Вопросы реконструкции линии 10 кВ подстанции "Василево", с заменой масляных выключателей на вакуумные, выбором разъединителей и трансформаторов тока

Содержание
Введение
1. Реконструкциялинии 10 кВ.
1.1 Определениенагрузок на участках сети
1.2 Выбор сечения проводов на участках линии и определение потерьнапряжения
1.3 Расчёттоков короткого замыкания
1.4 Выборэлектрических аппаратов на линии
2. Патентныйпоиск
2.1 Способызащиты трехфазного силового трансформатора от перегрузки
2.2 Устройстводля защиты силового трансформатора от перегрузки
2.3 Устройстводля защиты от перегрузки обмотки электрического аппарата
2.4 Устройстводля защиты электрического маслонаполненного аппаратаот внутренних повреждений
3. Разработказащиты потребительских трансформаторов от утечки масла, на примере трансформатора ТМ 100/10
3.1 Обоснованиеразработки защиты
3.2 Процессынагревания и охлаждения трансформаторов
3.3 Тепловойрасчет трансформатора
3.3.1 Расчет геометрических размеров бака трансформатораТМ100/10
3.3.2 Тепловой расчет трансформатора при номинальнойзагрузке без утечки масла
3.3.3 Тепловой расчет трансформатора при номинальнойзагрузке при уровне масла ниже патрубков коллекторов радиаторов
3.3.4 Схема защиты трансформатора от утечки масла
4. Безопасностьи экологичность проекта
4.1 Анализсостояния безопасности на трансформаторной подстанции
4.2 Характеристикаопасных факторов при эксплуатации оборудования подстанции
4.3 Расчетзаземления трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ
4.4 Пожарнаябезопасность
4.5 Организационно-правовыемеры по безопасности и экологичности проекта
5. Технико-экономическое обоснование защиты трансформа торов от потери масла
5.1 Расчёткапитальных вложений
5.2 Расчётэксплуатационных издержек
5.3 Расчетсрока окупаемости
Выводы по дипломному проекту
Список использованной литературы
Введение
Сельскохозяйственноепроизводство все в большей мере базируется на современных технологиях, широкоиспользующих электрическую энергию. В связи с этим возрастают требования кнадежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качествуэлектрической энергии, к ее экономичному использованию и рациональномурасходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.
Самый важный показатель системыэлектроснабжения — надежность подачи электроэнергии. С ростом электрификациисельскохозяйственного производства, особенно с созданием в сельском хозяйствеживотноводческих комплексов промышленного типа, птицефабрик, тепличныхкомбинатов и др., всякое отключение — плановое (для ревизии и ремонта) иособенно неожиданное аварийное — наносит огромный ущерб потребителю и самойэнергетической системе. Поэтому необходимо применять эффективные и экономическицелесообразные меры по обеспечению оптимальной надежности электроснабжениясельскохозяйственных потребителей.
Абсолютное большинствосельскохозяйственных потребителей получают электроэнергию от централизованногоисточника — энергосистемы. При этих условиях основой системы являютсяэлектрические сети. Систему сельского электроснабжения необходимоспроектировать таким образом, чтобы она имела наилучшие технико-экономическиепоказатели, то есть чтобы при минимальных затратах денежных средств,оборудования и материалов она обеспечивала требуемые надежностьэлектроснабжения и качество электроэнергии. Задача обеспечения электроэнергиейпотребителей при проектировании систем сельского электроснабжения должнарешаться комплексно, с учетом развития в рассматриваемой зоне всех отраслейхозяйства, в том числе и не сельскохозяйственных. Проектирование сельскихэлектрических сетей необходимо проводить в соответствии как с общимидирективными и нормативными документами (Правила устройства электроустановок,Правила технической эксплуатации и др.), так и со специально разработанными длясельских сетей материалами.
Существует мощный энергетическийкомплекс, обеспечивающий сельскохозяйственные потребители электроэнергией — системасельских электрических сетей напряжением 0,4 — 110 кВ, однако рост нагрузок припоявлении новых потребителей в зонах, уже охваченных централизованнымэлектроснабжением, и при освоении новых сельскохозяйственных районов,необходимость повышения надежности электроснабжения и качества электроэнергии,изменение планировки населенных пунктов и т.д. требуют дальнейшего развитияэлектрических сетей. Оно включает как новое строительство, так и расширение, иреконструкцию сетей.
При этом, под новымстроительством подразумевают сооружение новых линий электропередач и подстанций,под расширением — установку на одно-трансформаторных подстанциях второготрансформатора с соответствующим оборудованием, под реконструкцией — заменупроводов линий электропередачи, перевод сетей с напряжения 6 кВ на напряжение10 кВ, замену трансформаторов, установку средств компенсации реактивноймощности, секционирования, автоматизации, регулирования напряжения и т.п.
Таким образом, реконструкциядействующих электрических сетей связана в первую очередь с изменениемэлектрических параметров линий и подстанций при частичном или полном сохранениистроительной части объектов, а также с установкой дополнительных аппаратов иоборудования. Реконструкция позволяет повысить пропускную способностьдействующих сетей, надежность электроснабжения и качества электроэнергии употребителей.
1. Реконструкциялинии 10 кВ.1.1 Определениенагрузок на участках сети
Рассмотрим линию 10кВ отходящуюот трансформаторной подстанции Василево 110/35/10кВ фидера 10 — 08 (Рисунок 1).
/>
Рисунок 1. — Расчётная схемалинии.
Нагрузку трансформаторныхпунктов определяют с учётом коэффициента загрузки по формулам:
SЗ=KЗ*SТП[1]
где SЗ — нагрузкатрансформаторных пунктов в зимнее время, кВА;
КЗ — коэффициентзагрузки трансформаторных пунктов в зимнее время; SТП — мощностьтрансформаторной подстанции, кВ*А.
Для трансформаторной подстанцииномер 1:
SТП1=30 кВ*А;
KЗ=0,8;

Для всех остальныхтрансформаторных подстанций расчёты сводим в таблицу 1.
Таблица 1. — Существующиенагрузки трансформаторных подстанций.
№
ТП
SТП,
кВА Тип нагрузки
КЗ
SЗ,
кВА Cosj
РТП. З,
кВт
QТП. З,
кВАр 1 30 Косино 0,8 24 0,9 22 10 2 30 Захарово 0,8 24 0,9 22 10 3 250 Ферма 0,8 200 0,8 150 132 4 100 Бакшейка 0,8 80 0,9 72 35 5 30 Палкино 0,9 27 0,9 24 12 6 30 Емельянка 0,9 27 0,9 24 12 7 180 Коряково 0,7 126 0,9 113 55 8 160 Коряково 0,7 112 0,9 101 49 9 250 ВНС 0,5 125 0,9 113 54 10 400 КНС 0,5 200 0,9 180 87 11 250 Котельная 0,8 200 0,8 160 120 12 250 Котельная 0,8 200 0,8 160 120 1960 1345 1141 697
Установленная мощностьтрансформаторов, подключенных к фидеру 10 — 08 составляет 1960 кВА в рабочемрежиме.
Максимальная нагрузка зимняя: РЗ=1141кВт, QЗ=697 кВАр.
Максимальную расчётную мощностьна участках сетей 6…20кВ определяют с учётом коэффициентов одновременности еслисуммарные нагрузки не отличаются одна от другой более чем в четыре раза, итабличным методом если отличаются более чем в четыре раза.
Расчётную мощность участка линиипри суммировании с учётом коэффициента одновременности определяют по формулам
РS=KO·SРi;
QS=KO·SQi [1]

гдеPS, QS — расчётная активная и реактивнаянагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции, кВт, кВАр; КО — коэффициент одновременности; Pi, Qi — активная и реактивнаянагрузки на вводе i — го потребителя или i — го элемента сети, кВт, кВАр.
При суммировании нагрузоктабличным методом к большей нагрузке прибавляют добавку от меньшей, которуюберут из таблиц.
Расчёт ведём по максимальнойнагрузке, которая наблюдается в зимнее время.
Отпайка Т12-10, для неё:
Р12=160 кВА,Q12=120 кВАр;
Р11=160 кВА,Q11=120 кВАр;
Участок Т15-7
РТ12-11= Р12=160кВА;
QТ12-11=Q15=120 кВАр;
Участок 6 — 7
Р11-10= КО*(РТ11+ РТ12);
Q11-10=КО* (QТ11+ QТ12);
КО=0,9 [1]
Р11-10=0,9* (160+160)=288 кВА;
Q11-10=0,9· (120+120) =216 кВАр.
Расчёт нагрузок на остальныхотпайках и на магистрали аналогичен, поэтому его сводим в таблицу 2.

Таблица 2. — Расчёт нагрузок намагистрали и отпайках линии.Участок
Рn-1, кВт
Qn-1, кВАр
Рn-2, кВт
Qn-2, кВАр
КО DP, кВт DQ, кВАр
Рn, кВт
Qn, КВАр
Sn, кВА
Iуч, А Отпайка Т12 — 10 Т12-11 – – – – – – – 160 120 200 11,56 Т11-11 – – – – – – – 160 120 200 11,56 11-10 160 120 160 120 0,9 – – 288 216 360 20,81 Отпайка Т4 — 3 Т4-4 – – – – – – – 72 35 80 4,62 4-3 72 35 150 132 0,9 – – 199,8 150,3 250 14,45 Отпайка Т4 — 3 Т2-2 – – – – – – – 22 10 24 1,39 Т1-2 – – – – – – – 22 10 24 1,39 2-1 22 10 22 10 0,9 – – 39,6 18 43,5 2,51 Магистраль Т10 — 0. Т10-10 – – – – – – – 180 87 200 11,56 10-9 180 87 288 216 0,9 – – 339,6 232,9 334,12 19,31 9-8 339,6 232,9 113 54 0,9 – – 407,34 258,21 482,3 27,88 8-7 407,34 258,21 101 49 – 69,5 33,2 476,84 82,2 483,87 27,97 7-6 476,84 82,2 113 55 – 79 37,5 555,84 92,5 563,5 32,57 6-5 555,84 92,5 24 12 – 15 7,3 570,84 104,5 580,33 33,54 5-3 570,84 104,5 150 132 0,9 – – 648,76 212,85 682,78 39,47 3-1 648,76 212,85 199,8 150,3 0,9 – – 763,7 363,15 845,65 48,88 1-0 763,7 363,15 39,6 18 – 26,2 11,2 789,9 374,35 873,21 50,47 Нагрузка на головном участке 789,9 374,35 873,21 50,47 1.2 Выборсечения проводов на участках линии и определение потерь напряжения
Сечение проводов в сельскихвоздушных линиях напряжением 10кВ выбираем в соответствии с магистральнымпринципом построения сетей напряжением 10кВ, принятых в проектных организациях.При этом магистраль воздушной линии выполняют из сталеалюминевых проводовсечением не менее 70мм2, а отпайки к трансформаторным подстанциямнапряжением 10/0,4кВ — сечением не менее 35мм2. [5]
Принимаем к выполнениюмагистраль воздушной линии 10кВ проводом АС — 70, а отпайки проводом АС — 35.
Определяем потери напряжения научастках линии 10кВ.
/>, [5]
Где DUi — потеря напряжения на i мучастке, %; Рi, Qi — расчётная активная и реактивнаямощности передаваемые по участку, ВА, ВАр; Rio, Xio — удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км; Li — длина i го участка, км; Uном — номинальное напряжение линии, В.
Участок линии Т12 — 11 выполненпроводом АС — 35, которому соответствует:
RoТ12-11=0,77 Ом/км,XoТ12-11=0,37Ом/км [5]
РТ12-11=160 кВт,QТ12-11=120кВт,
LТ12-11=0,3 км,Uном=10000В.
/>=0,05%
Расчёт потерь напряжения наотпайках и на магистрали аналогичен, поэтому его сводим в таблицу 3.
Таблица 3. — Потери напряженияна магистрали и на отпайках линии.Участок
Руч,
КВт
Qуч,
КВАр
Iуч,
А Провод
RO,
Ом/км
XO,
Ом/км
Lуч,
км
Rуч,
км
Xуч,
км
DUуч,
% Отпайка Т12-10 Т12-11 160 120 11,56 АС-35 0,77 0,37 0,3 0,23 0,11 0,05 Т11-11 160 120 11,56 АС-35 0,77 0,37 0,225 0,17 0,08 0,04 11-10 288 216 20,81 АС-35 0,77 0,37 0,15 0,12 0,06 0,05 Отпайка Т4-3 Т4-4 72 35 4,62 АС-35 0,77 0,37 0,75 0,58 0,28 0,05 4-3 199,8 150,3 14,45 АС-35 0,77 0,37 0,15 0,12 0,06 0,03 Отпайка Т2-1 Т2-2 22 10 1,39 АС-35 0,77 0,37 1,95 1,5 0,72 0,04 Т2-1 22 10 1,39 АС-35 0,77 0,37 0,09 0,07 0,03 0,002 2-1 39,6 18 2,51 АС-35 0,77 0,37 1,28 0,99 0,47 0,05 Магистраль Т10-0 Т10-10 180 87 11,56 АС-70 0,42 0,34 0,75 0,32 0,26 0,08 10-9 339,6 232,9 19,31 АС-70 0,42 0,34 0,68 0,29 0,23 0,15 9-8 407,34 258,21 27,88 АС-70 0,42 0,34 0,225 0,09 0,08 0,06 8-7 476,84 82,2 27,97 АС-70 0,42 0,34 1,43 0,6 0,49 0,33 7-6 555,84 92,5 32,57 АС-70 0,42 0,34 1,58 0,66 0,54 0,42 6-5 570,84 104,5 33,54 АС-70 0,42 0,34 1,8 0,76 0,61 0,5 5-3 648,76 212,85 39,47 АС-70 0,42 0,34 0,9 0,38 0,31 0,31 3-1 763,7 363,15 48,88 АС-70 0,42 0,34 0,9 0,38 0,31 0,4 1-0 789,9 374,35 50,47 АС-70 0,42 0,34 1,43 0,6 0,49 0,66 Потеря напряжения на магистрали 2,89 Потеря напряжения на удалённом трансформаторе 2,89 Суммарная длина магистрали 9,7 1.3 Расчёттоков короткого замыкания
Расчет токов к. з. необходим длявыбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов,автоматов, кабелей) на электродинамическую и термическую устойчивость,настройки релейной защиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств.
Определение токов короткогозамыкания будем вести методом именованных единиц (практических). В этом случаепараметры схемы выражают в именованных единицах — Ом, А, В и т.д. .
Этот метод применяют при расчететоков короткого замыкания сравнительно простых электрических схем с небольшимчислом ступеней трансформации. В частности этот метод удобно использовать приопределении токов короткого замыкания сельских электрических сетей, питающихсяот районных энергосистем или от изолированно работающих электростанций, а такжесетей напряжением 380/220 В.
Произведем расчет токовкороткого замыкания на примере фидера 10-01.
Для расчета минимальных токовкороткого замыкания необходимо определить наиболее удаленную от источникапитания трансформаторную подстанцию и считать местом замыкания ввод этойподстанции. Для фидера 10-08 подстанции “Василево” этим местом являетсяпоказанная на рисунке 1.1 трансформаторная подстанция номер 10.
Расчет максимального токакороткого замыкания производим на шинах 10 кВ подстанции “Василево”.
По расчетной схеме составляемупрощенную схему сети и схему замещения на рисунке 2. (а, б) На этих схемахизображаем все элементы, влияющие на величину тока короткого замыкания и точкикороткого замыкания.
Определяем значениесопротивлений до места короткого замыкания:
Определяем величинусопротивления трансформатора.
Сопротивление трансформатораопределяется по формуле:
/> [1]
Где uk — напряжение короткого замыкания в процентах;
Uном — номинальное напряжение трансформатора;
Sном — номинальная мощность трансформатора.
/>
а)

/>
б)
Риcунок 2. — Схемы сети 10 кВ. а).упрощенная схема сети 10 кВ; б). схема замещения.
На подстанции установлентрансформатор ТМ 10000/110, для него:
Sном=10000кВА
uk=17.5%
Uном=11кВ
/>Zт=2,12 Ом
Определяем значениесопротивления линии 10 кВ. Линия выполнена проводом А-70, длина линии 7,32 км. Дляданной марки провода по справочнику выбираем значения относительныхсопротивлений
Ro=0,42Ом/км, Хо=0.34 Ом/км [5]
Полное сопротивление линииопределится по формуле
/>
где: L — длина линии, км;
Ro, Xo — относительные активное ииндуктивное сопротивления, Ом/км.
/>=5,24Ом

Определяем сопротивление линии110 кВ.
Линия выполнена проводом АС-70,длина линии 10,5 км. Для данной марки провода по справочнику выбираем значенияотносительных сопротивлений:
Ro=0,42Ом/км, Хо=0,34 Ом/км [5]
/>=5,67Ом
Приводим сопротивление линии 110кВ к ступени 10 кВ.
/> [5]
где: Кт — коэффициенттрансформации трансформатора, Кт = 11
/> = 0.043 Ом
Для подстанции “Василево” поданным Костромских электрических сетей полное сопротивление системы Zс=4.38 Ом
Определяем значения токакороткого замыкания.
Ток трехфазного короткогозамыкания определится по формуле
/> [5]
где: /> -суммарное сопротивление в точке короткого замыкания, Ом.
В точке К1 величина токаограничивается только величиной сопротивлений трансформатора, системы и линии110 кВ.

/>
/> = 970,6 А
В точке К2 величина токакороткого замыкания ограничивается также ещё и величиной сопротивления линии 10кВ.
/>;
/> = 539 А
Определяем значение токадвухфазного короткого замыкания.
Величина тока двухфазногокороткого замыкания определяется по формуле:
IK(2) = 0,87×IK(3) [5]
/>=468,93 А
Расчёт ударного тока.
/>/> [1]
Где iУД — ударный ток, кА; КУД — ударный коэффициент; IК(3) — установившееся значение тока короткого замыкания, кА.
Для точки К1:
КУД = 1,5 [1]
IК1(3) = 970,6 А
/>/>
Для точки К2:
КУД = 1,5 [1]
IК2(3) = 539 А
/>/>
Расчёт теплового импульса.
Тепловой импульс возникает врезультате протекания тока КЗ и рассчитывается по формуле:
BK =IК22× (tРЗ + Ta) [1]
гдеBK — тепловой импульс, кА2*с; tРЗ — время срабатывания релейной защиты, с; Ta — время затухания апериодической составляющей тока короткогозамыкания, с.
При напряжении 10…0,4 кВ времядействия релейной защиты принимается 0,1 с, время затухания апериодическойсоставляющей 0,01с. [3]
Тепловой импульс для точки К1:
BK1= (2,059) 2×(0,1+0,01) = 0,47 кА2*с.
Тепловой импульс для точки К2:
BK2= (1,133) 2×(0,1+0,01) = 0,14 кА2*с.
1.4 Выборэлектрических аппаратов на линии
Выбор выключателей.
Выключатель — это контактныйкоммутационный аппарат, способный выключать, проводить, отключать рабочие токии токи короткого замыкания. В зависимости от дугогасительной среды различаютмасляные, воздушные, электромагнитные и вакуумные выключатели.
Выбор выключателей производитсяпо следующим параметрам [3]
по напряжению установки
Uуст £ Uном (1.1)
гдеUуст — напряжение установки, В; Uном — номинальноенапряжение выключателя, В.
по длительному току
Iраб £ Iном (1.2)
Где Iраб – рабочий ток линии, А; Iном — номинальный ток выключателя, А.
по отключающей способности
IКЗ (3) £ Iоткл.ном. (1.3)
Где IКЗ (3) — расчётный ток короткого замыкания, А; Iоткл. ном. — номинальный ток отключения выключателя.
по электродинамической стойкости
iу (3) £ iдин (1.4)

где iу (3) — расчётный ударный ток короткого замыкания, А; iдин – ток динамической стойкости выключателя, А.
по термической стойкости
BK £ Iтерм2×tтерм (1.5)
Где BK – расчётный тепловой импульс, кА2×с, Iтерм – токтермической стойкости выключателя, кА, tтерм – времятермической стойкости выключателя, с.
В соответствии с перечисленнымиусловиями (1.1 — 1.5) выбираем на стороне 10 кВ выключатель вакуумный ВНВП — 10/320
Условия выбора сводим в таблицу4.
Таблица 4. — Выбор выключателяна стороне 10 кВ.Расчётные данные
Каталожные
параметры выключателя Условия выбора Выключатель вакуумный ВНВП — 10/320
Uуст = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Uуст £ Uном
Iраб = 50,47 А
Iном = 320 А
Iраб £ Iном
IКЗ(3) = 0,97 кА
Iоткл. ном. = 2 кА
IКЗ(3) £ Iоткл. ном.
iу (3) = 2,059 кА
iдин = 40 кА
iуд (3) £ iдин
BК = 0,47 кА2×с
Iтерм2×tтерм = 202×0,3 = 120 кА2×с
BК £ Iтерм2 ×tтерм
Выбор разъединителей.
Разъединители используют длявключения и отключения обесточенных участков электрической цепи под напряжением.
Выбор разъединителейпроизводится по тем же параметрам что и выключатели, кроме условия поотключающей способности. [3]
В соответствии с перечисленнымиусловиями (1.1 — 1.5) выбираем на стороне 10 кВ разъединитель РЛНД — 10/200
Условия выбора сводим в таблицу5.

Таблица 5. — Выбор разъединителяна стороне 10 кВ.Расчётные данные
Каталожные
параметры разъединителя Условия выбора Разъединитель РЛНД — 10/200
Uуст = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Uуст £ Uном
Iраб = 50,47 А
Iном = 200 А
Iраб £ Iном
iу (3) = 2,059 кА
Iдин = 20 кА
Iуд (3) £ iдин
BК = 0,47 кА2×с
Iтерм2×tтерм = 52×10 = 250 кА2×с
BК £ Iтерм2 ×tтерм
Выбор измерительныхтрансформаторов тока.
Выбор трансформаторов тока производят по следующим параметрам [1]
по напряжению установки
/>;(1.6)
по току
/>;/>, (1.7)
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему токуустановки, так как недогрузка первичной обмотки трансформатора тока приводит кувеличению погрешностей.
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости;
/>,/>, (1.8)
Где iy — расчётный ударный ток КЗ;
kэд — кратность электродинамической стойкости, покаталогу; I1ном — номинальный первичный ток трансформатора тока; iдин — ток электродинамической стойкости;
Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов токаопределяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, в следствииэтого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.
по термической стойкости
/>;/>, (1.9)
Где Вк — расчётный тепловой импульс;
kт — кратность термической стойкости, по каталогу;
tтер — время термической стойкости, по каталогу;
Iтер — ток термической стойкости;
по вторичной нагрузке
Z2 £ Z2НОМ (1.10)
Где Z2 — вторичная нагрузка трансформатора тока;
Z2ном — номинальная допустимая нагрузка трансформаторатока в выбранном классе точности.
В соответствии с перечисленнымиусловиями (1.6 — 1.10) выбираем трансформаторы тока на стороне 10 кВ [3]
Условия выбора сводим в таблицу6.
Таблица 6. — Выбортрансформаторов тока на стороне 10 кВ.Расчётные данные
Каталожные
Параметры трансформатора тока Условия выбора Трансформатор тока ТПЛ 10 — 0,5/Р — 75/5
Uуст = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Uуст £ Uном
Iраб = 50,47 А
Iном1 = 75 А
Iраб £ Iном1
BК = 0,47 кА2×с
Iтерм2×tтерм = 3,42×3=34,2кА2×с
BК £ Iтерм2 ×tтерм
Проверим условие согласования по вторичной нагрузке трансформаторатока.
Нагрузка вторичной сторонысостоит из:
/>,
Где rприб — сопротивлениеприбора, Ом;
rпр — сопротивлениесоединительных проводов, Ом;
rкон. — переходноесопротивление контактов, 0.05 Ом [1].
Сопротивление приборовопределяется по выражению
/>;
Где Sприб. — мощность,потребляемая приборами, ВА;
I2 — вторичныйноминальныйток прибора, А.
По таблице 7. определяеммощность вторичной нагрузки на вторичную обмотку трансформатора тока.
Таблица 7. Вторичная нагрузкатрансформатора тока на стороне 10 кВ.Прибор Тип Нагрузка, ВА, фазы А В С
Амперметр
Ваттметр
Варметр
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Э-335
Д-335
Д-335
САЗ-И675
СР4-И689
0.5
0.5
0.5
2.5
2.5 –
0.5
0.5
0.5
2.5
2.5 Итого 6.5 6.5

Из таблицы видно, что наиболеезагружены трансформаторы тока фаз А и С.
/> />
Сопротивление соединительныхпроводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал ввыбранном классе точности, необходимо выполнить условие:
rПРИБ + rПР + rК £ Z2НОМ
 
ГДЕZ2НОМ – номинальная допустимая нагрузкатрансформатора, Ом.
Z2НОМ = 0,4 Ом[3]
rПР = Z2НОМ – rПРИБ rК,
rПР = 0,4 — 0,26 -0,05 = 0,09 Ом
Определяем сечениесоединительных проводов
/>/>
Где LРАСЧ – расчётная длина соединительных проводов, зависящая отсхемы соединения трансформаторов тока, м; r -удельная проводимость материала провода, для алюминия r = 0,0283, Ом×мм/м2.
Принимаем длину равной 6 м. Трансформаторы тока включены по схеменеполной звезды, тогда LРАСЧ = 1,73×L.

/>/>
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 [3].
2. Патентныйпоиск2.1 Способызащиты трехфазного силового трансформатора от перегрузки
/>
Рисунок 3. — Схема защитытрехфазного силового трансформатора от перегрузки.
Формула изобретения [15]:
Способ защиты трехфазногосилового трансформатора от перегрузки, основанный на измерении параметра,характеризующего перегрузку, преобразовании этого параметра в электрическийсигнал, сравнении этого сигнала с установкой ив случае превышения сигнала надустановкой формирования сигнала воздействия на шунтирующий элемент, включениишунтирующего элемента и отключении трансформатора коммутирующим элементом врезультате увеличения проходящего через него тока, отличающийся тем, что сцелью обеспечения бесперебойности электроснабжения потребителей, шунтирующийэлемент шунтирует нагрузку трансформатора, а коммутирующий элемент устанавливаютна низкой стороне трансформатора.
Способ по п.1 отличающийся тем,что в качестве параметра, характеризующего перегрузку трансформатора, измеряюттемпературу обмоток трансформатора.2.2 Устройстводля защиты силового трансформатора от перегрузки
/>
Рисунок 4. — Устройство длязащиты силового трансформатора от перегрузки.
Формула изобретения [12]:
Устройство для защиты силовоготрансформатора от перегрузки, содержащее датчик тока, соединенный черезпреобразователь тока и блок с зависимой установкой срабатывания с реле временис независимой выдержкой, и датчик температуры верхних слоев масла, которыйчерез температурный преобразователь подключен к зависимому от сигнала релевремени, отличающееся тем, что с целью повышения надежности, в негодополнительно введены сумматор напряжений пропорциональных току и температуреверхних слоев масла трансформатора, и логическая схема И, причем на один входсумматора включен выход температурного преобразователя, на другой — выходпреобразователя тока, а выход сумматора подключен к одному из входов схемы И,другой вход которой соединен с выходом датчика тока, а выход с зависимым релевремени.2.3 Устройстводля защиты от перегрузки обмотки электрического аппарата
/>/>
Рисунок 5. — Устройство длязащиты от перегрузки обмотки электрического аппарата.
Содержит датчик температуры,выход которого через преобразователь температуры в напряжение подключен кпервому входу сумматора, датчик тока нагрузки, выход которого черезфункциональный преобразователь тока нагрузки связан с вторым входом сумматора,через первый пороговый орган-с органом выдержки времени, выход которогоподключен к выходному органу, отключающееся тем, что с целью повышения точностиработы путем учета зависимости повышения зависимости повышения температуры обмоткинад температурой охлаждающего масла от продолжительности протекания тока, внего введены блок инерционного звена, управляемый генератором импульсов, второйпороговый орган и элемент ИЛИ, а функциональный преобразователь тока нагрузкивыполнен на квадраторе, при этом выход функционального преобразователя токанагрузки через блок инерционного звена подключен к второму входу сумматора,выход которого через второй пороговый орган подсоединен к первому элемента ИЛИ,выход которого подключен к входу органа выдержки времени, а к второму элементаили подключен выход первого порогового органа.
Устройство по п.1, отличающеесятем, что к выходу сумматора подключен измерительный прибор [14].2.4 Устройстводля защиты электрического маслонаполненного аппарата от внутренних повреждений
/>/>
Рисунок 6. — Устройство длязащиты электрического маслонаполненного аппарата от внутренних повреждений.
Содержит корпус, установленный вразрез трубопровода, соединяющего бак аппарата с расширителем, датчик в видеэлектрического конденсатора, установленный в верхней части корпуса, и дваисполнительных органа, связанных с выходом датчика, отличающееся тем, что сцелью повышения надежности путем повышения быстродействия и чувствительности,оно дополнительно содержит два пороговых и один реагирующий элементы, входпоследнего из которых подключен к выходу датчика, а выход соединен с входомкаждого исполнительного органа через пороговый элемент, а датчик выполнен сподвижными одна относительно другой обкладками.
Устройство по п.1, отличающеесятем, что оно дополнительно содержит компенсирующий элемент в видеэлектрического конденсатора, установленного в нижней части корпуса, аизмерительный орган дополнительно снабжен компенсационным входом, на которыйвключен компенсирующий элемент [13].
Устройство по пп.1 и 2,отличающееся тем, что оно дополнительно содержит два интегрирующих элемента ипороговыми элементами, а в качестве реагирующего элемента использованмультивибратор, во времязадающие цепи которого включены датчик и компенсирующийэлемент.
3. Разработказащиты потребительских трансформаторов от утечки масла, на примеретрансформатора ТМ 100/103.1 Обоснованиеразработки защиты
Одним из видов неисправностейтрансформаторов является течь масла из бака трансформатора, что приводит каварийной работе трансформатора с последующим выходом его из строя. Причинамитечи масла могут быть: нарушение плотности сварных швов бака, волнистых стенокбака с дном, в местах заделки труб в стенку бака, радиаторов в местах сварки ипр. [9] Также трансформатор может выйти из строя при намеренном сливе масла.
В трансформаторах большихмощностей при значительном снижении уровня масла в баке или интенсивномвыделении воздуха из масла срабатывает газовая защита трансформатора. Газоваязащита, как известно, является чувствительной защитой от внутренних поврежденийили ненормального режима трансформатора. Эта защита в зависимости отинтенсивности газообразования срабатывает либо на сигнал, либо на отключение,либо одновременно на то и другое. В трансформаторах небольших мощностей газоваязащита не устанавливается, поэтому в данном проекте предлагается защитаоснованная на расчетах изменения теплового режима трансформатора при сниженииуровня масла и как следствие повышения его температуры.3.2 Процессынагревания и охлаждения трансформаторов
При работе трансформатора частьэнергии преобразуемой им, теряется, поэтому полезная мощность трансформатора,отдаваемая в нагрузку, меньше мощности, потребляемой им из сети источникаэнергии. Потеря энергии происходит как в магнитопроводе трансформатора, так и вего обмотках. Обмотки трансформатора нагреваются протекающими по ним токами. Потеряэнергии в обмотках трансформатора Pk и пропорциональнаквадрату плотности тока j и весу обмоточного провода Gm.
В магнитопроводе трансформаторавозникают потери энергии за счет перемагничивания стали и вихревых токов. Потерив стали магнитопровода зависят от частоты, магнитной индукции, магнитныхсвойств материала и толщины стальных листов, из которых собран магнитопровод. Потерив стали Pст пропорциональны весу магнитопровода Gст и квадрату максимальной магнитной индукции Bт в магнитопроводе.
Электромагнитные нагрузкитрансформатора (магнитную индукцию и плотность тока) нельзя безграничноувеличивать. Магнитную индукцию в магнитопроводе нельзя увеличивать скольугодно, так как при превышении известной меры намагничивающий ток можетоказаться чрезмерно большим. Плотность тока в проводах обмоток так же нельзяувеличивать неограниченно, так как падение напряжения в сопротивлении обмотокпри этом возрастает, понижая вторичное напряжение трансформатора при нагрузке.
В еще большей мереэлектромагнитные нагрузки ограничены допустимыми потерями энергии в активныхматериалах трансформатора, т.е. в стали магнитопровода и проводах обмоток. Приувеличении магнитной индукции растут потери в стали, а при увеличении плотноститока — потери в проводах обмоток. Потери энергии, выделяющиеся в трансформаторепри его работе, превращаются в тепло и нагревают его. Это тепло излучается отповерхности трансформатора в окружающую среду.
Охлаждение нагретых частейтрансформатора происходит за счет теплоизлучения, теплопроводности и конвекции.Тепло отводится в окружающую среду главным образом со свободных частейтрансформатора (наружная цилиндрическая поверхность обмотки и поверхность ярма).Для увеличения поверхности охлаждения делают вентиляционные каналы вмагнитопроводе и обмотках.
Внутренние части магнитопровода иобмоток отдают свое тепло поверхностным частям благодаря теплопроводности. Количествотепла, излучаемого в окружающую среду, зависит как от поверхности охлаждения,так и от разности температур нагретых частей трансформатора и окружающей среды.
Температура трансформаторасначала повышается быстро, так как мала разность температур трансформатора иокружающей среды. Следовательно количество тепла, излучаемого в окружающуюсреду, также мало и потеря энергии в трансформаторе расходуется в основном наего нагрев.
По мере повышения температурытрансформатора увеличивается количество тепла, излучаемого в окружающую среду,и трансформатор нагревается медленнее. Температура повышается до определенногоустановившегося значения Туст, при котором количество тепла, выделяющегося втрансформаторе, полностью выделяется в окружающую среду.
Если трансформатор отключитьпосле его работы, его нагретые части начнут охлаждаться. Когда разностьтемператур трансформатора и окружающей среды достаточно велика, трансформаторохлаждается быстро. По мере понижения температуры трансформатора разностьтемператур его и окружающей среды уменьшается и процесс охлаждения замедляется.
Если при работе трансформаторнагревается хотя бы в какой-нибудь точке до температуры, выше допустимой длякакого-либо материала, из которого изготовлен трансформатор, то трансформаторможет выйти из строя. Таким образом, электромагнитные нагрузи ограничиваютсятем материалом, который наиболее чувствителен к нагреву.
Применяемые в трансформаторахизоляционные материалы по разному реагируют на повышение температуры. Вбольшинстве случаев выходит из строя бумажная изоляция, являющаяся наименее нагревостойкимматериалом из используемых в трансформаторостроении изоляционных материалов. Бумажнаяизоляция в масле длительно выдерживает температуру 105 °С без существенногоснижения своих изоляционных свойств. При нагреве до температуры выше допустимойпроисходит интенсивное старение изоляции, т.е. она быстро теряет своюэлектрическую и механическую прочность, что ведет к выходу из строятрансформатора.
Технические условия ГОСТ11677-85 регламентируют нормы предельного повышения температуры обмоток надтемпературой воздуха в наиболее жаркое время года 105-110 °С. При номинальнойнагрузке трансформатора температура верхних слоев масла не должна превышать+95°С для масляных трансформаторов с естественной циркуляцией масла. Присоблюдении этих условий изоляция трансформатора не подвергается ускоренномустарению и может надежно работать в течении очень долгого времени.
Трансформатор представляет собойнеоднородное тело и отдельные его части нагреваются в различной мере. Необходимо,чтобы температура его наиболее нагретых частей была не выше допустимой.
Нагрев трансформатора зависит отпотерь энергии и интенсивности охлаждения. Чем интенсивнее охлаждениетрансформатора, тем большими будут допустимые потри энергии. Длятрансформаторов различных мощностей условия охлаждения различны. Чем большеноминальная мощность трансформатора, тем сложнее осуществить его охлаждение. Так,для трансформаторов малых мощностей (десятки или сотни вольтампер) естественноевоздушное охлаждение оказывается достаточным. Для трансформаторов большихмощностей (десятки, сотни, тысячи и т.д. киловольтампер) применяют специальныемеры для повышения интенсивности охлаждения (масляное охлаждение,вентиляционные каналы, обдув бака и т.д.).
Это объясняется тем, что сувеличением номинальной мощности трансформатора увеличиваются его линейныеразмеры. Если для трансформаторов различных номинальных мощностей использовать одинаковыеактивные материалы (сталь магнитопровода и обмоточный провод) и допуститьодинаковые электромагнитные нагрузки (магнитную индукцию и плотность тока), топотери энергии в трансформаторе P будутпропорциональны весу G активного материала или егообъемуV. Объем V пропорционалентретьей степени линейного размера l; поверхностьохлаждения Sохл пропорциональна второй степенилинейного размера l.
Таким образом с увеличениемноминальной мощности трансформатора (с увеличением его размеров) потери энергиив нем увеличиваются в большей мере, чем поверхность охлаждения, т.е. количествотепла, выделяющегося в трансформаторе, растет быстрее, чем количество тепла,излучаемого в окружающую среду. Чтобы избежать перегрева трансформаторов сувеличением их мощности, повышают интенсивность их охлаждения [7].
В сухих трансформаторах наружныенагретые поверхности обмоток и магнитопровода отдают тепло омывающему ихвоздуху путем конвекции и излучения. В масляных трансформаторах передачатепловой энергии в окружающую среду осуществляется специальным трансформаторныммаслом, заливаемым в бак, в который помещен трансформатор. Масло, омывающеемагнитопровод и обмотки трансформатора, путем конвекции отводит выделяющееся изних тепло и отдает его стенкам бака.
Частицы масла, уровень которогозначительно выше верхнего уровня магнитопровода, соприкасаются с горячиминаружными поверхностями обмоток и магнитопровода и нагреваются. Нагретыечастицы масла устремляются вверх и отдают свое тепло в окружающую среду черезстенки и крышку бака. Охлажденные частицы масла движутся вниз, уступая местоболее нагретым. Внешняя поверхность стенок и крышки бака, омываемая воздухом,отдает тепло в окружающую среду путем конвекции и излучения. В некоторыхслучаях для повышения интенсивности теплоотдачи применяют искусственнуюусиленную циркуляцию масла или воздуха при помощи насосов или вентиляторов.

/>
Рисунок 7. — Схема охлаждениямасляного трансформатора.
Трансформаторное масло являетсяне только хорошей охлаждающей средой. Оно представляет собой также хорошийизоляционный материал, который обеспечивает высокую электрическую прочностьтрансформатора при сравнительно малых изоляционных промежутках. Это свойствотрансформаторного масла позволяет создавать компактные конструкции обмоток магнитопровода,а масляное охлаждение дает возможность применять сравнительно высокие электромагнитныенагрузки активных материалов (плотность тока и магнитная индукция) ипроизводить трансформаторы с относительно малым весом этих материалов. Всиловых трансформаторах наиболее широко используют масляное охлаждение.
Трансформаторное (минеральное) маслодолжно обладать следующими свойствами:
Масло должно быть безопасным дляактивного материала, т.е. не должно содержать кислот и серы, так как даженебольшие количества этих веществ крайне опасны для изоляции обмоток.
Масло должно достаточно хорошоотводить тепло от нагретых частей трансформатора. Поэтому оно должно обладатьвысокой теплоемкостью и теплопроводностью, а также малой вязкостью, чтобы непрепятствовать охлаждающему потоку. Вязкость масла не остается постоянной приизменении температуры. Для трансформаторов больших мощностей желательноприменять масло вязкость которого резко изменяется при изменениях температуры.
Масло должно иметь высокуюэлектрическую прочность. Если электрическая прочность воздуха примерно 30 кв/см,то для трансформаторного масла она может достигать 150 кв/см. Наличие воды дажев незначительных количествах резко снижает электрическую прочность масла,обесценивая его диэлектрические свойства. Поэтому трансформаторное масло должнобыть “сухим”, т.е. не содержать влаги. Воду из трансформаторного маслаудаляют нагреванием его примерно до 110 С. В процессе эксплуатации трансформаторавлага может проникать внутрь бака с воздухом. Кроме влаги с воздухом внутрьтрансформатора могут проникать пылинки и продукты распада.
Недостатком масла является егостарение, т.е. ухудшение его изоляционных свойств со временем. Поэтому вусловиях эксплуатации периодически очищают масло и бак, а также меняют масло. Дляудаления посторонних веществ нечистое масло пропускают через центрифугу, а длясушки его прогревают. Масляные баки трансформаторов больших мощностей снабжаюткранами, к которым присоединяют маслоочистительный аппарат. Это даетвозможность очищать масло в процессе работы трансформатора без его отключения. Прогреваютмасло также в процессе работы трансформатора посредством усиленной его нагрузки.
4. Температура воспламенениямасла должна быть значительно выше рабочей температуры трансформатора, чтобыпри работе трансформатора не возник пожар. Обычно трансформаторное масло имееттемпературу воспламенения не ниже 180 С. Допускается использование масел стемпературой воспламенения не ниже 150 С. Таким образом, помимо старениятрансформаторное масло обладает еще одним очень существенным недостатком — оноявляется горючим материалом. Поэтому установка масляных трансформаторов вомногих случаях требует принятия специальных мер пожарной безопасности.
В тех случаях, когда применениемасляных трансформаторов недопустимо по соображениям пожарной безопасности, используютсухие трансформаторы, а также трансформаторы с негорючими наполнителями (совол,совтол, пиранол, кварцевый кристаллический песок).
Сухие трансформаторы имеютзащитные кожухи с отверстиями, закрытыми сетками. Применение в качествеизоляции обмоток стекловолокна или асбеста позволяет значительно повыситьрабочую температуру обмоток и получить практически пожаробезопасную установку. Этосвойство сухих трансформаторов дает возможность применять их для установкивнутри сухих помещений в тех случаях, когда обеспечение пожарной безопасностиустановки является решающим фактором. Так как в сухих трансформаторахохлаждающей средой является воздух, который возобновляется непрерывно, тоисключается старение масла и необходимость периодической чистки и замены его.
Однако воздух является менеесовершенной изолирующей и охлаждающей средой, чем трансформаторное масло. Поэтомув сухих трансформаторах все изоляционные промежутки и вентиляционные каналы делаютбольшими, чем в масляных.
Электромагнитные нагрузкиактивных материалов в сухих трансформаторах приходится уменьшать по сравнению сэлектромагнитными нагрузками масляных трансформаторов, что приводит кувеличению сечения проводов обмоток и магнитопровода. Вследствие этого вес истоимость активных материалов у сухих трансформаторов больше, чем у масляных.
Увеличение стоимости активныхматериалов сухих трансформаторов по сравнению с масляными сказывается особенносильно с ростом мощности трансформатора и увеличением напряжений его обмоток. Внастоящее время производят сухие трансформаторы мощностью до 2500 ква инапряжением обмоток до 15 кв.
Так как обмотки сухихтрансформаторов непосредственно соприкасаются с воздухом и увлажняются, этитрансформаторы устанавливают только в сухих помещениях. Для уменьшениягигроскопичности обмотки пропитывают специальными лаками. Применение новыхнагревостойких и негорючих материалов, обладающих высокой теплопроводностью,позволяет увеличить электромагнитные нагрузки и уменьшить стоимость активныхматериалов.
В тепловом отношении трансформаторпредставляет собой неоднородное тело. Стальные листы магнитопровода обладаютвысокой теплопроводностью, а изоляционные прослойки между листами стали — малой.Обмотки также состоят из меди и алюминия с высокой теплопроводностью иизоляционного материала, плохо проводящего тепло. При работе трансформатораболее нагретые внутренние части магнитопровода и обмоток отдают тепло наружнымповерхностям, от которых оно отводится маслом или воздухом. Между нагретымичастями трансформатора (обмотками и магнитопроводом) и маслом или воздухомустанавливается определенная разность температур. Однако температура всехчастей трансформатора и масла в разных точках по высоте неодинакова; онаувеличивается по мере перехода от нижних частей к верхним. Изменение температурыобмоток, магнитопровода, масла и бака по высоте показано на рисунке 8.,распределение температуры в горизонтальном сечении масляного трансформатора — на рисунке 9.

/>
Рисунок 8. — Изменение температурыобмоток, магнитопровода, масла и бака по высоте.
Рисунок 9. — Распределениетемпературы в горизонтальном сечении масляного трансформатора.
Масло для заливки трансформатораприготовляют заранее в нужном количестве, высушивают и проверяют химическиманализом и на электрическую прочность.
При заливке масло должно иметьтемпературу не ниже 10 С.
Его заливают через нижний кранбака при помощи насоса фильтр пресса.
После заливки берут пробу масладля химического анализа и испытания электрической прочности [7].3.3 Тепловойрасчет трансформатора3.3.1 Расчет геометрических размеров бакатрансформатора ТМ100/10
Конструкция трансформатора ТМ-100/10и его общий вид предоставлены на листе 2 графического материала.
Геометрические размеры:
Высота бака, H 0,94 м
Длина бака, L 0,99 м
Ширина бака, Sh 0,427 м
Длина прямой части, l 0,563 м
Радиус закругления, R 0,2135м
Площадь поверхности труб радиатора,Skt 1,492 м
Площадь поверхности коллектороврадиатора, Sk 0,3 м
Периметр бака:
/> М
Поверхность бака:
/>М²
Поверхность крышки:
/>м²
Эффективная теплоотдающаяповерхность бака [4]:
/>м²
Эффективная теплоотдающаябоковая поверхность бака [4]:
/> м²
3.3.2 Тепловой расчет трансформатора приноминальной загрузке без утечки масла
По ГОСТ 11677-85 установленапредельная среднесуточная температура не выше + 30 С, по этому расчет длянаиболее тяжелого режима будем производить именно для этой температуры.
Все расчеты будем производитьпри номинальной загрузке трансформатора.
Исходные данные для расчета:
Температура окружающего воздуха,t. окр. в 30 °С
Коэффициент загрузкитрансформатора, K. з 1
Потери холостого ходатрансформатора, ΔP. хх 465 Вт
Потери короткого замыкания трансформатора,ΔP. кз 2270 Вт
Толщина крышки бака, δкр 0,005м
Коэффициент теплопроводностикрышки, λкр 55 Вт/м·К
Коэффициент учитывающийконструкцию бака трансформатора, θ 1,2
Коэффициент учитывающий систему охлаждениятрансформатора, К11.
В установившемся режиме работытрансформатора потери энергии переходят в теплоту и от нагретого масла черезстенку бака передаются окружающему воздуху.
При этом часть тепловой энергииот наружной поверхности бака рассеивается за счет лучистого теплообмена.
Суммарный поток тепловой энергиизависит от нагрузки трансформатора и в любом режиме его работы может бытьопределен через суммарные потери мощности в трансформаторе.
Суммарные потери мощности втрансформаторе [4]:
/>Вт

Тепловой поток отдаваемыйповерхностью бака воздуху [4]:
/>Вт
Площадь лучистого теплообмена [4]:
/> м²
Площадь конвективноготеплообмена [4]:
/> м²
Среднее превышение температурыстенки бака над воздухом [4]:
/>°С
Среднее превышение температурымасла над температурой стенки бака [4]:
/>°С
Превышение температуры масла вверхних слоях над температурой окружающего воздуха [4]:
/>°С

Температура масла в верхнихслоях [4]:
/>°С
Рассчитываем температуру стенкибака для этого рассчитываем эффективность теплоотдачи, посредством критериевГрасгофа (характеризует режим движения при свободной конвекции, являясьотношением подъемной силы, возникающей вследствие разности плотностей жидкости,и сил вязкости в изотермическом потоке) и Нуссельта (характеризует увеличениетеплообмена (массообмена) за счет конвекции по сравнению с чисто молекулярнымпереносом).
Коэффициент теплоотдачи внутрибака [10]:
Критерий Грасгофа.
Определяющая температура (вданном случае температура масла):
/>К
Температурный коэффициентобъемного расширения:
/>К-1
Температурный напор:
/>К
Кинематическая вязкость среды (масла):

/> м2·с
Критерий Прандля (критерийфизических свойств среды (масла)):
/>
Определяющий размер, в данномслучае определяющий размером является высота бака:
/>м
/>
Режим движения среды впограничном слое:
/>
 
Критерий Нуссельта.
Значение постоянных с и n определяются режимом движения среды и условиямитеплопередачи:
/>
Коэффициент теплопроводностисреды (масла):
/> Вт/м·К
/>
Коэффициент теплоотдачи:
/> Вт/м2·К
Коэффициент теплоотдачи снаружибака [10]:
Критерий Грасгофа.
Расчет ведется аналогичноприведенному выше только для другой среды — воздуха.
/> К
/> К-1
/> К
/> м
/> м2·с />
/>
/>
 
Критерий Нуссельта.

/> Вт/м·К
/>
/> Вт/м2·К
Коэффициент теплопередачи черезстенку бака [10]:
/>
Поток теплоты через стенку бакатрансформатора [10]:
/>
Температура стенки бака [10]:
/>°С
Среднее значение температурымасла в баке [10]:
/>°С
Рассчитываем температуру крышкибака [10]:
Коэффициент теплоотдачи внутрибака [10]:
Критерий Грасгофа.
Определяющая температура (вданном случае средняя температура масла):
/> К
/> К-1
Температурный напоррассчитывается через среднюю температуру между окружающим воздухом и среднейтемпературой масла в баке:
/>°С
/> К
Определяющим размером являетсяширина крышки бака, так как процесс теплопередачи идет через горизонтальнуюповерхность:
/> м
/> м2·с />
/>
/>
 
Критерий Нуссельта.
Коэффициенты с и n определяются как для горизонтальной поверхности:
/> Вт/м·К
/>
/> Вт/м2·К
Коэффициент теплоотдачи снаружибака:
Критерий Грасгофа.
 
/> К
/> К-1
/> К
/> м2·с />
/> м
/>
/>
 
Критерий Нуссельта.
 
/> Вт/м·К
/>
/> Вт/м2·К
Коэффициент теплопередачи черезкрышку бака:
/>
Поток теплоты через крышку бакатрансформатора:
/>Вт
Температура крышки бакатрансформатора:
/>°С
Разность температур междустенкой и крышкой бака:
/>°С
Данные расчетов при различнытемпературах окружающего воздуха и различной загрузке трансформатора сведены втаблицу 8.

Таблица 8. — Температурытрансформатора без падения уровня масла.Коэффициент Температура Температура Температура Температура Разность температур загрузки окружающего
Верхних
слоев стенки бака крышки бака между стенкой и трансформатора воздуха Масла трансформатора трансформатора крышкой бака /> 30 49,6 42,8 40,9 1,9 /> 15 34,6 27,7 25,3 2,4 0,2 19,6 12,7 10 2,7 /> -15 4,6 -2,4 -5,2 2,8 /> -30 -10,4 -17,6 -20,6 3 /> 30 56,5 47,6 44,6 3 /> 15 41,5 32,5 28,8 3,7 0,4 26,5 17,4 13,5 3,9 /> -15 11,5 2,3 -1,9 4,2 /> -30 -3,5 -12,9 -17,4 4,5 /> 30 67,1 54,9 50,1 4,8 /> 15 52,1 39,8 34 5,8 0,6 37,1 24,6 18,6 6 /> -15 22,1 9,5 3,1 6,4 /> -30 7,1 -5,8 -12,6 6,8 /> 30 80,5 64,3 57 7,3 /> 15 65,5 49,1 40,6 8,5 0,8 50,5 33,9 24,9 9 /> -15 35,5 18,8 9,4 9,4 /> -30 20,5 3,3 -6,6 9,9 /> 30 96,4 75,5 65 10,5 /> 15 81,4 60,3 48,2 12,1 1 66,4 45 32,4 12,6 /> -15 51,4 29,7 16,6 13,1 /> -30 36,4 14,1 0,4 13,7
Также в таблицы 9. и 10. сводимданные расчетов при различных уровнях масла, температуры окружающего воздуха икоэффициентах загрузки. Расчет при этом аналогичен приведенному в п.3.4 3,только с учетом радиаторов.

Таблица 9. — Температурытрансформатора с падением уровня масла на 30мм.Коэффициент Температура Температура Температура Температура
Разность
температур загрузки окружающего верхних слоев стенки бака крышки бака
между стенкой
и трансформатора Воздуха масла трансформатора трансформатора крышкой бака /> 30 49,8 43 34,4 8,6 /> 15 34,8 27,9 19,2 8,7 0,2 19,8 12,8 4,1 8,7 /> -15 4,8 -2,2 -10,9 8,7 /> -30 -10,2 -17,4 -26 8,6 /> 30 56,9 47,8 35,8 12 /> 15 41,9 32,7 20,6 12,1 0,4 26,9 17,7 5,5 12,2 /> -15 11,9 2,6 -9,5 12,1 /> -30 -3,1 -12,7 -24,7 12 /> 30 67,6 55,3 38 17,3 /> 15 52,6 40,1 22,7 17,4 0,6 37,6 25 7,5 17,5 /> -15 22,6 9,9 -7,4 17,3 /> -30 7,6 -5,5 -22,7 17,2 /> 30 81,2 64,8 40,7 24,1 /> 15 66,2 49,6 25,3 24,3 0,8 51,2 34,4 10,1 24,3 /> -15 36,2 19,2 -4,9 24,1 /> -30 21,2 3,7 -20,3 24 /> 30 97,3 76,2 43,9 32,3 /> 15 82,3 60,9 28,3 32,6 1 67,3 45,7 13 32,7 /> -15 52,3 30,4 -1,9 32,3 /> -30 37,3 14,7 -17,5 32,2

Таблица 10. — Температурытрансформатора с падением уровня масла на 60мм.Коэффициент Температура Температура Температура Температура
Разность
температур загрузки окружающего
верхних
слоев стенки бака крышки бака между стенкой и трансформатора воздуха масла трансформатора трансформатора крышкой бака /> 30 50,1 43,2 34 9,2 /> 15 35,1 28,1 18,8 9,3 0,2 20,1 13 3,7 9,3 /> -15 5,1 -2 -11,2 9,2 /> -30 -9,9 -17,2 -26,4 9,2 /> 30 57,3 48,1 35,3 12,8 /> 15 42,3 33 20,1 12,9 0,4 27,3 17,9 5 12,9 /> -15 12,3 2,8 -10 12,8 /> -30 -2,7 -12,4 -25,2 12,8 /> 30 68,1 55,6 37,3 18,3 /> 15 53,1 40,5 22 18,5 0,6 38,1 25,4 6,8 18,6 /> -15 23,1 10,2 -8,1 18,3 /> -30 8,1 -5,1 -23,4 18,3 /> 30 81,9 65,3 39,8 25,5 /> 15 66,9 50,1 24,3 25,8 0,8 51,9 34,9 9,2 25,7 /> -15 36,9 19,7 -5,8 25,5 /> -30 21,9 4,2 -21,1 25,3 /> 30 98,3 76,8 42,6 34,2 /> 15 83,3 61,6 27,1 34,5 1 68,3 46,3 11,8 34,5 /> -15 53,3 31 -3,1 34,1 /> -30 38,3 15,3 -18,6 33,9
3.3.3 Тепловой расчет трансформатора приноминальной загрузке при уровне масла ниже патрубков коллекторов радиаторов
При снижении уровня масла нижеуровня входов в патрубок коллектора радиатора, активная конвекция в радиаторепрактически прекращается, поэтому в дальнейшем расчете радиаторы не учитываем.
Вследствие чего значительно уменьшаетсяплощадь конвективного теплообмена. Расчеты будем вести при снижении уровнямасла на 90 мм.
Эффективная теплоотдающаяповерхность бака [4]:
/>м2
Эффективная боковаятеплоотдающая поверхность бака [4]:
/>м2
Площади конвективного илучистого теплообмена [4]:
/> м2/> м2
Среднее превышение температурыстенки бака над воздухом [4]:
/> °С
Среднее превышение температурыстенки бака над воздухом [4]:
/>°С
Превышение температуры масла вверхних слоях над температурой окружающего воздуха [4]:
/>
Температура масла в верхнихслоях [4]:
/>°С
Коэффициент теплоотдачи внутрибака [10].
Критерий Грасгофа:
 
/>К
/> К-1
/> К
/> м2/с />
Определяющим размером здесьбудет высота уровня масла в баке:
/>м
/>
/>
 
Критерий Нуссельта:
 
/> /> Вт/м·К
/>
/>Вт/м2· К
Коэффициент теплоотдачи снаружибака.
Критерий Грасгофа:
 
/> К
/> К-1
/> К
/> м2/с />
/>м
/>
/>

Критерий Нуссельта:
 
/> /> Вт/м·К
/>
/> Вт/м2· К
Коэффициент теплопередачи черезстенку бака:
/>
Поток теплоты через стенку бакатрансформатора:
/>Вт
Температура наружной поверхностибака:
/>°С
Среднее значение температурымасла в баке:
/>°С

Вследствие падения уровня маслав баке трансформатора между крышкой бака и верхними слоями масла образуетсявоздушная прослойка, теплопередачу в которой будем рассчитывать через λэф — эффективный коэффициент теплопроводности.
Критерий Грасгофа:
В качестве определяющей температурыпринимаем среднюю температуру между маслом и окружающим воздухом [10]:
/> °С
/>К
/> К-1
/> К
/> м2/с />
/>
/> />Вт/м·К
Эффективный коэффициенттеплопроводности воздуха:
/> Вт/м·К [10]
Коэффициент теплоотдачи внутрибака:
Критерий Грасгофа:

/>К
/>К-1
/>К
/>
/>
 
Критерий Нуссельта:
 
/>Вт/м·К
/>
/> Вт/м2· К
Коэффициент теплоотдачи снаружибака:
Критерий Грасгофа:
 
/> К
/> К-1
/> К
/> м2/с />
/>м
/>
/>
 
Критерий Нуссельта:
 
/>
/>
/> Вт/м2· К
Коэффициент теплопередачи черезкрышку бака:
/>
Поток теплоты через крышку бакатрансформатора:
/>Вт
Температура крышки бакатрансформатора:

/>°С
Разность температур междустенкой и крышкой бака:
/>°С
Данные расчетов при различнытемпературах окружающего воздуха и различной загрузке трансформатора сведены втаблицу 11.
Таблица 11. — Температурытрансформатора с падением уровня масла на 90мм.Коэффициент Температура Температура Температура Температура Разность температур загрузки окружающего верхних слоев стенки бака крышки бака
между стенкой
и трансформатора воздуха масла трансформатора трансформатора крышкой бака /> 30 50,4 43,4 33,8 9,6 /> 15 35,4 28,3 18,6 9,7 0,2 20,4 13,2 3,5 9,7 /> -15 5,4 -1,8 -11,4 9,6 /> -30 -9,6 -17 -26,6 9,6 /> 30 57,7 48,4 35 13,4 /> 15 42,7 33,3 19,8 13,5 0,4 27,7 18,2 4,7 13,5 /> -15 12,7 3,1 -10,2 13,3 /> -30 -2,3 -12,2 -25,4 13,2 /> 30 68,7 56 36,9 19,1 /> 15 53,7 40,9 21,6 19,3 0,6 38,7 25,7 6,5 19,2 /> -15 23,7 10,6 -8,4 19 /> -30 8,7 -4,8 -23,7 18,9 /> 30 82,7 65,8 39,2 26,6 /> 15 67,7 50,7 23,9 26,8 0,8 52,7 35,5 8,7 26,8 /> -15 37,7 20,3 -6,2 26,5 /> -30 22,7 4,7 -21,6 26,3 /> 30 99,2 77,5 41,9 35,6 /> 15 84,2 62,3 26,4 35,9 1 69,2 47 11,2 35,8 /> -15 54,2 31,7 -3,7 35,4 /> -30 39,2 16 -19,2 35,2
При падении уровня масла свыше130 мм начинает оголяться активная часть и процесс конвективного теплообменапойдет другим образом, поэтому последний расчет проводим при падении уровнямасла на 130мм. Данные расчетов при различны температурах окружающего воздуха иразличной загрузке трансформатора сводим в таблицу 12.
Таблица 12. — Температурытрансформатора с падением уровня масла на 130мм.Коэффициент Температура Температура Температура Температура
Разность
температур загрузки окружающего верхних слоев стенки бака крышки бака
между стенкой
и трансформатора воздуха масла трансформатора трансформатора крышкой бака /> 30 50,8 43,6 33,6 10 /> 15 35,8 28,6 18,4 10,2 0,2 20,8 13,5 3,4 10,1 /> -15 5,8 -1,6 -11,6 10 /> -30 -9,2 -16,7 -26,7 10 /> 30 58,2 48,7 34,8 13,9 /> 15 43,2 33,6 19,6 14 0,4 28,2 18,5 4,5 14 /> -15 13,2 3,5 -10,4 13,9 /> -30 -1,8 -11,8 -25,6 13,8 /> 30 69,4 56,5 36,6 19,9 /> 15 54,4 41,4 21,3 20,1 0,6 39,4 26,3 6,2 20,1 /> -15 24,4 11,1 -8,7 19,8 /> -30 9,4 -4,3 -24 19,7 /> 30 83,7 66,6 38,8 27,8 /> 15 68,7 51,4 23,5 27,9 0,8 53,7 36,2 8,3 27,9 /> -15 38,7 21 -6,6 27,6 /> -30 23,7 5,4 -22 27,4 /> 30 100,6 78,5 41,4 37,1 /> 15 85,6 63,3 25,9 37,4 1 70,6 48 10,7 37,3 /> -15 55,6 32,7 -4,2 36,9 /> -30 40,6 16,9 -19,6 36,5
Проанализировав полученныйданные, предоставленные в таблицах 8. — 12. делаем вывод, что при достижении разноститемператур в 30°, между стенкой бака икрышкой, температура масла в верхних слоях превышает допустимую (+95°С), что приводит к перегреву трансформатораи как следствие — катастрофическому сокращению срока его эксплуатации. На этомосновании разрабатываем защиту трансформатора.3.3.4 Схема защиты трансформатора от утечки масла
/>
Рисунок 9. — Схема защитытрансформатора от утечки масла.
Разработанная схема защитытрансформатора от утечки масла предоставлена на рисунке 9.
Данная схема работает следующимобразом:
Сигнал от термодатчиков R1 и R2lустановленных на крышке бака и на уровне верхней части магнитопровода с внешнейстороны бака, поступает через делители напряжений VT1-R5-R6 и VT4-R11-R12, через сопротивления R7 и R10 на дифференциальныйусилитель VT2-R8-R9-VT3, который является сравнивающиморганом, в котором сравниваются сигналы с термодатчиков (происходит сравнениетоков). Затем сигнал рассогласования поступает на реагирующий орган, в качествекоторого используется реле, через усилительный каскад VT5-VT6. При достижении разности температур 30°С происходит срабатывание реле контактыкоторого замыкают либо цепь сигнализации, либо подается сигнал наавтоматический выключатель с дистанционным расцепителем.
/>/>4. Безопасностьи экологичность проекта
 4.1 Анализсостояния безопасности на трансформаторной подстанции
В соответствии с “Положением оборганизации по охране труда” общее руководство и ответственность заорганизацию, и проведение работы по охране труда на трансформаторной подстанциивозложены на главного инженера.
Главный инженер в своейдеятельности по охране труда руководствуется законодательными и нормативнымиактами, приказами и распоряжениями вышестоящих органов и обязан: обеспечиватьздоровье и безопасные условия труда на рабочих местах, соблюдение действующейСистемы Стандартов Безопасности Труда, правил и норм по охране труда и пожарнойзащите, ежегодно назначать приказом из числа должностных лиц ответственных засостояние и организацию мероприятий по охране труда и предупреждению пожаров вкаждой отрасли.
При несчастных случаях районныеэлектрические сети ежегодно составляется отчет о травматизме, полученном приобслуживании электрических сетей. В отчете фиксируются все случаи, вызвавшиеутрату работоспособности, в том числе с постоянной утратой трудоспособности илис неполной ее утратой. В последнем случае пострадавшего переводят на болеелегкую работу.
При приеме на работу, перед еевыполнением, а также при изменении техники безопасности с работникамипроводится инструктаж по технике безопасности. Инструктаж проводит инженер потехнике безопасности при участии главного инженера.
/>4.2 Характеристика опасных факторов при эксплуатацииоборудования подстанции
Согласно выбранногоэлектрического оборудования и условий его эксплуатации на трансформаторнойподстанции к опасным и вредным факторам можно отнести следующие:
поражение обслуживающегоперсонала электрическим током;
Поэтому необходимопридерживаться следующих правил эксплуатации электрического оборудования:
Так как большинство помещенийтрансформаторных подстанции по степени опасности поражения электрическим токомотносятся к особо опасным, в них запрещено работать на токоведущих частях,находящихся под напряжением. Подстанции относятся к особо опасным помещениям. Вэлектроустановках подстанций напряжением выше 1000 В по наряду производятсяследующие работы:
со снятием напряжения;
без снятия напряжения натоковедущих частях и вблизи них;
без снятия напряжения вдали оттоковедущих частей, находящихся под напряжением, когда требуется установкавременных ограждений.
Остальные работы выполняются пораспоряжению, в том числе: работы в помещении комплектных распределительныхустройств (КРУ) и КРУ наружной установки (КРУН), на тележках с оборудованием,выкаченных из шкафов, при условии, что дверцы или шторки шкафов заперты; работыв приводах и агрегатных шкафах коммутационных аппаратов, в устройствахвторичной коммутации, релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи.
Осмотр подстанций можетвыполнять одно лицо с группой 3 из числа дежурного оперативно-ремонтногоперсонала либо лицо с группой 5 из числа административно-технического персонала.Остальному электротехническому персоналу осмотр разрешается выполнять под надзоромодного из перечисленных лиц. Лицу, производящему осмотр, рекомендуется иметьпри себе диэлектрические перчатки, а если осмотр производится с выключениемосвещения, то ручной фонарь.
В Костромских электрическихсетях вопросам техники безопасности уделяется большое внимание. К работедопускаются только лица прошедшие обязательный медицинский осмотр и инструктаж.Инструктажи проводятся в соответствии с графиком, не реже одного раза в год всеработники сдают экзамены на группу по технике безопасности.
При входе в электроустановкунеобходимо закрыть за собой дверь или калитку, чтобы исключить доступ вустановку случайных лиц. Осмотр следует вести спокойно, без торопливости, неприближаясь без надобности к ограждениям и конструкциям. Нельзя облокачиватьсяна конструкции, перила, ограждения и прочие и показывать на что-либо рукой.
В установках выше 1000 Воборудование следует осматривать с порога камеры или стоя перед барьером.
Для осмотра разрешаетсяоткрывать двери ограждений и камер в электроустановках выше 1000 В, дверищитов, сборок, пультов управления и других устройств в электроустановках до1000 В.
Для обеспечения длительной инадежной эксплуатации трансформатора выполняются следующее:
Соблюдаются температурные инагрузочные режимы, уровни напряжения;
Строго соблюдается норма накачество и изолирующее свойство масла.
Содержится в исправном состоянииустройства охлаждения, регулирования напряжения, защита масла и т.д.
На дверях трансформаторныхпунктов и камер укрепляются предупреждающие плакаты установленного образца иформы.
Трансформаторные установкиснабжены противопожарными средствами.
Персонал, обслуживающийтрансформаторную подстанцию, снабжается средствами защиты обеспечивающиебезопасность их работы.
К средствам защиты натрансформаторной подстанции относятся: диэлектрические перчатки, боты, ковры,колпаки; индивидуальные экранирующие комплекты; изолирующие подставки инакладки; переносные заземления; оградительные устройства; плакаты и знакибезопасности и т.д.
Для предотвращениясамопроизвольного или ошибочного включения ручные приводы разъединителей иотделителей, которыми может быть подано напряжение к месту работы, должны бытьзаперты на замок в отключенном положении.
Для защиты обслуживающегоперсонала, необходимо вывешивать плакаты по технике безопасности на отключаемыеаппараты, а так же при подготовке рабочего места, все металлическиенетоковедущие части электрооборудования, корпуса щитов, светильников и т.д.,которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции, должны бытьзаземлены присоединением к нулевым защитным проводникам.4.3 Расчетзаземления трансформаторной подстанции 10/0,4кВ
Трансформаторная подстанциярасположена во второй климатической зоне. От подстанции отходят три воздушныелинии 380/220 В, на которых в соответствии с ПУЭ [17] намечено шесть повторныхзаземлений нулевого провода. Удельное сопротивление грунта измеренное принормальной влажности, rизм=200 Ом*м.
Заземляющий контур в видепрямоугольного четырехугольника выполнен путем заложения в грунт вертикальныхстальных стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм, соединенных между собой стальнойполосой 40? 4 мм. Глубина заложения стержней — 0,8 м, полосы — 0,9 м. Токзамыкания на землю на стороне 10 кВ Iз=8А.
Определяем расчетноесопротивление грунта для стержневых заземлителей:
rрасч=kс*k1*rизм
kс=1,25 — коэффициент сезонности
k1= 1 — коэффициент состояния земли
rрасч=1,25*1*200=250Ом
Сопротивление вертикальногозаземлителя из круглой стали:
/>
/> 
Сопротивление повторныхзаземлений:
т.к. r>100 Ом*м, то
R’п.з=30*rрасч/100
R’п.з=30*250/100=75 Ом
Для повторного заземленияпринимаем один стержень длиной 5м и диаметром 12 мм, сопротивление которого56,62 Ом
Общее сопротивление всех шестиповторных заземлений:
r п. з=Rп. з/n=Rв/n
r п. з=56.62/6=9.44 Ом
Rп.з — сопротивление одного повторного заземления
Расчетное сопротивлениезаземления нейтрали трансформатора с учетом повторных заземлений:
r иск = r и* r п. з * (r п. з — r з)
r иск = 4*9,44/ (9,44-4) = 6,94 Ом
В соответствии с ПУЭсопротивление заземляющего устройства при присоединении к немуэлектрооборудования напряжением до и выше 1000 В не должно быть более 10 Ом и125/Iз, если последнее меньше 10 Ом. [17]
r иск = 125/8 =15,6 Ом
Принимаем для расчета наименьшееиз этих значении rиск=10Ом
Теоретическое число стержней:
n т = R в/ r иск
n т = 56,62/10 =5,66
Принимаем 6 стержней ирасполагаем их на расстоянии 2,5 м друг от друга.
Длина линии связи:
l г = a * n
l г = 2.5 * 6 = 15 м
Сопротивление полосы связи:
/>
/> Ом

При n =6 и а = 2,5 η в =0,85 η г = 0,65
Действительное число стержней:
n д = Rв *η г [1/ (r иск* η г) — 1/R г]/ η в
n д = 56,62 * 0,65 [1/ (10 * 0,65) — 1/25] / 0,85 =4,93
Принимаем для монтажа 5 стержнейи проводим проверочный расчет:
При n =5 и а = 3 η в =0,9 η г = 0,75
r иск = Rв * Rг / (Rг*n* η в + Rв*η г)
r иск = 56,62 * 25/ (25*5* 0,9 + 56,62* 0,75) =9,13
r иск = 9,13
Сопротивление заземляющегоустройства с учетом повторных заземлений нулевого провода:
r расч = rиск * r п.з / (r иск + r п. з)
r расч = 9,13 * 9,44/ (9,13 + 9,44) = 4,64 > 4Ом
Так как при поверочном расчетене выполняется условие rрасч
r иск = Rв * Rг / (Rг*n* η в + Rв*η г)
r иск = 56,62 * 25/ (25*6* 0,85 + 56,62* 0,65) =8,62
r иск = 8,62
r расч = rиск * r п.з / (r иск + r п. з)
r расч = 8,62 * 9,44/ (8,62 + 9,44) = 3,89
Оба условия выполняютсяследовательно расчет выполнен верно.
/>4.4 Пожарная безопасность
 
В процессе получения,транспортировки и преобразования электрической энергии в механическую, тепловуюи другие виды энергии в результате аварий, ошибочных действий и халатностиобслуживающего персонала возможно появление источников зажигания, природакоторых основана на тепловом проявлении электрического тока. Из статистикипожаров следует, что пожары, связанные с эксплуатацией электроустановок,происходят главным образом от коротких замыканий, от нарушения правилэксплуатации нагревательных приборов; от перегрузки двигателей и электрическихсетей; от образования больших местных переходных сопротивлений; отэлектрических искр и дуг.
Короткие замыкания представляютнаибольшую пожарную опасность. При коротком замыкании в местах соединенияпроводов сопротивление практически равно нулю, в результате чего ток,проходящий по проводникам и токоведущим частям аппаратов и машин, достигаетбольших значений. Токи к. з. на несколько порядков превышают номинальные токипроводов и токоведущих частей. Такие токи могут не только перегреть, но ивоспламенить изоляцию, расплавить токоведущие части и провода. Плавлениеметаллических деталей аппаратов сопровождается обильным разлетом искр, которыев свою очередь способны воспламенить близко расположенные горючие вещества иматериалы, послужить причиной взрыва.
К. з. в электроустановках чащевсего бывают из-за отказа электрической изоляции вследствие ее старения и отсутствияконтроля за ее состоянием.
Пожарная опасность возникает вэлектропроводках и кабелях, в электрических машинах, в электрических аппаратахуправления и защиты, в лампах накаливания, в люминесцентных светильниках отпоявления токов утечки, из-за больших переходных сопротивлений в электрическихконтактах, от электростатических зарядов.
Последствия пожаровхарактеризуются значительным материальным ущербом, а ряде случаев — опасностьюдля жизни людей.
Опасность пожаров, связанных сэксплуатацией электроустановок, обуславливается тем, что для изготовленияэлектроустановок используются материалы, которые при горении или термическомразложении выделяют токсичные продукты. К таким материалам относятсяполистирол, полиэтилен, полипропилен, кабельные пластикаты. Иногда этостановится причиной гибели людей и тяжелого их травматизма.
В электроустановках должнысоблюдаться противопожарные меры:
1. Помещения распределительныхустройств должны содержаться в чистоте. Не реже одного раза в год должнапроводиться уборка коридоров от пыли.
Запрещается в помещениях икоридорах РУ устраивать кладовые, а также хранить электротехническоеоборудование, материалы, запасные части.
2. На подстанциях средствапожаротушения в помещении РУ должны размещаться у входов. В РУ должны быть определеныместа хранения защитных средств для пожарных подразделений при ликвидациипожара. Применение этих средств для других целей не разрешается.
3. Все места прохода кабелейчерез стены, перегородки и перекрытия уплотняются для обеспечения огнестойкостине менее 0,75 часа. Для этих целей применяют цементный раствор.
4. Маслоприемные устройства подтрансформаторами должны содержаться в исправном состоянии.
При обнаружении свежих капельмасла на гравийной засыпке немедленно должны быть приняты меры по выявлениюисточников их появления и предотвращению новых поступлений.
5. В местах установки пожарнойтехники должны быть оборудованы и обозначены места заземления (обозначаютсязнаком заземления).
6. В помещениях аккумуляторныхбатарей запрещается курить, хранить кислоты и щелочи в количествах, превышающиходносменную потребность, оставлять спецодежду, посторонние предметы и сгораемыематериалы.
7. На открытых складах междуштабелями материалов и оборудования предусматриваются разрывы не менее 5 м ипроезды для пожарных машин.
8. Первичные средствапожаротушения в складских помещениях устанавливаются у входа.
9. Во время проведения ремонтныхработ должны выполняться следующие мероприятия:
обеспечены свободные проходы ипроезды, подходы к средствам пожаротушения;
сварочные и другие огнеопасныеработы проводятся только на том оборудовании, которое нельзя вынести напостоянный сварочный пост;
пролитое масло и другие жидкостиследует немедленно убирать;
промасленные обтирочныематериалы надо складывать в металлические ящики, которые после окончания работыследует выносить из помещения для утилизации.
10. При производстве временныхогнеопасных работ в зданиях, сооружениях и на оборудовании рабочие места должныбыть обеспечены первичными средствами пожаротушения.
Правила применения ииспользования первичных средств пожаротушения:
1. При обнаружении пожара впервую очередь должны использоваться находящиеся вблизи первичные средствапожаротушения. К ним относятся все виды огнетушителей, внутренние пожарныекраны, ящики с песком, асбестовые полотна, войлок, кошма.
2. Лица, ответственные заналичие и готовность средств пожаротушения, обязаны организовать не реже одногораза в полугодие осмотр первичных средств пожаротушения с регистрациейрезультатов осмотра в «Журнал контроля состояния первичных средствпожаротушения».
3. Тушение пожара песком должнопроизводиться путем разбрасывания его на горящую поверхность, если этаповерхность незначительна и пожар не получил своего развития. Песок хранится вметаллических ящиках 0,5 куб. м, укомплектованных совковой лопатой или большимсовком. Один раз в год песок необходимо перемешивать и удалять комки.
4. Тушение небольших пожаровасбестовым полотном (войлоком, кошмой) должно производиться путем набрасыванияполотна на горящую поверхность, изолируя ее от доступа воздуха. Проверкасостояния и готовности к действию асбестового полотна (войлока, кошмы) должнапроизводиться не реже двух раз в год.
5. Пенные огнетушители (ОХП-10) предназначеныдля тушения горящих твердых материалов и различных горючих жидкостей. Категорическизапрещается применять пенные огнетушители для тушения пожаровэлектрооборудования, кабелей и электропроводок, находящихся под напряжением. Вхимических пенных огнетушителях огнетушащим веществом является кислота и водныйраствор щелочи. При их взаимодействии образуется пена, которая покрываетгорящее вещество, ликвидирует очаг пожара. Перезарядка пенных огнетушителейпроизводится ежегодно.
6. Углекислотные огнетушители (ОУ-5)предназначены для тушения возгораний различных веществ и материалов, а такжеэлектроустановок, находящихся под напряжением не выше 10 кВ.
В углекислотных огнетушителяхогнетушащим веществом является сжиженная двуокись углерода, находящаяся подвысоким давлением. Углекислотные огнетушители проверяются путем взвешивания.
7. Порошковые огнетушители (ОП-5)предназначены для тушения возгораний различных твердых веществ легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (бензина, дизельного топлива, лаков,красок), а также электроустановок, находящихся под напряжением до 1000 В. Впорошковых огнетушителях в качестве огнетушащего вещества используется сухойпорошок марки ПСБ-3.
Техническое освидетельствованиепорошковых огнетушителей следует проводить в соответствии с их заводскимипаспортами.
8. При подаче воды для тушенияпожара от пожарного крана необходимо проложить рукавную линию, расправитьзагибы в рукаве, направить ствол на очаг горения и открыть вентиль пожарногокрана.4.5 Организационно-правовыемеры по безопасности и экологичности проекта
При проектировании любойтрансформаторной подстанции следует учитывать ее дальнейшее влияние наокружающую среду. В процессе проектирования трансформаторную подстанцию следуетрасполагать таким образом, чтобы ветра, дующие в течение года, были направленыпреимущественно в сторону, противоположную расположению жилого комплекса.
Для борьбы с запыленностью наподстанции должна предусматриваться вентиляция с пылеулавливающими фильтрами.
Основными опасностями исходящимиот воздушных линий электропередач являются магнитные поля, влияние которыхувеличивается с увеличением номинального напряжения линии, пожары, возникающиев следствии падении проводов или попадании молнии в опоры, загрязнение врезультате строительства или плановой очистке трассы. Линии электропередачоказывают вредное воздействие на человека.
Снижение вредного влияния магнитногополя достигается путем выдерживания регламентированных размеров от линийэлектропередач, а при напряжениях свыше 110кВ создания зон отчуждения.
Для предупреждения возгораниярастительной массы необходима планомерная очистка трассы, но при этом ведетсясжигание убранной растительной массы, при сжигании происходит тепловоезагрязнение окружающей среды, поэтому необходимо предусмотреть меры поиспользованию растительной массы убираемой трассы. Одним из вариантов — этозимняя расчистка в местах с хвойной растительностью, елки на новогодниепраздники.
Зона отчуждения линииэлектропередачи составляет 8 м от оси линии. В этой зоне производитьсярасчистка трассы. На линиях, под которыми не вырубается подлесок, можетпроисходить перекрытие воздушного промежутка между проводом и землей. Следствиемэтого перекрытия может быть пожар, особенно торфяной почвы.
Чтобы исключить поражение всехживотных, которые приближаются к опорам линии электропередачи, емкостным токомзамыкания на землю при повреждении изоляции, каждая опора заземляется как внаселенной, так и в ненаселенной местности. Состояние заземлений проверяется нереже одного раза в шесть лет.
Так как на подстанцииприменяются маслонаполненные трансформаторы, перед их установкой на площадкевыкапывается специальная земляная яма, которая в дальнейшем засыпается гравием.После приготовления ямы трансформатор устанавливается над ней на металлическомили железобетонном основании. Яма в данном случаи предназначается дляулавливания масла в случае его утечки при повреждении бака трансформатора.
Вывод по разделу:
В соответствии с вышеприведеннымрассмотрением вопроса безопасности проекта можно о сделать вывод о необходимостистрожайшего контроля за соблюдением Правил безопасности при обслуживаниипроектируемой подстанции, так как данный объект относится к установкам с особоопасными факторами производства, и малейшее отклонение от соблюдения условийбезопасности может привести, как к несчастному случаю с высокой степеньютравматизма или летальным исходом членов обслуживающего персонала, так и кнарушению системы электроснабжении.
5. Технико-экономическоеобоснование защиты трансформа торов от потери масла5.1 Расчёткапитальных вложений
Капитальные вложения илибалансовая стоимость объекта определяется по формуле:
КВ = ОЦ + М + НР
Где ОЦ — оптовая цена, руб.;
М — затраты на монтаж, руб.;
НР — накладные расходы, руб.
Норматив монтажных работ отоптовой цены 20%, накладных расходов 10%.
Таблица 13. — Расчёт капитальныхвложений. Наименование Кол-во Стоимость, руб.
Кол-во
усл. ед. Резистор МЛТ — 0,125 9 4,5 0,01 Транзистор КТ-315 1 3,5 0,01 Транзистор КТ-209 1 3,5 0,01 Транзистор КТ-203 4 14 0,01 Термодатчик СН-2-30 2 20 0,01 Подстроечное сопротивление СП-9-1 1 2 0,01 Конденсатор К-73-2 3 6 0,01 Коаксиальный кабель РК-75-12 2м 8 0,01 Реле РП 21-003 1 108 0,04 Печатная плата 1 6 0,01 Корпус устройства 1 24,5 0,1 ИТОГО 200 0,23 Монтажные работы 40 Накладные расходы 20 Всего капитальных вложений 260
5.2 Расчётэксплуатационных издержек
Годовые эксплуатационныеиздержки:
Иэ = ЗП + А + Тр + П (5.1)
Где ЗП — заработная плата сначислениями на социальные нужды, руб.,
А — амортизационные отчисления,руб.,
Тр — стоимость текущего ремонта,руб.,
П — прочие затраты, руб.
Заработная плата определяетсякак:
ЗП = ЗПт × Кдоп ×Kотч (5.2)
Где ЗПт — тарифный фондзаработной платы;
Кдоп — коэффициент доплаты, Кдоп= 1,67;
Котч — коэффициент отчислений,Котч = 1,356.
ЗПт = Зт×Тч (5.3)
где Зт — трудозатраты, ч;
Тч — часовая тарифная ставка,14,1 руб/ч
Трудозатраты определяются как:
Зт = Туе × Нт (5.4)
Где Нт — норма трудозатрат наобслуживание единицы данного оборудования, усл. ед., Нт = 0,23 у. е. (таблица14), Туе — трудоемкость одной условной единицы, чел×ч., Туе = 18,6 чел×ч.[20]

Зт = 18,6 × 0,23 = 4,28 ч×час.
Тарифный фонд заработной платыопределяем по формуле 5.3
ЗПт = 4,28 × 14,1 = 60,35 руб
по формуле 5.2 заработная платасоставит:
ЗП = 60,35 × 1,67 ×1,356 = 136,66 руб.
Норма амортизации составляет 4,4%от материальных вложений [20]
А = 260 × 0,044 = 11,44 руб
Текущий ремонт составляет 4,5%от капитальных вложений [20]
Тр= 260 × 0,045= 11,7 руб
Прочие затраты составляют 10%,от суммы заработной платы, амортизации, текущего ремонта [20]
П = 0,1× (136,66 + 11,44 + 11,7) = 15,98 руб.
По формуле 8.1 определяемэксплуатационные издержки:
Иэ = 136,66 + 11,44 + 11,7 +15,98 = 175,78 руб.
5.3 Расчетсрока окупаемости
Затраты на ремонт трансформаторасоставляют 50% от стоимости трансформатора. Цена трансформатора ТМ100/10составляет 110019 руб.
Затраты на ремонт трансформатора:
Зна ремонт=110019·0.5·0,03=1650,3
где 0,03 — коэффициент выхода изстроя трансформатора по причине утечки масла.
Вследствие выхода из строятрансформатора возникают перерывы в электроснабжении, что приводит кнедополучению электроэнергии и ущербу, который можно сократить за счетсвоевременного отключения трансформатора, и уменьшить трудоемкость работ по еговосстановлению.
Ущерб от перерывов вэлектроснабжении:
У = у · ΔQэ. э
где
у — удельный вероятностный ущербот перерывов в электроснабжении, который составляет18,3 руб. за 1 кВт·ч
ΔQэ.э — недополученная электроэнергия
ΔQэ.э = P ·Тв
Тв — время навосстановление одного трансформатора
Тв = кп·0,03·0,9
кп — времяобнаружения неполадки
0,03 — вероятность выхода изстроя трансформатора по причине утечки масла
0,9 — время на восстановленияодного трансформатора
Тв = 2,0·0,03·0,9= 0,054 ч, ΔQэ. э = 100 · 0,054 = 5,4 кВт·ч
У = 18,3 · 5,4 = 98,82 руб.
Годовая экономия:
Гэкон. = Знаремонт + Уп. э — Иэ
Гэкон. = 1650,28 +98,82- 175,78 =1573,33
Приведенные затраты:
ПЗ = Иэ + Ен КВ
Ен — коэффициентэффективности капитальных вложений Ен=0,15
ПЗ = 175,78+ 0,15260 =214,78 руб.
Годовой экономический эффект:
Гэкон. эф. = Знаремонт + Уп. э — ПЗ
Гэкон. эф. = 1650,28+ 98,82- 214,78 = 1534,32 руб.
Срок окупаемости:
Ср. окуп = КВ / Гэкон
Ср. окуп = 260/1573,33= 0,165 г. (приблизительно 60дней).

Таблица 14. — Технико-экономическоеобоснование защиты трансформаторов от утечки масла.Показатели Значение показателя Капитальные вложения, руб. 260 Эксплуатационные издержки, руб. 176 Затраты на ремонт одного трансформатора, руб. 1650 Срок окупаемости одного устройства, дней 60
Целью данного экономическогообоснования было установить на сколько внедрение проектируемой схемы будетэкономически эффективно и на сколько снизятся затраты на ремонт трансформатора.
/>/>/>/>/>/>/>Выводыпо дипломному проекту
В данном дипломном проектепроизведена реконструкция линии 10 кВ подстанции «Василево» КостромскихЭлектрических Сетей, сделана замена масляных выключателей на вакуумные, выбраныразъединители и трансформаторов тока с их вторичной нагрузкой.
В дипломном проекте проведенпатентный поиск существующих защит трансформаторов на основании которого можносделать вывод о том, что не существует защиты трансформаторов работающей потакому же принципу как предложенная в данном проекте.
Произведен тепловой расчеттрансформатора, на основании которого разработана схема защиты потребительскихтрансформаторов от утечки масла на примере трансформатора ТМ100/10, внедрениекоторой позволит снизить выход из строя трансформаторов. Причем поэкономическим расчетам эта схема не только имеет небольшой срок окупаемости, нои позволит снизить ущерб от недополучения электроэнергии потребителями иприведет к снижению затрат на работы по приведению трансформатора вработоспособное состояние.
Список использованной литературы
1.        Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. — 3-е изд., перераб. идоп. М.: Агропромиздат, 1990 — 351 с.
2.        Алиев И.И. Электоротехнический справочник. — М.: Изобретательскоепредприятие Радио Софт, 1998 — 240 с.
3.        Козулин В.С., Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. — М.:Энергоатомиздат, 1987 — 648 с.
4.        Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов: 5-е изд., перераб. и доп. М: Энергоатомиздат,1986 — 527 с.
5.        Будзко И.А., Зуль Н.М. Электроснабжение сельского хозяйства. — М.: Агропромиздат,1990,-496 с.
6.        Боднар В.В. “Нагрузочная способность силовых масляных трансформаторов”.М.: Энергоатомиздат, 1983, — 176 с.
7.        Китаев В.Е., Трансформаторы — 3-е изд., исправленное. М: Высшая школа,1974 — 207 с.
8.        Голунов А.М., Сещенко Н.С. Охлаждающие устройства масляных трансформаторов- 2-е изд., перераб. и доп. -М: Энергия 1976, — 215 с, ил.
9.        Гемке Р.Г. “Неисправности электрических машин”-2-е изд., перераб. и доп — Л: Энергоатомиздат, 1989, — 332 с. ил.
10.     под ред. Луканина В. Н Теплотехника; учебник — М.: Высшая школа, 1999, — 671 с.
11.     Лариков Н.Н. Теплотехника; учебник М.: Стройиздат, 1985,-431 с.
12.     Синельников В.А., Ланда М.Л. Устройство для защиты силовоготрансформатора от перегрузки // Описание изобретения // Государственный комитетпо делам изобретений и открытий — 1978.
13.     Борухмн В.А., Кулдыкин А.Н., Сулимова М.И. Устройство для защитыэлектрического маслонаполненного трансформатора // Описание изобретения // Государственныйкомитет по делам изобретений и открытий — 1980.
14.     Гейдерман Ж.П., Ланда М.Л., Синельников В.Я., Стасенко Р.Ф., Федотов И.А.,Янаус А.Я. Устройство для защиты от перегрузки обмотки электрического аппарата// Описание изобретения // Государственный комитет по делам изобретений иоткрытий — 1973.
15.     Ахмедов Р.Н., Миронов Г.А., Керимов Ю.М., Исмаилова Э.А. Халилов Д.Д. Способзащиты трехфазного силового трансформатора от перегрузки // Описаниеизобретения // Государственный комитет по делам изобретений и открытий — 1987.
16.     Линкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок, М:,Высшая школа, 1975 — 360 с.
17.     Правила устройства электроустановок. М.: 1986, — 646 с.
18.     Справочник радиолюбителя — конструктора. — М: Радио и связь, 1997, — 560с., ил.
19.     Таев И.С. “Электрические аппараты автоматики и управления”. М: Высшаяшкола, 1975 — 224 с., ил.
20.     20. Водяников В.Г. Экономическая оценка средств электрификации иавтоматизации сельскохозяйственного производства и систем сельской энергетики — М.: Ротапринт Московского Государственного Агроинженерного Университета им. В.П.Горячкина, 1997 — 157 с.