Проектирование районной электрической сети Убинского района Новосибирской области и расчет ее электрических режимов. Эксплуатация разъединителя РЛНД-110

cosφ = 0.85; Тогдаφ = arccos(0.85) = 31.79º; tgφ = 0.62; Qн = Рн·tgφP = 3.3;Q = 2.05;U = 35;I = sqrt((P^2 + Q^2)/(3*U^2));Format = "Results: I=%g"; mprintf(Format,I)Нормальный режимРезультаты расчета токов в линиях РЭС в нормальном максимальном режиме – представлены в таблице 25.Считаем в пакете вычислительной математики SciLab.Таблица ???. Токи в линиях РЭС в нормальном максимальном режиме.ЛинияН1Н2Н3Н4Н5Н6Н7Н8Н9Pn [МВт]2.020.01.320.010.01.31.31.31.3QH [MВАр]1.2412.40.84512.46.20.8450.8450.8450.845IH [kA]0.0390.390.0260.390.190.0260.0260.0260.026Послеаварийный режимРезультат расчета для послеаварийного режима по ЛДП-1 и ЛДП-2 даны в таблицах 26 и 27 соответственно. Таблица 26. Токи в линиях ЛДП_1 РЭС в послеаварийном режиме.ПАР1-1.32.63.95.2QH [MVА]0.8451.72.5453.4IП [kA]0.0260.0520.0780.104ПАР21.3-1.32.63.9QH [MVА]0.8450.8451.72.545IП [kA]0.0260.0260.0520.078ПАР32.61.3-1.32.6QH [MVА]1.70.8450.8451.7IП [kA]0.0520.0260.0260.052ПАР43.92.61.3-1.3QH [MVА]2.5451.70.8450.845IП [kA]0.0780.0520.0260.026ПАР55.23.92.61.35.2QH [MVА]3.42.5451.70.8453.4IП [kA]0.1040.0780.0520.0260.104IMAX [kA]0.1040.0780.0520.0780.104Таблица 27. Токи в линиях ЛДП_2 РЭС в послеаварийном режиме.ПАР1-1.33.623.6QH [MVА]0.8452.2314.6IП [kA]0.0260.070.46ПАР21.3-2.022.0QH [MVА]0.8451.2413.6IП [kA]0.0260.0390.43ПАР33.32.0-20QH [MVА]1.2412.4IП [kA]0.0390.39ПАР422.03.320.0-QH [MVА]13.62.0512.4IП [kA]0.430.0640.39IMAX [kA]0.430.0640.070.46ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕЙСТВИТЕЛЬНОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКАДействительную плотность тока в проводах ЛЭП определяем из выражения: δд= , где: I – ток нормального максимального режима, протекающий по линии, А; F – сечение провода, мм2. Также оценим плотность тока в послеаварийном режиме ПАР. Расчётные значения плотностей тока в нормальном и послеаварийном режимах линий РЭС Убинского района Новосибирской области приведены в таблицах 28 и 29 соответственно. Таблица 28. Расчётные значения плотностей тока в нормальном и послеаварийном режимах линий ЛДП_1 (верхняя ветвь РЭС). ЛинияИП1 – Н9Н9-Н8Н8-Н7Н7-Н6Н6-ИП2IMAX [kA] НОРМ0.0390.0260.0260.0260.026IMAX [kA] ПАР0.1040.0780.0520.0260.104Провод [мм2]АС-35АС-35АС-35АС-35АС-70δд,[А/мм2] НОР/ПАР1.1/2.90.74/2.20.74/1.430.74/0.740.74/2.9Таблица 29. Расчётные и ближайшие стандартные значения площади сечения провода в ЛДП_2 (нижняя ветвь РЭС). Участок/парам.ИП1 – Н3Н3-Н1Н1-Н2Н2-ИП2IMAX [кA] НОРМ0.0390.0390.0390.39IMAX [кA] ПАР0.430.0640.070.46Провод [мм2]АС-95АС-70АС-35АС-400δд, [А/мм2] НОР/ПАР0.41/4.50.56/0.911.1/20.97/1.15При Тmax> 5000 ч (Тmax= 5120ч) значение действительной плотности тока должно находиться в диапазоне 90%δэ<δд< 110%δэ, т. е. 0,9 <δд< 1,1 . В противном случае необходима корректировка марки провода.Исследование показало, что в нормальном режиме работы РЭС данное требование выполняется. В послеаварийных режимах плотность тока некритично превышает установленный верхний предел, что говорит о необходимости более ответственно подходить к планированию ремонтных работ в части их оперативности. РАСЧЕТ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ НА ВТОРИЧНОЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВЦель регулирования напряжения – обеспечить на вторичной стороне трансформаторов подстанций напряжения, соответствующие требованиям ГОСТ 32144-2013 [6].Желаемое напряжение на вторичной стороне трансформаторов обеспечивается изменением ответвлений обмотки трансформатора на высокой стороне с помощью устройства РПН. В нормальном максимальном и послеаварийном режиме желаемое напряжение равняется 105 – 110%Uнн, или 36.75 – 38.5 кВ.В минимальном режиме желаемое напряжение равняется 100 – 105%Uнн, или 35 – 36.75 кВ.Падение напряжения в трансформаторах ПС в нормальном максимальном и послеаварийном режиме:Падение напряжения в трансформаторах ПС в минимальном режиме, при отключении одного трансформатора на ПСгде: Pп – приведённая активная мощность на высокой стороне ПС, МВт;Qп – приведённая реактивная мощность на высокой стороне ПС, МВАр;Rт, Xт – активное и реактивное сопротивление трансформатора, Ом;U1 – модуль напряжения на высокой стороне ПС.Напряжение обмотки низкого напряжения, приведённое к стороне высокого напряжения Желаемое напряжение отпайки где: Uнн – номинальное напряжение на низкой стороне трансформатора, кВ; U2ж – желаемое напряжение на низкой стороне трансформатора для конкретного режима, кВ.По желаемому напряжению отыскивается ближайшая стандартная отпайка.Действительное напряжение на стороне низкого напряжения где: Uст.отп. – выбранное напряжение отпайки, кВ.Рассмотрим трансформатор ТМН-10000/35, имеющий следующее регулирование по ВВ-стороне [???]: ±9x1.3% от номинального напряжения 35 кВ, которое можно изобразить следующим табличным образом, как показано на рисунке 26: 30.90531.3631.81532.2732.72533.1833.63534.0934.5453535.45535.9136.36536.8237.27537.7338.18538.6434.095Рис. 26. Стандартный ряд отпаек трансформатора.Здесь и далее в разделе – считаем для одной половины регулировочных отпаек, например – вверх. Расчет регулирования напряжения для нормальногомаксимального режимаПадение напряжения в трансформаторax разных ПСΔ= (1.6*11.2 + 0.9*49.2)/(2*38.2) = 0.79 кВΔ= (15.3*0.25+9.2*5.1)/(2*39.2) = 0.65 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8)/(2*37.3) = 0.52 кВΔ=(15.3*0.25+9.2*5.1)/(2*39.0) = 0.66 кВΔ=(7.65*0.88+4.3*10.1)/(2*36.9)=0.64 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВНапряжение обмотки низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для разных отпаек = U1 –ΔU11 = 38.2 – 0.79 = 37.41 кВ = U2– ΔU22= 39.2 – 0.65 = 38.55 кВ = U3– ΔU33= 37.3 – 0.52 = 36.78 кВ = U4– ΔU44= 39 – 0.66 = 38.34 кВ = U5– ΔU55= 36.9 – 0.64 = 36.26 кВ = U6– ΔU66= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВ = U7– ΔU77= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВ = U8– ΔU88= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВ = U9– ΔU99= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВЖелаемое напряжение отпайкиUотп.ж.1 = · = 37.41 · = 36.9 кВUотп.ж.2 = · = 38.75· = 38.25 кВUотп.ж.3 = · = 36.78· = 36.26 кВUотп.ж.4 = · = 38.34· = 37.83 кВUотп.ж.5 = · = 36.26· = 35.75 кВUотп.ж.6 = · = 38.81· = 38.29 кВUотп.ж.7= · = 38.81· = 38.29 кВUотп.ж.8= · = 38.81· = 38.29 кВ.Uотп.ж.9= · = 38.81· = 38.29 кВ.Действительное напряжение= · =37.41 · =3.75 кВ= · =38.55· =3.66 кВ= · =36.78· =3.58кВ= · =38.34· =3.61кВ= · =36.26· =3.65кВ= · =38.81· =3.78 кВ= · =38.81· =3.68 кВ= · =38.81· =3.81кВ= · =38.81· =3.81кВ.Результаты расчета регулирования напряжения для нормального максимального режима обобщены в таблице 30. Таблица 30. Результаты расчета регулирования для нормального максимального режима ПС 1ПС 2ПС 3ПС 4ПС 5ПС 6ПС 7ПС 8ПС9Uотп.ж, кВ39.938.2536.2637.8335.7538.2938.2938.2938.29Uст.отп, кВ38.539.337.239.339.537.237.237.237.2U2д, кВ3.753.663.583.613.653.783.683.813.81Расчет регулирования напряжения для нормальногоминимального режимаПадение напряжения в трансформаторахΔ= (1.6*11.2 + 0.9*49.2)/(2*33.2) = 0.83 кВΔ= (15.3*0.25+9.2*5.1)/(2*34.2) = 0.69 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8)/(2*32.3) = 0.56 кВΔ=(15.3*0.25+9.2*5.1)/(2*34.0) = 0.71 кВΔ=(7.65*0.88+4.3*10.1)/(2*32.9)=0.68 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*34.3)=0.52 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*34.3)=0.52 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*34.3)=0.52 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*34.3)=0.52 кВНапряжение обмотки низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения = U1 –ΔU11 = 38.2 – 0.83 = 37.41 кВ = U2– ΔU22= 39.2 – 0.69 = 38.55 кВ = U3– ΔU33= 37.3 – 0.56 = 36.78 кВ = U4– ΔU44= 39 – 0.71 = 38.34 кВ = U5– ΔU55= 36.9 – 0.68 = 36.26 кВ = U6– ΔU66= 39.3 – 0.52 = 38.81 кВ = U7– ΔU77= 39.3 – 0.52= 38.81 кВ = U8– ΔU88= 39.3 – 0.52 = 38.81 кВ = U9– ΔU99= 39.3 – 0.52 = 38.81 кВЖелаемое напряжение отпайкиUотп.ж.1 = · = 37.41· = 36.77 кВUотп.ж.2 = · = 38.55· = 38.83 кВUотп.ж.3 = · = 36.78· = 36.22 кВUотп.ж.4 = · = 38.34· = 37.83 кВUотп.ж.5 = · = 36.26· = 35.74 кВUотп.ж.6 = · = 38.81· = 38.01 кВUотп.ж.7 = · = 38.81· = 38.01 кВUотп.ж.8 = · = 38.81· = 38.01 кВ.Uотп.ж.9 = · = 38.81· = 38.01 кВ.Действительное напряжение= · =37.41· =3.65 кВ= · =38.55· =3.49 кВ= · =36.76· =3.32 кВ= · =38.34· =3.49 кВ= · =36.26· =3.36 кВ= · =38.81· =3.49 кВ= · =38.81· =3.49 кВ= · =38.81· =3.49 кВ.= · =38.81· =3.49 кВ.Результаты расчета регулирования напряжения для нормального максимального режима приведены в таблице 31. Таблица 31. Результаты расчета для нормального минимального режима. ПС1ПС2ПС3ПС4ПС5ПС6ПС7ПС8ПС9Uотп.ж, кВ36.7738.8336.2237.8335.7438.0138.0138.0138.01Uст.отп, кВ34.8234.8234.8234.8234.8234.8234.8234.8234.82U2д, кВ3.653.493.323.493.363.493.493.493.49Расчет регулирования напряжениядля послеаварийного режимаПадение напряжения в трансформаторax разных ПСΔ= (1.6*11.2 + 0.9*49.2)/(2*38.2) = 0.79 кВΔ= (15.3*0.25+9.2*5.1)/(2*39.2) = 0.65 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8)/(2*37.3) = 0.52 кВΔ=(15.3*0.25+9.2*5.1)/(2*39.0) = 0.66 кВΔ=(7.65*0.88+4.3*10.1)/(2*36.9)=0.64 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВΔ=(0.99*7.9+0.62*49.8(/(2*39.3)=0.49 кВНапряжение обмотки низшего напряжения, приведенное к стороне высшего напряжения для разных отпаек = U1 –ΔU11 = 38.2 – 0.79 = 37.41 кВ = U2– ΔU22= 39.2 – 0.65 = 38.55 кВ = U3– ΔU33= 37.3 – 0.52 = 36.78 кВ = U4– ΔU44= 39 – 0.66 = 38.34 кВ = U5– ΔU55= 36.9 – 0.64 = 36.26 кВ = U6– ΔU66= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВ = U7– ΔU77= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВ = U8– ΔU88= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВ = U9– ΔU99= 39.3 – 0.49 = 38.81 кВЖелаемое напряжение отпайкиUотп.ж.1 = · = 37.41 · = 36.9 кВUотп.ж.2 = · = 38.75· = 38.25 кВUотп.ж.3 = · = 36.78· = 36.26 кВUотп.ж.4 = · = 38.34· = 37.83 кВUотп.ж.5 = · = 36.26· = 35.75 кВUотп.ж.6 = · = 38.81· = 38.29 кВUотп.ж.7= · = 38.81· = 38.29 кВUотп.ж.8= · = 38.81· = 38.29 кВ.Uотп.ж.9= · = 38.81· = 38.29 кВ.Действительное напряжение= · =37.41 · =3.75 кВ= · =38.55· =3.66 кВ= · =36.78· =3.58кВ= · =38.34· =3.61кВ= · =36.26· =3.65кВ= · =38.81· =3.78 кВ= · =38.81· =3.68 кВ= · =38.81· =3.81кВ= · =38.81· =3.81кВ.Результаты расчета регулирования напряжения для нормального максимального режима обобщены в таблице 32. Таблица 32. Результаты расчета регулирования для нормального максимального режима. ПС 1ПС 2ПС 3ПС 4ПС 5ПС 6ПС 7ПС 8ПС9Uотп.ж, кВ39.938.2536.2637.8335.7538.2938.2938.2938.29Uст.отп, кВ38.539.337.239.339.537.237.237.237.2U2д, кВ3.753.663.583.613.653.783.683.813.81Исходя из расчетов регулирования РПН в послеаварийном режиме, выяснилось, что диапазона регулирования недостаточно. Необходимо предусмотреть дополнительные средства регулирования напряжения –вольтодобавочные трансформаторы. ЭКСПЛУАТАЦИЯ РАЗЪЕДИНИТЕЛЯ РГНП-110Эксплуатация любого оборудования начинается с разбора теории и понимания работы устройства.Разъединители – используются для коммутации цепи - создания видимого разрыва, обеспечивающие безопасность для проведения работ, а также для отключения токов холостого хода трансформаторов и зарядных токов воздушных и кабельных линий.Серия разъединителей РГ(Н) заменила устаревшие разъединители серий РЛНД, РНДЗ, РДЗ на 110 кВ.Горизонтально-поворотное исполнение позволяет удерживать две части конструкции одного изолятора при разрушении основания изолятора. Данное свойство позволяет вывести в ремонт оборудование и не допустить аварии и несчастные случаи.Внешний вид разъединителя РГНП-110 показан на рисунке 27 [31]. Рис. 27. Внешний вид РГНП-110.Общие сведенияРазъединители классифицируют по следующим категориям: без заземлителей, с одним заземлителем со стороны ножа контактного с ламелями (ведущей колонки), с одним заземлителем со стороны ножа контактного с «кулачком» (ведомой колонки), с двумя заземлителями. При расстоянии между полюсами 2000 мм разъединители способны включать и отключать ток холостого хода трансформаторов до 4,0А и зарядные токи воздушных и кабельных линий до 1,5А. Минимальная длина пути утечки внешней изоляции разъединителей для степени загрязнения изоляции: I – 2000 мм; II – 2800 мм; для полимерной изоляции – 2800мм. Управление главными ножами и заземлителями разъединителей осуществляется как двигательными приводами типа ПД-14УХЛ1, так и ручными типа ПРГ-6 УХЛ1. Разъединители изготавливаются в однополюсном исполнении и поставляются в зависимости от заказа для монтажа трехполюсной установки.Для изоляторов используется полимерная изоляция, имеющей следующие преимущества:Повышенная надёжность в сравнении со стеклом и фарфором, так как не имеет трещин и сколов, устойчив к механическим повреждениям;Высокая стойкость к перенапряжению - имея ОПН и другие средства для борьбы с перенапряжением, требуется искать возможность для подстраховки оборудования, диэлектрические свойства полимера – более надёжны и стойки. Армирование стеклопластиком создаёт высокую механическая прочность полимерных изоляторов. Устойчивость к атмосферным загрязнениям - для уменьшения гигроскопичности такие изоляторы покрываются снаружи водостойкими лаками.Простота и удобство монтажа - низкий вес, наглядность изолятора – делают проще эксплуатацию, нагрузка на конструкцию ниже, ремонт и замена изолятора выполняется быстрее и безопаснее.Недостатки следующие:Уменьшение механической и электрической прочности при старении, в том числе под воздействием ультрафиолета и прямого солнечного облучения; водопроницаемость, даже про покрытии лаком, который стареет;Повышенная пожароопасность в сравнении с безопасными стеклом или фарфором;Увеличенная цена, сложность поиска пробоев. Поэтому поставляемые заводом разъединители постоянно совершенствуются и улучшаются их характеристики.Основныетехнические параметрыНоминальные значения климатических факторов для разъединителей устанавливаются по ГОСТ15150 и ГОСТ 15543.1, при этом [31]:а) высота расположения над уровнем моря не более 1000 м;б) диапазон изменения температуры воздуха, окружающего разъединитель +40С - минус 60С;г) скорость ветра не более 40 м/c без гололеда, не более 15 м/c при наличии гололеда толщиной до 20 мм.Основные технические параметры разъединителей типа РГНП-110 приведены в таблице 33.Таблица 33. Основные параметры разъединителя РГНП-110Наименование параметраНорма1. Номинальное напряжение, кВ1102. Наибольшое рабочее напряжение, кВ1263. Номинальній ток при частоте 50Гц, А,10004. Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости), кА31,55. Наибольший кратковременный ток, кА806. Длительность протекания кратковременного тока, с: - для главных ножей - для заземлителей31Номинальная частота, Гц 50Испытательное одноминутное напряжение промышленной частоты, кВ: - относительно земли и между полюсами230- между разомкнутыми контактами разъединителей230Испытательное напряжение грозовогоимпульса 1,2/50 мкс, кВ:- относительно земли и между полюсами450- между разомкнутыми контактами разъединителей570Допустимая механическая нагрузка на выводы, кН0,8Сопротивление на постоянном токе главного токоведущего контура, Ом<120х10-6Конструкция и принцип работыРазъединители имеют отдельные полюсы в виде двухколонковые аппаратов с ножами, развёрнутыми в горизонтальной плоскости [32]. Полюс разъединителя, к которому присоединены приводы, называют ведущим. Полюс разъединителя, присоединённый к ведущему является ведомым.Соединение ведущего полюса, приводов и ведомых полюсов осуществляется соединительными элементами, входящими в комплект поставки. Монтаж разъединителей осуществляется без сварки, болтовыми соединениями.Полюс разъединителя включает в себя:цоколь;изоляторы;токоведущую систему из контактных ножей.Цоколь полюса разъединителя состоит из двух швеллеров, к которым крепятся два основания с помощью шпилек. Внутри оснований установлены закрытые шарикоподшипники со смазкой, рассчитанной на весь срок работы разъединителей. В подшипниках вращаются валы с изоляторами, и закреплены рычаги передач, соединённые между собой регулируемой тягой. К швеллерам цоколя закреплены кронштейны, в которые установлены валы заземлителей. На одном из швеллеров цоколя установлены болты заземления М12х40, с нанесёнными знаками заземления. Полюсов разъединителей крепятся в отверстия опорной металлоконструкции. На ведущем цоколе размещены кронштейны приводных валов главных ножей и заземлителей.Изоляция полюса разъединителей состоит из двух изоляторов: С4-450I-М УХЛ1 для разъединителей исполнения I; либо С4-450II-М УХЛ1 для разъединителей исполнения II и ОСК6-110-А-2-УХЛ1.Токоведущая система разъединителей состоит из двух контактных ножей, которые установлены на верхних фланцах изоляторов. Каждый нож имеет основание, где закреплены медные шины и контактный вывод на закрытых шарикоподшипниках с заложенной в них смазкой на весь срок службы разъединителя. Токовый переход с медных шин на контактный вывод выполнен через скользящий контакт роликового типа. Контактный вывод имеет отверстия для подсоединения подводящих проводов, разметка которых приведена на рисунках. На контактном ноже имеется ламельный контакт, выполненный из бериллиевого сплава, не нуждающийся в регулировках прижима в течение всего срока службы. Концы ламелей контактов имеют отгибы – ловители, обеспечивающие вхождение контакта противоположного ножа. Ламельный контакт на ток 1000 А выполнен из двух пар контактных ламелей, на ток 2000 А из трех пар. На конце ножа имеется "кулачок" с рабочими поверхностями в виде отгибов параллельных шин. Контакт - "кулачок" защищен кожухом от обледенения. К контактным поверхностям разъемного контакта припаяны серебряные накладки. Контактные поверхности скользящего роликового контакта покрыты гальваническим серебром, остальные контактные поверхности – оловом. На контактных ножах также размещены контакты заземляющих контуров, защищённые кожухом от обледенения. Трехполюсная установка разъединителей состоит из ведущего полюса и двух ведомых полюсов, на которых монтируются заземлители. На заземлённом кронштейне ведущего полюса устанавливаются приводы. Заземлитель включает в себя - алюминиевую трубу, колодки, две пары ламелей на 80 кА, выполненных из бериллиевого сплава, которые не требуют регулировок контактного прижима в течение всего срока службы. Заземлители на ток 100 кА имеют 3 пары ламелей. Вал заземлителя через гибкие связи соединяется с кронштейном цоколя ведущего полюса разъединителя. При включении привода главных контактных ножей ведущая тяга поворачивает рычаг ведущего изолятора на 90°. Внутренняя тяга полюса, соединяющая рычаги ведущего и ведомого изоляторов, поворачивает рычаг ведомого изолятора также на 90°. Одновременно, при повороте рычага ведущего изолятора ведущего полюса на угол 90° межполюсные тяги, поворачивают рычаги ведущих изоляторов ведомых полюсов на такой же угол. Изоляторы ведущего и ведомых полюсов поворачиваются на угол 90° совместно с закрепленными на них контактными ножами под действием рычагов, замыкая этим электрическую цепь. При включении заземлителя тяга проворачивает рычаг вала и заземлителя на валах на угол 76°, при этом ламельный контакт заземлителей охватывает контакт главных контактных ножей.Техническое обслуживание и ремонт разъединителейОсновными задачами технического обслуживания высоковольтных разъединителей являются:регулярное наблюдение за техническим состоянием для обеспечения их работоспособности с номинальными параметрами;устранение в возможно короткие сроки неисправностей, способных привести к аварии;своевременный ремонт и профилактические мероприятия по согласованному априорному плану.Базовой частью эксплуатации являются осмотры, которые необходимо проводить не реже, чем оперирование самого разъединителя – то есть после каждого использования. Оперативный персонал должен иметь не менее 3 группы по электробезопасности и обладать правами на единоличный осмотр, который проводится регулярно. В ходе визуального осмотра необходимо обращать внимание на следующие особенности:состояние металлоконструкций изделия, качество соединений;наличие защитного контура заземления, качество соединения его с металлоконструкцией; наличие антикоррозийного покрытия на местах соединения; наличие, актуальность и правильность диспетчерских наименований и знаков (безопасности и указывающих места заземления металлоконструкций); наличие или отсутствие кустарников или деревьев вблизи оперативного оборудования, которые могут создать аварийную ситуацию. Контроль за нагревом токоведущих частей осуществляется при помощи пирометра или тепловизора. Осматривается состояние самих изоляторов, выявляются признаки старения или повреждения изолятора. Оценивается состояние приводов, изгиб штанг, а также работа систем обогрева, наличие наледи в зимнее время года. Осмотр может выполняться как с применением специального оборудования, так и в виде качественной оценки для получения общей информации о состояния полимерных изоляторов.Для дистанционной проверки полимерных изоляторов может быть использован дефектоскоп ДД-610.Опыт эксплуатации показывает - большинство отказов полимерных изоляторов связаны с нарушениями герметичности защитной оболочки и проникновением влаги в изолятор, среди которых выделяют следующие характерные виды повреждений: образование трека на поверхности защитной оболочки и, как следствие, эрозия оболочки - возникает при эксплуатации изоляторов в районах с сильными загрязнениями, из-за воздействия поверхностных разрядов в условиях увлажнения изоляторов; в районах с умеренными загрязнениями за 20 лет подобные повреждения изоляторов с кремнийорганической защитной оболочкой не наблюдались; образование дендритов в стеклопластиковом стержне и треков на границе раздела «стержень - оболочка» - сопровождается внутренней эрозией защитной оболочки вплоть до образования сквозных отверстий; связано с проникновением влаги в изолятор из-за дефектов конструкции изолятора - недостаточная герметичность границы раздела между оболочкой и металлической арматурой, плохая адгезия оболочки к стеклопластиковому стержню, повреждения оболочки при транспортировании изоляторов или монтаже - опыт эксплуатации показывает наибольшую распространённость таких повреждений; «хрупкий излом» - возникает в результате разрушения стекловолокон под действием кислот, образующихся при частичных разрядах в изоляторе в присутствии влаги; развитие повреждения связано с нарушением герметичности и проникновением влаги в изолятор; опыт эксплуатации показывает единичные случаи отказов изоляторов по причине «хрупкого излома».В процессе эксплуатации разъединителя в обязательном порядке следует выполнять осмотры и техническое обслуживание изделий, порядок и периодичность которых устанавливается в соответствии с действующей технической и эксплуатационной документацией на электроустановки, использующей данные разъединители.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ ходе выполнения выпускной квалификационной работы приведены расчеты и полученные результаты выбора конфигурации электрической сети, ПРАМ для нормального и послеаварийного расчётных режимов, номинальных напряжений независимых участков сети. Определены токи нормального и послеаварийного режима, установлены марки проводов ЛЭП, выбраны марки и номинальные мощности силовых трансформаторов на подстанциях, а также определена схемы соединения на стороне высокого напряжения подстанций. Проведён технико–экономический расчет проекта схемы электрической сети района, определены токи максимального и послеаварийного режимов, определена действительная плотность тока, выполнен расчет регулирования напряжения на вторичной стороне трансформаторов.В отдельном разделе изучены особенности эксплуатации разъединителя РГНП-110.ЛИТЕРАТУРАРоссети — Википедия (wikipedia.org);Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. Проектирование районной электрической сети: Учебное пособие по курсу «Электрические системы и сети» для курсового проектирования и подготовки выпускных квалификационных работ / Самар. гос. техн. ун-т; М. А. Баракин, В. Г. Гольдштейн, Л. М. Инаходова. Самара, 2007.Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г., Шапиро И.М. Проектирование электрических сетей: Справочник для студентов энергетических вузов. – М.: Издательство НЦ ЭНАС,2012.Федин В.Т., Фадеев Г.А. Проектирование распределительных электрических сетей: Учеб. пособие для электроэнерг. спец. – М.: Высш. шк., 2009;Убинский район — Википедия (wikipedia.org);Кундран — Википедия (wikipedia.org);Раисино (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Александро-Невское (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Убинское (село) — Википедия (wikipedia.org);Кожурла — Википедия (wikipedia.org);Владимировское (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Чёрный Мыс (Убинский район) — Википедия (wikipedia.org);Новодубровское — Википедия (wikipedia.org);Крещенское (Новосибирская область) — Википедия (wikipedia.org);Энергетика Новосибирской области — Википедия (wikipedia.org);Барабинская ТЭЦ — теплоэлектроцентраль (energoseti.ru);АО «РЭС» Убинского района обеспечивает надежное электроснабжение потребителей - Убинский Вестник (ubin-vest.ru);Энергетика Новосибирской области: энергосбыт, основные производители, перспективы энергосистемы (energoseti.ru), РЭС — распределительная компания (energoseti.ru);УБИНСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ НОВОСИБИРСКОБЛЭНЕРГО по адресу: Новосибирская обл., Убинский р-н, с. Убинское, Озерная ул., 2 — Энергетическое хозяйство городское в Убинском (как добраться, режим работы, карта проезда) — Справка РФ (spravkarf.ru);Убинский участок НОВОСИБИРСКЭНЕРГОСБЫТ в Убинском с, отзывы, адрес, телефон, официальный сайт, Новосибирская область, Убинское с, Северная, 2 (infrus.ru);"Карта лэпновосибирской области" (zelengarden.ru);Правило моментов для мощностей., Частные случаи правила моментов. - Передача и распределение электрической энергии (bstudy.net);Конспект лекций; Выбор номинальных сечений проводов ВЛ - Развитие электросети энергосистемы (studwood.net);СТО 56947007-29.240.30.010-2008 СХЕМЫ ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ 35-750 КВ. ТИПОВЫЕ РЕШЕНИЯ;Двухтрансформаторныеподстанции.Назначение и преимущества. STELZ - Производство трансформаторов и подстанций (zavod-96.ru);Руководство по эксплуатации разъединителей типа РГН на напряжение 110 кВ (трехполюсная установка) | Просмотр документа | Элек.ру (elec.ru);РГН-110 трехполюсные разъединители, руководство - Размеры и конструкция разъединителей РГН-110 трехполюсные разъединители, руководство (ess-ltd.ru);