Содержание
Аннотация
Введение
1. Электрическая схема подстанции
1.1 Цели, задачи и стадии проектирования
1.2 Трансформаторная подстанция
1.3 Показатели и критерии надежности
2. Расчет токов короткого замыкания
3. Выбор электрооборудования подстанции
3.1 Устройство и принцип действия воздушного выключателя типа ВВБ-110 кВ
3.2 Устройство и принцип действия элегазового выключателя типа ВГУ-110У1
3.3 Устройство и технические характеристики вакуумного выключателя ВБЭ-10(6) – 31,5(40)
3.4 Краткая характеристика трансформатора тока ТФЗМ
3.5 Краткая характеристика трансформатора напряжения НТМИ 6-10Кв
3.6 Комплектные распределительные устройства
4. Координация изоляции и защита от перенапряжений
4.1 Координация изоляции
4.2 Защита электрооборудования от импульсов грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ
4.3 Сравнение РВ и ОПН
4.4 Замена вентильных разрядников на ОПН
4.5 Электрический расчет проходного изолятора на 110 кВ с бумажно-масляной изоляцией
4.6 Выбор числа изоляторов в поддерживающих гирляндах подходящей ЛЭП 110 кВ
5. Техника и правила безопасности при работе с электрооборудованием
5.1 Безопасность при работах под напряжением на воздушных линиях электропередачи
5.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
5.3 Эксплуатация устройств защиты ПС от ПУМ
5.4 ТБ при обслуживании разъединителей
5.5 Техника безопасности при эксплуатации ОРУ
Заключение
Литература
Аннотация
Бакалаврской работы студента группы ТВН-1-04 Шакурова Эдуарда Радиковича «Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции»
В данной работе:
выбрана главная схема подстанции, схемы распределительных устройств;
был произведен расчет токов короткого замыкания;
выбрано электрооборудование подстанции;
было произведено сравнение вентильных разрядников и ОПН, их замена;
был произведен электрический расчёт ввода на 110 кВ и выбрано число изоляторов в поддерживающих гирляндах подходящей ЛЭП 110 кВ.
Данная работа содержит 8 рисунков и 14 информационных таблиц, прилагаются 4 чертежа формата А1.
Введение
Электрическая схема подстанции
Трансформаторная подстанция
Трансформаторные подстанции представляют собой электроустановки, предназначенные для преобразования напряжения сетей в целях экономичного распределения энергии в ближайшем районе или дальнейшей ее передачи. Они состоят из следующих частей: одного или нескольких трансформаторов (автотрансформаторов), РУ высшего напряжения, РУ пониженных напряжений (среднего и низшего), вспомогательных устройств. На подстанциях могут быть установлены синхронные компенсаторы, статические конденсаторы и шунтирующие реакторы.
Классификация подстанций затруднительна, поскольку в основу ее могут быть положены различные признаки, а именно: 1) номинальное напряжение сети высшего напряжения, определяющее в.известной мере мощность, занимаемую площадь и стоимость подстанции; 2) число ступеней пониженного напряжения; 3) число трансформаторов (автотрансформаторов) и их единичные мощности; 4) положение подстанции в сети высшего напряжения, определяющее схему РУ этого напряжения; 5) категория потребителей и многие другие.
Главную схему подстанции проектируют на основании разработанной схемы развития электрических сетей системы или схемы развития сетей района. Она должна удовлетворять следующим основным требованиям: а) надежное электроснабжение присоединенных к подстанции потребителей в нормальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями; б) надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения подстанции по межсистемным и магистральным линиям; в) экономически целесообразное значение тока к.з. на стороне среднего и низшего напряжения; г) возможность постепенного расширения подстанции; д) соответствие требованиям противоаварийной автоматики.
Трансформаторы и автотрансформаторы. Выбор между трансформаторами и автотрансформаторами для подстанций решается однозначно в зависимости от принятой системы рабочего заземления связываемых сетей. Эффективно-заземленные сети 110 кВ и выше связывают с помощью автотрансформаторов; исключение из этого правила делается только в случаях необходимости ограничения тока однофазного к.з. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов могут быть присоединены незаземленные и компенсированные сети. Связь эффективно-заземленной сети с не-заземленной или компенсированной сетью (35 кВ и ниже), а также связь двух незаземленных, компенсированных сетей может быть осуществлена только с помощью трансформаторов, обмотки которых электрически не соединены. На подстанциях с высшим напряжением до 500 кВ включительно, как правило, устанавливают трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы). Исключение может быть сделано только для подстанций очень большой мощности или при наличии ограничений по условиям транспорта. В этих случаях применяют группы из двух спаренных трехфазных трансформаторов меньшей мощности или группы из однофазных трансформаторов.
При одной группе однофазных трансформаторов предусматривают резервную фазу, которая может быть присоединена взамен поврежденного трансформатора при помощи перемычек при снятом напряжении. При двух группах однофазных трансформаторов вопрос о целесообразности установки резервной фазы решается в зависимости от наличия резервных связей по сети среднего напряжения. Замена поврежденного трансформатора резервным осуществляется путем перекатки последнего с одного фундамента на другой.
На подстанции устанавливает, как правило, не более двух трансформаторов (автотрансформаторов). На таких подстанциях при отсутствии резервных связей по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого трансформатора выбирают равной 0,65-0,7 суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период.
В случае повреждения одного трансформатора второй трансформатор должен обеспечить с допустимой перегрузкой нормальное электроснабжение потребителей, Здесь речь идет об аварийной перегрузке, ограниченной Лишь максимальной температурой обмотки 140°С и масла 115° С.
Чтобы уменьшить длительность аварийного состояния подстанции, применяют передвижные резервные трансформаторы мощностью до 25-32 MB-А, которые могут быть быстро доставлены на подстанцию с помощью автотранспорта и введены в работу. Время, необходимое для замены поврежденного трансформатора резервным, зависит от массы трансформатора и состояния дорог. Обычно для этого необходимо От 1 до 5 суток. На подстанциях, обеспеченных передвижным резервом, длительность аварийного состояния минимальна и число «отжитых» суток при аварийной перегрузке трансформатора не слишком велико.
Дальнейшее увеличение мощности двух-трансформаторных подстанций при увеличении нагрузки сверх принятого уровня производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. При проектировании подстанций номинальный ток коммутационных аппаратов, сечения шин в присоединениях трансформаторов выбирают, как правило, с учетом возможности замены трансформаторов более мощными.
Подстанции с одним трансформатором допускаются при условии резервирования потребителей 1-й и 2-й категорий по сетям среднего и низшего напряжения, а также для электроснабжения потребителей 3-й категории при наличии в районе передвижных резервных трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора в течение не более 1 суток.
На подстанциях с высшим напряжением ПО-220 кВ и двумя пониженными напряжениями 35 и 6-10 кВ применяют трехобмоточные трансформаторы 110-220/35/10-6 кВ.
Режим работы трансформаторов. На подстанциях с несколькими трансформаторами (автотрансформаторами) принято держать все трансформаторы включенными, несмотря на то, что нагрузка подстанции подвержена значительным изменениям в течение суток и года. Экономия электроэнергии, которая могла бы быть получена при отключении части трансформаторов в часы минимума нагрузки, относительно невелика. В то же время частые отключения трансформаторов нежелательны, так как каждое отключение связано с перенапряжением, а каждое включение - с появлением значительного переходного тока и соответствующих электродинамических сил в обмотках. При этом нарушается прочность крепления обмоток. Систематические Отключения и включения трансформаторов связаны с износом коммутационных аппаратов.
Регулирование напряжения.
Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на подстанциях, как правило, должны быть выполнены с устройствами для изменения коэффициента трансформации под нагрузкой. Исключение из этого правила может быть сделано только для небольших трансформаторов с низшим напряжением 380/220 В. На подстанциях с автотрансформаторами при наличии потребителей, присоединенных к третичным обмоткам автотрансформаторов, предусматривают установку линейных регулировочных трансформаторов для независимого регулирования напряжения на стороне низшего напряжения.
Схемы распределительных устройств высшего напряжения определяются положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различают следующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: подстанции узловые, проходные, присоединенные на ответвлениях и концевые. Как известно, узлом называют точку сети, в которой сходятся не менее трех линий. Предполагается при этом, что каждая линия связывает узел с источником энергии. Однако встречаются подстанции с двумя питающими линиями, к сборным шинам которых присоединено еще несколько линий, питающих
подстанции того же напряжения. Такие подстанции также принято относить к числу узловых. Число узловых подстанций в системе относительно невелико. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит через сборные шины этих подстанций.
Изучение схем РУ высшего напряжения подстанций удобно начать с рассмотрения схем узловых подстанций большой мощности. Согласно рекомендациям Норм технологического проектирования подстанций РУ 330-750 кВ следует выполнять но схемам кольцевого типа в соответствий с числом присоединений, а именно: при трех и четырех присоединениях - соответственно по схемам треугольника или квадрата; при пяти-шести присоединениях- по схеме трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя; при семи - восьми присоединениях- по схеме трансформаторы - шины с присоединением линий по схеме 3/2; при числе присоединений свыше восьми - по полной полуторной схеме. Перечисленные схемы относятся к одному виду и позволяют постепенно преобразовать РУ от простого к сложному по мере развития подстанции.
Распределительные устройства высшего напряжения 220 кВ при трех-четырех линиях рекомендуется также выполнять по схемам кольцевого типа. При этом линии и трансформаторы подлежат присоединению к углам треугольника или квадрата через разъединители и отделители (рис. 1.2.1).В таких схемах число выключателей получается минимальным. Недостаток их заключается в том, что линия и соответствующий трансформатор в случае повреждения в одной из этих ветвей отключаются вместе. Работа неповрежденной ветви (линии, трансформатора) может быть быстро восстановлена путем отключения соответствующего отделителя и повторного включения выключателей. Эти операции целесообразно автоматизировать.
Для РУ высшего напряжения НО-220 кВ при числе присоединений, равном семи и более, НТП рекомендуют схему с двумя системами сборных шин и обходной системой. Распределительные устройства высшего напряжения 110-220 кВ с числом присоединений до 10 и преобладанием парных линий или линий, резервированных от других подстанций, могут быть выполнены с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой. При числе линий до четырех и трансформаторах мощностью до 63 MB-А допускается присоединение последних к сборным шинам через отделители.
. Распределительные устройства высшего напряжения проходных подстанций ПО-220 кВ на линиях с двусторонним питанием следует выполнять с одним выключателем и ремонтной перемычкой из двух нормально отключенных разъединителей. При этом трансформаторы подлежат присоединению к линии по обе стороны выключателя через разъединители и отделители (рис. 1.2.2). При такой схеме в случае повреждения линии слева или справа от рассматриваемой подстанции отключению подлежит поврежденный участок вместе с трансформатором. Работа последнего может быть быстро восстановлена после отключения разъединителя поврежденной линии и повторного включения выключателя. В случае повреждения трансформатора и отключения соответствующего участка линии поврежденный трансформатор должен быть отсоединен, а линия включена вновь.
В схемах с трансформаторами, присоединенными через отделители (рис. 1.2.1, 1.2.2), трансформаторы подлежат отключению линейными выключателями, отстоящими часто на значительном расстоянии. Передача отключающего импульса от защиты трансформатора к соответствующему выключателю может быть осуществлена по специальным линиям связи. Применение получили также схемы-с короткозамыкателями, включение которых равносильно искусственному к.з. у зажимов трансформатора.
Рис. 1.2.1 - Схема РУ высшего напряжения узловой подстанции 220 кВ с присоединением трансформаторов вместе с линиями к углам квадрата
Рис. 1.2.2 - Схема РУ высшего напряжения 110-220 кВ проходной подстанции с одним выключателем
При этом ток в линии резко увеличивается и срабатывает линейная защита, отключающая линию вместе с поврежденным трансформатором. Полное время отключения линии и трансформатора составляет 0,5-0,8 с. Оно слагается из времени срабатывания защиты трансформатора, короткозамыкателя, линейной защиты и линейных выключателей. После отключения трансформатора наступает пауза (необходимая для проверки отсутствия тока). Затем отключается отделитель, действующий относительно медленно, и повторно включается линия. Для проверки работы отделителей и короткозамыкателей при отключенном трансформаторе предусматривают разъединители с ручным управлением.
Для РУ высшего напряжения 35 кВ при числе присоединений до десяти включительно НТП рекомендуют одиночную систему сборных шин. При большем числе присоединений допускается схема с двумя системами сборных шин.
Особое место занимают двухтрансформаторные подстанции 35 - 220 кВ, подлежащие присоединению к параллельным линиям на ответвлениях или в качестве концевых подстанций. Число таких подстанций очень велико.
Нормы технологического проектирования подстанций рекомендуют для них ряд типовых схем без выключателей:
а) блочную схему с присоединением трансформаторов к линиям через разъединители, отделители и установкой короткозамыкателей;
б) блочную схему с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями у трансформаторов и ремонтной перемычкой из двух нормально отключенных разъединителей со стороны линий;
в) блочную схему с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями на линиях и перемычкой с отделителем двустороннего действия у трансформаторов.
Блочная схема без перемычки целесообразна при небольшой длине линий, поскольку при этом вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала. Недостаток этой схемы заключается в том, что при повреждении и ремонте линии в работе остается один трансформатор. Электроснабжение не прерывается, но оставшийся в работе трансформатор может оказаться сильно перегруженным.
Схема с ремонтной перемычкой из разъединителей (рис. 1.2.3) обеспечивает возможность присоединения обоих трансформаторов к одной линии при ремонте второй.
Рис. 1.2.3 - Схема присоединения подстанции с перемычкой из разъединителей
Схемы распределительных устройств низшего напряжения. Для РУ 6-10 кВ рекомендуют схему с одной секционированной системой сборных шин (рис. 1.2.4,). Для ограничения тока к. з. секционный выключатель при нормальной работе должен быть разомкнут. В случае отключения трансформатора секционный выключатель включается автоматически устройством АВР. При необходимости дальнейшего ограничения тока к. з. применяют трансформаторы с расщепленными обмотками низшего напряжения или токоограничивающие реакторы (простые или сдвоенные) у трансформаторов.
Рис. 1.2.4 - Схема РУ 6-10 кВ – одиночная схема сборных шин, секционированная через разомкнутый выключатель
Расчет нагрузок на ПС
Максимальная нагрузка на всех уровнях напряжения определяется по выражениям:
МВА
где: n- количество линий;
Pн.max- максимальная нагрузка одной линии;
Kодн- коэффициент одновременности, принимаем Kодн=0.8;
сosφ- коэффициент мощности.
Произведем расчет нагрузки:
МВА
МВА
Выбор высоковольтных выключателей (ВВ) и разъединителей (РЗ) на всех напряжениях
а стороне ВН 110 кВ СТ:
Расчетные токи продолжительного режима в цепи 110 кВ Т:
Iнорм.= 54,6 А
Imax= 113,4 А
Расчетные токи КЗ на шинах 110 кВ:
Iп0= 4,7 iуд=10,7
Iпτ= 4,7 iaτ=1,13
Тепловой импульс на шинах 110 кВ:
4,7*4,7(0,155+0,02)=3,87 кА2 сек
0,1+0,055
Выбираем по [12] высоковольтный выключатель для наружной установки типа ВГУ-110-40У1
Привод высоковольтного выключателя: откл – пневматическое вкл - пружинное
Выбираем по [12] разъединитель для наружной установки типа РНДЗ-1-110/1250Т1
Привод разъединителя ПРН-110У1
Сравнение расчетных и каталожных данных.
Таблица 2.4
| Расчетные данные | Справочные денные | |
| ВГУ-110-40У1 | РНДЗ-1-110/1250Т1 | |
| Uуст.=110 | Uном=110 кВ | Uном=110кВ |
| Imax=113,4 | Iном= 2000 А | Iном=2000А |
| Iпτ=4,7 |  = 40 кА
| - |
| iаτ=1,13 | Iaном= 56,6 | - |
| Iп0=4,7 | Iдин=40кА | - |
| iуд=10,7 | iдин=102 кА | - |
| Вк=3,87кА2 сек |  =3200
|  =4800
|
На стороне НН 6 кВ СТ:
Расчетные токи продолжительного режима в цепи 6 кВ Т:
Iнорм.=1000 А
Imax=2076,9 А
Расчетные токи КЗ на шинах 6 кВ:
Iп0=11,47 кА iуд=25,3 кА
Iпτ=11,47 кА iaτ=4,7 кА
Тепловой импульс на шинах 6 кВ:
11,47*11,47(0,125+0,02)=19,076 кА2 сек
0,17+0,025
Выбираем по [1] высоковольтный выключатель для внутренней установки типа ВБЭ-10(6)-31,5(40)
Привод высоковольтного выключателя электромагнитный.
Сравнение расчетных и каталожных данных.
Таблица 2.5
| Расчетные данные | Справочные денные |
| Uуст.=6кВ | Uном=10(6) кВ |
| Imax=2076,9 | Iном=3150 А |
| Iпτ=11,47 |  =31.5(40) кА
|
| iаτ=4,7 | iа ном=58 |
| Iп0=11,47 | Iдин=31,5(40) кА |
| iуд=25,3 | iдин=80 кА |
| Вк=19,076кА2 сек |  =
|
Выбор изоляторов
Выбор опорных и проходных изоляторов внутренней установки для крепления жестких сборных шин 6 кВ.
Выбираем опорный изолятор ИО-10-3,75У3 на напряжение 6кВ с минимальной разрушающей силой на изгиб Fразр=3750кН, высота изоляторов Hиз=120 мм. Проверяем изолятор на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб:
где принято расстояние между фазами а=0,5 м, пролет между изоляторами l=2 м.
Поправка на высоту шины:
где b – ширина для полосовых шин
Таким образом, изолятор ИО-10-3,75У3 проходит по механической прочности.
Требования по межотраслевым правилам по охране труда при эксплуатации трансформатора напряжения НТМИ 6-10 кВ.
1. Осмотры, испытания трансформаторов напряжения производятся в соответствии с существующими Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок, «Правилами пожарной безопасности» при замене трансформаторного масла и сушке изоляции обмоток.
2. Испытания ТН производит бригада, в которой производитель работ должен иметь группу по электробезопасности – IV, член бригады группу – III, охрана группу – II. Работы выполняются по наряду-допуску, персонал должен иметь запись в удостоверении «Испытание оборудования с повышенным напряжением».
3. Для устранения возможности появления на отключенном, для производства работ, на участке электроустановки, напряжения за счёт обратной трансформации, трансформаторы напряжения, связанные с этим участком, следует отключить и со стороны напряжения ниже 100В с вывешиванием плаката : «Не включать – работают люди». (на рубильнике автомата, на предохранителе и т.д.)
4. При несчастном случае принимаются следующие меры безопасности: отключение электроустановки, освобождение пострадавшего от воздействия Тока, оказания первой помощи пострадавшему, сообщение вышестоящему персоналу.
5. Испытательный трансформатор заполненный трансформаторным маслом является взрывоопасным, необходимо производить тех.осмотры перед началом работ на обнаружение подтёков и трещин. При возгорании отключить электроустановку и приступить к тушению порошковыми огнетушителями.
Координация изоляции
Защита оборудования подстанций от набегающих волн и координация изоляции на подстанциях базируется в настоящее время на использовании разрядников типов РВП, РВС и ОПН нынешнего поколения по ГОСТ 16357-70. Трансформаторы и автотрансформаторы 150 и 220 кВ имеют два уровня изоляции:
Основной, скоординированный с разрядниками РВП и РВМГ;
Повышенный, скоординированный с разрядниками РВС и ОПН.
Изоляция аппаратов и измерительных трансформаторов имеет один повышенный уровень.
На подстанциях до 110 кВ включительно, где установлены трансформаторы с повышенным уровнем изоляции, место установки вентильных разрядников и ограничителей перенапряжений выбирается таким образом, чтобы обеспечить защиту всего оборудования минимальным числом защитных аппаратов(например, по одному комплекту на каждую систему шин). При этом допускается наличие коммутационных аппаратов между РВ (ОПН) и трансформаторами, поскольку уровень изоляции трансформаторов выше возможной кратности большинства коммутационных перенапряжений, т.е. перенапряжений при включении и отключении.
Для оценки надежности защиты подстанционного оборудования от набегающих волн необходимо сопоставить напряжения на изоляции с её электрической прочностью. При этом следует учитывать, что формы волн напряжения на изоляции являются нестандартными.
Перекрытие изоляции на подстанции в большинстве случаев означает дуговое к.з. в непосредственной близости от сборных шин, которое может привести к системным авариям.
В результате перекрытия внешней изоляции возникает так называемый срез, т.е. практически мгновенный спад напряжения до нуля, являющийся причиной больших градиентных перенапряжений в обмотках трансформаторов, вызывающих в неблагоприятных случаях повреждение продольной изоляции. Пробой внутренней изоляции в отличии от перекрытия внешней – это в большинстве случаев необратимый процесс, приводящий к выходу из строя аппарата в целом.
Подстанции защищаются как от прямых ударов молний, так и от волн напряжения, набегающих с линии.
Повреждения или перекрытия изоляции на подстанции принципиально могут быть обусловлены тремя причинами:
Прорывом молнии мимо молниеотводов;
Возникновением высокого потенциала на заземлении пораженного молниеотвода, приводящего к обратному перекрытию с заземлителя на токоведуще части установки;
Возникновением высоких потенциалов под влиянием волн, приходящих с линии.
Если обозначить число опасных случаев в год, обусловленных перечисленными выше причинами, соответственно О1,О2 и О3, то расчетное число лет безаварийной работы подстанции
М=1/(О1+О2+О3)
М – показатель грозоупорности подстанции.
Для того чтобы обеспечить как можно меньшую вероятность повреждения изоляции подстанции, число М должно более чем на порядок превосходить нормальный срок службы оборудования, т.е. должно измеряться сотнями лет.
Координация характеристик изоляции аппаратов и РВ (ОПН) должна проводиться для всех возможных схем работы подстанции (разное число присоединений к шинам линий, связанная или раздельная работа секций и систем шин, выводов в ремонт секций с присоединенными РВ или ОПН и т.д.). Наивыгоднейшая схема защиты может быть спроектирована только при учете всех индивидуальных особенностей данной подстанции и при реальной оценке возможных и наиболее вероятных волн перенапряжений, приходящих с линий. Наиболее целесообразно расположение РВ и ОПН на подстанциях с более или менее сложной схемой можно определить лишь экспериментально, на анализаторах молниезащиты.
При разработке системы защиты подстанций от волн перенапряжений в первом приближении можно воспользоваться рекомендациями ПУЭ и НТП.
Сравнение РВ и ОПН
Принцип действия и основные характеристики Ограничителей Перенапряжений. В середине 70-х годов в СССР и Японии были созданы опытные образцы защитных аппаратов на основе варисторов из оксидно-цинковой керамики. Коэффициент нелинейности ВАХ для таких варисторов составляет α≈0,02 для широкой области изменения тока, что на порядок меньше а для варисторов из карбида кремния.
Использование оксидно-цинковых варисторов позволило разработать защитные аппараты без искровых промежутков: при рабочем напряжении токи через варисторы измеряются миллиамперами, а при перенапряжениях достигают сотен и тысяч ампер. Такие аппараты в СССР получили название «нелинейных ограничителей перенапряжений» - ОПН, за рубежом их называют «металлооксидными ограничителями», присваивая им различные фирменные названия и обозначения.
Высокая нелинейность ВАХ и большая удельная энергоемкость оксидно-цинковых варисторов позволяют существенно улучшить как защитные, так и массогабаритные характеристики ОПН по сравнению с разрядниками. Кроме того, использование ограничителей позволяет устранить существенные недостатки, свойственные разрядникам:
нестабильность защитных характеристик, обусловленную разбросом напряжения срабатывания искровых промежутков и его снижением после многократных воздействий импульсов тока;
снижение пробивного напряжения разрядников при увлажнении загрязненной поверхности покрышки, определяющего возможность выхода аппарата из строя в нормальном эксплуатационном режиме;
сложность профилактики (контроля пробивного напряжения);
нестабильность защитных характеристик вследствие существенного влияния температуры на ВАХ карбидокремниевых резисторов и ее деградация от воздействия импульсов тока при ограничении перенапряжений;
поглощение из сети избыточной энергии при протекании сопровождающего тока;
сложность конструкции, подбора параметров элементов и настройки пробивного напряжения искровых промежутков.
После подтверждения эксплуатационной надежности ограничителей ведущие фирмы - производители защитной аппаратуры приступили к свертыванию производства разрядников и их замене ограничителями. Так, в 1983 г. в Японии было полностью прекращено производстве; разрядников, как и в Швеции, Швейцарии, США.
Простота конструкции, компактность, способность работать в различных средах, возможность регулирования характеристик оксидно-цинковых варисторов обеспечили ограничителям широкое использование в современных аппаратах, в том числе в элегазовых распредустройствах. При создании разъединителей ограничители могут использоваться как опорные изоляционные конструкции. В трансформаторах ограничители могут размещаться внутри бака, - что позволяет выравнивать распределение напряжения по витковой изоляции. Малая масса ограничителей при использовании полимерных корпусов позволяет использовать их в виде подвесных и оттягивающих изоляторов.
Ограничитель присоединен к сети в течение всего срока службы, поэтому через его варисторы непрерывно протекает ток. Допустимая плотность активного тока составляет несколько микроампер на 1 см2, при этом плотность емкостного тока составляет 10-20 мкА/см2. Ограничитель сохраняет работоспособность до тех пор, пока воздействием рабочего напряжения и импульсов перенапряжений активная составляющая тока не превысит критического значения, при котором нарушается тепловое равновесие аппарата.
Рис. 4.3.1 - Конструкция нелинейного ограничителя перенапряжений наружного исполнения в фарфоровом (а) и полимерном (б) корпусах
Поглощение ограничителем энергии из сети препятствует повышению перенапряжения, что обеспечивает защиту изоляции высоковольтного оборудования РУ. Основными конструктивными элементами ограничителя наружного исполнения наряду с одним или несколькими столбами варисторов (рис. 4.3.1) являются: колонки варисторов 7; изолирующий корпус 2 с ребрами, обеспечивающий необходимую электрическую прочность конструкции; фланцы 4 корпуса со смонтированными на них узлами герметичности и взрывобезопасности 3 и наружный тороидальный экран 6 с экранодержателями 5, обеспечивающий выравнивание распределения напряжения по варисторам, ограничение стримерной короны и необходимую электрическую прочность воздушной изоляции. При использовании фарфоровой покрышки в аппарате предусматривается сквозная полость 1, обеспечивающая передачу избыточного давления внутри корпуса при аварийном дуговом перекрытии на клапаны взрывобезопасности и предохраняющая аппарат от взрывного разрушения. В полости корпуса размещены также элементы крепления варисторов и теплопроводящая прослойка 8, передающая избыток теплоты от варисторов на корпус.
В последнее время для изготовления корпусов ограничителей стали использоваться полимерные материалы, например стеклопластик,- для цилиндров 9 с силиконовыми ребристыми покрытиями 10. Использование полимерных корпусов позволяет существенно снизить массу аппаратов, упростить решение вопросов, связанных со взрывобезопасностью, теплоотводом и надежностью работы ограничителей в условиях сильно загрязненной окружающей среды.
В табл. 4.3.1 приведены основные защитные и конструктивные характеристики ОПН, выпускаемых в СССР.
Таблица 4.3.1
| Тип ограничителя | Номинальное напряже | Кратность | ограничения | Высота ограничителя, м | Масса ограничителя (одной фазы) кг |
| перенапряжений | |||||
| ние, кВ | коммутаци- | ||||
| онных | грозовых | ||||
| ОПН-110 | 110 | 1,75 | 2,42 | 1,45 | 50 |
| ОПН-150 | 150 | 1,75 | 2,35 | 2,0 | 80 |
| ОПН-220 | 220 | 1,75 | 2,24 | 2,78 | 115 |
| ОПН-330 | 330 | 1,75 | 2,36 | 4,15 | 250 |
| ОПН-500 | 500 | 1,75 | 2,15 | 5,42 | 510 |
| ОПН-750 | 750 | 1,75 | 2,10 | 9,30 | 1250 |
| ОПН-750 | 750 | 1,75 | 2,10 | 8,29 | 1000 |
| ОПН-1150 | 1150 | 1,60 | 1,80 | 8,0 | 2600 |
| ОПНО-1150 | 1150 | 1,60 | 1,80 | 8,0 | 2400 |
Принцип действия и основные характеристики Вентильных Разрядников. Основными элементами вентильного разрядника являются многократный искровой промежуток и соединенный последовательно с ним резистор с нелинейной вольт-амперной характеристикой (рис. 4.3.2). При воздействии на разрядник импульса грозового перенапряжения пробивается искровой промежуток и через разрядник проходит импульсный ток, создающий падение напряжения на сопротивлении разрядника. Благодаря нелинейной вольт-амперной характеристике материала, из которого выполнено сопротивление, это напряжение мало меняется при существенном изменении импульсного тока и незначительно отличается от импульсного пробивного напряжения искрового промежутка разрядника. Одной из основных характеристик разрядника является остающееся напряжение разрядника U/ост, т. е. напряжение при определенном токе (5-14 кА для разных UH0M), который называется током координаци u . Импульсное пробивное напряжение искрового промежутка разрядника и близкое к нему напряжение Uост должны быть на 20-25% ниже разрядного напряжения изоляции (координационный интервал).
Рис. 4.3.2 - Вольт-амперные характеристики вентильного разрядника и пути уменьшения остающегося напряжения
После окончания процесса ограничения перенапряжения через разрядник продолжает проходить ток, определяемый рабочим напряжением промышленной частоты. Этот ток (так же, как и у трубчатых разрядников) называется сопровождающим током. Сопротивление нелинейного резистора разрядника резко возрастает при малых по сравнению с перенапряжениями рабочих напряжениях, сопровождающий ток существенно ограничивается, и при переходе тока через нулевое значение дуга в искровом промежутке гаснет. Наибольшее напряжение промышленной частоты на вентильном разряднике, при котором надежно обрывается проходящий через него сопровождающий ток, называется напряжением гашения Uгаш, а соответствующий ток - током гашения Uгаш. Гашение дуги сопровождающего тока должно осуществляться в условиях однофазного замыкания на землю, так как во время одной и той же грозы могут произойти перекрытие изоляции на одной фазе и срабатывание разрядника в двух других фазах. Таким образом, напряжение гашения должно быть равным напряжению на неповрежденных фазах при однофазном замыкании на землю:
Uгаш = k 3 U ном , (4.2.1)
где k 3 - коэффициент, зависящий от способа заземления нейтрали (ниже будет показано, что k 3 = 0,8; 1,1 соответственно для установок с заземленной и изолированной нейтралью); £/вом - номинальное линейное напряжение.
Эффективность действия разрядника характеризуется так называемыми защитными отношениями:
k= Uпр~/Uгаш;(4.2.2)
kзащ = Uост/1.43 U гаш,(4.2.3)
где Unp - пробивное напряжение искрового промежутка разрядника при 50 Гц.
Основное значение для грозозащитных разрядников имеет снижение k 3 m , которое может быть достигнуто двумя путями. Первый путь - получение более пологой вольт-амперной характеристики (рис. 16-7, кривая 2) - уже в достаточной мере использован и в настоящее время не открывает реальных перспектив. Второй путь - увеличение тока гашения за счет улучшения дуго-гасящих свойств промежутка - позволяет снизить вольт-амперную характеристику во всем диапазоне токов (кривая 3).
Вентильные разрядники обладают определенной пропускной способностью, т.е. предельной величиной тока, который они могут многократно пропускать без изменения своих электрических характеристик. Пропускная способность разрядника зависит от теплостойкости его нелинейного резистора. До недавнего времени вследствие недостаточной пропускной способности вентильные разрядники отстраивались от внутренних перенапряжений, т.е. имели пробивное напряжение выше возможной величины внутренних перенапряжений и предназначались только для ограничения кратковременных перенапряжений грозового происхождения. Разработка нелинейных резисторов с более высокой пропускной способностью и применение новых принципов гашения дуги сопровождающего тока ^позволяют в настоящее время возложить на разрядники также и функцию ограничения более длительных внутренних перенапряжений. Это обстоятельство открывает перспективу дальнейшего снижения уровней изоляции электрооборудования и повышения его экономической эффективности.
Заключение
В первой главе была выбрана главная схема подстанции, выбраны схемы РУ 110кВ и КРУН 6кВ.
Вывод: Схема «мостик» наиболее подходящая схема для подключения подстанции к ЛЭП. Схема одна секционированная система шин на напряжение 6 кВ наиболее предпочтительная для распределения электроэнергии потребителям.
Во второй главе был произведен расчёт токов короткого замыкания.
В третей главе было выбрано электрооборудование подстанции.
Вывод: на напряжение 110 кВ были выбраны элегазовые выключатели типа
ВГУ-110-У1, на напряжение 6 кВ были выбраны встраиваемые вакуумные выключатели типа ВБЭ-10(6)-31.5(40).
В четвертой главе была произведена замена РВС-110 на ОПН-П-110/88, был произведен электрический расчёт ввода на 110 кВ и выбрано число изоляторов в поддерживающих гирляндах подходящей ЛЭП 110 кВ.
В пятой главе приведена техника безопасности при работе с элетрооборудованием.
Литература
1. Электрические аппараты высокого напряжения. Г.Н. Александров, В.Л. Иванов. Под редакцией Г.Н. Александрова Ленинград 1989 г.
2. Дмитриевский В.С. Расчет и конструирование электрической изоляции: Учебное пособие дл вузов. – М. Энергоатомиздат, 1981.
3. ТВН Учебник для вузов. Под общей редакцией Разевига Д.В. Изд. 2-ое переработано и дополнено. – М. Энергия, 1976.
4. Проектирование электрической части станций и подстанций. Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова. Ленинград, Энергоатомиздат 1985 г.
5. Ограничители перенапряжений в электроустановках 6-750кв А. Аронов, О.А. Аношин, О.И. Кондратов, Т.В. Лопухова. М. Знак, 2001 г.
6. ПУЭ 6-ое издание дополненное с исправлениями. М.: ЗАО ”Энергосервис”, 2002.
7. ТВН: Изоляция и перенапряжения в электрических системах: Учебник для вузов. В.В. Базуткин, В.П. Ларионов, Ю.С. Пинталь; Под общ. ред. В.П. Ларионова.- 3-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат, 1986.
8. Электрическая часть станций и подстанций. А.А. Васильев. Москва. Энергия 1980 г.
9. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / С.А. Бажанов, И.С. Батхон, И.А. Баумштейн и др. Под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. 2-е изд. М. Энергоиздат, 1981.
10. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Ю.Г. Барыбина и др. М. Энергоатомиздат, 1991.
11. ТВН в электроэнергетике, Долгинов А.И. Москва. Энергия, 1968.
12. Электрооборудование станций и подстанций. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. Москва, Энергия. 1980г. Второе издание.
Содержание
Аннотация
Введение
1. Электрическая схема подстанции
1.1 Цели, задачи и стадии проектирования
1.2 Трансформаторная подстанция
1.3 Показатели и критерии надежности
2. Расчет токов короткого замыкания
3. Выбор электрооборудования подстанции
3.1 Устройство и принцип действия воздушного выключателя типа ВВБ-110 кВ
3.2 Устройство и принцип действия элегазового выключателя типа ВГУ-110У1
3.3 Устройство и технические характеристики вакуумного выключателя ВБЭ-10(6) – 31,5(40)
3.4 Краткая характеристика трансформатора тока ТФЗМ
3.5 Краткая характеристика трансформатора напряжения НТМИ 6-10Кв
3.6 Комплектные распределительные устройства
4. Координация изоляции и защита от перенапряжений
4.1 Координация изоляции
4.2 Защита электрооборудования от импульсов грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ
4.3 Сравнение РВ и ОПН
4.4 Замена вентильных разрядников на ОПН
4.5 Электрический расчет проходного изолятора на 110 кВ с бумажно-масляной изоляцией
4.6 Выбор числа изоляторов в поддерживающих гирляндах подходящей ЛЭП 110 кВ
5. Техника и правила безопасности при работе с электрооборудованием
5.1 Безопасность при работах под напряжением на воздушных линиях электропередачи
5.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
5.3 Эксплуатация устройств защиты ПС от ПУМ
5.4 ТБ при обслуживании разъединителей
5.5 Техника безопасности при эксплуатации ОРУ
Заключение
Литература
Аннотация
Бакалаврской работы студента группы ТВН-1-04 Шакурова Эдуарда Радиковича «Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции»
В данной работе:
выбрана главная схема подстанции, схемы распределительных устройств;
был произведен расчет токов короткого замыкания;
выбрано электрооборудование подстанции;
было произведено сравнение вентильных разрядников и ОПН, их замена;
был произведен электрический расчёт ввода на 110 кВ и выбрано число изоляторов в поддерживающих гирляндах подходящей ЛЭП 110 кВ.
Данная работа содержит 8 рисунков и 14 информационных таблиц, прилагаются 4 чертежа формата А1.
Введение
Общая характеристика системы электроснабжения
Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов (трансформаторная подстанция) и распределенных устройств напряжением до 1000 В и выше.
Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы электроснабжения. В зависимости от положения в энергосистеме, назначения, величины первичного и вторичного напряжений их можно подразделить на районные подстанции, подстанции промышленных предприятий, тяговые подстанции и др.
Районная подстанция выполнена как главная понизительная подстанция (ГПП) с открытым распределительным устройством (ОРУ), предназначенная для приёма электроэнергии напряжением 110 кВ и преобразования её в напряжение районной сети – 6 кВ для питания населенных пунктов. Схема электрических соединений подстанции на стороне 110 кВ выполнена по блочному принципу – “линия 110 кВ – трансформатор – токопровод 10 кВ” с короткозамыкателями, отделителями и разъединителями. Схема электрических соединений подстанции на стороне 6 кВ выполнена с одной секционированной системой шин.
Согласно технико-экономическому обоснованию на ПС установлены два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16000кВ А типа ТДН-16000/110 кВ с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой.
На стороне 6 кВ предусмотрена одна секционированная система шин с оборудованием 20 линейных ячеек 6 кВ.
Питание собственных нужд ПС и цепей оперативного тока осуществляется от двух трансформаторов ТМ-100/6.
Защита оборудования ПС от грозовых волн, набегающих с линий, выполняется с помощью ограничителей перенапряжения, присоединяемых к шинам 110 и 6 кВ.
КРУН-6кВ приняты серии К-37.
Наружное освещение ПС предусмотрено светильниками типа СЗЛ-300-1 и прожекторами ПЗС-35, установленных на блоке опорных изоляторов 110 кВ и на прожекторной площадке отдельно стоящего молниеотвода, наружное освещение эксплуатационного участка - светильниками СПО-300.
Для предотвращения ошибочных действий при оперативных переключениях на ПС предусматривается электромагнитная и механическая блокировки элементов РУ 110, 6 кВ.
Защита ПС от ПУМ осуществляется молниеотводом, установленным на линейном портале 110 кВ и отдельно стоящим молниеотводом.
Оперативный ток принят переменный напряжением 220 В.
Дата: 2019-05-29, просмотров: 206.
