(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование понизительной подстанции
Инструкция
электронная схема понизительная подстанция
В данном курсовом проекте спроектирована электронная часть понизительной подстанции 110/10 кВ. В процессе проектирования подстанции был осуществлён выбор числа, типа и мощности силовых трансформаторов, главной схемы подстанции, электронных аппаратов и проводников.
Введение
Электроэнергетика относится к отрасли, определяющей научно-технический прогресс. Она обязана развиваться опережающими темпами. электронные сети современных электронных систем различаются очень сложной конфигурацией, огромным количеством разнохарактерных частей объединенных для совместной работы. Такое развитие нереально без экономических расчетов, анализа и сопоставлений. А именно рациональное и экономичное построение основных электронных схем, выбор характеристик оборудования, а так же лучшая расстановка — представляет собой сложную и ответственную задачку.
Основная схема электронных соединений подстанции — это совокупа основного электрооборудования, сборных шин, коммутационной и иной первичной аппаратуры со всеми выполненными меж ними соединениями.
Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электронной части электростанции (подстанции), потому что он описывает полный состав частей и связей меж ними.
Из сложного комплекса критерий можно выделить главные требования к схемам подстанций:
1. Надежность электроснабжения потребителей
2. Приспособленность к проведению ремонтных работ
3. Оперативная упругость электронной схемы
4. Финансовая необходимость
Задачками курсового проекта является определение типа, числа и мощности силовых трансформаторов, выключателей и иной коммутационной аппаратуры, рациональную их расстановку на местности ПС, выбор надёжной защиты электронного оборудования (заземление, молниеотводы, релейная защита), а так же решить ряд задач управления эксплуатационного оборудования.
1. Расчёт электронных нагрузок понизительной подстанции
Наибольшая полная мощность для отдельных потребителей определяется по формуле:
, (1.1)
Хим завод:
МВА;
Завод темной металлургии:
МВА;
Целлюлозно-бумажный значения потребляемой электроэнергии как для отдельных потребителей:
, (1.2)
так и для подстанции:
, (1.3)
Хим завод:
МВт?ч.
Завод чёрной металлургии:
МВт?ч.
Целлюлозно-бумажный должен иметь встроенное устройство РПН.
2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
С учётом группы потребителей, а в данном случае все пользователи 1-й группы, для надёжности питания избираем двухтрансформаторную ПС, для которой допустимая номинальная мощность всякого трансформатора с учётом допустимой перегрузки в аварийном режиме в общем виде определяется по выражению:
, (2.1)
МВА
где -коэффициент роли в перегрузке потребителей 1-й и 2-й группы (принимается равным 0,75-0,85);
=1,4- коэффициент приближенной допустимой аварийной перегрузки трансформатора;
n- количество параллельно работающих трансформаторов ПС.
Для двухтрансформаторной ПС, исходя из приближенной допустимой аварийной перегрузки (40%), для определения допустимой номинальной мощности всякого трансформатора принято употреблять приближенное выражение:
, (2.2)
МВА
— условие производится
Применительно к приобретенному выражению значению подстанции по шкале мощностей силовых трансформаторов из справочника [2] выбирается не наименее 2-ух ближайших и огромных по мощности трансформаторов из условия:
>, (2.3)
2.3 Технико-экономический выбор номинальной мощности трансформаторов по годичным графикам перегрузки подстанции
При технико-экономическом выборе к рассмотрению принимаем два вида трансформатора, по выражению (2.3).
Избираем по справочнику Файбисовича трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения марок ТРДН-25000/110/10/10 и ТРДН-40000/110/10/10.
Разглядим вариант подстанции с трансформатором ТРДН-25000/110/10/10, каталожные данные которых представлены в таблице 1.
Таблица 1 — Каталожные данные
Тип
,
МВА
Каталожные данные
обмоток, кВ
,%
, кВт
, кВт
,%
ВН
НН
ТРДН-25000/110
25
115
10,5
10,5
120
27
0,7
Приведенные утраты мощности определяются из выражения:
, (2.4)
Приведенные утраты мощности трансформатора в режиме х.х.:
кВт
где — коэффициент конфигурации утрат, который зависит от удаленности потребителей от источников питания. Для расчетов принимаем=0,05 кВт/квар
Утраты реактивной мощности трансформатора в режиме х.х.:
квар
,% — ток х.х. трансформатора
Приведенные утраты активной мощности К.З. трансформатора:
кВт,
кВт,
где квар,
квар, утраты реактивной мощности трансформатора в режиме К.З.
Для двухобмоточных трёхфазных трансформаторов утраты электроэнергии — определяются из последующего обобщенного выражения на основании расчетных годичных графиков перегрузки для соответственных обмоток — :
(2.5)
где i — порядковый номер ступени графика перегрузки, i=1, 2, 3,…,k;
— число трансформаторов ПС;
— коэффициент загрузки обмоток высшего напряжения двухобмоточного трансформатора на i-ой ступени;
— расчетные мощности перегрузки соответственных обмоток трансформаторов на i-ой ступени;
— длительность нахождения перегрузки Si на i-ой ступени.
Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторе ТРДН-25000/110/10/10 сведены в таблицу 2.
Таблица 2 — Расчет утрат электроэнергии.
Стоимость годичных утрат электроэнергии в трансформаторах:
руб
где — стоимость 1 кВт?ч электроэнергии
Приведённые Издержки:
руб
где К-стоимость трансформаторов ПС, руб;
— нормативный коэффициент дисконтирования;
— годичные отчисления, руб.
Разглядим вариант подстанции с трансформатором ТРДН-40000/110/10/10, каталожные данные которых представлены в таблице № 3.
Таблица 3 — каталожные данные
Тип
,
МВА
Каталожные данные
обмоток, кВ
,%
, кВт
, кВт
,%
ВН
НН
ТРДН-40000/110
40
115
10,5
10,5
172
36
0,65
Приведенные утраты мощности трансформатора в режиме х.х.:
кВт
где — коэффициент конфигурации утрат, который зависит от удаленности потребителей от источников питания. Для расчетов принимаем=0,05 кВт/квар
Утраты реактивной мощности трансформатора в режиме х.х.:
квар
,% — ток х.х. трансформатора
Приведенные утраты активной мощности К.З. трансформатора:
кВт,
кВт,
где квар,
квар, утраты реактивной мощности трансформатора в режиме К.З.
,% — напряжение К.З. трансформатора.
Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторе ТРДН-25000/110/10 сведены в таблицу 4.
Таблица 4 — расчет утрат электроэнергии.
Стоимость годичных утрат электроэнергии в трансформаторах:
руб
где — стоимость 1 кВт?ч электроэнергии
Приведённые Издержки:
руб
где К-стоимость трансформаторов ПС, руб;
— нормативный коэффициент дисконтирования;
— годичные отчисления, руб.
За расчетный принимаем вариант имеющий наименьшие приведенные Издержки, а конкретно трансформатор ТРДН-25000/110/10/10.
3. Выбор электронной схемы подстанции
При выбирании электронной схемы ПС главные решения принимаются с учетом обеспечения надежности, перспектив развития, проведения ремонтных работ и сохранности эксплуатации.
В данном курсовом проекте будем разглядывать тип подстанции на ответвлении (на присоединении).
На рисунке 3.1 изображена схема двухтрансформаторной подстанции ответвительного типа.
Набросок 2 — Схема 2-ух трансформаторной подстанции
4. Расчёт токов недлинного замыкания
Расчет токов к.з. при проектировании ПС нужен для выбора электронных аппаратов, токоведущих частей, заземляющих устройств, разрядников и т.д.
Расчет токов к.з. для выбора аппаратов и проводников, их проверки по условиям тепловой и электродинамической стойкости при к.з. для определения характеристик срабатывания, проверки чувствительности и согласования действий устройств релейной защиты электроустановок 0.4-220кВ делается приближенными, так именуемыми практическими способами, долголетний опыт приближения которых обосновал его технико-экономическую необходимость.
Схемы для расчётов токов КЗ представлены на рис. 3.
Набросок 3 — Схема и схема замещения
Расчеты ведутся в относительных единицах, приведенных к базовым расчетным характеристикам:
;
;
;
;
Трехфазное куцее замыкание (на стороне ВН) в точке К1.
Результирующее сопротивление до точки К1:
Базовый ток:
кА
Определим изначальное действующее значение повторяющейся составляющей тока к.з. по формуле:
, кА (4.1)
кА
Ударный ток к.з.:
, кА (4.2)
кА
где -ударный коэффициент для энергосистемы и ВЛ 110 кВ
Однофазное куцее замыкание (на стороне ВН) в точке К1:
Схема для расчёта сопротивления нулевой последовательности приведена на рисунке 4.
Набросок 4 — Схема нулевой последовательности
кА
кА
Трехфазное куцее замыкание (на стороне НН) в точке К2.
Результирующее сопротивление до точки К2:
Базовый ток:
Определим изначальное действующее значение повторяющейся составляющей тока к.з. по формуле:
кА
Ударный ток к.з.:
кА
где -ударный коэффициент для энергосистемы и трансформатора ГПП 25-80 МВА
5. Выбор электронных аппаратов
При выбирании аппаратов учитываем род установки (внешняя, внутренняя), загрязненность среды, габариты, вес, стоимость аппарата, удобство его размещения в РУ и др.
Расчетные величины сопоставляются с надлежащими номинальными параметрами аппаратов, избираемых по каталогам и справочникам.
Выбор оборудования на стороне высшего напряжения 110 кВ.
5.1 Выбор выключателя на стороне 110 кВ
Разглядим выключатель элегазовый ВГП — 110 II — 40/2500 У1. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу №5.1.
Выключатель выбирается по последующим характеристикам:
1) Номинальному напряжению — .
2) Номинальному току —
3) Отключающей возможности:
а) На симметричный ток отключения -:
б) На отключение апериодической составляющей тока к.з:
с
4) Предельному сквозному току к.з. — на электродинамическую стойкость:
5) Термическому импульсу — на тепловую стойкость:
Таблица 5
Выключатель элегазовый ВГП — 110 II — 40/2500 У1
Расчетные данные
Каталожные данные
По расчётным данным, используем выключатель ВГП — 110 II — 40/2500 У1.
5.2 Выбор разъединителя на стороне 110 кВ
Разглядим разъединитель марки РНДЗ-110/1250 УХЛ1. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 5.2.
Разъединитель выбирается по последующим характеристикам:
1) Номинальному напряжению:
2) Номинальному току:
3) Предельному сквозному току К.З. — на электродинамическую стойкость:
4) Термическому импульсу — на тепловую стойкость:
Таблица 6
Разъединитель РНДЗ-110/1250 УХЛ1
Расчетные данные
Каталожные данные
кА
кА
По расчётным данным черт, используем разъединитель
РНДЗ-110/1250 УХЛ1.
5.3 Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ
Разглядим трансформатор тока марки ТВТ-110-I-200/5.
Трансформатор тока выбирается по последующим характеристикам:
1) Номинальному напряжению:
2) Номинальному долговременному (рабочему) току:
3) Электродинамической стойкости:
4) Тепловой стойкости:
5) Вторичной перегрузке:
Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными устройств, определяем нагрузку по фазам для более загруженного трансформатора тока. Фазы загружены умеренно. Избираем фазу А.
Таблица 7
Устройство
Тип
Перегрузка,
А
В
С
Амперметр
Э — 350
0,5
0,5
0,5
Общее сопротивление устройств фазы А:
Ом.
Сопротивление контактов =0,1 Ом, тогда сопротивление проводов
Ом.
Принимая длину соединительных проводов 40 м. с медными жилами, определяем сечение:
,
-расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
Принимаем обычное сечение 2,5 мм2
Сравним с трансформатором тока ТФЗМ110Б-I.
Таблица 8 — Расчетные характеристики ТА.
Трансформатор тока ТФЗМ110Б-I
Расчетные данные
Каталожные данные
кА
кА
9
Для проверки трансформатора тока по вторичной перегрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными устройств, определяем нагрузку по фазам для более загруженного трансформатора тока. Фазы загружены умеренно.
Таблица 9
Устройство
Тип
Перегрузка,
А
В
С
Амперметр
Э — 350
0,5
0,5
0,5
Общее сопротивление устройств фазы А:
Ом.
Сопротивление контактов =0,1 Ом, тогда сопротивление проводов
Ом.
Принимая длину соединительных проводов 40 м. с медными жилами, определяем сечение
,
-расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.
Принимаем обычное сечение 2,5 мм2
В итоге сопоставления 2-ух трансформаторов тока, по расчётным данным черт, используем трансформатор тока ТВТ-110-I-200/5.
5.4 Выбор ограничителя перенапряжения 110 кВ
В данной курсовом проекте по данным КРУ, я употреблял ограничитель перенапряжения фарфоровый ОПН-110 УХЛ1.
5.5 Выбор заземлителей 110 кВ
Избираем ЗОН-110М-1 УХЛ1.
Выбор оборудования на стороне низшего напряжения 10 кВ.
5.6 Выбор выключателя на стороне 10 кВ
Разглядим выключатель вакуумный ВВУ — СЭЩ — П — 10 — 31,1/1600. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу №.
Выключатель выбирается по последующим характеристикам:
1) Номинальному напряжению — .
2) Номинальному току —
А
3) Отключающей возможности:
а) На симметричный ток отключения -:
б) На отключение апериодической составляющей тока к.з:
с
4) Предельному сквозному току к.з. — на электродинамическую стойкость:
5) Термическому импульсу — на тепловую стойкость:
Таблица 10
Выключатель элегазовый ВВУ-СЭЩ-10-31,1/1600
Расчетные данные
Каталожные данные
По расчётным данным, используем выключатель ВВУ-СЭЩ-10-31,1/1600.
5.7 Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ
Разглядим трансформатор тока марки ТОЛ-СЭЩ-10-2000/5
Трансформатор тока проверяется по последующим характеристикам:
1. номинальному напряжению:
2. номинальному току:
3. электродинамической стойкости:
4. тепловой стойкости:
Данные о вторичной перегрузке трансформатора тока сведены в табл. 8.
Таблица 11 — Данные трансформатора тока
Устройство
Тип
Перегрузка, ВА, фазы
А
В
С
Амперметр
Э-335
0,5
—
—
Ваттметр
Д-335
0,5
—
0,5
Варметр
Д-305
0,5
—
0,5
Счетчик активной энергии
САЧУ-И672М
2,5
—
2,5
Счетчик реактивной энергии
СРЧУ-И673М
2,5
—
2,5
Итого
6,5
—
6
Большая перегрузка приходится на трансформатор фазы А.
Сечение соединительных проводов с дюралевыми жилами:
Принятое сечение проводов 2,5 мм2.
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-2000/5 удовлетворяет данным характеристикам.
5.8 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ
Разглядим трансформатор тока марки ЗНОЛ-СЭЩ-10
Трансформатор напряжения проверяется по последующим характеристикам:
1. номинальному напряжению:
2. вторичной перегрузке:
Данные устройств во вторичной перегрузке трансформатора напряжения сведены в таблицу 9.
Таблица 12 — Данные трансформатора напряжения
Приборы
Тип устройств
Потребляемая мощность одной катушки, ВА
Число катушек
Число устройств
Общая потребляемая мощность
P, Вт
Q, вар
Вольтметр
Э-335
2,0
1
1
0
2
2
—
Ваттметр
Д-335
1,5
2
1
0
2
3
—
Варметр
Д-305
1,5
2
1
0
1
3
—
Счетчик активной энергии
САЧУ-И672М
2,5
2
0,38
0,925
2
1,52
3,7
Счетчик реактивной энергии
СРЧУ-И673М
2,5
2
1
0
2
3
—
Итого
12,52
3,7
где S2? — перегрузка всех измерительных устройств и реле, присоединенных к трансформатору напряжения.
S?пр = 13,05? Sном = 75 (В.А)
Принимаем к установке трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10, класса точности 0,5.
5.9 Выбор ограничителя перенапряжения на стороне 10 кВ
Избираем ОПН-ЭС-10/12,7-10/1 УХЛ2.
Для удобства эксплуатации и ремонта РУ низшего напряжения производится в виде комплектного распределительного устройства внешнего выполнения (КРУН). Для нашей подстанции избираем комплектное распределительное устройство серии КРУ СЭЩ-59 производства компании «Электрощит» г. Самара с оборудованием: вакуумный выключатель ВВУ — СЭЩ — 10, трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10, трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10.
6. Выбор главных конструкторских решений по понизительной подстанции
Состав оборудования и сооружений ПС зависит от ее характеристик и принятой схемы электронных соединений. Нужно упрощать и удешевлять ПС, для чего же обширно употреблять укрупненные узлы конструкций промышленного производства.
На высочайшей стороне РУ производится открытым, соединительные шины производятся нагими проводами. Для крепления проводов устанавливают железные порталы. Надежность РУ достигается соблюдением изоляционных расстояний меж токоведущими, также заземленными частями. Сохранность обслуживания обеспечивается расположением токоведущих частей ОРУ на довольно большенный высоте.
На низком напряжении устанавливается ЗРУ в виде ячеек КРУН. Контрольные кабели прокладываются в наземных каналах типа лотка.
Земля подстанции ограждается забором, вдоль которого инсталлируются прожекторные мачты.
7. Релейная защита
Защита линий осуществляется зависимо от схемы питания, числа линий, их конструктивного выполнения и т.д. Для одиночных линий однобокого питания употребляются:
наибольшая токовая защита с выдержкой времени;
токовая отсечка;
защита от замыканий на землю.
Для защиты трансформаторов от внутренних повреждений и от повреждений на вводах применяется продольная дифференциальная защита, работающая на отключение; для защиты от витковых замыканий, междуфазных замыканий снутри кожуха трансформатора, пожара в стали и остальных внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и снижением уровня масла, предусматривается газовая защита.
Трансформаторы тока соединены в треугольник на стороне 110 кВ. На стороне 10 кВ трансформаторы тока соединены в звезду.
Для обеспечения нужного коэффициента чувствительности защита производится на базе реле ДЗТ-11.
Главные рабочие цепи реле врубаются в плечо с большим током, а уравнительные цепи в плечи с наименьшими токами.
защиту от наружных маленьких замыканий обеспечивает очень токовая защита. На стороне 110 кВ употребляется трёхрелейная схема для отключения трансформатора при КЗ в хоть какой фазе, а на стороне 10 кВ применяется двухрелейное выполнение по схеме неполной звезды.
Выдержка времени набора со стороны ВН выбирается на ступень селективности t=0,5 с больше большей из выдержек времени 2-ух остальных комплектов.
Также очень токовая защита установлена на секционных выключателях МТЗ выполнена на базе реле РТ-40.
8. Оперативный ток
Управление выключателями, сигнализацией, автоматикой, связью осуществляется оперативным током. На подстанции использован выпрямленный оперативный ток.
Выпрямленный оперативный ток применяется на подстанциях 35 — 220 кВ с выключателями на стороне высочайшего напряжения, как следует на проектируемой подстанции целенаправлено использовать выпрямленный оперативный ток от блоков питания, присоединенных к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения.
Установки неизменного тока состоят из аккумуляторных батарей, зарядно-подзарядных устройств и оперативных цепей, защиты, сигнализации, управления, освещения. Аккумуляторные батареи работают, как правило, в режиме неизменной подзарядки. Оперативные цепи неизменного тока имеют мощное разветвление. Электротехническая индустрия серийно выпускает аппаратуру к приводам выключателей для работы на выпрямленном оперативном токе устройств 110 кВ и 10 кВ.
9. Собственные нужды подстанции
Приемниками энергии системы собственных нужд ПС являются: электродвигатели системы остывания трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства подогрева небезопасных выключателей и шифанеров с установленными в их электронными аппаратами и устройствами; электродвигатели компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневмоприводы; система пожаротушения. Трансформаторы собственных нужд могут быть присоединены к сборным шинам РУ 10кВ, но, такие схемы владеют недочетом, который заключается в нарушении электроснабжения системы собственных нужд при повреждениях в РУ. Потому ТСН желательно присоединять к выводам низшего напряжения основных трансформаторов на участках меж трансформаторами и выключателями. На двухтрансформаторных ПС 110 кВ устанавливают два ТСН, мощность которых определяется суммированием потребителей всех собственных нужд с учетом коэффициента одновременности:
Данные мощности потребителей собственных нужд с учетом коэффициента одновременности сведены в таблицу №10.
Таблица 13
№
п/п
Наименование потребителей
Общая потребляема мощность, кВт
1
Остывание для трансформаторов
4
2
Обогрев шифанеров КРУ
1,0
3
Обогрев выключателей
1,8
4
Обогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей
0,6
5
Освещение ОРУ
5
6
Обогрев релейного шкафа
1,0
7
Эксплуатационные, ремонтные перегрузки
25
8
Маслохозяйство
40
Итого
78,4
С учетом коэффициента загрузки
0,6
Всего
47,04
На основании таблицы 11 избираем для подстанции два трансформатора собственных нужд мощностью по 40 кВА марки ТСН-40/10.
10. Система измерений на подстанции
Контроль за режимом работой основного и вспомогательного электрооборудования на ПС осуществляется при помощи контрольно-измерительных устройств, устанавливаемых на щитах управления.
На линиях высочайшего напряжения инсталлируются приборы, фиксирующие характеристики нужные для определения мест повреждения.
Список устройств установленных на данной подстанции приведён в таблице 12.
Таблица 14
Цепь
пространство установки устройств
Список устройств
Понизительный двухобмоточный трансформатор
НН
Амперметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии
Сборные шины 6-10 кВ
На каждой секции либо сборных шинах
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения 3-х фазных напряжений
Секционный выключатель
Амперметр
Линия 10 кВ к пользователям
Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих пользователю.
Трансформатор СН
ВН
—
НН
Амперметр, расчётный счётчики активной энергии
11. Расчет заземления ПС
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше производится из вертикальных заземлителей; соединительных полос; полос, расположенных вдоль рядов оборудования; и разглаживающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом.
Для с находим =500 В.
Для сложных заземлителей из горизонтальных и вертикальных проводников по
где М =0,5 параметр, зависящий от , т.к. грунт принят однородным, то =1,
=5 м- длина вертикального заземлителя;
=450 м-длина горизонтальных заземлителей;
а= 10 м -расстояние меж вертикальными заземлителями;
=2100-площадь заземляющего устройства;
где =1000 Ом, =,
-удельное сопротивление верхнего слоя грунта (песок) =700 .
В — в границах допустимого (ниже 10 КВ)
Ом.
Расчетная модель заземлителя представляет собой квадрат со стороной
м.
Число ячеек по стороне квадрата
;
принимаем .
Длина полос в расчетной модели
.
Длина сторон ячейки
.
Вертикальные электроды лучшим образом употребляются при расположении их в главном по периметру заземлителя. Число вертикальных заземлителей, расположенных по периметру контура при условии =1
принимаем .
Общая длина вертикальных заземлителей:
.
Относительная глубина погружения вертикальных электродов:
тогда
.
Общее сопротивление сложного заземлителя
,
что больше Ом.
Найдем напряжение прикосновения
В,
что выше допустимого значения 500 В.
Нужно принять меры для понижения . Применим подсыпку слоем гравия шириной 0,2 м по всей местности подстанции для роста сопротивления под ступнями человека. Удельное сопротивление верхнего слоя земли (гравия) =3000 , тогда
Подсыпка гравием не влияет на растекание тока с заземляющего устройства, т.к. глубина заложения заземлителей 0,7 м больше толщины слоя гравия, потому соотношение и величина М остаются постоянными.
В — в границах допустимого.
Ом, что меньше Ом
Найдем напряжение прикосновения
В
что меньше допустимого значения 500 В.
Из расчетов видно, как эффективна подсыпка гравием на местности ОРУ.
12. Молниезащита подстанции
Здание и сооружение подстанции с достаточной степенью надежности должны защищаться молниеотводами от поражений прямыми ударами молнии.
Молниеотводы бывают стержневые и тросовые. Стержневые используются для защиты от прямых ударов молнии в строения, сооружения; тросовые — для защиты линий электропередач.
Расчет защиты от прямых ударов молний заключается в определении зон защиты, типов защиты и характеристик.
— полная высота стержневого молниеотвода;
— высота верхушки конуса стержневого молниеотвода;
— высота защищаемого сооружения;
— радиус конуса;
— расстояние меж стержневыми молниеприемниками;
— предельное расстояние меж стержневыми молниеприемниками;
;
;
Определяем наивысшую полуширину зоны rx в горизонтальном сечении на высоте hx:
;
;
;
На подстанции устанавливаем двойной стержневой молниеотвод, зона защиты которого представлена на рисунке 5.
Набросок 5 — Зона защиты двойного стержневого молниеотвода
Заключение
В данном курсовом проекте была рассчитана понизительная подстанция. Были произведены расчёты электронных нагрузок понизительной подстанции и было выбрано к установке на подстанции два трансформатора марки ТРДН — 25000/110/10/10, которые отвечали самому экономному варианту выполнения. Также была спроектирована лучшая электронная схема подстанции, отвечающая надёжности электроснабжения потребителей 1-й и 2-ой группы; рассчитаны токи однофазного и трёхфазного маленьких замыканий и по ним выбрано оборудование подстанции: элегазовые выключатели марки ВГП и вакуумные выключатели марки ВВУ, разъединители марки РНДЗ, приборы учёта и контроля на подстанции, трансформаторы тока типа ТВТ на высшей стороне и марки ТОЛ на низшей, трансформатор напряжения типа ЗНОЛ, ограничители перенапряжения марки ОПН.
Обусловили главные конструктивные решения подстанции; высчитали релейную защиту трансформатора, секции сборных шин и выключателей, которые соответствуют всем нормам и требованиям.
Для питания собственных нужд и системы измерений избрали выпрямленный оперативный ток. Высчитали и избрали трансформатор собственных нужд марки ТСН-40/10.
Также был произведен расчет контура заземления подстанции и молниезащиты от прямых ударов молнии.
Итог произведённого проектирования главной понизительной подстанции — соответствие всем нормам и требованиям, и полная защита подстанции от всех ненормальных режимов работы.
]]>