Энергоснабжение и расширение подстанции

Содержание

Введение

1. Обоснование необходимости расширения подстанции

1.1 Расчет нагрузок подстанции на шинах 10 кВ

1.2 Выбор мощности силового трансформатора

2. Главная схема соединений подстанции

3. Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор основного оборудования подстанции

4.1 Открытое распредустройство

4.1.1 Масляные выключатели и привода к ним

4.1.2 Разъединители и привода к ним

4.1.3 Разрядники

4.2 Распредустройство 10 кВ

4.2.1 Масляный выключатель на стороне 10 кВ

4.3 Трансформатор собственных нужд

4.4 Измерительные трансформаторы

4.4.1 Трансформаторные тока ввода 10 кВ

4.4.2 Трансформатор напряжения

4.5 Выбор шин открытого распредустройства 35 кВ

4.5.1 Проверка шин на термическую устойчивость

4.5.2 Проверка на корону выбранного провода

4.6 Выбор и расчет шин на 10 кВ

5. Релейная защита и автоматика подстанции

5.1 Общая характеристика защиты ПС

5.2 Максимальная токовая защита на стороне 35 кВ

5.3 Дифференциальная защита

5.4 Максимальная токовая защита на стороне 10 кВ

5.4.1 Максимальная токовая зашита ввода

5.4.2 Максимальная токовая защита отходящих линий

5.5 Газовая защита

5.6 Защита от перегрузок

5.7 Согласование защит

5.8 Характеристика устройств автоматики ПС

5.9 Автоматическое повторное включение

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Безопасность жизнедеятельности на производстве

6.1.1 Требования безопасности при производстве монтажных работ на подстанции 35/10 кВ

6.1.2 Основные требования безопасности при эксплуатации оборудования подстанции 35/10 кВ

6.1.3 Расчет заземляюўего контура устройства ТП-35.10 кВ с учетом климатической зоны и удельного сопротивления

6.2 Пожарная безопасность

6.2.1. Грозозащита подстанции

6.3 Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

6.3.1. Экологическая безопасность

7. Экономическая часть

Литература

Введение

Одним из важных факторов технического прогресса является электрификация всех отраслей народного хозяйства и быта населения республики.

Массовая электрификация сельского хозяйства нашей республики началась в 50-х годах нашего столетия, когда значительно возросла мощность энергосистемы Белоруссии. Тогда же и было принято правительственное решение о присоединении сельскохозяйственных потребителей к государственной энергосистеме.

Начало электрификации Белоруссии относится к началу ХIХ столетия. Первая электрификация появилась на крупных промышленных предприятиях губернских городов Витебска, Минска, Гродно, Могилева и небольших городах и местечках губернского подчинения Гомеле, Добруше, Борисове, Бобруйске, Пинске, Белостоке, Сморгони и других.

Так, в 1894 году в Минске была построена первая электростанция мощностью 300 лошадиных сил, энергия которой использовалась в основном для электрического освещения города. В 1898 году в городе Витебске была построена электростанция мощностью 225 кВт для питания трамваев. В то время это был второй трамвай в России.

Начало формирования Белорусской энергосистемы была положена в 1930 году, когда была сдана в эксплуатацию Белорусская Гидравлическая районная электростанция (ГРЭС), около города Орша. Она была построена по Государственному плану электрификации России (ГОЭРЛО) и имела мощность 20 тыс. кВт.

Ряд промышленных городов Витебск, Орша, Могилев и Шклов получили электроэнергию от нее по линии 110 кВ. Построенная в послевоенное время в 1951 году Смолевичская ГРЭС, Минская ТЭЦ-3 и БелГРЭС были объединены в единую энергосистему Белоруссии линиями 110 кВ.

В конце 50-х годов была сдана в эксплуатацию Василевичская и Березовская ГРЭС, которые были связаны по линиям электропередачи (ЛЭП) 220 кВ с Гомелем, Бобруйском, Минском, Могилевом, Брестом и образовали достаточно мощную энергосистему Белоруссии.

С вводом в эксплуатацию гиганта Белоруссии энергосистемы Лукомльской ГРЭС (проектной мощностью 2400 МВт) для связи с крупными городами восточной и северо-западной части Белоруссии и энергосистемами России и Прибалтики была построена сеть воздушных линий (ВЛ), ЛЭП на 330 кВ.

В настоящее время это направление является основным Белорусской энергосистемы.

К 1970 году была завершена полная электрификация сельского хозяйства на базе государственной энергосистемы. Это дало возможность электрифицировать производственные процессы в сельском хозяйстве, поставить на промышленную основу производство птицы, свиней и крупного рогатого скота.

В настоящее время немыслимо решение вопросов развития экономики республики, быта городского и сельского населения без надежного и качественного электроснабжения потребителей.

Самый важный показатель системы электроснабжения - надежность подачи электроэнергии. В этой связи основными задачами сельского электроснабжения являются:

повышение качества электроэнергии;

обеспечение надежности электроснабжения;

снижение потерь электроэнергии и ее рациональное использование.

По данным концерна «Белэнерго» максимальное потребление электроэнергии в Республике Беларусь было зафиксировано в 1991 году и составило 49,2 млрд. кВт ч, а в 1998 году - 30,5 млрд. кВт ч. По структуре электропотребления производственные сельскохозяйственные потребители составляют 9,1%, сельское население - 4,8%, городское население - 14%. А также по данным концерна «Белэнерго» потребление электроэнергии на душу населения в Республике Беларусь в 1997 году составляет 3275 кВт ч/год при численности населения 10,23 млн. человек.

1. Обоснование необходимости расширения подстанции

Расширение подстанции (ПС) «Веселово» предусматривается в связи с ростом нагрузок, обусловленных строительством комплекса локальной битумной установки ПРСО «Минскоблдорстрой» в населенном пункте Зембин Борисовского района.

В настоящее время на ПС «Веселово» установлен один трансформатор 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА. Питание ПС осуществляется по ВЛ 35 кВ Борисов - Веселово. Подстанция в основном предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

1.1 Расчет нагрузок ПС на шинах 10 кВ

Установленная мощность трансформаторов трансформаторных подстанций (ТП), питающихся от ПС «Веселово» в настоящее время приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Установленная мощность трансформаторов ТП

Номер фидара	Тип ТП	Название объекта	Установленная мощность, кВА
540 Итого: 541	КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП	Веселово Веселово Костюки Крахмальный з-д Сельхозхимия Ляховка Брыли Зембин Зембин Каменка Школа Кормоцех	63 60 25 40 25 63 25 301 60 60 63 40 160
Итого: 542 Итого: 543 Итого: 544 Итого: 546 Итого: 548 Итого	КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП КТП	Детский сад Зембин эл. Котельня Кормоцех Жерствянка Любча Кищина слабода Тимки Стрелковцы Садовщина Подберезье Вильяновка Шерстни Ратубичи Детский сад Мастерские МТФ КЗС Кормоцех Бытча Малое Стахово Старо-Борисов Слободка Дубенька Большое Стахово Новоселы Старо-Борисов Копачевка Стахово База минеральных удобрений Компресор АБЗ Иконы Белолуг Рудненск Вишневка Замошье Иконы школа Иконы Иконы АВМ Магазин Сушилка Детский сад Веселово Веселово эл. Котельня	100 250 160 50 160 1103 50 25 100 40 50 100 30 160 100 100 160 250 180 1345 60 60 40 25 40 60 60 60 40 445 40 650 400 400 1490 160 40 60 250 25 250 30 160 100 250 100 1425 100 160 260

С целью определения перспективной нагрузки ПС «Веселово» в соответствии с методическими указаниями по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38..110 кВ сельскохозяйственного назначения по максимальной фактической нагрузке фидеров 10 кВ полученной в результате замеров. Определяем коэффициент средней фактической загрузки ТП:

Кз =

Где Рл - фактическая максимальная нагрузка линии 10 кВ по данным измерений, кВт.

Ко - коэффициент одновременности нагрузок разных групп потребителей, присоединенных к линии 10 кВ, принимается по таблице 2.12 в зависимости от количества ТП /10/.

Ксi - коэффициент сезонности потребителей трансформатора. Принимаем Кс = 1.

Таблица 1.2 Данные замеров максимальной вечерней нагрузки фидеров ПС «Веселово»

Номер фидера	Pmax, кВт	Cos F	S, кВА	I, A
540 541 542 543 544 546 547 548 Итого:	135 432 599 209 683 650 связь с ПС 119 2827	0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83	163 521 722 252 823 783 144	9,42 30,1 41,7 14,6 47,6 45,3 8,3

Суммарная нагрузка фидеров, отнесенных к шинам 10 кВ при Кс =1 ПС «Веселово» равна 2827 кВт.

КЗ1 =

КЗ2 =

КЗ3 =

КЗ4 =

КЗ5 =

КЗ6 =

КЗ7 =

Результаты показывают, что в соответствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) мощность ТП в среднем позволяет эксплуатировать их в нормальном режиме.

1.2 Выбор мощности силового трансформатора

Определим полную мощность на шинах 10 кВ ПС «Веселово» при среднем коэффициенте мощности сельскохозяйственных потребителей cosF = 0,83 по выражению:

S =

Где Р - суммарная нагрузка фидеров;

Сos F -средний коэффициент мощности.

В этом случае установленный один трансформатор Sт= =2,5МВА будет загружен на

Кз = S / Sт *100

S - суммарная полная мощность на шинах 10 кВ, кВА;

Sт - установленная мощность трансформатора , кВА.

Кз = 3406 / 2500*100 = 136%.

Это позволяет эксплуатировать трансформатор ТП в течение 5 суток по 1 часу. На основании приведенных расчетов необходимо увеличить трансформаторную мощность ПС, при этом возможны два варианта:

Вариант 1.

Установка второго трансформатора Т2 мощностью Sт = 4000 кВА.

В этом случае в нормальном режиме трансформатор Т1 будет выведен в резерв для питания потребителей 1 категории и других ответственных потребителей в аварийных ситуациях трансформатора Т2, а второй будет загружен на 3406 / 4000*100 = 85%.

Вариант 2.

Установка второго трансформатора Т2 мощностью Sт = 2500 кВА.

В этом случае в нормальном режиме каждый трансформатор Т1 будет загружен на S / 2Sт *100=3406 / 2* 2500*100 = 68%, А в аварийном - на 136%.

Из приведенных в пояснительной записке данных в 9 разделе экономической части предпочтительным является 2 вариант с двумя трансформаторами ТМН - 2500/35 при одновременной их работе в течение года, чем с одним трансформатором ТМН -4000/35 при его работе в течение года.

2. Главная схема соединений подстанции

Проектируемая ПС «Веселово» 35/10 кВ имеет открытое распредустройство (ОРУ) - 35 кВ и распредустройство (РУ) - 10 кВ.

ОРУ 35 кВ содержит следующее оборудование:

два масляных выключателя ВТ - 35 - 630 - 12,5У1;

два разъединителя 35кВ в блоках трансформаторов марки типа РД(3)1 - 35/100У1;

два разъединителя шинного моста - РД(3)2 - 35/100У1;

один разъединитель линейный - РД(3)2 - 35/100У1;

два разрядника РВС - 35 кВ;

узел связи;

ошиновка ОРУ-35 кВ выполнена проводом АС сечением 120 мм.кв.

РУ 10 кВ содержит следующее оборудование:

масляный выключатель ввода, ячейки отходящих линий, ячейки секционного выключателя марки типа ВМ-10-630-12,5У1;

измерительные трансформаторы тока марки типа ТКВ-10-0,5Р;

измерительный трансформатор напряжения типа НТМ-10;

трансформаторы собственных нужд марки типа 25/10;

шины 10 кВ от трансформатора т2 до РУ 10 кВ выполнены проводом АС-120, а ошиновка в РУ 10 кВ жесткими прямоугольными шинами АТ 50х5.

3. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для решения следующих основных задач:

выбор и оценка схемы электрических соединений;

выбор аппаратов и проверка проводников по условиям их работы при коротком замыкании;

проектирование защитных заземлений;

подбор характеристик разрядников для защиты от перенапряжений;

проектирование и настройка релейных защит.

Схема замещения цепи короткого замыкания.

Из каталога индуктивные сопротивления воздушной линии 35кВ с проводами марки АС принимаем:

Х050 = 0,418 Ом км-1,

Х0120 = 0,391 Ом км-1,

А индуктивные сопротивления воздушной линии 10 кВ с проводами марки АН50 принимаем:

Х050 = 0,38 Ом км-1.

Определяем сопротивления линий:

Участок ВЛ 35 кВ с проводом АС50:

Хл1 =Хо1*l1 = 0,418*15,9 = 6,65 Ом.

Участок ВЛ 35 кВ с проводом АС120:

Хл1 =Хо2*l2 = 0,391*2,7 = 1,06 Ом.

Суммарное сопротивление ВЛ 35 кВ:

Х35 = Хл1+Хл2 = 6,65 +1,06 = 7,71 Ом.

Участок ВЛ 35 кВ с проводом АН50:

Хл10 =Хоз*l3 = 0,38*19,08 = 7,25 Ом.

Расчет ведем в относительных базисных единицах. Принимаем базисную мощность Sб = 100МВА. Определяем параметры элементов цепи короткого замыкания: Х*с = Sб/Sк =100/85,5 = 1,17

Sк - мощность короткого замыкания в точке присоединения рассматриваемого участка, Sк =85,5МВА.

Сопротивление линий:

Х*л = Хо*l*Sб/U2ср

Хо - удельное индуктивное сопротивление линии;

L - длина участка, км;

Uср - среднее напряжение, которое принимается 1,05 *Uн.

Х*35 = Х35*l*Sб/U2ср = 7,71*100/372 = 0,563

Х*10 = Х10*l*Sб/U2ср =7,25*100/10,52 = 6,6.

Сопротивление трансформаторов:

Х*т =

Хт1 и Хт2 - сопротивление трансформаторов Т1 иТ2.

Хт1 = Хт2 =

U -напряжение короткого замыкания;

Sн - номинальная мощность, Sн = 2,5 МВА.

Хт1 = Хт2 =

Х*т =

Определяем результирующие сопротивления до точек короткого замыкания:

Х*рез1 = Х*с +Х*л35 =1,17+0,563 = 1,73

Х*рез2 = Х*рез1 +Х*т = 1,73+1,3 = 3,03

Х*рез3 = Х*рез2 +Х*л10 =3,03 +6,6 = 9,03.

Определяем параметры короткого замыкания в точке К1.

Определяем трехфазный ток:

Iк1(3) = Iб/I*рез1 = 1,56/1,73 = 0,9 кА

Iб - базисный ток.

Iб=Sб/*Uб

Uб - базисное напряжение

Iб=100/*37 = 1,56 кА

Двухфазный ток короткого замыкания

Iк1(2) = 0,87 *Iк1(3) = 0,87 *0,9 = 0,78 кА

Ударный ток короткого замыкания

Iу =*Ку* Iк1(3) = 1,41*1,5*0,9 = 1,9

Ку - ударный коэффициент (в сети 35 кВ Ку = 1,5).

Мощность короткого замыкания:

Sк1(3) = *Uф* Iк1(3) = 1,73 *37*0,9 = 57,61 МВА

Определяем параметры короткого замыкания в точке К2.

Определяем трехфазный ток:

Iк2(3) = Iб/I*рез2 = 5,51/3,03 = 1,82 кА,

Iб=100/*10,5 = 5,51 кА (3.8)

Двухфазный ток короткого замыкания

Iк2(2) = 0,87 *Iк2(3) = 0,87 *1,82 = 1,58 кА

Ударный ток короткого замыкания

Iк2(3) = 1,41*1*1,82 = 2,57 кА,

Мощность короткого замыкания:

Iк2(3) = 1,73 *10,5*1,82 = 33,1 МВА

Определяем параметры короткого замыкания в точке К3.

Iк3 (3) = 5,51/9,03 = 0,61 кА,

Iб=100/*10,5 = 5,51 кА

Двухфазный ток короткого замыкания

Iк3(2) = 0,87 *0,61 = 0,53 кА

Ударный ток короткого замыкания

Iк3(3) = 1,41*1*0,61 = 0,86 кА

Мощность короткого замыкания:

Sк3 (3) = 1,73 *10,5*0,61 = 11,08 МВА

Результаты расчета сводим в таблицу:

Таблица 3.1. Сводные данные расчета токов короткого замыкания

Место короткого замыкания	Iк3 (3) кА	Iк3 (2) КА	Iу кА	Sк МВА
К1 К2 К3	0,9 1,82 0,61	0,78 1,58 0,53	1,9 2,57 0,86	57,61 33,1 11,08

4. Выбор основного оборудования подстанции

Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму максимальных токов короткого замыкания.

Выбор аппаратов производится по роду установки, по номинальному напряжению, по номинальному току. После выбора оборудования производят проверку на динамическую и термическую устойчивость. Кроме этого по отключающей способности проверяются отключающие аппараты (выключатели и предохранители).

4.1 Открытое распредустройство (ОРУ) - 35 кВ

ОРУ выполняется на напряжение 35 кВ. Все аппараты этого устройства располагаются на открытом воздухе без каких - либо покрытий, а токоведущие части закрепляются на подвесных или опорных изоляторах, установленым на специальных конструкциях. ОРУ 35 кВ выполнено по схеме «Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линий». В соответствии с главной схемой ПС устанавливается следующее оборудование в ОРУ 35 кВ: масляные выключатели, разъединители, разрядники.

4.1.1 Масляные выключатели и привода к ним

В соответствии с ПУЭ масляные выключатели выбирают по следующим параметрам: конструкции и роду установок;

Для наружной установки марки ВТ-630 по /24/, таблица 5.2 выбираем ВТ-35-630-12,5Y1, Iн=630А, Iоткл =12,5кА.

630A > 57,8А

Выбранный выключатель ВТ-35-630 проверяем на динамическую и термическую устойчивость. Условие динамической устойчивости током короткого замыкания:

iмакс(3) iу(3)

iмакс(3)- амплитудное значение максимального тока выключателя из каталога /18/,

iу(3) - расчетный ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 из расчетно-пояснительной записки дипломного проекта, пункта 3.

31кА 1,9кА

Условие термической устойчивости:

Ік2 t Iк(3) tф,

Ік - ток термической устойчивости, кА, из каталога /18/;

Iк(3) - ток трехфазного короткого замыкания в точке К1, кА, из пункта 3 расчетной пояснительной записки дипломного проекта;

tф - фиктивное время, с.

В виду того, что периодическая составляющая тока короткого замыкания в данном случае считается незначительной, принимается:

tф = tдейств = tзащ +tв

tзащ - выдержка времени защиты на питающей стороне линии 35 кВ (для МТ3 - максимальной токовой защиты tзащ = 1,2с);

tв- собственное время отключения выключателя.

tф =1,2+0,2=1,4с.

Тогда: 12,52 4 0,92 1,4

625 1,13

Iк(3) Iоткл

0,9 12,5

Данные выбора и проверки выключателя сводим в таблицу 4.1.1

Таблица 4.1.1. Результаты выбора и проверки выключателя

Расчетные данные		Каталожные данные
Uуст.ном, кВ Імакс.раб,кА Іу, кА Ік(3) t2tф, кА2С Ік(3)	35 0,578 1,9 1,13 0,9	Uном, кВ Iном, кА I3макс, кА It2t, кА2С Іоткл, кА	35 0,630 31 625 12,5

Для управления масляным выключателем ВТ-35-630-12,5Y1 выбираем привод пружинный ПП-67 и встроенными трансформаторами тока ТВ-35/10.

4.1.2 Разъединители и привода к ним

Основным назначением разъединителя является обеспечение безопасности производства ремонтных работ в электрических установках выше 1000 В. Контакты находятся в воздухе, что обеспечивает видимость места разрыва цепи.

Разъединитель выбирают по:

конструкции и роду установок;

напряжению

Коэффициент 1,4 учитывает длительно допустимую перегрузку трансформатора. РД(3) - 35/1000Y1 - выбранный разъединитель. Проверяем на динамическую и термическую устойчивость током короткого замыкания.

Условие динамической устойчивости током короткого замыкания:

iмакс(3) iу(3) ,

iмакс(3)- амплитудное значение максимального тока выключателя из каталога /18/,

iу(3) - расчетный ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 из пункта 3 расчетно-пояснительной записки дипломного проекта.

63кА 1,9кА.

Условие термической устойчивости:

Ік2 t Iк(3) tф,

Ік - ток термической устойчивости, кА, из каталога /18/;

Iк(3) - ток трехфазного короткого замыкания в точке К1, кА, из пункта 3 расчетной пояснительной записки дипломного проекта;

tф - фиктивное время, с.

В виду того, что периодическая составляющая тока короткого замыкания в данном случае считается незначительной, принимается:

tф = tдейств = tзащ +tв

tзащ - выдержка времени защиты на питающей стороне линии 35 кВ (для МТ3 - максимальной токовой защиты tзащ = 1,2с);

tв- собственное время отключения выключателя (tв=0,2с)

tф =1,2+0,2=1,4с.

Тогда получим: 252 4 0,92 1,4

2500 1,13

Данные выбора и проверки разъединителя сводим в таблицу 4.1.2.

Таблица 4.1.2. Данные выбора и проверки разъединителя

Расчетные данные		Каталожные данные
Uуст.ном, кВ Імакс.раб,кА Іу, кА Ік(3) t2tф, кА2С	35 115,6 1,9 1,13	Uном, кВ Iном, А I3макс, кА Iк2t, кА2С	35 1000 63 2500

Для управления разъединителями РД(3)-35/1000 выбираем привод ручной ПР - 90. Такого типа выбираем разъединители в блоках трансформаторов и шинного моста.

4.1.3 Разрядники

Разрядники выбираем по номинальному напряжению установки и защитным характеристикам.

Выбираем разрядники типа РВС-35кВ - разрядник вентильный стационарный. Наибольшее допустимое напряжение разрядника равна 40,5 кВ из каталога /18/ и пробивное напряжение (действующее значение) при частоте 50 Гц: не менее 78 кВ и не более 98 кВ.

4.2 Распредустройство (РУ) - 10кВ

РУ 10кВ выполнено по схеме «Одиночная секционированная выключателем система шин». РУ 10кВ комплектуется шкафами типа КРН-IV-10. Сборные шины присоединяются к силовому трансформатору через выключатель ввода 10кВ ВК-10. К сборным шинам присоединяется 10 отходящих линий 10 кВ, каждая из которых оборудована масляными выключателями ВМ-10, трансформатором собственных нужд ТМ-25/10 напряжением 10/0,4кВ, трансформатором напряжения НТМИ-10.

Шкаф типа КРН-IV-10 РУ 10кВ состоит из ячеек: ячейки отходящих линий, ячейки секционного выключателя, ячейки ввода, трансформатор напряжения.

4.2.1 Масляный выключатель на стороне 10 кВ

Выбор масляного выключателя происходит аналогично выбору масляного выключателя в пункте 4.1.1.

2024 1,822 1,4

1600 4,63

Таблица 4.2.1 Результаты выбора и проверки выключателя ввода 10 кВ

Расчетные данные		Каталожные данные
Uуст.ном, кВ Імакс.раб,кА Іу, кА Ік(3)t2tф, кА2С Ік(3), кА	10 202 2,57 4,6 1,82	Uном, кВ Iном, А I3макс, кА Iк2t, кА2С Іоткл, кА	10 630 52 1600 20

Выбираем масляный выключатель типа ВМ-10-630-12,5Y1. Такого типа выбираем выключатели ячеек отходящих линий и ячейки секционного выключателя. Так как ток нагрузки всех отходящих линий меньше ввода 10кВ, а выключатели ВМ-10 изготавливаются на минимальный ток 630А, то расчетные данные меньше будут чем для выключателей ввода.

4.3 Трансформатор собственных нужд

Схема и оборудование собственных нужд должна обеспечивать на ПС нормальную работу релейной защиты, автоматики, сигнализации, освещение, работу аварийного поста. Кроме того ПС имеет переменный оперативный ток, что ведет к небольшому потреблению электроэнергии. Мощность трансформатора собственных нужд зависит от величины установленной мощности, схемы ПС и составляет от 25 до 630 кВА.

Составим таблицу 4.3 для проверки нагрузки на трансформаторе собственных нужд (ТСН).

Таблица 4.3 Данные нагрузки на ТСН

Назначение Потребителей.	Количество, шт	Нагрузка Р, кВт	Всего Нагрузок
Привода выключателей 10кВт Обогрев приводов Освещение подстанции Итого	7 7 -	0,4 0,2 2,72	2,8 1,4 2,72 6,92

Принимаем трансформатор собственных нужд типа ТМ 25/10, т.к коэффициент мощности потребителей cos = 0,8.

Sмакс=SКо=8,650,85=7,35 кВА, Ко - коэффициент одновременности нагрузок разных групп потребителей, принимаем в зависимости от количества ТП, /10/.

4.4 Измерительные трансформаторы

Измерительные приборы, аппараты релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации на ПС включают через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Эти трансформаторы позволяют:

отделить вторичные цепи (измерения и защиты) от первичных, что обеспечивает безопасность измерений, регулировки, приборов и реле, удобства их обслуживания;

стандартизировать приборы и реле по току и напряжению;

исключать протекание токов короткого замыкания непосредственно через последовательно включаемые в контрольные цепи обмотки приборов и реле; уменьшить сечение контрольных кабелей и проводов, снизив их стоимость.

4.4.1 Трансформаторы тока ввода 10 кВ

Номинальный ток в цепи:

По номинальному напряжению Uн и номинальному току Iн выбираем трансформатор тока типа ТВК-10-0,5/P.

Таблица 4.4.1 Результаты расчетов и проверки трансформатора тока

Расчетные данные		Каталожные данные
Uн.уст., кВ Ін.,А Іу, кА І2tк, кА2с	10 145 2,57 4,6	Uн., кВ Iн., А Iмакс, кА I2t, кА2С	10 400 17,6 18

Составим таблицу вторичных нагрузок:

Таблица 4.4.1.1 Данные нагрузки трансформатора тока

Прибор	Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр Э-330 Счетчик реактивной энергии Счетчик активной энергии Всего	0,07 0,07 0,07 0,21	- - - -	- 0,7 0,7 0,14

Из таблицы 4.4.1.1 видно, что наиболее загружена фаза А, следовательно, по ней проверяем трансформатор тока по классу точности.

По расчету rпр =0,21 Ом, где rпр - сопротивление приборов. Сопротивление контактов rк принимают для всей цепи 0,1 Ом. /1/. Суммарное сопротивление приборов и контактов:

r = rпр + rк = 0,21+0,1 = 0,31 Ом.

rпров = rн - r = 0,4 - 0,31 = 0,09 Ом,

где rн - вторичная нагрузка должна быть 0,4 Ом) /1/.

Сечение соединительных проводов:

мм2

P - удельное сопротивление проводов, Р = 0,031мм2/м;

Lрасч - расчетная длина соединительных проводов, м.

Расчетная длина зависит от схемы включения трансформатора тока. В данном случае Lрасч = L, т.к. трансформатор тока соединяется в неполную звезду, где L - фактическая длина и равна 2,5 м. /1/.

Принимаем сечение проводов с алюминиевыми жилами минимально допустимое по механической прочности F = 2,5 мм2. В ячейках отходящих линий и ячейки секционного выключателя принимаем трансформаторы тока того же типа, но с различными коэффициентами трансформации.

4.4.2 Трансформатор напряжения

Трансформатор напряжения служит для питания обмоток напряжения, приборов контроля и учета. Выбирают:

по номинальному напряжению

Uтн1 Uн.уст.

где Uтн1 - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения;

Для контроля изоляции выбираем один вольтметр с переключателем. Счетчик реактивной энергии установлен в ячейке ввода 10 кВ. Счетчик активной энергии установлен на каждый фидер и один общий на вводе 10 кВ. Составим таблицу вторичных нагрузок, которая подсчитывается на весь трансформатор напряжения без разделения по фазам.

Таблица 4.4.2 Данные вторичных нагрузок

	Число Приборов Шт	Мощность Приборов ВА	Cos	Sin	Потребляемая Р,Вт	Мощность Q, Вар
Вольтметр Э-330 Счетчик активной энергии САЗУ Счетчик реактивной энергии СРЗУ Итого	2 12 1	7,22 1,75 1,75	1 0,38 0,38	0 0,925 0,925	14,44 7,98 0,67 23,09	- 19,43 1,62 21,05

Определяем полную мощность: S= ВА.

Принимаем трансформатор НТМИ-10, номинальная мощность которого в классе точности 0,5 составляет 120 ВА. /1/.

Данная нагрузка обеспечивает заданный класс точности, так как Sтн2 S2, 120 ВА 31,3 ВА.

Трансформатор напряжения позволяет измерять как линейные, так и фазные напряжения. На электродинамическую и термическую устойчивость трансформаторы напряжения не проверяют. Он защищен плавкими вставками предохранителя типа ПКТ-10.

4.5 Выбор шин ОРУ 35 кВ

В ОРУ 35 кВ наиболее часто применяют гибкие шины, выполняемые из сталеалюминевых проводов тех же марок, что и питающая линия. Определим максимальный рабочий ток, питающий линии с учетом перегрузки:

Iн =

По экономической плотности тока сечение проводов будет равно:

Fэ = мм2,

Jэк - экономическая плотность тока.

Для сталеалюминевых проводов при максимуме нагрузки от 3000 до 5000 часов Jэк =1,1 А/мм2. /1/.

Для шин ПС выбираем провод АС сечением 120 мм2. Провод марки АС-120 имеет Iдоп = 390 А (приложение 4/1/). По длительно допустимому току нагрузки шины проходят:

Iдоп =390 А > 115,6 A.

4.5.1 Проверка шин на термическую устойчивость

Определяем температуру нагрева шин при максимальной загрузке:

Vр = Vо +(Vдоп - Vо) ,

Vо - температура окружающей среды, равная 25о С;

Vдоп - допустимая температура нагрева, равная 700 С.

Vр = 25+(70-25) .

С помощью кривых AVр = f(V0 C ) и Vк расч = f(АVр ) по температуре нагрева для сталеалюминевых проводов находим:

При Vр =290 С и АVр =0,2 104 (А2 С/мм2).

AVк = AVр +(I(2)/S)2 tф = 0,2 104 + (900/120)2 1,4 = 0,21104 (А2 С/мм2).

Температура нагрева шин будет равна Vк расч = 470 С. Для сталеалюминевых проводов допускается температура нагрева при коротком замыкании Vк доп = 2000 С, следовательно, сечение шин по термической устойчивости проходит.

На динамическую устойчивость действия токов короткого замыкания гибкие шины не проверяются.

4.5.2 Проверка на корону выбранного провода

В соответствии с /8/ 1.3.33 проверка проводников по условиям короны и радиопомех, определяем критическое напряжение:

Vкр > Vн;

Vкр = 84 mmn rlg(D/r), кВ

m -коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода,

m = 0,81 0,87;

mn - коэффициент, учитывающий погоду. При сухой погоде mn = 1

-= коэффициент, учитывающий атмосферное давление:

= ,

Vo - температура воздуха принимается 250 С;

в - барометрическое давление, равное 760 мм;

=

В ясную погоду:

Vкр = 84 0,85110,57lg(400/0,57)=116 кВ

Таким образом, ОРУ 35 кВ имеет шины, выполняемые проводом АС-120 проходят по условиям короны. Проводом АС-120 выполняем всю ошиновку ПС.

4.6 Выбор и расчет шин на 10 кВ

Сборные шины выбираются по допустимому току нагрузки.

Определяем возможный ток нагрузки при максимальной загрузке трансформатора: Iн =

Выбираем для шин ПС из таблицы 18.1 /1/ шины с прямоугольной площадью сечения типа АТ с площадью поперечного шин 50х5. Проверим шины на электродинамическую устойчивость. Определяем усилие на среднюю фазу: F(3) = 1,76iy2(l/a)10-1, l - расстояние между опорными изоляторами, l = 100 см; а - расстояние между шинами, а = 25 см.

Шины устанавливают в горизонтальной плоскости на ребро.

F(3) = 1,762,572(100/25)10-1=4,5Н

Определим момент сопротивления шины:

, где h - толщина шины, м; в - ширина шины, м.

Определяем напряжение в шинах:

расч =

Для алюминевых шин доп = 70 Мпа. Так как расч < доп, то шины проходят по электродинамической устойчивости. Проверим шины на термическую устойчивость. Определяем температуру шин до момента короткого замыкания:

Up = U0+(Uдоп - U0)*

Up =25+(70-25)*(202/665)2 = 29,160C.

По значению Up находим по кривым АUp = 0,1*104A2c/мм

После этого, вычислив АКUр = АUp +(I2/S)2tв = 0,1*104+(1580/250)2*1,4 = 0,105 *104, найдем по графику Uк = 300С.

Шины по термической устойчивости проходят, так как Uк доп = 2000С.

Uк доп > Uк

2000C > 300C.

5. Релейная защита и автоматика подстанции

Релейной защитой называют автоматическое устройство, состоящее из одного или нескольких приборов - реле, которые реагируют на изменение ретима в каком-либо участке электрической цепи на отключение данного участка или сигнализацию.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите: быстрота действия, чувствительность, селективность (избирательность), надежность.

5.1 Общая характеристика защиты ПС

Релейная защита Т1,Т2 трансформаторов.

Трансформатор оборудован:

дифференциальной токовой защитой на реле РНТ-565, действует на отключение трансформатора со всех сторон при междуфазных коротких замыканиях в зоне, ограниченной трансформаторами тока на вводе 35кВ ( трансформаторы встроены в ВМ-35кВ) и трансформаторами тока на вводе 10кВ. Защита действует без выдержки времени;

максимальной токовой защитой (МТЗ - 35кВ со стороны 35кВ) и выполнена на реле косвенного действия и работает при междуфазных замыканиях на стороне 35кВ и 10кВ, отключая с выдержкой времени ВМ 35кВ ввода 35кВ Т1, Т2;

максимальной токовой защитой (МТЗ-10кВ) стороны 10кВ и выполнена на реле косвенного действия и работает с пуском по напряжению при междуфазных коротких замыканиях на стороне 10кВ, отключая с меньшей выдержкой времени ВМ-10кВ ввода 10кВ Т1,Т2 и с большей выдержкой ВМ-35кВ Т1, Т2, МТЗ-10кВ резервирует защиты отходящих ВЛ-10кВ при близких коротких замыканиях;

газовой защитой, которая реагирует на скорость движения масла в газовом реле при внутренних повреждениях Т1,Т2 (витковое и междуфазное короткое замыкание), на газообразование, вызванное пожаром магнитопровода и изоляции, нарушением контактов токоведущих частей, выделением воздуха из масла и т.д., а также при уровне масла в баке трансформатора ниже установки газового реле. Верхним контактом газовое реле действует на сигнал, а нижним - на отключение трансформатора со всех сторон или на сигнал в зависимости от положения накладки;

защитой от перегрузки на стороне 10кВ, которрая действует на сигнал при перегрузке Т1, Т2 по току на 25 и более;

термозащитой и контролем уровня масла; термозащита действует на сигнал при повышении температуры верхних слоев масла в трансформаторе Т1, Т2 выше 750С, а цепи контроля уровня масла действуют на сигнал при понижении уровня масла в расширителях трансформатора Т1, Т2.

Релейная защита секционного масляного выключателя 10кВ (СМВ-10кВ); оборудован:

максимальной токовой защитой (МТЗ - 10кВ), которая выполнена на реле косвенного действия, и действует при междуфазных замыканиях на стороне 10кВ, отключая с выдержкой времени СМВ - 10кВ, и резервирует защиту отходящих ВЛ - 10кВ при близких коротких замыканиях.

Релейная защита отходящих ВЛ-10кВ.

Отходящие ВЛ - 10кВ оборудованы:

МТЗ -10кВ и ТО-10кВ на реле прямого действия (1СШ - 10кВ) и на реле косвенного действия РТ-85 (2СЩ - 10кВ); МТЗ - 10кВ реагирует на междуфазные замыкания на ВЛ-10кВ и действуют РТ-85 (2СШ - 10кВ); МТЗ - 10кВ и действуют на отключение ВМ -10кВ, ВЛ-10кВ с выдержкой времени, а ТО-10кВ реагирует на близкие короткие замыкания на ВЛ-10кВ без выдержки времени.

5.2 Максимальная токовая защита на стороне 35 кВ

Возникновение короткого замыкания основного вида повреждения сетей сопровождается повышением тока.

Защиты, реагирующие на повышение тока сверх определенного, заранее установленного значения, называют максимальными токовыми.

В сетях напряжением выше 1000В выполняются МТЗ с использованием релейных схем. Селективность действия МТЗ обеспечивается соответствующим выбором выдержек времени. Ток срабатывания защиты должен быть больше максимального рабочего тока защищаемой линии и меньше минимального тока короткого замыкания. При этих условиях будут исключены ложные срабатывания защиты при нормальном режиме и несрабатывании ее при возникновении короткого замыкания. Ток срабатывания Iс з и время срабатывания tс з - основные параметры срабатывания МТЗ.

5.3 Дифференциальная защита

Продольная дифференциальная защита основана на принципе сравнения токов в начале и конце защищаемого участка.

Определяем номинальный ток со стороны 35кВ;

Iн1 =

Номинальный ток со стороны 10кВ:

Iн2 =

Определим коэффициент трансформации трансформатора тока со стороны 35кВ: nтв =

Коэффициент трансформации со стороны 10 кВ: nтн =

Составим таблицу данных для расчета дифференциальной защиты.

Таблица 5.3 Данные для расчета дифференциальной защиты

Наименование	Сторона 35кВ	Сторона 10кВ
Мощность трансформатора Номинальное напряжение. Номинальный ток Соединение трансформатора Соединение трансформатора тока Стандартный коэффициент Вторичные токи в плечах	2500 35 41,25 ТВ-35/10 8,25 300/5 Iвт=41,25*3:60=1,2А	2500 10 145 ТВК-10-0,5Р 29 10/5 Iвт=145*3:20=126А

Определим ток небаланса Iнб расч:

Iнб расч1+ Iнб расч2= Капер * Коднот *Ii *Ua *Iкз мах : nт

Капер - коэффициент, учитывающий переходной режим апериодической слагающей для реле РНТ-565, Капер =1;

Коднот - коэффициент однотипности трансформатора тока, изменяющийся в пределах 0,5 1;

Ii - относительное значение тока намагничивания, Ii =0,1;

Iнб расч1 - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока;

Iнб расч1 =N * Iк мах =0,1*900=90A (5.3)

Iнб расч2 - составляющая тока небаланса, обусловленная сопротивлением паралельных линий.

Определение предварительное первичного тока срабатывания защиты:

по условию отстройки

Icз > Кн * Iнб расч1 =1,3*90=117А

Кн - коэффициент надежности;

по условию от броска тока намагничивания

Icз > Кн * Iном =1,3*41,25=53,6А

Расчетный первичный ток срабатывания защиты берем равным 117А. Тогда коэффициент чувствительности будет:

Кr =

При условии Кr 2 /4/

4,4 2

где Iкз мин - наименьший ток короткого замыкания (из пункта 3 пояснительной записки);

Кт=

Определение составляющей первичного тока небаланса, обусловленного числом витков на стороне 35 кВ, при повреждении на стороне 10кВ.

Ток срабатывания реле на основной стороне: Iср р=

Реле РНТ-565, Кн = 1,3, Icр =60А

Число витков обмотки насыщающего трансформатора для основной обмотки: Wосн расч =

Число витков насыщающего трансформатора на стороне 35кВ:

W1 расч =Wосн расч

Iнбрасч3 =

Iнбрасч =( Iнб1+ Iнб2)+ Iнб3=74+90=164A

Icз=Кн*Iнбрасч=1,3*164=213,2А

Кr=

4,2 2

5.4 Максимальная токовая защита ввода 10 кВ

5.4.1 Максимальная токовая защита на стороне 10 кВ

Для защиты в ячейке ввода принимаем реле РТ-40/10.

МТЗ на стороне 10кВ:

Ток срабатывания защиты: Iсз=

Кн -коэффициент надежности для реле РТ40; Кн =1,2 /6/

Кзап -коэффициент самозапуска, Кзап =1,2..1,3 /6/;

Кв -коэффициент возврата токового реле, Кв =0,85 /6/.

Ток срабатывания реле: Iср =

Ксх - коэффициент схемы при симметричном режиме для нашей схемы соединения трансформаторов тока принимаем Ксх =1 /6/

Кr =

3,95>1,5

Iк min (2) - наименьший ток короткого замыкания защищаемогоучастка на стороне 10 кВ, из пункта 3 пояснительной записки.

Защита является основной защитой шин 10 кВ и резервной защитой для линии 10 кВ.

5.4.2 Максимальная токовая защита отходящих линий

Для защиты принимаем реле переменного тока РТ -85 косвенного действия. Трансформатор тока ТВК -10-0,5Р.

Произведем расчет данных защиты фидера Ф544, перерасчет других фидеров не ведем.

Определим максимальный рабочий ток:

Iр макс =

Icз =

Iср =

Кr =

Iкmin(3) - наименьший ток короткого замыкания защищаемого участка на стороне 10 кВ, из пункта 3 пояснительной записки.

7,6 > 1,5

Результаты расчета сведем в таблицу:

Таблица 5.4.2 Данные по расчету МТЗ отходящих линий

Номер фидера	Iр макс, А	Iс з,А	Іс р,А	Іу,А	Кr
544	47,6	78,5	3,9	4	7,6

Проверим нагрузку трансформатора тока. Для упрощения расчета сопротивлением соединяющих проводов и переходными сопротивлениями контактов пренебрегаем ввиду их малой величины. Сопротивление реле РТ-85:

Rн =Rр(РТ-85)=

трасч = 1,1*Iср Nm /(Iн*Ксх)

трасч = 1,1*4*20/(50*1)=1,76

По кривой /1/ находим, что когда Rдоп =5 Ом, что больше 0,63 Ом. Следовательно, трансформатор тока будет работать в пределах 10% погрешности. Для защиты отходящих линий от однофазных коротких замыканий устанавливаем устройство контроля изоляции. МТЗ защищает линию от многофазных коротких замыканий.

5.5 Газовая защита

Величина тока, проходящего через место установки защиты при повреждении внутри бака трансформатора, например, при витковых замыканиях, определяется число замкнувшихся витков и поэтому может оказаться недостаточной для действия токовых защит. Между тем, эти повреждения опасны для трансформатора и - он должен отключаться.

Опасным внутренним повреждением является так же «пожар в стали», что ведет к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи. Эти потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции.

Токовая защита не реагирует на этот вид повреждения.

Газовая защита основана на том, что при всех видах повреждений и ненормальных нагревах внутри бака трансформатора образуется газ, являющийся средством разложения изоляционных материалов под действием электрической дуги.

Интенсивность газообразования зависит от характера повреждения, размеров повреждения. Это дает возможность выполнять газовую защиту, способную различать степень повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

5.6 Защита от перегрузок

Так как трансформатор нельзя перегружать выше допустимой величины, то для его защиты от перегрузок применяется специальная защита на сигнал.

Ток срабатывания защиты: Iсз =

Ток срабатывания реле: Iср =

Iy = 10 A

Защита выполнена при помощи реле РТ-40.

5.7 Согласование защит

Для каждой защиты наносят характеристику tсз = f(I) в пределах Iсз до Iк макс в месте установки защиты. Определяется условие согласования защит, для чего выделяют зону совместного действия.

Рассчитываются основные данные построения графика tсз = f(I) согласование защит отходящего фидера 544 и защиты ввода 10 кВ:

ток срабатывания защиты отходящих линий Iсз1 = 78,5А;

ток срабатывания защиты ввода Iсз2 = 245А;

ток короткого замыкания в конце фидера 544 (точка короткого замыкания К3) Iкз = 610А;

ток короткого замыкания на шинах 10 кВ (точка короткого замыкания К2) Iкз = 1580А;

время срабатывания первой защиты tз1 =1,4с;

время срабатывания второй защиты tз2 =2с.

Строим типовую время токовую характеристику реле РТ-85 в диапазоне токов Iсз до Iк з. На пересечении вертикальной линии, проходящей через абсциссу Iкз = 610А и построенной характеристикой защиты один будет находиться точка А (рисунок 5.7). Из точки А откладываем t2 =0,6с. Получаем точку В. Через нее строим вторую характеристику реле РТ-40. Из рисунка 5.7 видно, что кривые 1 и 2 в зоне совместного действия не пересекаются. Значит, защита 1 и 2 будут работать селективно.

5.8 Характеристика устройств автоматики ПС

1. Устройство автоматического повторного включения (АПВ) ввода 10 кВ Т2.

АПВ ВМ-10кВ Т2 однократно выполнено на реле АПВ-2П. АПВ работает с выдержкой времени при аварийном отключении ВМ-10кВ ввода 10 кВ Т2 от МТЗ - 10 к.

2.Устройство АПВ отходящих ВЛ-10 кВ.

АПВ ВМ-10 кВ отходящих ВЛ-10 кВ однократное для 1СШ - 10 кВ и работает с выдержкой времени при аварийном отключении ВМ-10кВ отходящих ВЛ-10кВ 1СШ-10кВ от МТЗ-10кВ и Т0-10кВ этих ВЛ-10кВ.

Для 2СШ-10кВ АПВ ВМ-10кВ отходящих ВЛ-10кВ двукратное и работает с выдержкой времени первого крата 2 секунды. Выдержка времени второго крата определяется временем готовности привода. АПВ работает от МТЗ-10кВ и Т0-10кВ отходящих ВЛ-10кВ 2СШ-10кВ.

3. Автоматическое регулирование напряжения Т1, Т2 (АРН).

АРН предназначено для поддержания заданного напряжения на шинах 10 кВ путем переключения анцапф трансформатора под нагрузкой по стороне 35кВ приводом РПН. Ключ SА1 на панели шкафа должен быть в положении «автоматическое». При дистанционном регулировании напряжения под нагрузкой ключ SА1 на панели шкафа должен быть в положении «дистанционное». Для повышения ступени напряжения ключ SА2 следует повернуть в положение «прибавить», при понижении - в положение «убавить». Контроль осуществляется по вольтметру.

4. АВР собственных нужд.

В нормальном режиме питание всей нагрузки собственных нужд осуществляется от ТСНN2. При отключении или исчезновении напряжения от ТСНN2 срабатывает схема АВР 0,4 и питание СН осуществляется от ТСНN1. При восстановлении питания от ТСНN2 схема возвращается через автомат 4АВ, расположенный в ячейке ТСНN2.

5.9 Автоматическое повторное включение

Автоматическое повторное включение широко применяют в энергосистемах, так как благодаря нему значительно снижается число перерывов в электроснабжении потребителей. Особенно эффективно АПВ для сельских электрических сетей, потому что из-за их большой протяженности значительная часть аварийных отключений происходит в результате коротких замыканий на ВЛ.

Однако большинство этих коротких замыканий неустойчиво, и при включении линии после отключения ее релейной защиты она продолжает нормально работать. По данным статистики, успешные однократные АПВ составляют 60…80% общего числа отключений воздушных линий. Кроме того, наличие АПВ значительно упрощает и удешевляет грозазащиту сельских электрических сетей.

Основные требования к АПВ:

Интервал времени между аварийным отключением и подачей импульса на действие АВП должен быть по возможности наименьшим, но при этом большим, чем время, необходимое для деионизации дугового промежутка в месте повреждения, а при АПВ, выполняемом на выключателях с гасительными камерами, - больше времени, необходимого для заполнения гасительной камеры маслом. Для линий напряжений 35 кВ и ниже время деионизации дугового промежутка tд 0,1с и практически не влияет на выбор времени действия АПВ. Время, необходимое для заполнения маслом гасительной камеры выключателя, принимают равным 1с. В соответствии с ПУЭ время подачи первого импульса на АПВ составляет 0,3..2с. При двухкратном АПВ время бестолковой паузы второго АПВ принимают равным 10..15с.

АПВ должно действовать с установленной для него кратностью.

АПВ не должно действовать при отключении персоналом выключателя электроустановки, а также при автоматическом отключении выключателя релейной защитой сразу после его дистанционного, или при помощи средств телеуправления.

АПВ должно быть автоматически подготовлено к повторному действию после включения выключателя.В сельских электороустановках применяют главным образом механические и электрические АПВ однократного действия.

При отключении выключателя релейной защитой замыкаются его контакты SQ и SQ1. При замыкании SQ1 начинает работать реле времени КТ и через установленный промежуток времени замыкает свои контакты в цепи электромагнита включения VAC. Под действием пружины выключатель включается. После этого замыкается концевой выключатель SQ5 и включает электродвигатель устройства АМП, который в течение 6..15с вновь натягивает пружину, после чего он отключается концевым выключателем. При успешном АПВ привод приводится в состояние готовности при последующем аварийном отключении от релейной защиты и для включения выключателя ключом управления SA после оперативного отключения. При усиленном АПВ пружины вновь натягиваются и привод подготавливается к дистанционному включению, но повторного включения выключателя не произойдет, так как контакт реле времени будет уже разомкнут.

Вспомогательный контакт SQ2 остается замкнутым при аварийном отключении его ключом управления, чем предотвращается АПВ при оперативных отключениях.

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Безопасность жизнедеятельности на производстве

6.1.1 Требования безопасности при производстве монтажных работ на подстанции 35/10 кВ

Все конструкции ОРУ до монтажа оборудования закрепляют в соответствии с проектом всеми болтами или сваркой. Поднятые для монтажа элементы оборудования немедленно закрепляет на месте полностью.

Запрещается одновременно регулировать разъединитель или выключатель и делать его ошиновку, а также регулировать выключатель одновременно с его приводом. Регулировать разъединитель или выключатель, отделенный стеной от своего привода, можно только при надежной связи между исполнителями. При регулировки приводов выключателей надо удалить из цепей управления привода предохранителей во избежание случайного дистанционного выключателя или отключения. Нельзя опускать и натягивать пружины без специальных приспособлений. Для проверки контактов выключателей на одновременность замыкания, а также для освещения внутри боков выключателей нужно применять напряжение 12 В.

После подсоединения ошиновки к трансформатору напряжения нужно зашунтировать накоротко и заземлить все его выводы со стороны высшего напряжения (шунт сохраняют до окончания электромонтажных работ в этой установке), чтобы предотвратить появление напряжения из-за обратной трансформацией. Необходимо также зашунтировать и заземлить все используемые вторичные обмотки трансформаторов тока.

Запрещается совмещать отверстия в собираемых деталях пальцами. Надо использовать ломики, бородки. Нельзя поддерживать вручную привариваемые конструкции массой более10 кг или мелкие детали. Их следует до сварки укрепить струбцинами.

При работе на высоте высота приставной лестницы не должна превышать 5 м. Если работать нужно на высоте более 4 м (до ног), но до 7 м, используют передвижные леса (пирамиды или платформы). Это на роликах вышки с площадкой на верху, рассчитанной не менее чем на двоих, и огороженной перилами. Во время работы ролики пирамид или телескопических вышек на них не должно быть людей и инструмента. При высоте более 7 м используют неподвижные леса.

Не допускается использовать недостаточно длинные лестницы или недостаточно высокие подмости, наращиваемые снизу или сверху ящиками, стульями. Запрещается также работать с двух верхних ступенек приставных лестниц и стремянок; рабочий должен стоять не выше чем на расстоянии 1 м от верхнего конца лестницы. В электроустановках с приставных лестниц работают вдвоем (второй поддерживает лестницу), но если лестница не длиннее 2,5м, то вдали от частей, находящихся под напряжением, допускается работа в одиночку.

Приставные лестницы испытывают один раз в 6 месяцев, устанавливая их под углом 750 и подвешивая на 2 минуты к одной из ступеней в средней части лестницы груз 1кН (100 кг)

Запрещается работать на подставных лестницах в следующих случаях: около вращающих машин или над ними, вблизи наличие напряжения не защищенных от случайного прикосновения; при использовании электрофицированного или пневматического инструмента на высоте более 2,5 м; при натягивании проводов с площадью поперечного сечения более 4 м2; при электро- или газосварке. Для таких работ нужно применять подмости или стремянки с площадкой наверху, огражденной перилами.

Леса и подмости , передвижные пирамиды или вышки, применяемые на строительно-монтажных работах, должны быть не временными, изготовленными на месте работ, а инвентарными. У них должен быть паспорт предприятия - изготовителя. Пользоваться неинвентарными лесами и подмостями можно лишь в исключительных случаях, с разрешения главного инженера, причем при высоте более 4м, их нужно строить по утвержденному им проекту.

Во избежание случайного падения инструмента нельзя оставлять его на подмостьях, лесах. Его кладут в инструментальный ящик или сумку. К работам на высоте допускаются только лица, прошедшие инструктаж, а при высоте более 5 м - еще и медицинский осмотр.

6.1.2 Основные требования безопасности при эксплуатации оборудования подстанции 35/10 кВ

По степени опасности поражения электрическим током помещения делят на три класса:

Помещения без повышенной опасности;

Помещения с повышенной опасностью

Помещения особо опасные.

ПС 35/10 кВ как объект по электробезопасности относится ко второму классу, к помещениям с повышенной опасностью.

Персонал, обслуживающий действующую подстанцию, должен соблюдать ПТЭ и ПТБ. Средства защиты, используемые при эксплуатации оборудования подстанции должны соответствовать Правилам применения и испытания средств защиты, использования в электроустановках. Каждый работник, если он не может принять меры к устранению нарушений ПТБ, обязан немедленно сообщить вышестоящему руководству о всех замеченных им нарушениях, а так же о представляющих опасность для людей неисправностях оборудования. На ПС работники с дежурного или оперативно-ремонтного персонала, единолично обслуживающее ПС, должны иметь IV группу по электробезопасности. Осмотр ПС может выполнять один работник с группой III из числа дежурного персонала, либо работник с группой VI из админстративно-технического персонала или руководства предприятия уполномоченного на права единоличного осмотра. Экскурсии по ПС могут проводиться под надзором работника с группой IV, имеющего право единоличного осмотра.

При осмотрах ОРУ, КРУН, запрещается входить в камеры, не оборудованными ограждениями или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям, находящимся под напряжением на расстоянии меньше допустимых. Запрещается открывать двери ограждений и проникать за ограждения в барьеры.

При осмотре щитов и панелей собственных нужд, сборок до 1000В пультов управления разрешается открывать их двери. Выполнение каких-либо работ во время осмотра запрещается.

Отключение и включение разъединителей с ручным приводом выше 1000В обслуживающий персонал должен производить в диэлектрических перчатках.

При возникновении однофазного замыкания на землю на ОРУ 35кВ обслуживающему персоналу запрещается приближаться к месту замыкания на расстоянии менее 8 метров за исключением случаев, когда необходимо освободить персонал, попавший под напряжение и для производства оперативных переключений. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.

Двери помещений ОПУ, КРУН с коридором управления, калитки и выездные ворота ОРУ должны быть закрыты на замок.

При несчастных случаях для освобождения пострадавшего от действия электрического тока напряжение должно быть снято немедленно без предварительного разрешения. Устанавливать переносные заземления, включать заземляющие ножи обслуживающий персонал должен производить непосредственно после проверки отсутствия напряжения.

Отмостки ячеек КРУН и проходы по территории ПС в зимнее время должны очищаться от снега и посыпаться песком.

6.1.3 Расчет заземляющего контура устройства ТП-35/10 кВ с учетом климатической зоны и удельного сопротивления

Данные о заземляющем устройстве до расширения (существующие ЗУ) Борисовский ПЭС не имеет. Общая территория реконструируемой части ПС «Веселово» составляет 480 м2.

Вертикальный заземлитель выполнен из круглой стали диаметром d= 12 мм длиной l=5 м, а горизонтальный заземлитель (соединительная полоса) выполнен из полосовой стали сечением 40х4мм.

Глубина заложения горизонтального заземлителя и верхней части вертикального электрода t0=0,8 м.

Требуется рассчитать заземление ПС35/10 кВ мощностью 2х2500 кВА. От РУ 10кВ подстанции отходят 10ВЛ. К шинам 10кВ присоединен трансформатор собственных нужд напряжением 10/0,4кВ со схемой соединения обмоток Y/K (звезда - звезда с нулевым проводом), нейтраль которого присоединена к контуру заземления подстанции. Рассчетные удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев земли 1=200 Ом м, 2=100 Ом м, толщина верхнего слоя земли h=2 м. Расчетное сопротивление реконструируемой части ПС определяем по выражению: