Особенности проектирования двухтрансформаторной главной понизительной подстанции

Особенности проектирования двухтрансформаторной главной понизительной подстанции

Особенности проектирования двухтрансформаторной главной понизительной подстанции

Содержание

1. Задание и исходные данные

2. Выбор мощности силового трансформатора

3. Расчёт токов короткого замыкания

4. Выбор оборудования ГПП

4.1 Выбор оборудования на стороне 110 кВ

4.1.1 Выбор выключателей

4.1.2 Выбор разъединителей

.1.3 Выбор ограничителей перенапряжений

4.1.4 Выбор гибких шин

.1.5 Выбор трансформаторов тока

4.1.6 Выбор приборов учёта и измерения

.1.7 Выбор трансформаторов напряжения

.2 Выбор оборудования на стороне 10 кВ

4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

4.2.2 Выбор выключателей

4.2.3 Выбор шин

4.2.4 Выбор опорных изоляторов

4.2.5 Выбор компенсирующих устройств

.2.7   Выбор трансформаторов тока

.2.8   Выбор трансформаторов напряжения

.2.9   Выбор источников оперативного тока

5. Расчёт заземляющих устройств

5.1 Расчет естественных заземлителей

.1.1 Расчет сопротивления фундаментов трансформаторов

.1.2 Расчет сопротивления стоек порталов

.1.3 Расчет сопротивления стоек разъединителей, заземлителей, трансформаторов напряжения, ограничителей перенапряжений и выключателей

5.1.4 Расчет суммарного сопротивления естественных заземлителей

6. Расчет молниезащиты

Литература

1. Задание и исходные данные

Для заданного варианта необходимо спроектировать двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию (ГПП), выбрать соответствующее оборудование на стороне высшего и низшего напряжения, выбрать тип кабеля, питающего высоковольтный двигатель (кабель проложен в траншее в земле). Всё оборудование проверить на термическую и динамическую устойчивость в различных режимах работы и от действия токов короткого замыкания. Выбрать типы и места установки разрядников, рассчитать контур заземления и молниезащиту. Выбрать приборы учёта и измерения, определить места их установки. Рассчитать мощность потребителя подстанции (собственные нужды) и выбрать источники оперативного тока.

Таблица 1.1 - Исходные данные.

S1, МВА	S2, МВА	l1, км	l2, км	l3, км	SН1, КВА	SН2, КВА	U1, кВ	U2, кВ	cosφ	РН3, КВт	Число отходящих ЛЭП	Категория потребителей, %
												1	2	3
2800	2200	20	24	2,9	14000	17000	110	10	0,94	800	27	0	40	60

Схема участка электрической сети приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Схема участка электрической сети

Рисунок 1.2 -Суточный график электрической нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума

2. Выбор мощности силового трансформатора

.1      Определение присоединённой мощности S_Н3

подстанция ток оборудование кабель

Зная параметры двигателя, определим присоединённую мощность:

где cosφ - коэффициент мощности двигателя; η - кпд двигателя.

.2      Определение суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП

.3      Определение ориентировочной мощности силового трансформатора

.4      Построение годового графика электрических нагрузок по продолжительности

Для более точного определения мощности силового трансформатора построим годовой график электрической нагрузки по продолжительности.

.4.1   Масштабирование исходного суточного графика электрических нагрузок

Для зимнего максимума:

Для летнего минимума:

Рассчитав значение мощности каждой ступени графика нагрузки, построим график электрической нагрузки зимнего максимума и летнего минимума в выбранном масштабе.

Рисунок 2.1 - График электрической нагрузки зимнего максимума и летнего минимума в выбранном масштабе

.4.2   Составление расчётной таблицы

Для составления годового графика нагрузки по продолжительности составим расчётную таблицу 2.1

Таблица 2.1- Расчётные данные.

	см	Si, кВА	Δt, часов	Зима, сутки	Лето, сутки	координата, часов	площадь, кВА*час
S1 з	7,70	31904,95	7	212		1484	47346946
S2 з	7,40	30661,90	2	212		1908	13000646
S3 л	7,05	29211,68	7		153	2979	31285704
S4 л	6,75	27968,63	2		153	3285	8558399
S5 з	6,70	27761,45	1	212		3497	5885427
S6 з	6,05	25068,18	1	212		3709	5314453
S7 л	5,90	24446,65	1		153	3862	3740337
S8 з	5,55	22996,43	2	212		4286	9750484
S9 л	5,35	22167,73	1		153	4439	3391662
S10 л	5,10	21131,85	2		153	4745	6466346
S11 з	3,80	15745,30	2	212		5169	6676007
S12 л	3,40	14087,90	2		153	5475	4310897
S13 з	1,80	7458,30	2	212		5899	3162319
S14 з	1,60	6629,60	2	212		6323	2810950
S15 л,з	1,50	6215,25	5	212	153	7265	5854766
S16 з	1,35	5593,73	2	212		7689	2371739
S17 л	1,20	4972,20	2		153	7995	1521493
S18 л	1,15	4765,03	3		153	8454	2187146
S19 л	0,90	3729,15	2		153	8760	1141120
Сумма:							164776843

2.4.3 Построение годового графика электрических нагрузок по продолжительности

Рисунок 2.2 - Годовой график электрических нагрузок по продолжительности.

.5      Определение числа часов использования максимума нагрузки

.6      Определение времени максимальных потерь

Время максимальных потерь определим по графику зависимости τ=f(T_м) [2, рис. 6.1]. Из графика τ=3600 ч/год, или по формуле:

2.7    Определение коэффициента ψ

Определим коэффициент ψ по формуле:

 где С_эк=1,45·10^-2 руб/(кВт·ч)

стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии [2, рис. 6.2] при коэффициенте участия максимума энергосистемы k_max=1.

Тогда получим:

.8      Выбор мощности трансформатора из номограмм

Из номограммы [2, рис. 7.40] при ψ=0,138 примем мощность силового трансформатора равной 16 МВА.

Проверим, подойдёт ли к исполнению трансформатор типа ТДН-16000/110/10,5 [1, табл. 3.6]. Данный трансформатор представлен на рисунке 2.3

Рисунок 2.3 - Общий вид трансформатора ТДН - 16000/110/10.5

2.9    Проверка выбранного трансформатора по перегрузочной способности

Для определения перегрузочной способности выбранного трансформатора исходный суточный график зимнего максимума электрической нагрузки преобразуем в двухступенчатый прямоугольный.

а) на исходном графике проведём линию номинальной мощности трансформатора;

Рисунок 2.4 - Суточный график электрической нагрузки для зимнего максимума.

б) на пересечении линии номинальной мощности трансформатора с исходным графиком выделим участок наибольшей перегрузки продолжительностью h'=9 ч;

в) для оставшейся части исходного графика (под линией номинальной мощности трансформатора) рассчитаем коэффициент начальной нагрузки К₁:

г) для участков перегрузки (над линией номинальной мощности трансформатора) рассчитаем предварительный коэффициент аварийной нагрузки K'₂:

д) рассчитаем коэффициент максимальной перегрузки исходного графика К_max:

е) сравним полученное значение K'₂ с К_max:

Так как K'₂=1,856 > 0,9·К_max=1,795, значит коэффициент аварийной нагрузки К₂=K'₂ и h=h'.

Таким образом, для двухступенчатого прямоугольного графика итоговые значения K₁=0,557; K₂=1,856; h=13 часов.

В соответствии с ГОСТ 14209-85 допустимый коэффициент аварийной нагрузки K_2доп=1,4 при h=13 часов. Так как K_2доп > K_2, то трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.

2.10  Проверка возможности обеспечения одним трансформатором всей нагрузки ГПП

Так как условие выполняется, то трансформатор мощностью 16 МВА обеспечивает электроснабжение всей нагрузки ГПП. Таким образом, к исполнению примем трансформатор ТДН-16000/110/10,5.

3.      Расчёт токов короткого замыкания

.1Построение эквивалентной схемы замещения заданного участка сети

Рисунок 3.1 - Эквивалентная схема замещения участка сети

.2      Расчёт сопротивлений систем S₁ и S₂

Расчётное напряжение U_р=1,05·U₁=1,05·35=36,75 кВ.

Определим сопротивление системы S₁:

Определим сопротивление системы S₂:

.3      Расчёт сопротивлений линий электропередач

Определим сопротивление линии l₁:

Определим сопротивление линии l₂:

.4      Расчёт тока КЗ в точке K₁

.4.1   Расчёт тока КЗ в точке K₁ от первой системы S₁

.4.2   Расчёт тока КЗ в точке K₁ от второй системы S₂

.4.3   Расчёт суммарного тока КЗ в точке K₁

.5      Расчёт результирующего сопротивления в точке K₁

.6      Расчёт сопротивления трансформатора

.7      Расчёт результирующего сопротивления в точке K₂

.8      Расчёт результирующего сопротивления в точке K₂, приведённого к низкому напряжению 10 кВ

.9      Расчёт тока КЗ в точке K₂

.10    Расчёт тока КЗ в точке K₃

3.10.1   Выбор типа и сечения питающего кабеля

Определим номинальный ток нагрузки:

Рассчитаем  по формуле:

где E_Н=0,15 - нормированный коэффициент, учитывающий эффективность капиталовложений (для вновь вводимых объектов); p_Σ=0,063 - суммарные амортизационные отчисления [2, табл. 6.32].

Для прокладки в земляной траншее выберем кабель ААБ (А - алюминиевая жила; А - алюминиевая оболочка; Б - наружный покров из шланга винилового; Б - бронирован стальными лентами). Для данного кабеля при рассчитанном  по номограмме выберем сечение F=70 мм² [2, рис. 7.24].

3.10.2   Расчёт активного и реактивное сопротивления кабельной линии

Определим активное сопротивление кабеля:

 где r₀=0,5046 Ом/км - погонное активное сопротивление [1, табл. 7.28].

Определим реактивное сопротивление кабеля:

 где x₀=0,086 Ом/км - погонное индуктивное сопротивление [1, табл. 7.28].

Определим полное сопротивление кабеля:

3.10.3   Расчёт результирующего сопротивления в точке K₃

Расчёт тока КЗ в точке K₃

.11    Расчёт ударных токов КЗ

Ударный ток определим по формуле:

где k_уд=1,8 - ударный коэффициент.

Определим ударные токи в каждой точке короткого замыкания:

4.      Выбор оборудования ГПП

.1      Выбор оборудования на стороне 110 кВ

.1.1   Выбор выключателей

Выберем элегазовые высоковольтные выключатели типа ВЭКТ-110-40/630 УХЛ1 (В - выключатель; Э - элегазовый; К - колонкового типа; 110 - номинальное напряжение, кВ; 40 - номинальный ток отключения, кА; 630 - номинальный ток, А; УХЛ - для работы в районах с умеренным и холодным климатом; 1 - для работы на открытом воздухе). Достоинствами этих выключателей являются: высокая сейсмостойкость благодаря низкому центру тяжести; дугогасительное устройство с использованием принципа термического эффекта дуги, с дополнительным автопневматическим эффектом;надежный пружинный привод, не требующий мощных источников питания;легкая и быстрая установка на месте, регулировка не нужна;при нормальных условиях эксплуатации ремонт не требуется;легок в обслуживании. Проверим данные выключатели по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

.

Рабочий максимальный ток определим по формуле . Тогда ток трансформатора на стороне высшего напряжения равен

,

Тогда

Рисунок 4.1 - Общий вид выключателя ВЭКТ-110-40/630 УХЛ 1

в) по термической стойкости к току КЗ:

где  - ток термической стойкости;  - время, в течение которого выключатель может выдержать ток ;  - время срабатывания релейной защиты по условию селективности.

г) по динамической стойкости к току КЗ:

Так как параметры выключателей ВЭКТ-110-40/630 УХЛ1 подходят по всем условиям, то примем данные выключатели к исполнению.

 

.1.2   Выбор разъединителей

Выберем разъединители РНДЗ.2-110/1000 ХЛ1 (Р - разъединитель; Н - наружной установки; Д - двухколонковый; З.2 - с двумя заземляющими ножами; 110 - номинальное напряжение; 1000 - номинальный ток, А; ХЛ - для работы в районах с холодным климатом; 1 - для работы на открытом воздухе) [1, табл. 5.5]. Достоинствами этих разъединителей являются малые габариты и простой механизм управления.

Проверим данные разъединители по тем же условиям, что и для выключателей:

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

в) по термической стойкости к току КЗ:

,

г) по динамической стойкости к току КЗ:

Так как параметры разъединителя РНДЗ.2-35/1000ХЛ1 подходят по всем параметрам, то примем данный разъединитель к исполнению. Привод для заземляющих ножей примем типа ПРН-110ХЛ1.

4.1.3 Выбор ограничителей перенапряжений

Для защиты изоляции оборудования от атмосферных и внутренних перенапряжений выберем ограничители перенапряжений типа ОПНп-110/550/88 - 10 - III - УХЛ1 (О - ограничитель; П - перенапряжений; Н - нелинейный; 110 - номинальное напряжение, кВ; УХЛ - для работы с умеренными холодным климатом; 1 - для работы на открытом воздухе) [1, табл. 5.21] и проверим их по номинальному напряжению:

Следовательно, ограничители перенапряжений типа ОПНп-110-УХЛ1 подходят к исполнению.

В нейтрале трансформатора выберем два ограничителя перенапряжения типа ОПНп-20/550/24 - 10 - III - УХЛ1

4.1.4 Выбор гибких шин

В ОРУ 110 кВ выберем гибкие шины из сталеалюминевого провода и проверим их по следующим условиям:

а) по экономической плотности тока:

где S_эк - экономическое сечение проводника, мм²; при котором обеспечивается минимум суммарных эксплуатационных расходов в связи с уменьшением потерь энергии в проводе,

где I_раб - ток нормального режима, А;_эк=1,3 А/мм² - экономическая плотность тока таблица 7.2 [5].

Принимаем провод марки АС-70/11.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

Так как провод марки АС-70/11 (АС - провод со стальным сердечником и алюминиевыми проволоками; 70 - площадь сечения провода, мм²; 11 - количество проволок в проводе) [1, табл. 7.35] подходит по всем условиям, то примем его к исполнению.

 

.1.5   Выбор трансформаторов тока

Выберем трансформаторы тока, встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ - 110-I-1000/5 ХЛ2 (Т - трансформатор тока; В - встроенный; Т - для силовых трансформаторов; 110 - номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ; I - вариант конструктивного исполнения; 1000 - номинальный первичный ток основного ввода, А; 5 - номинальный вторичный ток, А) [1, табл. 5.11] и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

в) по термической стойкости к току КЗ:

где  - параметр, определяющий термическую стойкость.

г) по динамической стойкости к току КЗ:

где  - параметр, определяющий динамическую стойкость.

д) по величине вторичной нагрузки:

,

где  - номинальная вторичная нагрузка;  - полное сопротивление внешней цепи трансформатора тока. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов , соединительных проводов  и переходного сопротивления контактов  Ом.

Так как параметры трансформаторов тока ТВТ - 110-I-1000/5 подходят по всем параметрам, то примем данные трансформаторы к исполнению.

4.1.6 Выбор приборов учёта и измерения

Для контроля электрических параметров основного оборудования произведём выбор приборов учёта и измерения [4, табл. П4.7], подключаемых к трансформаторам тока и напряжения. Выбранные приборы и потребляемая ими мощность приведены в таблицах 4.1 и 4.2.

Таблица 4.1 - Приборы учёта и измерения, подключаемые к трансформаторам тока.

Прибор	Тип	Потребляемая мощность обмотки тока, В·А
1 Амперметр	Э-335	0,5
2 Ваттметр	Д-335	0,5
3 Варметр	Д-335	0,5
4 Счётчик активной энергии	СА3-И681	2,5
5 Счётчик реактивной энергии	СР4-И689	2,5

где  - расстояние от трансформаторов тока до приборов (длина соединительного провода), для цепей РУ 110 кВ приблизительно равное 80 м [5];  - удельное сопротивление материала провода, Ом·мм; F - площадь сечения провода, мм².

Для соединения трансформаторов тока с приборами примем контрольный кабель АКРВГ (А - жилы алюминиевые; К - для контрольных цепей; Р - резиновая изоляция жилы; В - оболочка поливиниловая; Г - без наружного покрова) с сечением жил 6 мм² (ρ=0,0283 Ом·мм). Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ориентировочная длина соединительного провода равна 85 м [5].

Тогда

В итоге получим

Таблица 4.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения.

Прибор		Тип	Число приборов	Общая потребляемая мощность, В·А
Ваттметр	Силовой трансформатор	Д-335	1	1,5
Счётчик активной энергии		СА3-И681	1	2,0
Счётчик реактивной энергии		СР4-И689	1	3,0
Ваттметр	Линии 110 кВ	Д-335	1	1,5
Варметр		Д-335	1	1,5
Счётчик активной энергии		СА3-И681	1	2,0
Счётчик реактивной энергии		СР4-И689	1	3,0
Фиксатор импульсного действия		ФИП	1	3,0
Частотомер	Ошиновка ОРУ	Н-397	1	7,0
Вольтметр		Э-335	1	2,0
Вольтметр регестрирующий		Н-393	1	10,0
Ваттметр	Секционный выключатель	Д-335	1	1,5
Варметр		Д-335	1	1,5
Итого				39,5

 

.1.7   Выбор трансформаторов напряжения

Выберем трансформаторы напряжения типа НКФ-110-83 ХЛ1 (Н - трансформатор напряжения; К - каскадного исполнения; Ф - в фарфоровом кожухе; 110 - класс напряжения, кВ; 83 - год разработки конструкции) [1, табл. 5.13] и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по величине вторичной нагрузки:

, где  - номинальная мощность вторичной обмотки, равная 400 ВА при классе точности 0,5;  - полная мощность нагрузки вторичной цепи трансформатора напряжения.

В нейтрале трансформатора на стороне 110кВ устанавливается однополюсный коммутирующий аппарат типа ЗОН - 110М - У1

;

;

Так как параметры коммутирующего аппарата ЗОМ-110-У1 подходят по всем параметрам, то примем данный аппарат к исполнению.

.2      Выбор оборудования на стороне 10 кВ

.2.1   Выбор трансформаторов собственных нужд

Ориентировочная мощность трансформаторов СН:

Для данной мощности выберем трансформаторы типа ТСЗ-160/6/0,4 (Т - трёхфазный; СЗ - естественное воздушное охлаждение при защищённом исполнении; 160 - номинальная мощность, кВА; 6 - номинальное высшее напряжение, кВ; 0,4 - номинальное низшее напряжение, кВ) [1, табл. 3.3].

.2.2   Выбор выключателей

На выводах от трансформаторов выберем элегазовые выключатели типа LF3 - 10 - 31.5/2500 (10 - номинальное напряжение, кВ; 31.5 - номинальный ток отключения, кА; 2500 - номинальный ток, А).

Рисунок 4.2 - Общий вид выключателя LF3

Проверим данные выключатели по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

, где

Ток трансформатора на стороне низшего напряжения равен

,

Тогда

в) по термической стойкости к току КЗ:

,

г) по динамической стойкости к току КЗ:

Так как параметры выключателей LF3 - 10 - 31.5/2500 подходят по всем параметрам, то примем данные выключатели к исполнению.

Для отходящей кабельной линии l₃ выберем выключатели типа ВЭ-10-31,5/1600 - 20У3 (В - выключатель; Э - электромагнитный; 10 - номинальное напряжение, кВ; 31,5 - номинальный ток отключения, кА; 1600 - номинальный ток, А; У - для работы в районах с умеренным климатом; 3 - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) [1, табл. 5.1] с встроенным приводом и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

для двигателя .

в) по термической стойкости к току КЗ:

.

г) по динамической стойкости к току КЗ:

Так как параметры выключателей ВЭ-10-31,5/1600 - 20У3 подходят по всем параметрам, то примем данные выключатели к исполнению. Эти же выключатели установим на отходящих линиях.

4.2.3 Выбор шин

Шины выбираются по номинальному допустимому току на стороне 10 кВ:

Выбираем плоские алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 100´6 при допустимом токе [1, табл. 7.6].

I_доп =1935 А.

Расположение шин горизонтальное.

Проверка выбора шин:

а) Выбранные шины проверяем на термическую стойкость при к.з. по минимальному допустимому сечению:

С= 88 - для алюминиевых шин.

Вк= i_удК2²*t_р.з.= 20,09²*1 = 403,6 МА²с;

У выбранной шины сечение 599 мм² > 228,3 мм²;

б) по допустимому продолжительному току:

в) по динамической стойкости к току КЗ:

В прямоугольных шинах динамическое напряжение, возникающее в материале шины равно , где  - напряжение от взаимодействия фаз, МПа.

Рисунок 4.3- Вертикальное расположение шин

Определим динамическое напряжение в материале шины от взаимодействия фаз .

Шины расположим в вертикальной плоскости, рисунок 4.8. Максимальную силу, приходящуюся на единицу длины средней фазы В (эта фаза находится в самых неблагоприятных условиях по отношению к фазам А и С) при

трёхфазном КЗ определим по формуле

,

где a - расстояние между смежными фазами, м.

Примем a=1 м, тогда

Равномерно распределённая сила создаёт изгибающий момент

,

где l_ф - пролёт между опорными изоляторами, м.

Примем l_ф=2 м, тогда

Динамическое напряжение от взаимодействия фаз равно

,

где W_ф - момент сопротивления шины, равный

_ф=2W_x-x=2·28·10^-6=56·10^-6 м³ [1].

Тогда получим

В итоге получим

Допустимое динамическое напряжение для алюминиевого сплава АД31Т

Так как алюминиевые шины прямоугольного сечения 100×6 удовлетворяют требуемым условиям, то примем данные шины к исполнению.

4.2.4 Выбор опорных изоляторов

Выберем опорные изоляторы типа ИОР-10-3,75УХЛ2 (И - изолятор; О - опорный; Р - ребристый; 10 - номинальное напряжение, кВ; 3,75 - минимальная разрушающая сила на изгиб, кН; УХЛ - для работы с холодным и умеренным климатом; 2 - для работы под навесом или в открытых помещениях) [1, табл. 5.7] и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по допустимой нагрузке на изолятор:

,

где  - допустимая нагрузка на головку изолятора, равная ;  - разрушающая нагрузка изолятора на изгиб.

Расчётную силу, действующую на изолятор, определим по формуле

где k_h - поправочный коэффициент на высоту шины:

где H_из=0,1 м - высота изолятора; h=0,1 м - ширина одного пакета; b=0,1 м - высота одного пакета.

В итоге получим

Так как опорные изоляторы типа ИОР-10-3,75УХЛ2 удовлетворяют всем условиям, примем данные изоляторы к исполнению.

4.2.5 Выбор компенсирующих устройств

Так как коэффициент мощности нагрузки cosj=0,94 больше 0,92, то не нужно рассчитать мощности компенсирующих устройств.

4.2.6 Выбор приборов учёта и измерения

Для контроля электрических параметров основного оборудования произведём выбор приборов учёта и измерения [4, табл. П4.7], подключаемых к трансформаторам тока и напряжения.

4.2.7 Выбор трансформаторов тока

К трансформаторам тока подключены точно такие же приборы, как и на стороне 110 кВ (см. табл. 4.3).

Выберем трансформаторы тока для внутренней установки типа ТШЛК-10У3 (Т - трансформатор тока; Ш - шинный; Л - с литой изоляцией; К - для КРУ; 10 - номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ; У - для умеренного климата; 3 - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) [1, табл. 5.9] и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

в) по термической стойкости к току КЗ:

.

г) по динамической стойкости к току КЗ:

.

д) по величине вторичной нагрузки:

.

 (см. 4.1.6).

, для цепей РУ 6 кВ =50 м [5].

Для соединения трансформаторов тока с приборами примем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 6 мм² (ρ=0,0283 Ом·мм). Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ориентировочная длина соединительного провода равна 50 м [5].

Тогда

В итоге получим

Так как параметры трансформаторов тока ТШЛК-10У3 подходят по всем параметрам, то примем данные трансформаторы к исполнению.

4.2.8 Выбор трансформаторов напряжения

Для каждой секции шин ЗРУ выберем трансформатор напряжения типа НАМИ-10У3 (Н - трансформатор напряжения; А - антирезонансный; М - с естественным масляным охлаждением; И - измерительный; 6 - класс напряжения, кВ; У - для работы с умеренным климатом; 3 - для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) [1, табл. 5.13] и проверим его по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по величине вторичной нагрузки:

.

Таблица 4.3 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения.

Прибор		Тип	Число приборов	Общая потребляемая мощность, В·А
Вольтметр	Сборные шины	Э-335	1	2,0
Вольтметр регистрирующий		Н-393	1	10,0
Счётчик активной энергии	ТСН	СА3-И681	1	2,0
Счётчик реактивной энергии		СР4-И689	1	3,0
Ваттметр	Ввод 10 кВ от силового трансформатора	Д-335	1	1,5
Варметр		Д-335	1	1,5
Счётчик активной энергии		СА3-И681	1	2,0
Счётчик реактивной энергии		СР4-И689	1	3,0
Счётчик активной энергии	Линии 10 кВ	СА3-И681	25	36,0
Счётчик реактивной энергии		СР4-И689	25	54,0
Ваттметр	Секционный выключатель	Д-335	1	1,5
Варметр		Д-335	1	1,5
Итого				128

Так как параметры трансформаторов напряжения НАМИ-6У3 подходят по всем параметрам, то примем данные трансформаторы к исполнению.

4.2.9 Выбор источников оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики и сигнализации, а также включающих и отключающих устройств, коммутационных аппаратов главных цепей, осуществляется от специальных источников оперативного тока. Совокупность источников питания, кабелей шин питания, переключающих устройств составляют систему оперативного тока данной подстанции [6].

а) система постоянного оперативного тока - в качестве источника питания используются аккумуляторные батареи;

б) система переменного оперативного тока - в качестве источника питания используются измерительные трансформаторы тока и напряжения, трансформаторы собственных нужд;

в) система выпрямленного оперативного тока - переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств.

В качестве дополнительных источников питания импульсного действия будем использовать предварительно заряженные конденсаторы.

5.      Расчёт заземляющих устройств

Заземляющее устройство - это совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлитель - металлический проводник или группа проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй. Он бывает естественным и искусственным.

Естественным заземлителем называются металлические конструкции и устройства, которые помимо своих основных функций выполняют и функции заземлителей.

 

.1      Расчёт естественных заземлителей

5.1.1 Расчёт сопротивления фундаментов трансформаторов

Сопротивление растеканию тока фундаментов двух трансформаторов равно

,

где r=150 Ом·м - удельное сопротивление суглинка [4, табл. 7.3]; D_экв - эквивалентный внешний диаметр фундамента, м; d_экв - эквивалентный внутренний диаметр фундамента, м; t=3 м - глубина заложения фундамента.

5.1.2 Расчёт сопротивления стоек порталов

Для железобетонной стойки портала:

Сопротивление стоек порталов:

5.1.3 Расчёт сопротивления стоек разъединителей, заземлителей, трансформаторов напряжения, заземлителей, ограничителей перенапряжений и выключателей

Для железобетонной стойки:

Сопротивление стоек разъединителей при l=1,5 м:

Сопротивление стоек трансформаторов напряжения, ограничителей перенапряжений и выключателей:

Сопротивление фундамента выключателя:

Сопротивление стоек заземлителей:

 

.1.4   Расчёт суммарного сопротивления естественных заземлителей

Суммарное сопротивление естественных заземлителей:

,

где η=0,8 - коэффициент использования заземлителей.

Согласно ПУЭ заземляющее устройство электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью (с большими токами замыкания на землю) выполняются с учётом допустимого сопротивления . Так как , то сооружение искусственных заземлителей не требуется.

6.      Расчёт молниезащиты

Для защиты подстанций от атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы и разрядники. Молниеотвод предназначен для защиты подстанции от прямых ударов молнии. Молниеотводы бывают стержневые и тросовые. Стержневые устанавливаются непосредственно на подстанции, а тросовые на подходах к подстанции.

Разрядники бывают трубчатые и вентильные. Трубчатые разрядники предназначены для защиты изоляции электрооборудования и линий электропередач. Вентильные разрядники предназначены для защиты изоляции электрооборудования подстанций и электрических машин.

В зависимости от особенностей конструкции защищаемого объекта и условий его размещения стержневые и тросовые молниеотводы разделяют на одиночные, двойные и многократные.

Форма зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода представляет собой конус вершина которого находится на высоте h₀ (рисунок 6.1). Горизонтальные сечения зон защиты на высоте защищаемого объекта h_x и на уровне земли представляют собой окружности радиусами r₀ и r_x соответственно.

Рисунок 6.1- Форма зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода

Форма зоны защиты двухстержневого молниеотвода представлена на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2 - Форма зоны защиты двухстержневого молниеотвода

Для защиты от прямых ударов молнии открытых распределительных устройств подстанции 110 кВ устанавливают стержневые молниеотводы по углам подстанции (рисунок 6.3).

Рисунок 6.3 - Расположение молниеотводов по углам подстанции

Принимаем вероятность прорыва разряда равной Р=0,05.

Зоны защит молниезащиты, выполненной многократным молниеотводом, будем определять как зоны защит попарно взятых соседних молниеотводов.

Определим высоту молниеотводов:

Определим активную высоту молниеотводов при их расположении друг от друга на расстоянии 35 м:

,

h_a - разность между высотой молниеотвода (h) и высотой защищаемого объекта h_x, значит, высота молниеотвода:

h = h_a + h_x = 28+11=39 м;

Примем высоту молниеотводов равной 17 м.

Проверим, попадают ли порталы по высоте в зону защиты этих молниеотводов.

Предварительно определим радиусы зон на уровне земли и защищаемого объекта, высоту зоны молниеотводов:

При  минимальная высота защищаемого объекта будет вычисляться по формуле:

При  минимальная высота защищаемого объекта будет равна

Высота портала составляет 11 м, что меньше h_min1 и h_min2 ,следовательно, портал по высоте попадает в зону защиты молниеотвода.

Определяем радиусы зон защиты молниеотводов, расположенных на расстоянии 130 и 182 м:

Условия выполняются, значит порталы попадают в зоны защиты молниеотводов.

Литература

1    Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

      Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп./ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с.: ил.

      ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91) «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».

      Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

      Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов /Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. - 312 с., ил.

      Упит А.Р., Татьянченко Л.Н. Учебное пособие для выполнения курсового проекта и раздела дипломного проекта по курсу «Электрическая часть станций и подстанций» для студентов специальности 1004 «Электроснабжение» всех форм обучения /АлтГТУ им И.И. Ползунова. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 1997. - 79 с.