3.19)
где Z2 — расчетное сопротивление вторичной обмотки трансформатора тока;
Z2 ? r2, потому что индуктивное сопротивление измерительных цепей невелико, в свою очередь r2 рассчитывается по формуле :
; (3.20)
где rконт — сопротивление контактов, принимается равным 0,05 Ом;
rприб — сопротивление устройств, которое рассчитывается по формуле:
; (3.21)
где Sприб — мощность потребляемая устройствами (выбирается из таблиц);
rпр — допустимое сопротивление проводов, рассчитывается по формуле:
; (3.22)
Опосля расчета сопротивления провода, находится его сечение по формуле:
; (3.23)
где с — удельное сопротивление материала провода Ом•м, для алюминия с=0,0283 Ом•м, для меди с=0,0175 Ом•м;
L — длина проводов от трансформаторов тока до устройств, м.
По рассчитанному сечению провода, которое не обязано быть наименее 2,5 мм2 для меди и 4 мм2 для алюминия (по механической прочности), пересчитываем сопротивление rпр и его
Избираем трансформаторы тока ТФЗМ-35 Б-У1
Набросок 3.4 — Наружный вид и габаритные размеры трансформатора тока ТФЗМ-35 Б-У1
Номинальные характеристики трансформатора тока:
Uн = 126 кВ;
I1н = 200 А;
I2н = 5 А;
Iт = 7 кА;
iдин = 42 кА;
S2изм = 30 ВА;
S2защ = 30 ВА;
tт = 3 с;
Создадим проверку трансформатора тока:
1) по номинальному напряжению:
,
2) по рабочему току:
,
4) по электродинамической стойкости:
,
5) по тепловой стойкости:
Расчетные данные:
.
Каталожные данные:
,
;
6) по сопротивлению загрузки в классе точности 0,5:
;
Мощность амперметра — S = 0,1 ВА. Мощность счетчика активной и реактивной энергии S = 2,0 ВА.
Находим сопротивление устройств:
;
Сопротивление проводов:
;
Длинна проводов от трансформатора тока до устройств, равна L = 73 м.
Сечение проводов:
.
Сечение проводов из меди берем 2,5 мм2. Для соединения ТТ с устройствами проложим кабель типа КРВГ — кабель контрольный с медными жилами, с резиновой изоляцией, с ПВХ оболочкой сечением жил 2,5 мм2.
Сопротивление проводов будет равным:
;
Расчетное сопротивление вторичной обмотки будет равно:
;
Исходя из этого, следует:
.
Все условия выбора для трансформатора тока ТФЗМ-35 Б-У1 производятся, как следует будем их употреблять в нашем проекте.
3.1.4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по таковым условиям:
1) по номинальному напряжению:
, (3.24)
2) по конструкции и схеме соединения обмоток;
3) по классу точности;
4) по вторичной перегрузке:
, (3.25)
где S2ном — номинальная мощность вторичной обмотки, ВА (по каталогу);
S2 — перегрузка всех измерительных устройств, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА, рассчитывается по формуле:
; (3.26)
где P2 — активная мощность устройств, Вт;
Q2 — реактивная мощность устройств, ВА.
Выбирем трансформаторы напряжения марки ЗНОМП-35 У1:
Набросок 3.5 — Наружный вид и габаритные размеры трансформатора напряжения ЗНОМП-35 У1
Номинальные характеристики трансформатора напряжения:
Uн = 35 кВ;
Класс точности 0,2;
Uвт = 35/ В;
Sном=100 ВА.
Создадим проверку трансформатора напряжения:
1) по номинальному напряжению:
,
4) по вторичной перегрузке:
Из [4] таблицы мощностей устройств избираем:
мощность вольтметра — S = 2,0 ВА; мощность ваттметра — S = 3,0 ВА; мощность счетчика активной и реактивной энергии — P = 1,6 Вт, Q=3,89 Вар.
Рассчитаем S2:
;
В итоге, получаем:
.
Как лицезреем все условия производятся, другими словами можно употреблять данные трансформаторы напряжения для подстанции ПС2.
Таковым образом, трансформаторы напряжения будут работать в избранном классе точности 0,2.
Для соединения трансформаторов напряжения с устройствами принимаем контрольный кабель КРВГ сечением жил 2,5 мм2.
3.1.5 Выбор ОПН на стороне 35 кВ
Процедура выбора состоит из 2-ух главных шагов:
1) выбор электронных черт ОПН в согласовании с параметрами сети;
2) выбор механических черт ОПН и его климатического выполнения.
Перечень сокращений:
Um — класс напряжения сети; Uc — наибольшее рабочее напряжение; Ur — номинальное напряжение ОПН; TOV — временные перенапряжения Т — коэффициент временных перенапряжений; k — коэффициент замыкания на землю; Ups — защитный уровень при коммутационных перенапряжениях; Upl — защитный уровень при грозовых перенапряжениях; Uws — уровень изоляции при коммутационных перенапряжениях; Uwl — уровень изоляции при грозовых перенапряжениях.
Набросок 3.6 — Диаграмма выбора ОПН
Выбор номинального напряжения ОПН (Ur)
Для всякого класса напряжения сети в таблицах «Защитные свойства ОПН» даны значения номинальных напряжений Ur и наибольших продолжительно допустимых рабочих напряжений ОПН Uc, при которых с достаточным припасом ОПН выдерживает фактическое наибольшее долгое рабочее напряжение системы Uca. Таковым образом, выбор Ur зависит только от временно допустимых повышений напряжения на ОПН TOV, их амплитуды и продолжительности.
Временно допустимые увеличения напряжения на ОПН — это возникающие в системе довольно долгие напряжения, как правило, промышленной частоты, с гармониками либо без их. Ограничители должны выдерживать данные увеличения напряжения без утраты термический стойкости.
Более нередко одно- либо двухфазные замыкания приводят к появлению временных перенапряжений в здоровой фазе(ах), также в нейтрали силовых трансформаторов. Их амплитуда определяется состоянием нейтрали в системе, а продолжительность — временем устранения повреждения.
Считается, что системы с глухозаземленной нейтралью имеют коэффициент замыкания на землю
. (3.27)
Во всех других вариантах (изолированная нейтраль либо заземление нейтрали через резистор) коэффициент замыкания принимается равным k=1,73.
Для систем с глухозаземленной нейтралью время, требуемое для устранения повреждений, обычно составляет наименее 1 с, но может приметно различаться в различных системах. значения TOV продолжительностью 1 и 10 с, выдерживаемые ОПН, приводятся в [7]. Для того чтоб найти значения TOV с иной продолжительностью либо для остальных определенных критерий, необходимо следовать ниже обозначенной процедуре:
3) раздельно рассматривается каждое TOV;
4) по TOV-кривым (могут быть представлены заводом изготовителем) определяется коэффициент T для времени, соответственного времени, которое требуется для устранения повреждений.
5) даст малое
6) большая величина Ur из приобретенных для всякого TOV вычислений будет являться разыскиваемым значением Ur.
В таблице 3.1 приводятся малые значения номинальных напряжений (Ur) ОПН. Рекомендуется постоянно выбирать ближайшую самую большую величину Ur из данного каталога.
Таблица 3.1 — Малые значения номинальных напряжений (Ur) ОПН
Состояние нейтрали
Продолжительность повреждения
Напр. системы
Um, кВ
Мин. ном. напр. ОПН Ur, кВ
Глухо-заземленная
? 1 с
? 100
? 0,8·Um
Глухо-заземленная
? 1 с
? 100
? 0,72·Um
Не глухо-заземленная
? 10 с
? 170
? 0,91·Um
? 0,93·Um
(EXLIM T)
Не глухо-заземленная
? 2 ч
? 170
? 1,11·Um
Не глухо-заземленная
> 2 ч
? 170
? 1,25·Um
Выбор энергоемкости ОПН
Энергоемкость ограничителя является чертой, отражающей совокупа действий на него в разных режимах при напряжениях выше Uс.
Класс энергоемкости ОПН характеризуется величиной удельной поглощаемой энергии в кДж на 1 кВ номинального напряжения. При отсутствии особых расчетов по выбору класса энергоемкости нужно выбирать последующие классы:
Таблица 3.2 — Классы ОПН для различного напряжения
Для сети 110 кВ
Класс R
Для сети 150 кВ
Класс R
Для сети 220 кВ
Класс Q
Для сети 330 кВ
Класс Р
Для сети 500 кВ
Класс Р
Для сети 750 кВ
Класс Т
При способности появления переходного резонанса (при отсутствии выключателей на стороне ВН, коммутациях блока линия — трансформатор), при установке в сетях с отчасти разземленными нейтралями трансформаторов ограничители должны выбираться на класс выше по отношению к обозначенному.
Выбор уровня защиты (Upl и Ups)
Для координации уровней изоляции учитывается уровень защиты при грозовом импульсе (Upl) для Um ? 362 кВ и амплитуде тока 10 кА, для наиболее больших уровней напряжений — 20 кА. Аналогично уровень защиты при коммутационном импульсе (Ups) определяется в спектре токов от 0,5 кА (для Um ? 170 кВ) до 2 кА (при Um ? 362 кВ). Эти значения можно взять из таблиц, приведенных в реальном издании, либо же просто вычислить по таблице 3.3. В крайнем случае вычисленные значения следует округлять в огромную сторону.
Таблица 3.3 — Характеристики для выбора уровня защиты
Тип ОПН
Ном. разрядный ток In, кА
Upl/Ur, при 10 кА
Upl/Ur, при 20 кА
Ups/Ur
EXLIM R
10
2,590
—
2,060 / 0,5 кА
PEXLIM R
10
2,500
—
2,045 / 0,5 кА
EXLIM Q
10
2,350
—
1,981 / 1,0 кА
PEXLIM Q
10
2,350
—
1,981 / 1,0 кА
EXLIM P
20
2,275
2,5
2,020 / 2,0 кА
PEXLIM P
20
2,275
2,5
2,020 / 2,0 кА
EXLIM T
20
2,200
2,4
1,976 / 2,0 кА
Примечание: Upl и Ups справедливы для ОПН АББ.
Проверка припаса защитного уровня
Припас защитного уровня (в %), вычисленный при соответственном импульсе тока с соответственной амплитудой по таблице 3.3, определяется последующим образом:
1) припас защитного уровня при грозовых перенапряжениях:
, (3.28)
где Uwl — импульсная крепкость изоляции оборудования при грозовом импульсе;
2) припас защитного уровня при коммутационных перенапряжениях
, (3.29)
где Uws — импульсная крепкость изоляции оборудования при коммутационном импульсе.
Из-за низкого коэффициента , также из-за того, что у большинства современного оборудования высочайший коэффициент , имеющегося припаса уровня защиты обычно наиболее чем довольно. Но зависимо от электронных расстояний меж ОПН и защищаемым оборудованием припас Upl может уменьшиться, и ОПН не сумеют защищать оборудование, которое не подключено в конкретной близости от их (т. е. в защищаемой зоне). наличие для ОПН типа PEXLIM других вариантов установки может посодействовать в понижении воздействия эффекта расстояния. Внедрение доп ОПН на линейных вводах подстанций также упрощает эту задачку.
Рекомендуется иметь припас защитного уровня (с учетом «эффекта расстояния») порядка 20% либо больше для того, чтоб принять во внимание понижение очень выдерживаемых перенапряжений из-за старения оборудования. В случае если избранный тип ограничителя не обеспечивает хотимого припаса защитного уровня, выбор должен быть изготовлен в пользу ограничителя с наиболее высочайшим классом энергоемкости, что автоматом дает наименьшую величину Upl.
Избираем ОПН для высочайшей стороны 35 кВ.
Для выбора ОПН из таблицы 3.1 берем формулу для выбора малого номинального напряжения ОПН Ur. Для полосы с глухозаземленной нейтралью, напряжением 35 кВ при условии, что продолжительность повреждения меньше 1с, формула имеет вид:
, (3.30)
;
Избираем класс ОПН, для сети напряжением 35 кВ по таблице 3.2 избираем ОПН класса R. Также при выбирании ОПН необходимо выбирать его номинальный разрядный ток, для сетей 35 кВ и выше, его следует брать 10 кА.
Исходя их этих данных, избираем ОПН марки Pexlim R с полимерным корпусом компании АВВ [6].
Набросок 3.7 — Наружный вид ОПН
Номинальные характеристики ОПН Pexlim R:
Номинальное напряжение ОПН (Ur) — 90 кВ ? 79,2 кВ;
Продолжительно допустимое рабочее напряжение (Uнр) -72 кВ;
Способность противостоять временным перенапряжениям за 1с -103 кВ;
Остающееся напряжение при волнах тока 10 кА — 225 кВ;
Рассчитаем, какое напряжение грозового импульса выдержит наш изолятор. Из таблицы 3.3 для ОПН марки Pexlim R отношение для Um ? 374 кВ и амплитуды тока 10 кА. Находим Upl:
;
Уровень защиты для коммутационного импульса выбирается из таблицы 3.3 по соотношению при Um ? 170 кВ и токе 0,5 кА;
;
3.2 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ
3.2.1 Выбор выключателей мощности
Избираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-20-1000-У2 с таковыми техническими данными:
номинальное напряжение — ;
номинальный ток — ;
номинальный ток отключения — ;
номинальное значение относительной апериодической составляющей тока в точке отключения — %;
ток динамической стойкости — ;
;
предельный ток тепловой стойкости — ;
продолжительность протекания тока тепловой стойкости — с;
собственное время отключения — ;
полное время отключения — .
Набросок 3.8 — Наружный вид вакуумного выключателя марки BB/TEL-10-20/1000 У2
Выполним проверку данного выключателя:
1) по номинальному напряжению:
10 кВ = 10 кВ
2) по наибольшему рабочему току:
49,36 А < 1000 A
3) по коммутационной возможности на симметричный ток КЗ (для этого рассчитаем время до разногласия контактов выключателя):
.
.
4) по коммутационной возможности :
;
А;
,
,
.
5) по электродинамической стойкости:
17,95 кА < 51 кА
6) по тепловой стойкости:
Расчетные данные:
.
Каталожные данные:
,
.
Все условия выбора вакуумных выключателей для защиты трансформаторов Т1 и Т2 производятся.
3.2.2 Выбор выключателей мощности в ячейках подстанции
Отходящие полосы по низкой стороне выберем схожей длины с схожими параметрами. Расчет проведем для одной ячейки ПС низкой стороны (для остальных ячеек расчет аналогичен).
Избираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-12,5/630 У2 с таковыми техническими данными:
;
;
;
%;
;
;
;
с;
;
.
Набросок 3.9 — Наружный вид вакуумного выключателя марки BB/TEL-10-12,5/630 У2
Выполним проверку данного выключателя:
1) по номинальному напряжению:
10 кВ = 10 кВ.
2) по наибольшему рабочему току:
,
где — мощность в конце отходящих линий;
;
.
3) по коммутационной возможности на симметричный ток КЗ:
;
;
.
4) по коммутационной возможности:
;
.
5) по электродинамической стойкости:
,
17,95кА < 52 кА.
6) по тепловой стойкости:
Расчетные данные:
.
Каталожные данные:
,
.
Все условия выбора вакуумных выключателей для защиты отходящих линий производятся.
Секционный выключатель СВ установим таковой же, как и на отходящих линиях марки BB/TEL-10-20/1000 У2.
Выполним проверку данного выключателя:
1) по номинальному напряжению:
10 кВ = 10 кВ.
2) по наибольшему рабочему току:
,
где — мощность перегрузки;
.
3) по коммутационной возможности на симметричный ток КЗ:
;
с;
.
4) по коммутационной возможности:
;
.
5) по электродинамической стойкости:
,
17,95 кА < 52 кА.
6) по тепловой стойкости:
Расчетные данные:
.
Каталожные данные:
,
.
Все условия выбора выключателей СВ производятся.
3.2.3 Выбор трансформаторов тока
Нам нужно установить ТТ в последующих ячейках ЗРУ:
— в ячейке секционного выключателя;
— в ячейках: ввод №1, ввод №2;
— в ячейках отходящих линий 10 кВ.
Избираем ТТ типа ТПЛ-10-0,5-10Р-50/5 У3 с таковыми параметрами:
кВ;
;
;
;
S2изм = 30 ВА;
S2защ = 15 ВА;
;
с.
время отключения tоткл = 0,04 с.
Набросок 3.10 -Наружный вид ТТ марки ТПЛ-10-0,5-10Р-50/5 У3
Набросок 3.11 — Габаритные размеры ТТ марки ТПЛ-10-0,5-10Р-50/5 У3 (конструктивные варианты выполнений)
Выполним проверку:
1) по номинальному напряжению:
10 кВ = 10 кВ;
2) по наибольшему рабочему току:
;
3) по электродинамической стойкости:
,
17,95 кА < 60 кА.
4) по тепловой стойкости:
;
,
.
5) по сопротивлению загрузки:
;
.
К трансформатору тока подключается устройство релейной защиты МРЗС (Z=0,06Ом), амперметр (Z=0,1Ом), ваттметр (Z=0,09Ом) и счетчики энергии (Z=0,07Ом).
Сопротивление всех устройств .
Сопротивление контактов .
Сопротивление проводов:
;
Длину проводов примем равной L=3м, провод медный с = 0,0175 Ом•м.
Сечение проводов по формуле (3.23):
;
Для соединения ТТ с устройствами проложить кабель типа КРВГ — кабель контрольный с медными жилами, с резиновой изоляцией, с оболочкой из ПВХ-пластиката с сечением жил 2,5 мм2.
Сопротивление проводов будет равным:
;
Расчетное сопротивление вторичной обмотки будет равно:
;
Исходя из этого, следует:
.
Все условия выбора для трансформатора тока марки ТПЛ-10-0,5-10Р-50/5 У3 производятся, как следует используем их в нашем проекте.
3.2.4 Выбор трансформаторов напряжения
На стороне 10 кВ избираем масляный трехобмоточный трансформатор, который состоит из однофазных ТН марки ЗНМИ-10-I-У2:
Набросок 3.12 — Наружный вид ТН типа ЗНМИ-10-I-У2
1) Номинальное первичное напряжение: ;
2) класс точности: 0,5;
3) номинальная вторичная перегрузка S2ном с коэффициентом мощности 0,8
а) обмотки для измерений (главный) 75,100 и 0 ВА;
б) обмотки для защиты (доборной) 30 ВА.
Делаем проверку трансформатора напряжения:
1) по номинальному напряжению:
.
2) по номинальной вторичной перегрузке условие производится, поэтому что мы задаемся мощностью устройств, которые присоединяют, равной суммарной фазной мощности вторичной цепи ТН.
Таблица 3.4 — Вторичная перегрузка трансформатора напряжения 10 кВ
Устройство
Общая потребляемая мощность
, Вт
, ВА
Вольтметр
2
1
2
Ваттметр
1,5
2
3
Счетчик активной и реактивной энергии
0,8
2
1,6
3,89
ИТОГО
6,6
3,89
Таковым образом, трансформаторы напряжения будут работать в избранном классе точности 0,5.
Выбор трансформатора напряжения на 2-ой секции делается аналогично.
Для соединения трансформаторов напряжения с устройствами принимаем контрольный кабель КРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
3.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав потребителей собственных нужд (с.н.) подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов. Более ответственными пользователями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система остывания трансформаторов, аварийное освещение.
На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ нужно устанавливать не наименее 2-ух ТСН.
Схемы с.н. подстанции должны предугадывать присоединение ТСН к различным источникам питания, вводам различных трансформаторов, разным секциям РУ НН и тому схожее.
Мощность ТСН обязана выбираться в согласовании с перегрузками в различных режимах работы подстанции.
Нам нужно установить два ТСН с напряжениями обмоток высшего напряжения 10 кВ и низшим номинальным напряжением 380 В.
Представим, что на ПС установлены такие пользователи собственных нужд:
1. Обогрев шифанеров наружной установки — 1,5 кВт.
2. Отопление пульта управления — 5,5 кВт.
3. Обогрев проводов разъединителей — 0,6 кВт.
4. Оперативные цепи — 1 кВт.
5. Остывание трансформатора Т2 — 5 кВт.
6. Аппаратура связи и телемеханики — 0,9 кВт.
7. Освещение ЗРУ — 3 кВт.
8. Блокирование разъединителя — 5 кВт.
9. Остывание трансформатора Т1 — 5 кВт.
10. Освещение ОРУ — 5 кВт.
11. Аварийная вентиляция — 5,5 кВт.
Для обеспечения резерва питания приемники электронной энергии распределим таковым образом.
Для I секции:
Для II секции:
Мощность трансформаторов выберем по условию:
(3.32)
где — мощность потребителей собственных нужд,
Для нашей подстанции подступает трансформатор ТМ 25/10.
Для обеспечения собственных потребностей на подстанции выберем два трансформатора ТМ-25/10 с таковыми параметрами:
Таблица 3.5 — Тип и паспортные данные избранного трансформатора собственных нужд
Марка
Номинальная
мощность, кВА
Напряжение, кВ
Утраты, кВт
Uкз, %
Iхх, %
ВН
НН
Рхх
Ркз
ТМ — 25/10 У1
25
6;10
0,4
0,13
0,6
4,5
3,2
3.2.6 Выбор ОПН на стороне 10 кВ
ОПН выбираются по условиям:
1) по номинальному напряжению;
2) по большему рабочему напряжению:
(3.33)
где — наибольшее допустимое напряжение ОПН; — наибольшее рабочее напряжение сети;
3) по уровню временных перенапряжений:
(3.33)
где — наибольшее
4) по координационному интервалу для грозовых перенапряжений:
, (3.35)
где — координационный интервал; — уровень грозового испытательного напряжения; — напряжение на ОПН при номинальном разрядном токе;
5) по координационному интервалу для внутренних перенапряжений:
, (3.36)
где — координационный интервал; — уровень грозового испытательного напряжения; — напряжение на ОПН при номинальном разрядном токе.
6) по току КЗ:
(3.37)
где — номинальный ток ОПН.
Выберем ограничители перенапряжения на номинальное напряжение 10 кВ марки ОПН-КР/TEL-10/12.0-УХЛ2 с таковыми параметрами:
— номинальное напряжение: 10 кВ;
— номинальный разрядный ток: 10 кА;
— наибольшее продолжительно допустимое рабочее напряжение: 12 кВ;
— грозовое испытательное напряжение: 39,6 кВ;
— остаточное напряжение: 31,3 кВ;
— допустимое напряжение: 34 кВ.
Проверим ОПН по условиям выбора:
2) наибольшее продолжительно допустимое рабочее напряжение:
12 кВ>10 кВ.
3) T=1,5 [4], UН.О.=12кВ, тогда , ;
20 кВ>15 кВ.
4) , , тогда
.
5) , , тогда:
.
Расположено на /
Расположено на /
Набросок 3.12 — Наружный вид и габаритные размеры ОПН марки ОПН-КР/TEL-10/12.0-УХЛ2
Нелинейные ограничители перенапряжений всепригодной серии ОПН-КР/TEL обеспечивают эффективную защиту изоляции электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений в сетях классов напряжений 6 кВ и 10 кВ переменного тока промышленной частоты 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) с изолированной либо возмещенной нейтралью.
Внедрение нелинейных металлооксидных резисторов с нестареющими чертами в сочетании с технологией корпусирования в полимерный корпус дозволяет удачно использовать ОПН-КР/TEL для надёжной защиты от перенапряжений хоть какой природы трансформаторов, электродвигателей, генераторов и кабельных сетей в критериях высочайшего загрязнения окружающей атмосферы.
ОПН-КР/TEL вполне соответствуют требованиям эталонов МЭК 99-4 и являются взрывобезопасными изделиями, чем принципно различаются от ограничителей в фарфоровом либо другом крепком корпусе.
Ограничители продолжительно выдерживают механическую нагрузку от тяжести провода с учётом ветра и гололёда.
3.2.7 Выбор предохранителей
Предохранители серии ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем)(т) предусмотрены для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий электропередачи.
Предохранители серии ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем)(н) предусмотрены для защиты измерительных цепей трансформаторов напряжения.
Предохранители выбираются по условиям:
1) по номинальному напряжению;
2) по номинальному току;
3) по току отключения:
, (3.38)
где — предельный отключаемый ток.
Номинальное напряжение предохранителей и их плавких вставок UВС.НОМ независимо от места установки обязано выбираться равным номинальному напряжению сети.
Предохранители избираем на напряжение 10 кВ. ток, который проходит через предохранители, которые инсталлируются для защиты трансформаторов собственных нужд, обоснован мощностью ТСН (S=25 кВА), равен:
.
Выберем предохранитель серии ПКТ 101-10-2-31,5 УЗ с таковыми параметрами:
— номинальное напряжение: 10 кВ;
— номинальный ток плавкой вставки: 2 А;
— номинальный ток отключения: 31,5 кА.
Набросок 3.13 — Наружный вид предохранителя ПКТ 101-3-2-40 У3
Изначальное
0,582 кА < 40 кА.
Предохранители для защиты трансформаторов напряжения избираем на напряжение 10 кВ. ток, который проходит через предохранители, обоснован мощностью ТН (S=1 кВА):
.
Выберем предохранитель ПКН 001-10 У1
Набросок 3.14 — Наружный вид предохранителя ПКН 001-10 У1
характеристики предохранителя:
— номинальное напряжение: 10 кВ;
— допустимое предельное
— номинальный ток отключения: не нормируется.
4. Расчет молниезащиты подстанции
4.1 Общие положения охраны труда
понятие «охрана труда» определено статьей 1 Закона Украины «О охране труда». Охрана труда — это система правовых, социально-экономических, организационно-технических, санитарно-гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, направленных на сохранение жизни, здоровья и трудоспособности человека в процессе его трудовой деятель.
Главной целью охраны труда является создание на любом рабочем месте неопасных критерий труда, неопасной эксплуатации оборудования, уменьшение либо полное нейтрализация действия вредных и небезопасных производственных причин на организм человека и, как следствие, понижение производственного травматизма и проф болезней.
Охрана труда тесновато связана с экономикой. Создание неопасных и здоровых критерий труда содействует увеличению его производительности и понижению себестоимости продукции. Увеличение производительности происходит за счет понижения утомляемости работающих в течение рабочего времени, его оптимального использования. Себестоимость продукции понижается при уменьшении издержек на компенсацию утрат рабочего времени в связи с временной либо неизменной нетрудоспособности, также при понижении издержек на оплату льгот за работу в неблагоприятных критериях.В Законе «О охране труда» в первый раз в истории Украины экономические меры управления охраной труда сведены в ранг гос политики. Сиим Законом в обществе утверждаются принципно новейшие отношения, основанные на экономическом механизме управления критериями труда — формировании у собственника (работодателя) экономической заинтригованности в осуществлении мероприятий по улучшению критерий труда. Главные экономические способы управления охраной труда:- Дифференцированные тарифы на соц страхование зависимо от уровня производственного травматизма, степени вредности критерий труда, степени риска производства;- Финансирование охраны труда;- Экономическое стимулирование.
Если в итоге соответственных профилактических мероприятий работодателю удается достигнуть соответствующего состояния охраны труда, понизить уровень либо совершенно избежать травматизма и проф болезней, ему миниатюризируется сумма страхового взноса в Фонд общественного страхования от злосчастных случаев.
За высочайший уровень травматизма и проф болезней работодатель платит в Фонд общественного страхования от злосчастных случаев страховой взнос в размере, превосходящем установленный страховой тариф.
4.2 Молниезащита подстанции ПС2
Удар молнии — это явление природы. И совсем понятно, что носит оно случайный нрав: может попадет, а может и не попадет. Но, если все-же попадет, последствия его могут быть весьма грустными.
защита от прямых попаданий молнии осуществляется при помощи молниеотвода. Через молниеотвод ток молнии, минуя объект защиты стекает в землю. Молниеотвод состоит из молниеприемника — конкретно принимает на себя удар молнии, токоотвода и заземления. Эти устройства могут иметь разный наружный вид, но они все должны делать весьма важную задачку — не пропустить молнию к поверхности ЗРУ и ее частей.
Защитное действие молниеотвода характеризуется его зоной защиты, т.е. местом поблизости молниеотвода, возможность попадания молнии в который не превосходит определенного довольно малого значения.
Молниеотводы по типу молниеприемников делятся на стержневые и тросовые. Стержневые молниеотводы производятся в виде вертикально установленных стержней, соединенных с заземлителем, а тросовые — в виде горизонтально подвешенных проводов. По опорам, к которым присоединяется трос, прокладываются токоотводы, соединяющие трос с заземлителем.
Закрытые распределительные устройства подстанций защищаются стержневыми молниеотводами, а полосы электропередачи — тросовыми. Для защиты шинных мостов и гибких связей большенный протяженностью также могут употребляться тросовые молниеотводы.
Молниеотводы образуют общую зону защиты, т.е. представляют собой неоднократный молниеотвод. Зона защиты неоднократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых стержневых молниеотводов.
Молниезащиту ПС2 исполняем при помощи 2-ух пар стержневых молниеотводов. Рассчитаем зону защиты каждой из пар молниеотводов. Начальные данные ПС2 для проверки молниеотводов: длина = 56 м, ширина = 47 м, высота h = 6 м. Высота молниеотводов 20 м, расстояние меж молниеотводами L = 32 м.
Расчет предугадывает выполнение последующих неотклонимых критерий:
— Высота молниеотводов не обязана превосходить 60 м;
— Обязано производиться соотношение:
(4.1)
где — расстояние меж молниеотводами в согласовании с планом;
— высота молниеотвода.
По формуле 4.1 получаем:
Приняв высоту молниеотводов можем высчитать перпендикуляр, установленного с середины расстояния меж молниеотводами по формуле:
(4.2)
м.
Лучшую высоту молниеотводов определяем по формуле:
, (4.3)
м.
Ширина зоны защиты каждой из пар молниеотводов определяется высотой защитного объекта по формулам:
(4.4)
при условии, что ;
(м).
Радиус зоны защиты на высоте защищаемого объекта находим по формуле:
(4.5)
м.
Результаты расчетов занесены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 — Результаты расчетов зон защиты установленных на подстанции
Наименование расчетной величины
Наименование пар молниеотводов
1-ая пара
2-ая пара
Высота защ. объекта, м
4,5
4,5
Расстояние меж молниеотводами, м
32
32
Высота перпендикуляра, установленного с середины расстояния меж молниеотводами, м
19,9
19,9
Лучшая высота молниеотводов, м
20
20
Радиус зоны защиты на высоте защ. объекта, м
25,1
25,1
Итак, как видно из расчетов, установленная система стержневых молниеотводов на ПС2 обхватывает всю ее местность и не просит подмены опосля реконструкции. Молниезащита ПС соединена с контуром заземления. Эскизы заземления защиты изображенные на рисунке 4.2-4.3.
Набросок 4.1 — Эскиз заземления защиты (вид сверху)
Набросок 4.2 — Эскиз заземления защиты (разрез)
ВЫВОДЫ
Основная цель проектирования электронных станций и подстанций заключается в последующем:
]]>