где f(3) – наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании, Н/м;

а – наименьшее расстояние между фазами, м, принимается для напряжения 10 кВ равным 0,22 м.

Определение напряжения в материале при воздействии на него изгибающего момента производится по формуле:

                                                                                       (2.23)

где σрасч – напряжение в материале при воздействии на него изгибающего момента, МПА;

М – изгибающий момент, Н×м;

W – момент сопротивления шины, см3.

Определение изгибающего момента производится по формуле:

                                                                                   (2.24)

где ℓ - пролет между изоляторами, м.

Пролет между изоляторами определяется при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц и рассчитывается по формуле:

                                                                                   (2.25)

где τ – момент инерции, см4;

S – площадь поперечного сечения шины, см2.

Момент инерции определяется по формуле:

                                                                                        (2.26)

где τ – момент инерции, см4;

b – высота шины, мм;

h – ширина шины, мм.

Полученное значение момента инерции подставляется в формулу (2.25):

Полученное значение пролета между изоляторами подставляется в формулу (2.24):

Момент сопротивления шины определяется по формуле:

                                                                                        (2.27)

Значения пролета между изоляторами и момент инерции шины подставляются в формулу (2.23):

Для алюминия марки АДО допустимое напряжение в материале σдоп = 40 МПа.

Вывод: т.к. расчетное напряжение в материале меньше допустимого значит, шины механически прочны.

2.4.6 Выбор опорных изоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ

Условия выбора опорных изоляторов:

Ø    по напряжению установки – UУСТ ≤ UН;

Ø    по разрушающему усилию – FРАСЧ < FДОП.

Расчетная разрушающая сила определяется по формуле:

                                                                      (2.28)

где Fрасч – расчетная разрушающая сила, Н.

Допустимая разрушающая сила определяется по формуле:

                                                                               (2.29)

где Fдоп – допустимая разрушающая сила, Н.

Fразр – разрушающая сила, Н

По каталогу выбирается опорный изолятор типа ОНС-10-2000 У3, Fразр = 2000 Н.

Вывод: опорный изолятор выбранного типа механически прочен.

2.4.7 Выбор проходных изоляторов на стороне 10 кВ

Условия выбора опорных изоляторов:

Ø    по напряжению установки – UУСТ ≤ UН;

Ø    по длительному току - IМАХ ≤ IН;

Ø    по разрушающему усилию – FРАСЧ < FДОП.

Расчетная разрушающая сила проходного изолятора определяется по формуле:

                                                                                      (2.30)

По каталогу выбирается проходной изолятор типа ИП-10/630-750 IIУ, FРАЗР = 750 Н

Определение допустимой разрушающей силы производится по формуле (2.29):

Вывод: выбранный тип проходного изолятора механически прочен, т.к. расчетная разрушающая сила меньше допустимой.

2.5 Выбор рода оперативного тока

При выборе рода оперативного тока необходимо учитывать два фактора:

Ø    схему подстанции;

Ø    релейную защиту и автоматику подстанции.

В настоящее время применяются следующие виды оперативного тока:

Ø    постоянный;

Ø    выпрямленный;

Ø    переменный.

Применение постоянного оперативного тока, требующее установки дорогостоящих аккумуляторных батарей, увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные расходы, вызывает необходимость сооружения разветвленной сети. Но в связи с тем, что на стороне 10 кВ имеется потребитель I категории (Петрозаводская птицефабрика), применение постоянного оперативного тока является необходимым для обеспечения надежного и бесперебойного питания схем релейной защиты и автоматики.

Принимается аккумуляторная батарея типа СК-2, состоящая из 108 элементов.

2.6 Расчет заземляющего устройства

Заземляющее устройство подстанции имеет площадь 30×30 м2 при удельном сопротивлении 40 Ом. Естественные заземлители отсутствуют. В качестве искусственного заземлителя применяют вертикальные и горизонтальные заземлители.

Вертикальные заземлители – сталь круглая диаметром 22 мм, длиной 5 метров.

Заземлитель горизонтальный выполнен из стальной полосы 30×4.

Расстояние между уголками 5 м, глубина заложения проводника от поверхности земли 0,7 м.

Климатическая зона II, нормируемое сопротивление заземляющего устройства: RЗ.Н. = 0,5 Ом.

Согласно Правил устройства электроустановок, допустимое сопротивление заземляющего устройства с учетом удельного сопротивления грунта ρгр равно:

                                                                                 (2.31)

где Rз – допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

ρгр – удельное сопротивление грунта;

Rзн – нормируемое сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Определение сопротивления растекания вертикального заземлителя производится по формуле:

                                             (2.32)

где RВ – сопротивления растекания вертикального заземлителя, Ом;

L – длина заземлителя, м;

d – диаметр поперечного сечения, м;

ρрасч в – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м;

t′ – расчетная (условная) глубина заложения проводника, м.

Определение расчетной (условной) глубины заложения проводника:

                                                                                        (2.33)

Определение удельного сопротивления вертикального заземлителя:

                                                                              (2.34)

где КС – коэффициент сезонности для вертикальных электродов принимается равным 1,7.

Полученное значение подставляется в формулу (2.32):

Определение количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

                                                                                     (2.35)

где n – количество вертикальных заземлителей, шт.;

ηв – коэффициент использования вертикальных заземлителей с учетом интерполяции, принимается равным 0,6.

Принимается nВ = 118 шт.

Определение длины горизонтальных заземлителей производится по формуле:

                                                                                (2.36)

где Lг – длина горизонтальных заземлителей, м;

а – расстояние между вертикальными заземлителями, м.

Определение сопротивления растекания горизонтального заземлителя производится по формуле:

                                                                (2.37)

где RГ – сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

ρрасч г – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м;

d – диаметр поперечного сечения, м;

                                                                           (2.38)

где КС – коэффициент сезонности для горизонтальной полосы принимается равным 4 для II климатической зоны.

                                                                                         (2.39)

где b – ширина полосы проводника, м.

Определение действительного сопротивления растекания горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования производится по формуле:

                                                                                   (2.40)

где RГ – сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

ηг – коэффициент использования горизонтальных заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя, принимается равным 0,2.

Определение сопротивления растекания заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя производится по формуле:

                                                                           (2.41)

Определение уточненного количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

                                                                             (2.42)

Принимается nВ = 107 шт.

3 Основные показатели использования подстанции

3.1 Определение основных показателей использования производственной мощности подстанции

Основными показателями являются:

Ø    установленная мощность подстанции (NУп/ст);

Ø    рабочая мощность подстанции (Nрабп/ст);

Ø    длительность времени эксплуатационной готовности подстанции (Тготп/ст);

Ø    предполагаемое фактическое время работы подстанции (ТФп/ст);

Ø    фактическая передача электроэнергии подстанцией за год (WФп/ст);

Ø    коэффициент экстенсивного использования мощности подстанции (КЭп/ст);

Ø    коэффициент интенсивного использования мощности подстанции (КИп/ст).

3.1.1 Определение установленной мощности подстанции

Она определяется по формуле:

                                                                                  (3.1)

где Nуп/ст – установленная мощность подстанции, МВА;

NН –номинальная мощность трансформатора, МВА;

i – количество трансформаторов (по условию 2 шт.).

3.1.2 Определение рабочей мощности подстанции

Она определяется по формуле:

                                                                             (3.2)

где Nуп/ст – рабочая мощность подстанции, МВА;

К – коэффициент мощности, которую подстанция может развивать в фактических условиях, принимается равным 0,88.

3.1.3 Определение длительности времени эксплуатационной готовности подстанции

Она определяется по формуле:

                                                                              (3.3)

где Тгот п/ст–длительность времени эксплуатационной готовности подстанции, час;

ТК – календарное годовое время равное 8760 часов;

ТРЕМ – время ремонта, час, принимается равным 7 дней, т.е. 168 часов.

3.1.4 Расчет предполагаемого фактического времени работы подстанции

Оно определяется по формуле:

                                                                                      (3.4)

где Тгот п/ст– предполагаемое фактическое время работы подстанции, час;

КФ – коэффициент предполагаемого фактического времени работы подстанции, принимается равным 0,68.

3.1.5 Определение фактической передачи электроэнергии подстанцией за год

Она определяется по формуле:

                                                                        (3.5)

3.1.6 Определение коэффициента экстенсивного использования мощности подстанции

Он определяется по формуле:

                                                                                 (3.6)

3.1.7 Определение коэффициента интенсивного использования мощности подстанции

Он определяется по формуле:

                                                                      (3.7)

Результаты расчетов показателей использования производственной мощности подстанции приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Показатели использования мощностей подстанции.

4 анализ организации ремонта оборудования

4.1 Организация ремонта действующего оборудования

При работе электрооборудования происходит постепенный износ его рабочих элементов, деталей, старение и снижение качества изоляции, ухудшение контактных соединений. Чтобы сохранить оборудование электростанций, подстанций и линий передачи в исправном состоянии, необходимо периодически проводить планово-предупредительные ремонты.

При действующей в электроустановках системе планово-предупредительных ремонтов не ждут, пока в результате повреждений оборудование станет неработоспособным, а заранее, по утвержденному графику, выводят из работы отдельные аппараты, машины или целые присоединения. Выведенное из работы оборудование осматривают, проверяют и испытывают, чтобы определить его работоспособность. Изношенные детали и части заменяют или восстанавливают.

Планирование ремонтных работ оборудования включает в себя разработку:

Ø    перспективных графиков ремонта и модернизации основного оборудования электрических станций и сетей;

Ø    годовых графиков ремонта основного оборудования электрических станций и сетей;

Ø    годовых и месячных графиков ремонта вспомогательного оборудования электрических станций и сетей.

Перспективный график ремонта и модернизации основного оборудования разрабатывается сроком на 5 лет и служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам планируемого периода. Этот график ремонта может ежегодно корректироваться с учетом обстановки.

Годовой график устанавливает время вывода в ремонт каждой электроустановки, продолжительность ремонта и планируемый объем работ. График разрабатывается на планируемый год в соответствии с утвержденным перспективным графиком с учетом технического состояния оборудования, при этом в годовой график может быть внесено обоснованное изменение против перспективного графика.

Планово-предупредительные ремонты делят на текущие и капитальные.

Целью текущего ремонта является поддержание оборудования в работоспособном состоянии. Для чего необходимо содержать его в чистоте, устранять мелкие дефекты, обнаруженные при осмотрах, своевременно смазывать подшипники, доливать масло в маслонаполненные аппараты. Текущие ремонты, как правило, проводят без вскрытия оборудования.

Чтобы восстановить или заменить изношенные части оборудования и обеспечить его работоспособность на длительный период, проводят капитальные ремонты. При капитальном ремонте производят вскрытие и разборку аппаратов и машин, их внешний и внутренний осмотры, проверяя состояние всех узлов и деталей, тщательно очищают узлы и детали от грязи, пыли, заменяют или восстанавливают поврежденные и изношенные детали, восстанавливают изоляцию.

Кроме того, при капитальном ремонте часто устраняют выявленные в процессе эксплуатации недостатки заводского изготовления, модернизируют оборудование, улучшают конструкцию отдельных узлов, позволяющих повысить надежность и экономичность работы установки. Благодаря этому после капитального ремонта оборудование бывает не только обновленным, но и улучшенным по сравнению с поступившим с завода.

Чтобы сократить время простоя оборудования, к капитальному ремонту нужно тщательно подготовиться. Предварительно, учитывая обнаруженные при работе дефекты, составляют ведомость объема работ при капитальном ремонте и графики их выполнения. Для ремонта заготовляют все необходимые материалы и запасные части, инструменты и приспособления, подъемно-транспортные средства, а также оборудуют рабочее место. Выделенную для проведения ремонта бригаду тщательно инструктируют, знакомят с чертежами, производственными и заводскими инструкциями и планом организации ремонта.

Рабочее место должно быть оборудовано необходимыми приспособлениями, подъемно-транспортными и такелажными средствами. На рабочем месте следует поддерживать чистоту, установить хорошее освещение и вентиляцию. В местах, предназначенных для производства ремонтных работ, должна быть выполнена разводка сжатого воздуха, ацетилена, кислорода, проложена сварочная сеть.

Все указанные мероприятия повышают производительность труда при ремонтных работах и улучшают качество ремонта. Высокое качество ремонта в свою очередь повышает надежность работы оборудования и позволяет увеличить период между ремонтами. За качеством ремонта необходимо устанавливать тщательный контроль, выполнять поузловую приемку из ремонта и проводить необходимые испытания. По выполненным ремонтным работам оформляют документацию установленной формы.

На электростанциях и в электрических сетях используют две формы организации ремонтных работ. В одном случае эти работы выполняет ремонтный персонал объекта в другом применяют систему централизованного ремонта, когда на объекте ремонтный персонал сведен до минимума или отсутствует, а ремонт производят выездные бригады централизованной службы ремонтов. При централизованном ремонте оборудования значительно сокращается персонал электростанций и сетей. На подстанциях и линиях передачи применяют преимущественно систему централизованного ремонта, тем более что на большинстве подстанций либо совсем нет персонала, либо существует дежурство на дому. На электростанциях большое распространение получил смешанный метод ремонта, при котором текущий ремонт выполняет обычно персонал электростанции, а капитальный – персонал централизованной службы ремонтов.

Капитальный ремонт трансформаторов и выключателей 35-220 кВ осуществляется силами электроремонтного цеха Южно-Карельских электрических сетей или производственно-ремонтным предприятием открытого акционерного общества «Карелэнерго», остальное оборудование ремонтируется силами ремонтного персонала районов электрических сетей Южно-Карельских электрических сетей.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5