Характеристика проектируемой подстанции

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Введение

Развитие научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной энергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения, освещения, автоматизированных систем управления технологическими процессами, внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплективных преобразовательных устройств.

Энергетической программой предусматравается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства, совершенствования энергетического оборудования, сокращения всех видов энергетических потерь, повышения уровня использования вторичных энергетических ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов.

Все это ставит большие задачи перед работниками научно-иследовательских, проектных, монтажных и наладочных организаций, работаущих в электроэнергетике.

Содержение

Введение…………………………………………………………………………2

Содержание………………………………………………………………………3

Аннотация………………………………………………………………………..5

1. Характеристика проектируемой подстанции………………………………6

2. Построение графиков проектируемой подстанции………………………..7

2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН……………………...7

2.2. Построение суточных графиков нагрузок на НН………………….....10

2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН……………………..13

2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок…….16

3. Выбор числа м мощности силовых трансформаторов на подстанции…..19

4. Расчет токов короткогозамыкания…………………………………………22

4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры

схемы замещения……………………………………………………………22

4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания……………………...23

5. Выбор электрических аппартов……………………………………….……27

5.1. Выбор выключателей и разъединителей на ВН……………………….27

5.2. Выбор выключателей и разъединителей на СН……………………….29

6. Выбор токоведущих частей на подстации…………..……………………..31

6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220кВ…………………………………31

6.2. Выбор проводов ЛЭП-220кВ…………………………………………...32

6.3. Выбор проводов ЛЭП-35кВ…………………………………………….32

6.4. Выбор проводовна участке от ввода 35 кВ силового

трансформатора до ОРУ-35 кВ……………………………………………..33

6.5. Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ……………………………………….34

6.6. Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ 10кВ…………...34

6.7. Выбор ошиновки в пределахЗРУ…………………………………..…35

6.8. Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ………………………37

7. Выбор измерительных трансформатров…………………………………..40

7.1. Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН,НН………………40

7.2. Трансформаторы тока на сторону ВН, СН,НН………………………..42

8. Выбор трансформаторов собственных нужд……………………………...48

9. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции………….51

10. Выбор ячеек КРУ …………………………………………………………..52

11. Выбор ОПН………………………………………………………………….54

12. Релейная защита…………………………………………………………….55

12.1. Релейная защита силового трансформатора……………………55

12.2. Газовая защита…………………………………………………...61

13. Экономическая часть……………………………………………………...63

13.1. Сетевой график по сооружению подстанции………………….63

13.2. Расчет сметы годовых эксплуатационных

расходов на подстанции…………………………………………………..67

14. Охрана труда……………………………………………………………….74

14.1. Расчет заземлителя подстанции 220/35/10 кВ…………………74

14.2. Противопожарные мероприятия………………………………..79

15. Спецвопрос…………………………………………………………………81

16. Заключение…………………………………………………………………91

17. Список использованной литературы……………………………………..92

Аннотация

Дипломный проект представлен листами пояснительной записки и 6 листами графической части.

В проекте представлены: расчет продолжительности использования максимума нагрузки, выбор силовых трансформаторов, расчет токов трехфазного короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, выбор токоведущих частей на подстанции, спроектирована система измерений, выбор трансформаторов собственных нужд.

В экономической части представлен расчет сетевого графика по сооружению подстанции, расчет эксплуатационных затрат на подстанции.

В главе «Охрана труда» рассмотрены вопросы: расчет заземляющего устройства подстанции, противопожарные мероприятия.

В главе «Релейная защита» представлен расчет релейной защиты силового трансформатора.

В главе «Спец. Вопрос" рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий.

Построение графиков электрических нагрузок

Для зимнего периода

∆ t=t_i*n _з

Для летнего периода

∆ t=t_i*n _л

где t_i- время i-той ступени в сутки;

n_з- количество зимних суток n_з=210;

n_л- количество летних суток n_л=155.

Результаты расчета заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4.

Выбор трансформаторов

При выборе числа трансформаторов на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65 - 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции: S_max = 27,55 МВА

Мощность одного трансформатора:

S_НТ = (0,6-0,7)* S_max = (0,6-0,7)* 27,55= 16,53-19,285 МВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор:

2хТДТН – 25000/220

S_НОМ = 25 МВА, U_ВН = 230 кВ, U_СН = 38,5 кВ, U_НН = 11 кВ,

u_кВ-С = 15%, u_кВ-Н = 20 %, u_кС-Н = 6,5 %, Р_{к ВН-СН} = 130 кВт,

Р_х = 45 кВт.

После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.

Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансформатора, постоянной времени трансформатора t и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.

Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Переменную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А:

, (3.1)

где n - число ступеней многоступенчатого графика; t_i - длительность i-й ступени графика, ч; S_i - нагрузка i-й ступени графика, кВ×А.

Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухступенчатый:

- определяем начальную нагрузку S_Э1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения:

S _Э1 =√(15,94²*1+14,53²*1+13,32²*2+12,51²*1+13,52²*1+18,36² *1+

+22,56²*1+24,98²*1+23,81²*1+22²*1+22,21²*1+24,62²*1+21,79²*1+

+22,8²*0,5+19,98²*0,5+20,39²*1+21,1²*1+20,69²*1+21,1²*1+21,6²*1+

+19,63²*1) /21= 17,21 кВА,

S _Э2 =√(27,55²*1+27,35²*1+25,73²*1) / 3 =26,89 кВА.

Коэффициент начальной нагрузки

К₁= S _Э1 / S _нт (3.2)

К₁=17,21 /25=0,69.

Предварительный коэффициент максимальной нагрузки

(3.3)

К ^I ₂ =26,89 /25=1,0756

Коэффициент максимальной нагрузки

(3.4)

K_2MAX=27,55/25=1,102

0,9* К₂ _MAX = 0,9* 1,102 = 0,99 ; К’₂ = 1,0756 > 0,99 ,принимаем

К₂= 1,0756 .

Определяем продолжительность перегрузки:

(3.5)

h=1,0756²*3/0,99²=3,54

Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:

К_2ДОП = 1.39

К_2ДОП ³ К₂

1.39> 1,0756

Трансформатор ТДТН – 25000/220 выдержит аварийную перегрузку

(если один из трансформаторов выйдет из строя).

Максимальный рабочий ток

I _раб. _max =2* I _норм =2*35=70 А.

Так как I _раб. _max < I _доп =175 А, то условие проверки по допустимому току для проводов типа АС-35/6,2 выполняется.

Проверка проводов на электродинамическую стойкость не производится, так как iу<50 кА.

Производим проверку по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность определяется по формуле

E₀=30,3*m*(1+0,299/√r₀) (6.3)

Где m- коэффициент, учитывающий шероховатость провода m=0,82;

где r₀– радиус провода, см;

r ₀ = D _ПР / 2=0,84/2 = 0,42 см,

D_ПР =0,84 см -диаметр провода,

E₀=30,3*0,82*(1+0,299/√0,42)= 36,3 кВ/ см.

Напряженность вокруг провода определяется по формуле:

E=0,34*U/(r0*(lg(D ср /r0))) (6,4)

Где U- линейное напряжение, кВ;

где r₀– радиус провода, см;

D_ср– среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,

D _ср = 1,26* D =1,26*400 = 504,

D = 400 расстояние между проводами фаз

E=0,354*230/(0,42*(lg(504/0,42)))= 62,96 кВ/ см.

Провода не будут коронировать при условии:

1,07*Е≤0,9Е₀

1,07* 62,96 ≤0,9*36,3

67,36 ≤32,68

Провод марки АС-35/6,2 по условию короны не проходит, поэтому принимаем провод марки АС-185/128 с допустимым током I_доп=605 А. (табл.7,35[2] стр.248)

Проверяем провод по условию короны:

E₀=30,3*0,82*(1+0,299/√1,155)= 31,76 кВ/ см.

E=0,354*230/(1,155*(lg(504/1,155)))= 26,7 кВ/ см.

1,07*Е≤0,9Е₀

1,07*26,7 ≤0,9*31,76

28,57≤28,58

Провод марки АС-185/128 по условию короны проходит.

Выбор проводов ЛЭП-220 кВ

Линии электропередачи, приходящие от систем, выполняются проводами марки АС.

Выбор провода и проверка его по условию короны подробно представлены в пункте 6.1.

Следовательно, линии электропередачи выполняем проводом марки

АС-185/128

Выбор провод ЛЭП-35 кВ

Выбор сечения проводов линий:

q_эк= I_н.р./j_эк=22,15 /1,0=22,15 мм².

Максимальный рабочий ток

I_н.р.=Smax.сн /п*(Uном*√3) (6.5)

I_н.р.=17,64/4*(115 *√3)=0,0225 кА.

,где п=4-число отходящих линий.

Принимаем провод марки АС-50/8 с допустимым током I_доп=330 А. (табл.7,35[2] стр.248)

r ₀ = D _ПР / 2=0,96/2 = 0,48 см,

D_ПР =0,96 см- диаметр провода.

Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ

Ошиновку в пределах ОРУ-35кВ выполняем проводом марки АС.

Шины выбираются по допустимому току.

Iраб.мах=88 А.

Принимаем провод марки АС 50/8, так как сечение проводов ошиновки ОРУ-35кВ не должно быть меньше сечений проводов отходящих присоединений (см.п.6.3).

Таблица 6.1

Сечения кабелей, отходящих от РП

№ РП	n	Р, Мвт	Iрп, А	Iрф, А	q_р, мм²	q_ст, мм²	Iдоп, А	Iдоп', А
1-6	1	1,6	97,1	194,2	48,55	120	260	208

Выбор TV на ВН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

- вольтметры Э – 335 и Н – 394

S _å _приб. = 2*2+2*10 = 24 В × А

Выберем трансформатор (табл.5-13.[2] стр.327)

НКФ – 220 – 58У1

S _ном = 600 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Выбор TV на СН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

- ваттметр Д – 350;

- варметр Д – 350;

- счетчик активной энергии СА3 – И670, S_Wh = Р/ cos j = 1.5/0.8 =

= 1.875 В × А;

- счетчик реактивной энергии СР4–И676, S_Varh =Р/ cos j =2* 3/0.8 = 3,75 В × А

- вольтметр Э – 365;

- вольтметр Э–365 (с переключением для измерения трех фазных напряжений),

а также счетчики активной энергии на двух отходящих линиях

S _å _приб. = 2*2+2*2+4*1.875+2*3.75+2*2+2*2 = 31 В × А

Выберем трансформатор(табл.5-13.[2] стр.327)

ЗНОМ-35 – 65У1

S _ном = 250 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Выбор TV на НН

Нагрузкой на трансформатор на одну секцию являются:

- два ваттметра Д – 350;

- два варметра Д – 335;

- два счетчиков активной энергии СА3 – И670;

- два счетчиков реактивной энергии СР4 – И676;

- вольтметр Э – 365;

- вольтметр Э–365 (с переключением для измерения трех фазных напряжений),

а также счетчики активной и реактивной энергии на кабельных линиях, подходящих к РП, т.е. количество счетчиков = количество РП *2=6*2=12.

S _å _приб. = 4*2+4*1,5+22*1.875+22*3.75+2*2+2*2 = 148,5 В × А

Выберем трансформатор(табл.5-13.[2] стр.327)

НТМИ –10 – 66 У3

S _ном = 200 В × А, т.е. условие (7.1) выполняется.

Для этого трансформатора выберем предохранитель

ПКН 001 – 10 У3.

Выбор T А на ВН

U _н = 220 кВ, I _р.ф. = 70 А. Нагрузкой является амперметр

Э –335.

Выберем трансформатор(табл.5.9.[2] стр.294)

ТФЗМ 220Б – III У1

I _н1 = 300 А> I _р.ф = 70, I _н2 = 5 А, Z _2Н = 1,2 Ом (класс точности 0,5).

По формуле (7.2) определим

r _приб » S _приб / I ² _2н = 0,5 / 5² = 0,02 Ом;

r _к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r _пров = 1,2 – 0,02 – 0,05 = 1,13 Ом.

Сопротивление соединительных медных проводов согласно (7.4)

q _ст = 2,5 мм².

Выберем трансформатор, встроенный в силовой трансформатор

(табл.5.11.[2] стр.316)

ТВТ 220 - I – 600 / 5

I _н1 = 300 А, I _н2 = 5 А.

Выбор T А на СН

U _н = 35 кВ, I _р.м. = 207,5 А, I _р.ф. = 415 А.

Нагрузкой на ТА, расположенный до шин являются:

- амперметр Э –335;

- ваттметр Д – 350;

- варметр Д – 335;

- счетчик активной энергии СА3 – И670, S_Wh = Р/ cos j = 2,5/0.8 =

= 3.125 В × А

- счетчик реактивной энергии СР4 – И676, S_Varh =Р/ cos j =2,5/0.8=3,125 В × А.

Выберем трансформатор

ТФЗМ 35Б-1

I _н1 = 600 А > I _р.ф. , I _н2 = 5 А, Z _2Н =1,2 Ом (класс точности 0,5).

S _приб =0,5+0,5+0,5+2*3,125 = 7,75 В×А.

По формуле (7.2) определим

r _приб » S _приб / I ² _2н = 7,75 / 5² = 0,31 Ом;

r _к = 0,1 Ом

По формуле (7.3) определим

r _пров = 1,2 – 0,31 – 0,1 = 0,79 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q _ст = 4 мм².

Выберем трансформатор, встроенный в силовой трансформатор

ТВТ 35 - I –600 / 5

I _н1 = 300 А, I _н2 = 5 А.

Нагрузкой на ТА, расположенный после шин являются:

- амперметр Э –335;

- счетчик активной энергии СА3 – И670, S_Wh = Р/ cos j = 2,5/0.8 = 3.125 В × А.

Выберем трансформатор

ТФЗМ 35Б-1

I _н1 = 600 А > I _р.ф. , I _н2 = 5 А, Z _2Н =1,2 Ом (класс точности 0,5).

S _приб =0,5+3,125 = 3,625 В×А.

По формуле (7.2) определим

r _приб » S _приб / I ² _2н = 3,625 / 5² = 0,145 Ом;

r _к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r _пров = 1,2 – 0,145 – 0,05 = 1,005 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q _ст = 4 мм².

Выбор T А на НН

U _н = 10 кВ, I _р.м. = 573 А

Нагрузкой на ТА, расположенный в цепи являются:

- амперметр Э –335;

- ваттметр Д – 350;

- варметр Д – 335;

- счетчик активной энергии СА3 – И670, S_Wh = Р/ cos j = 2,5/0.8 =

= 3.125 В × А

- счетчик реактивной энергии СР4 – И676, S_Varh =Р/ cos j =2,5/0.8=3,125 В × А.

Выберем трансформатор

ТШЛК 10 – У3

I _н1 = 3000 А> I _р.Ф , I _н2 = 5 А, Z _2Н = 0,8 Ом (класс точности 0,5).

S _приб =0,5+0,5+0,5+2*3,125 = 7,75 В×А.

По формуле (7.2) определим

r _приб » S _приб / I ² _2н =7,75 / 5² = 0,31 Ом;

r _к = 0,1 Ом

По формуле (7.3) определим

r _пров = 0,8 – 0,31 – 0,1 = 0,39 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q _ст = 4 мм².

I _р.м. = 286,5 А. Нагрузкой на ТА, расположенный на секции является амперметр Э–335.

Выберем трансформатор

ТШЛК 10 – У3

I _н1 =3000 А> I _р.Ф , I _н2 = 5 А, Z _2Н = 0,8 Ом (класс точности 0,5).

S _приб =0,5 В×А.

По формуле (7.2) определим

r _приб » S _приб / I ² _2н =0,5 / 5² = 0,02 Ом;

r _к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r _пров = 0,8 – 0,02 – 0,05 = 0,73 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

q _ст = 4 мм².

Нагрузкой ТА на РП являются

- амперметр Э–335;

- счетчик активной энергии СА3 – И670, S_Wh = Р/ cos j = 2,5/0.8 =

= 3.125 В × А

- счетчик реактивной энергии СР4 – И676, S_Varh =Р/ cos j =2,5/0.8=3,125 В × А.

Для РП 1-6 I _р.ф. = 97 А.

Выберем трансформатор

ТЛ 10 – II – У3

I _н1 = 300 А> I _р.ф , I _н2 = 5 А, Z _2Н = 0,4 Ом (класс точности 0,5).

По формуле (7.2) определим

r _приб » S _приб / I ² _2н =6,75 / 5² = 0,27 Ом;

r _к = 0,05 Ом

По формуле (7.3) определим

r _пров = 0,4 – 0,27 – 0,05 = 0,08 Ом.

Сопротивление соединительных алюминиевых проводов согласно (7.4)

l _расч = ,

q _ст = 4 мм².

Выбор ячеек КРУ

Комплектные электротехнические устройства выпускаются для распределительных устройств. КРУ – защищенные электротехнические устройства, предназначенные для приема и распределения электроэнергии и состоящие из шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами, поставляемые в собранном виде или полностью подготовленном к сборке виде.

Выберем КРУ внутренней установки. (табл.9.5.[2] стр.512)

Ячейки для секционных выключателей:

K -ХХ VII

U _ном = 10 кВ, I _н.сб.ш = 3200 А, I _н.шк. = 3200 А,

тип выключателя ВМПЭ – 10 – 31,5/2000У3 со встроенным электромагнитным приводом

Остальные ячейки:

К – ХХ VI

U _ном = 10 кВ, I _н.сб.ш =3200 А, I _н.шк. = 630 А, I _н.откл =31,5 кА, I _н.д. = 81 кА,

количество и сечение силовых кабелей в шкафах отходящих линий 4(3х240),

тип выключателя ВВЭ – 10 – 31,5/630У3 со встроенным электромагнитным приводом

Проверка кабелей, отходящих от РП, на термическую стойкость

С=90; t _ф = t _РЗ + t _ПО + Т_а = 0,25+0,055+0,01=0,315с,

I _П = 13,36 кА

13,36 кА

т.е. кабель термически стойкий.

Выбор ОПН

В настоящее время для защиты оборудования подстанции от атмосферных и внутренних перенапряжений (при изменении параметров цепи (индуктивности)) используют нелинейные ограничители перенапряжений.

На высшем напряжении установим

ОПН – 220 / 146 – 10 ( II )

На среднем напряжении:

ОПН – 35/ 38 – 10 ( I )

На низшем напряжении:

ОПН – 10 / 5,5 – 7,2 - 10 ( I )

Экономическая часть

Таблица 13.1

Исходные данные к расчету сетевого графика

Наименование работ	Индекс работы	Продолжительность работы в месяцах
Составление проектного задания	(0,1)	1,5
Выбор и согласования площадки	(1,2)	2,5
Проектирование подстанции, 1-й этап	(1,3)	2
Проектирование систем контроля и управления, 1-й этап	(1,11)	1
Оформление заказов и получение контрольно- измерительной аппаратуры и автоматики, 1-й этап	(1,12)	2
Оформление заказа на трансформаторы	(1,13)	1
Оформление заказа на высоковольтные выключатели	(1,14)	1
Проведение изыскательных работ	(2,3)	1,5
Проектирование подстанции, 2-й этап	(3,4)	3
Подготовка документов проекта на сооружение подстанции	(3,5)	1
Оформление заказа и получения материалов для строительства здания подстанции	(3,7)	1
Оформление заказа и получения материалов для строительства помещений высоковольтных выключателей	(3,8)	1
Оформление заказа на специальные материалы для сооружения подстанции	(4,9)	1
Согласование проекта сооружения подстанции	(5,6)	0,5
Утверждение проекта сооружения подстанции	(6,7)	3
Сооружение фундамента здания подстанции	(7,10)	1
Сооружение помещения высоковольтных выключателей	(8,15)	2
Получение строительных материалов	(9,10)	2
Строительство подстанции и начало монтажа оборудования	(10,15)	2,5
Проектирование систем контроля и управления,2- й этап	(11,15)	1
Оформление заказов и получение контрольно- измерительной аппаратуры и автоматики, 1-й этап	(12,15)	2
Получение трансформаторов	(13,15)	4
Получение высоковольтных выключателей	(14,15)	1,5
Установка контрольно- измерительной аппаратуры	(15,16)	2
Завершение монтажа оборудования подстанции	(16,17)	1,5
Приемка подстанции комиссией, проведение испытаний	(17,18)	0,5

После определения времени на каждую работу производится расчет сети.

Определяются параметры работ- сроки начала, окончания и резерва времени.

Ранний возможный срок начала работы:

t ^р.н._i-j=мах0-i (13.1)

Ранний возможный срок окончания работы:

t ^р.^o._i-j= t ^р.н._i-j+ t_i-j(13.2)

Поздний возможный срок начала работы:

t ^п.н. _i-j =Т_кр мах18-i (13.3)

где Т_кр-максимальное время от начального события до конечного, Т_кр=18 мес.

Поздний возможный срок окончания работы:

t ^п.о. _i-j = t ^п.н. _i-j + t_i-j(13.4)

Соотношение ранних и поздних характеристик работ определяет величину их резерва времени, отрезков времени, в пределах которых можно изменить сроки начала окончания всего комплекса работ. Те события которые не лежат на мах пути имеют резерв времени, а те которые лежат, должны выполнятся вовремя.

Полный резерв времени работы определяется по формуле:

R= t ^п.н. _i-j - t ^р.н. _i-j или R= t ^п.о. _i-j - t ^р.о. _i-j(13,5)

Результаты расчетов представлены в таблице 13.2.

По данным таблицы 13.2 строим сетевой график по сооружению подстанции, представленным на рисунке 13.1.

Таблица 13.2

Параметры работ для сетевого графика.

Код работы	t_i-j, мес.	t^р.н. _i-j, мес.	t^р.о. _i-j, мес.	t^п.н. _i-j, мес.	t^п.о. _i-j, мес.	R_i-j, мес.
(0,1)	1,5	0	1,5	0	1,5	0
(1,2)	2,5	1,5	4	1,5	4	0
(1,3)	2	1,5	3,5	6,5	8,5	5
(1,11)	1	1,5	2,5	12	13	10,5
(1,12)	2	1,5	3,5	10	12	8,5
(1,13)	1	1,5	2,5	9	10	7,5
(1,14)	1	1,5	2,5	11,5	12,5	10
(2,3)	1,5	4	5,5	4	5,5	0
(3,4)	3	5,5	8,5	5,5	8,5	0
(3,5)	1	5,5	6,5	6	7	0,5
(3,7)	1	5,5	6,5	9,5	10,5	4
(3,8)	1	5,5	6,5	11	12	5,5
(4,9)	1	8,5	9,5	8,5	9,5	0
(5,6)	0,5	6,5	7	7	7,5	0,5
(6,7)	3	7	10	7,5	10,5	0,5
(7,10)	1	10	11	10,5	11,5	0,5
(8,15)	2	6,5	8,5	12	14	5,5
(9,10)	2	9,5	11,5	9,5	11,5	0
(10,15)	2,5	11,5	14	11,5	14	0
(11,15)	1	2,5	3,5	13	14	10,5
(12,15)	2	3,5	5,5	12	14	8,5
(13,15)	4	2,5	6,5	10	14	7,5
(14,15)	1,5	2,5	4	12,5	14	10
(15,16)	2	14	16	14	16	0
(16,17)	1,5	16	17,5	16	17,5	0
(17,18)	0,5	17,5	18	17,5	18	0

13.2 Расчет эксплутационных затрат по обслуживанию подстанции

Ремонт и эксплуатация оборудования подстанции должны отвечать правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей. В соответствии с этими правилами и правилами технической безопасности предусмотрены осмотры, техническое обслуживание, текущие и капитальные ремонты. Дежурный и ремонтный персонал по техническому обслуживанию силовых трансформаторов и аппаратуры распределительных устройств должны иметь квалификационную группу не ниже четвертой.

Баланс рабочего времени приведены в таблице 13.3.

Таблица 13.3

Баланс рабочего времени

№	Наименование статьи	Значение		Примечание
№	Наименование статьи	Дни	Часы	Примечание
1	Календарный фонд рабочего времени	365	8760	2005 г.
2	Нерабочие дни всего В том числе: Праздничные Выходные	114 9 105	2712
3	Номинальный фонд рабочего времени	251	2008	п.1-п.2
4	Неиспользуемое время Всего Основного и дополнительного отпуска Отпуск учащихся Невыходы по болезни Невыходы в связи с выполнением государственных и общественных обязанностей Внутрисменные потери	44,315 32 1,255 7,55 1,255 1,255		0,5% п.3 3% п.3 0,5% п.3 0,5% п.3
5	Средняя продолжительность рабочего дня	1	8
6	Действительный фонд рабочего времени	206,685	1653,48	п.3-п.4
7	Коэффициент использования рабочего времени	0,823		п.6:п.3

Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала.

Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности (ЕРС) по электрохозяйству подстанции, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства подстанции.

Эти расчеты сводим в таблицу 13.4.

Таблица 13.4

Сводная таблица по ремонту и трудоемкости оборудования.

U, кВ	Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	ЕРС На единицу	Суммарн. ЕРС	Количество ремонтов		Трудоемкость
U, кВ	Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	ЕРС На единицу	Суммарн. ЕРС	Текущ.	Сред.	Текущ.	Сред.	Суммарн.
220	Силовой трансформатор Выключатель Разъединитель Трансформатор напряжения Трансформатор тока ОПН	Шт. Шт. Шт. Шт. Шт. Шт.	2 6 17 1 8 1	101,4 15,4 9,8 11,9 2 7	202,8 92,4 166,6 11,9 16 7	2 2 2 2 2 2		486,7 110,9 118,2 57,1 86,4 67,2		486,7 110,9 118,2 57,1 86,4 67,2
35	Выключатель Разъединитель Трансформатор напряжения Трансформатор тока ОПН	Шт. Шт. Шт. Шт. Шт.	7 16 2 8 2	13,2 8,4 10,2 2 6	92,4 134,4 20,4 16 12	2 2 2 2 2		285,1 322,6 48,96 144 28,8		285,1 322,6 48,96 144 28,8
	Выключатель Ячейка СН Трансформатор напряжения Трансформатор тока ОПН	Шт. Шт. Шт. Шт. Шт.	15 2 2 16 2	11 15 8,5 1 5	165 30 17 16 10	2 2 2 2 2		290,4 72 40,8 79,2 48		290,4 72 40,8 79,2 48
	Заземляющий контур	П.М.	3108	1/100	31,08
	ОПУ	Шт.	1	3	3	1,2	4,8	4,32	17,28	21,6
	итого				1043,98			2290.68		2307,96

а) Количество эксплуатационного персонала, занятого обслуживанием электротехнического оборудования определяется из выражения:

RPM =∑ЕРС / К (13.5)

Где К- норма обслуживания в ЕРС на одного рабочего К=800.

∑ЕРС- суммарные единицы ремонтной сложности, согласно таблице 13.4.

RPM =1043,98 / 800=1,3≈1 человек.

Т.к. RPM<2, по условию ТБ необходимо увеличить RPM до 2.

б) Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

R_яв= RPM*n _см(13.6)

Где n_см-число смен n_см=3;

R_яв= 2*3=6 человек.

в) Списочная численность эксплуатационного персонала:

R_сп=R_яв/Кн (13.7)

Где Кн-коэффициент использования рабочего времени, принимаем согласно таблице 13.3.

R_сп=6/0,0875≈7 человек.

г) Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:

R треб=трудоемкость /( Фд*Кв.н.) (13.8)

Где Фд- действительный фонд рабочего времени, принимаем согласно таблице 13.3.;

Кв.н.- коэффициент выполнения нормы, планируемой для данной категории рабочих на подстанции Кв.н.=1,1.

R треб=2307,96 /( 1757,6*1,1)=1,19≈2 человека.

Амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам в процентах от стоимости основного оборудования.

Иа=ΣК i *Нрен. (13.16)

Где Нрен.- норма отчислений от капитальных вложений на полное восстановление (реновацию) Нрен.=3,5%;

ΣКi- капитальные затраты электротехнического оборудования.

Таблица 13.5

Расчет капитальных вложений подстанции.

№	Наименование	Стоимость Тыс. руб.	Количество Шт.	Суммарная стоимость, тыс. руб.
1	Силовой трансформатор	4813,2	2	9626,4
2	ОРУ-220 кВ	3444	6	20664
3	ОРУ-35 кВ	571,2	7	3998,4
4	ЗРУ-10 кВ: ТСН Ввод или отходящая линия Секционный выключатель Ячейка с ТН и разрядником Итого	148,26 91,56 125,58 77,7	2 14 1 2	296,52 1281,84 125,58 155,4 36148,14

Примечание: расчетная стоимость включает стоимость трансформатора, ошиновки, гибких связей и имнопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты и заземления, силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей до пульта управления, релейной защиты, а так же стоимость строительных и монтажных работ в пределах установки.

Затраты в сооружении подстанции 35-1150 кВ определяются по укрепленным показателям стоимости РУ, силовых трансформаторов, линейных регулировочных трансформаторов, компенсирующих и токоограничивающих устройств.

Укрепленные показатели включают стоимость выключателей, отделителей, коротко замыкателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов, а так же связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

а) Амортизационные отчисления на реновацию:

Иа=0,035*36148,14=1265,18 тыс.руб.

Отчисления в ремонтный фонд.

б)Отчисления на капитальный ремонт рассчитывается в процентах от стоимости основного оборудования.

Ирем.=ΣК i *Нрем. (13.17)

Где Нрем.- нормы отчислений от капитальных вложений на капремонт ,Нрем=2,9%;

Ирем=0,029*36148,14=1048,3 тыс.руб.

в)Стоимость материалов.

Величина затрат на материалы, расходуемые при текущем ремонте и обслуживании электротехнического оборудования, определяется в процентах к основной заработной плате по ремонту и обслуживанию оборудования:

Им=а_м*Ио (13.18)

Где а_м- доля затрат на материалы от основной заработной платы рабочих по ремонту и обслуживанию электротехнического оборудования ,а_м=0,6.

Им=0,6*( 246,064+87,702)=200,26 тыс.руб.

г)Прочие затраты.

Величина прочих затрат определяется:

Ипр.=а_пр*(Ио+Иа+Им) (13.19)

Где а_пр- доля затрат от суммарных затрат на основную заработную плату, амортизационные отчисления, отчисления на материалы а_пр=0,25.

Ипр.=0,25*(246,064+87,702+200,26+1265,18)=446,8 тыс.руб.

д) Суммарные затраты.

Результаты расчетов заносятся в таблицу 13.6.

Таблица 13.6

Результаты расчетов

№	Наименование	Иi, Тыс.руб.	Доля затрат,%	Примечание
1	Общий годовой фонд заработной платы	1104,964	25,37	П.13.2.1,в)
2	Отчисления на социальные нужды	289,5	6,65	П.13.2.1,г)
3	Амортизационные отчисления	1265,18	29,05	П.13.2.2,а)
4	Отчисления в ремонтный фонд	1048,3	24,07	П.13.2.2,б)
5	Стоимость материалов	200,26	4,6	П.13.2.2,в)
6	Прочие затраты	446,8	10,26	П.13.2.2,г)
7	Итого	4355,004	100

Охрана труда

СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА

Методы определения характера и мест повреждений в кабельных линиях

Часто встречающиеся повреждения кабеля:

- заземление одной жилы (возникает при электрическом пробое изоляции или механическом повреждении изоляции кабеля, поврежденную жилу можно обнаружить по значительному уменьшению сопротивления изоляции по отношению к оболочке или земле);

- КЗ между жилами ( происходит при электрическом пробое изоляции, характеризуется малым сопротивлением изоляции между жилами);

- Обрыв жилы ( чаще всего случается при механических повреждениях кабеля; обрывы жилы бывают без заземления, то есть чистый обрыв и с заземлением одной или двух половин. Для чистого обрыва характерно высокое сопротивление изоляции жилы по отношению к земле. Обрыв жилы с заземлением ее двух половин характерен сравнительно большим омическим сопротивлением оборванной жилы и низким сопротивлением изоляции этой жилы с обоих концов);

- комбинированные повреждения кабелей ( различные сочетания указанных видов повреждений).

Для определения характера повреждений кабеля измеряют сопротивление изоляции отдельных жил по отношению друг к другу и по отношению к земле. Состояние изоляции и целость жил кабеля проверяют мегомметром. Для наглядности результаты измерений заносят в таблицу и затем анализируют. При анализе результатов измерений следует иметь в виду, что сопротивление изоляции кабеля должно соответствовать данным ПТЭ и ПТБ.

Методы отыскания повреждения кабеля подразделяются на группы: относительные (для обнаружения зоны) и абсолютные ( для обнаружения места повреждения).

При определении мест повреждения кабельных линий необходимо соблюдать серьезные требования: погрешность не должна превышать 3 м (при этом учитываются трудности производства земляных работ на городских проездах с усовершенствованным покрытием); выполнение ОМП должно ограничиваться несколькими часами; должны соблюдаться правила безопасности персонала. Указанные требования усиливаются необходимостью быстрейшего ремонта КЛ при ее повреждении, так как при выводе линии в ремонт нарушается надежность электроснабжения потребителей и возрастают потери электроэнергии в сети. Для кабельных линий, проложенных в земляной траншее, следует учитывать опасность проникновения влаги в изоляцию в результате нарушений герметичности, возникающих в месте повреждения. Проникновение влаги может быть весьма интенсивным и распространяться на значительную длину вдоль линии.
При быстром определении места повреждения ремонт линии ограничивается заменой участка кабеля длиной 35 м и монтажом двух соединительных муфт, в благоприятных случаях может быть установлена одна муфта. Если работы по определению места повреждения затягиваются, что ведет к проникновению влаги, то возникает необходимость замены участка кабеля с увлажненной изоляцией длиной уже в несколько десятков метров, Это, в свою очередь, увеличивает объем земляных работ и ведет к удорожанию ремонта линии.
В соответствии с установившейся практикой определяют место повреждения в два приема: сначала определяют зоны повреждения кабельной линии, затем уточняется место повреждения в пределах зоны. На первом этапе определение места повреждения производится с конца линии, на втором этапе непосредственно на трассе линии. В связи с этим методы соответственно разделяются на дистанционные (относительные) и топографические (абсолютные). При сложных повреждениях возможно сочетание различных методов определения мест повреждений.
К дистанционным методам относятся: импульсный, колебательного разряда и мостовой, а к топографическим : индукционный, акустический и метод накладной рамки.

Для точного определения места повреждения целесообразно сочетать оба метода: относительный и обсалютный.

При импульсном методе в КЛ посылается так называемый зондирующий электрический импульс и измеряется время между моментом посылки зондирующего импульса и моментом прихода импульса, отраженного от места повреждения. При этом учитывается, что скорость распространения электромагнитных колебаний в КЛ с бумажной изоляцией находится в пределах 160 м/мкс. Время сдвига между зондирующим и отраженным импульсами определяется при помощи электронно-лучевой трубки.
Для измерений используются известные приборы ИКЛ-4, ИКЛ-5, Р5-1А, Р5-5, более совершенные Р5-9, Р5-10. Прибор присоединяется к одному концу линии (схема присоединения выбирается в зависимости от характера повреждения). На экране электронно-лучевой трубки нанесена линия масштаба времени, цена деления которого устанавливается в зависимости от диапазона измерения. Для удобства отсчета на индикаторе экрана имеется сетка. На экране трубки виден отраженный импульс, вершина которого при обрыве жил направлена вверх, при замыкании жил вниз. Кроме того, отражается изменение волнового сопротивления линии за счет соединительных муфт, изменения сечения линии и т. д.
Импульсный метод может быть применен в КЛ любых конструкций при однофазных и многофазных повреждениях устойчивого характера (Rп<50/100 Ом), при обрывах жил (Rц> >10⁶ Ом) и при сложных повреждениях.
Метод колебательного разряда базируется на измерении периода (полупериода) собственных электрических колебаний, которые возникают в КЛ в момент ее пробоя, т. е. при разряде электрической дуги в месте повреждения. Для определения места повреждения по данному методу линию необходимо доводить до пробоя в момент измерений. Последнее предусматривается за счет подачи на линию повышенного напряжения (ниже испытательного). Метод предназначен для определения места повреждения кабельных линий при наличии «заплывающего» пробоя или в тех случаях, когда в месте повреждения отмечаются электрические разряды. «Заплывающий» пробой характеризуется следующими друг за другом пробоями с разными промежутками времени под воздействием повышенного напряжения. При снижении напряжения пробои прекращаются. В некоторых случаях поврежденная линия начинает выдерживать более высокое напряжение, вплоть до испытательного, т. е. изоляция линии временно восстанавливается. Это наблюдается преимущественно в муфтах.

Для измерения расстояния до места повреждения применяются приборы ЭМКС-58М и Ш-4120 с емкостным делителем напряжения, присоединяемые к линии с помощью испытательной установки. В процессе определения места повреждения напряжение установки поднимается до пробивного, в момент пробоя прибор производит измерение и самоблокируется. Шкала прибора проградуирована в относительных единицах. Отсчет расстояния до места повреждения производится по шкале с учетом причины отклонения стрелки и предела измерений. При определении места однофазного повреждения целые жилы КЛ должны быть изолированы. При повреждении между жилами напряжение испытательной установки подается на одну жилу, а две других заземляются через сопротивление более 1000 Ом.

Мостовой метод предусматривает использование измерительных мостов постоянного или переменного тока. Для измерения расстояния до места повреждения собирается мостовая схема из регулируемых резисторов измерительного моста и поврежденной здоровой жил, соединенных накоротко с противоположного конца линии. При определении места повреждения путем измерения R₁ и R₂ добиваются равновесия моста. В таком случае расстояние до места повреждения равно
l_x = 2LR_1/(R₁+R₂),

где L длина линии; R₁ и R₂, сопротивление резистора, присоединенного к поврежденной и неповрежденной жилам соответственно. Измерения производят с обоих концов кабельной линии.

Схема измерения выполняется с использованием специальных проводов и зажимов с целью исключения влияния сопротивления контактов на результаты. Если линия имеет вставки разных сечений, сопротивление линии приводится к одному эквивалентному. При применении мостового метода необходимо иметь одну неповрежденную жилу или жилу с переходным сопротивлением, не менее чем в 100 раз большим переходного сопротивления других жил. Значение переходного сопротивления поврежденной жилы не более 5000 Ом. Методом надежно определяются однофазные и многофазные повреждения устойчивого характера. При обрывах жил определение места повреждения производится путем измерения емкости линии при помощи моста переменного тока. Как правило, применяется универсальный кабельный мост Р-334, который допускает измерение на постоянном и переменном токе.
Индукционный метод относится к топографическим методам и основан на принципе прослушивания с поверхности земли звука, который создается электромагнитными колебаниями при прохождении по жилам КЛ тока звуковой частоты (800 1200 Гц). С этой целью генератор звуковой частоты присоединяется к двум жилам кабельной линии . Для прослушивания звука используются специальная приемная рамка с усилителем (кабелеискатель) и телефонные наушники. При движении оператора с кабелеискателем по трассе звук в наушниках будет периодически изменяться из-за наличия скрутки жил. Кроме того, звук будет усиливаться над соединительной муфтой, изменяться в зависимости от изменения глубины прокладки линии, наличия труб и т. п. Только над местом повреждения будет отмечаться резкое возрастание звука с последующим его затуханием на расстоянии 0,51,0 м от повреждения.
С помощью индукционного метода определяются двух- и трехфазные повреждения устойчивого характера при значении переходного сопротивления не более 2025 Ом. Генераторы звуковой частоты и кабелеискатели применяются различного схемного и конструктивного исполнения. С целью увеличения чувствительности метода и исключения индустриальных помех (соседние кабели, электрифицированный транспорт и т.п.) при их большой интенсивности увеличивают частоту генератора до 10 кГц, применяют кабелеискатели с высокоизбирательными антеннами и используют настроенность рамки. В этой связи может быть отмечен комплект аппаратуры ВНИИЭ, включающий генератор

ГК-77 на частоту 1 и 10 кГц, кабелеискатель КАИ-77, индукционный и акустический датчик повышенной чувствительности.
Индукционный метод широко используется для определения трассы кабеля и глубины его залегания в земляной траншее. С этой целью первый вывод генератора присоединяется к жиле, противоположный ее конец и второй вывод генератора заземляется. Ток генератора в зависимости от величины помех и глубины залегания кабеля устанавливается до 1520 А. При горизонтальном расположении приемной рамки кабелеискателя максимальный звук в наушниках будет соответствовать положению и над кабелем. При вертикальном расположении рамки звук кабелем будет исчезать, возрастая и затем медленно убывая, перемещении рамки в одну и другую сторону от кабеля. В результате указанного прослушивания звука над трассой устанавливается ее точное положение. Для определения глубины залегания кабеля в траншее приемную рамку кабелеискателя устанавливают под углом 45° к вертикальной плоскости, проходящей через кабель. Рамку отводят от линии расположения кабеля до того момента, когда пропадет звук в наушниках. Расстояние между линией трассы и положением рамки будет соответствовать, глубине прокладки кабеля. Метод используется также для определения положения соединительных муфт на трассе линии. В таком случае генератор включают по схеме двухпроводного питания, т. е. выводы генератора присоединяются к двум жилам линии, последние с другого конца соединяются накоротко. Над муфтами будет прослушиваться резкое усиление звука.

Метод накладной рамки является разновидностью индукционного метода. При этом вместо приемной рамки к кабелеискателю присоединяется так называемая накладная рамка, выполненная в виде металлической обоймы, внутри которой расположена измерительная катушка. Накладная рамка вращается оратором вокруг поврежденного кабеля при включенном генераторе звуковой частоты. Звук в наушниках до места повреждения будет дважды изменяться, достигая максимума и минимума, местом повреждения в наушниках будет прослушиваться монотонное звучание. Метод накладной рамки применяется на открыто сложенных КЛ, при замыкании одной жилы на оболочку (особенно для кабелей с жилами в самостоятельных металлических оболочках) и при повреждении изоляции двух или трех жил большим переходным сопротивлением. При применении метода для линий, проложенных в земле, производится вскрытие трассы помощью шурфов.

Акустический метод основан на прослушивании над местом повреждения звуковых колебаний, возникающих в месте повреждения по причине искрового разряда от электрических импульсов, посылаемых в кабельную линию. В качестве источника импульсов служит испытательная установка. Схема определения места повреждения зависит от вида повреждения КЛ . Если произошел «заплывающий» пробой, то источником импульсов служит испытательная установка, напряжение которой поднимается до пробоя в месте повреждения . При устойчивых замыканиях в месте повреждения для образования импульса используется испытательная установка, разрядник и накопительная (зарядная) емкость или емкость неповрежденных жил . В этом случае одновременно с разрядником происходит разряд в месте повреждения КЛ. В процессе определения места повреждения звук разряда периодически посылаемых импульсов прослушивается в месте повреждения оператором с помощью деревянного стетоскопа или кабедеискателя с пьезодатчиком, который преобразует механические колебания, возникающие в грунте при разряде импульса, в электрические. Максимальный звук соответствует месту повреждения. Метод используется при «заплывающих» пробоях, одно- и многофазных повреждениях устойчивого характера (но не металлических замыканий), при обрывах жил с заземлением в месте повреждения. Современные кабелеискатели КАИ-73, КАИ-77 являются акустико-индукционными и могут использоваться для акустического и индукционного методов измерения.
Дополнительно отметим, что определенные трудности, возникающие при дистанционном и топографическом методах определения места повреждения, возникают ввиду однофазных замыканий на землю. В частности, импульсный метод дает надежные результаты только при малом значении переходного сопротивления в месте повреждения. В противном случае метод считается непригодным. По этой причине в 1983 г. начинается промышленное изготовление нового прибора типа Р5-12, принцип работы которого базируется на импульсной локации во время горения дуги. В результате область использования импульсного метода значительно расширяется. В частности, с его помощью можно будет определять дефект кабельной линии при увлажненной изоляции и даже «заплывающий» пробой.
При однофазных повреждениях КЛ (при металлическом замыкании на землю) акустический метод непригоден. Индукционный метод в таких случаях также не всегда эффективен. Только применение накладной рамки с соответствующим шурфованием на трассе кабельной линии обеспечивает определение места повреждения с необходимой точностью.
Применение индукционного метода при наличии переходного сопротивления в месте однофазного повреждения вообще исключено, так как невозможно устранить электромагнитное поле помех, которое создается током звуковой частоты, стекающим с оболочки кабеля в землю. По указанным причинам средства поиска однофазных повреждений необходимо совершенствовать. Так, можно отметить индукционно-фазовый способ, который базируется на контроле фазового сдвига тока, протекающего по поврежденной жиле кабельной линии. С этой целью в целую и поврежденную жилы линии посылают токи кратной частоты, например 1 и 10 кГц, которые создаются генераторным комплексом. Контроль производится индукционным методом с помощью усовершенствованного приемно-передающего переносного устройства. Место повреждения определяется по изменению фазового угла тока на месте дефекта кабельной линии.
В связи с внедрением кабелей с пластмассовым покрытием определение места локального повреждения ведется топографическим методом. Для этого рекомендуется применять потенциальные методы, которые предусматривают измерение разности потенциалов на поверхности земли, создаваемой током растекания в месте повреждения. В основу одного из таких способов положено сравнение двух сигналов звуковой частоты, создаваемых током в оболочке кабеля и током растекания в земле. Генератор присоединяется к оболочке кабеля и к земле. Приемная аппаратура содержит индукционный .датчик, усилители обоих сигналов, потенциальные зонды и схему сравнения фазы сигналов и стрелочный индикатор. Место повреждения устанавливается на трассе линии по нулевому показанию индикатора.

1,5 % мостовым на постоянном токе и 1,5 % методом колебательного разряда. Примерно 3033 % повреждений определяются без применения дистанционных методов. Метод накладной рамки с предварительной шурфовкой применяется в единичных случаях.
В сетях ЛКС имеется около 100 кабельных линий напряжением 6110 кВ с подводными переходами, которые имеют протяженность 3011000 м. Методика определения мест повреждений на таких линиях также осуществляется в два этапа. Характерными видами повреждений КЛ на подводных участках являются обрыв трех жил и пробой изоляции жилы при испытаниях, а также различные повреждения линий в рабочем состоянии. При обрыве жил прожигание не требуется, а при пробое изоляции во время испытаний прожигание не вызывает особых трудностей. При повреждении линии, находящейся под рабочим напряжением, без обрыва жил возникают затруднения при попытке снизить переходное сопротивление в месте повреждения до 50 100 Ом. В таких случаях применяется для определения места повреждения петлевой метод на постоянном токе. В остальных случаях применяется импульсный метод.
При определении места повреждения на подводных участках применяется ремонтное кабельное судно с бригадой водолазов, имеющей герметизированный комплект акустического и индукционного датчиков. По результатам измерений дистанционным методом судно с водолазами устанавливается в зоне предполагаемого повреждения кабельной линии. Уточнение места повреждения производится, как правило, акустическим методом, при этом водолаз с датчиком передвигается по дну водоема по команде оператора, находящегося на судне, в зависимости от сигналов, поступающих с датчика в зоне повреждения линии. Электролаборатория в это время находится на подстанции и поддерживает заданный режим подачи электрических импульсов в линию.
Выполнение измерений на подводных участках связано со следующими трудностями: ремонтное судно не может быть установлено над подводной трассой КЛ без отклонения, которое на речных протоках доходит до 20 м, в море до 100 м; передвижение водолаза ограничено воздушным шлангом не более 25 м; в ряде случаев возникает необходимость размыва трассы гидромонитором, так как кабели на подводных переходах укладываются в углубленные траншеи: выход судна для измерений ремонта связан с погодными условиями. Поэтому определение ест повреждения на подводных участках может длиться от двух ней до одного месяца.

Заключение

В рассмотренном дипломном проекте проделана большая работа по проектированию подстанции. В результате её были выполнены следующие мероприятия: построены графики нагрузок (суточные) в зимнее и летнее время. На основании этих графиков был построен годовой график по продолжительности нагрузок, исходя из данных которого были выбраны силовые трансформаторы на подстанции.

Далее был произведен расчет токов короткого замыкания, на основании которого были выбраны токоведущие части на всей подстанции, а а так же коммутационные аппараты (выключатели и разъединители) и измерительные трансформаторы тока и напряжения для подключения измерительных приборов. Так же был выбран трансформатор собственных ныжд исходя из мощности, потребляемой собственными нуждами подстанции.

В главе «Экономическая часть» был произведен расчет сетевого графика по сооружению подстанции, на основании которого был подсчитан наибольший срок сооружения подстанции (в месяцах), а так же время, отведенное на выполнение каждой работы. Далее в этой же главе произведен расчет эксплуатационных затрат на подстанции, в том числе заработная плата, отчисления на социальные нужды, амортизационные отчисления, отчисления в ремонтный фонд, стоимость материалов и прочие затраты.

В главе «Охрана труда» был произведен расчет заземляющего устроиства подстанции по допустимому сопротивлению заземляющего устройства и допустимому напряжению прикосновения. Далее в этой же главе были рассмотрены противопожарные мероприятия на подстанции.

В главе «Релейная защита» был произведен расчет дифференциальной токовой защиты трансформаторов, выполненной с реле серии РНТ-565.

В главе «Спец.вопрос» были рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий.

Список использованной литературы:

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций». Учебник для техникумов –3 издание переработанное и дополненное. Москва. «Энергоатомиздат»1987 г.648 с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. « Электрическая часть станций и подстанций» – 4 издание переработанное и дополненное. Москва. «Энергоатомиздат». 1989 г. 608 с.

3. Долин П.А. «Основы техники безопасности в электроустановках». Москва. «Энергия» 1979 г. 408 с.

4. « Правила устройства электроустановок» 7- издание переботанное и дополненное. Москва. « Энергоатомиздат».1991 г.648 с.

5. Рябкова Е.Я. « Расчет заземляющих устройств». Москва. «МЭИ» 1973 г.

6. «Справочник по проектированию подстанции 35-500 кВ» под редакцией С.С. Рокотяна и Я.Э. Самойлова . Москва. «Энергоатомиздат» 1982 г.352с.

7. « Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» – 14 издание переработанное и дополнненое. Москва. «Энергоатомиздат».1989 г.

8. Старовойтов Н.Г., Старовойтов В.Н. « Понижающие подстанции для электроснабжения промышленных и комунально-бытовых потребителей». Владивосток. ДВГТУ.1998 г. 44 с.

9. Лю Г.П., Суркина И.В., Янькова Л.И. « Проектирование электрической части подстанций». Методические указания к курсовому проектированию. Владивосток. ДВГТУ. 2002 г.48с.

Введение

Содержение

Введение…………………………………………………………………………2

Содержание………………………………………………………………………3

Аннотация………………………………………………………………………..5

1. Характеристика проектируемой подстанции………………………………6

2. Построение графиков проектируемой подстанции………………………..7

2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН……………………...7

2.2. Построение суточных графиков нагрузок на НН………………….....10

2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН……………………..13

2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок…….16

3. Выбор числа м мощности силовых трансформаторов на подстанции…..19

4. Расчет токов короткогозамыкания…………………………………………22

4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры

схемы замещения……………………………………………………………22

4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания……………………...23

5. Выбор электрических аппартов……………………………………….……27

5.1. Выбор выключателей и разъединителей на ВН……………………….27

5.2. Выбор выключателей и разъединителей на СН……………………….29

6. Выбор токоведущих частей на подстации…………..……………………..31

6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220кВ…………………………………31

6.2. Выбор проводов ЛЭП-220кВ…………………………………………...32

6.3. Выбор проводов ЛЭП-35кВ…………………………………………….32

6.4. Выбор проводовна участке от ввода 35 кВ силового

трансформатора до ОРУ-35 кВ……………………………………………..33

6.5. Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ……………………………………….34

6.6. Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ 10кВ…………...34

6.7. Выбор ошиновки в пределахЗРУ…………………………………..…35

6.8. Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ………………………37

7. Выбор измерительных трансформатров…………………………………..40

7.1. Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН,НН………………40

7.2. Трансформаторы тока на сторону ВН, СН,НН………………………..42

8. Выбор трансформаторов собственных нужд……………………………...48

9. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции………….51

10. Выбор ячеек КРУ …………………………………………………………..52

11. Выбор ОПН………………………………………………………………….54

12. Релейная защита…………………………………………………………….55

12.1. Релейная защита силового трансформатора……………………55

12.2. Газовая защита…………………………………………………...61

13. Экономическая часть……………………………………………………...63

13.1. Сетевой график по сооружению подстанции………………….63

13.2. Расчет сметы годовых эксплуатационных

расходов на подстанции…………………………………………………..67

14. Охрана труда……………………………………………………………….74

14.1. Расчет заземлителя подстанции 220/35/10 кВ…………………74

14.2. Противопожарные мероприятия………………………………..79

15. Спецвопрос…………………………………………………………………81

16. Заключение…………………………………………………………………91

17. Список использованной литературы……………………………………..92

Аннотация

Дипломный проект представлен листами пояснительной записки и 6 листами графической части.

В главе «Релейная защита» представлен расчет релейной защиты силового трансформатора.

В главе «Спец. Вопрос" рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий.

Характеристика проектируемой подстанции

Проектируемая транзитная подстанция питается от двух систем, присоединенных к РУ высшего напряжения двумя линиям ВЛ протяженностью 53 и 58 км, напряжением 220 кВ. Мощность короткого замыкания систем – 4500 МВА и 5700 МВА соответственно.

На среднем напряжении 35 кВ четыре потребителя, по 4,2 МВт каждый, линии, идущие к потребителям - воздушные. В режиме максимума активной нагрузки tgφ=0.31, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.1..

На низком напряжении 10 кВ шесть потребителей, по 1,6 МВт каждый, линии, идущие к потребителям – кабельные. В режиме максимальной нагрузки tgφ=0.32, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.2..

Рис.1.1. Суточный график нагрузок на 35 кВ в процентах.

Рис.1.2. Суточный график нагрузок на 10 кВ в процентах.

Дата: 2019-12-10, просмотров: 301.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒