Подстанция 220/110/35/6 кВ

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Подстанция 220/110/35/6 кВ

1. Формирование схем главных электрических соединений электроустановок высокого напряжения

1. 1 Основные требования Минэнерго к схемам главных электрических соединений ЭУ

Решением № 14 198 ТМ-Т1 (1993) Минэнерго на основании разработок энергосети утвердило новые варианты схем РУ электроустановок напряжением 6 (10)… 750 кВ, по которым выполняются типовые проектные решения и которые являются обязательными при проектировании ПС всех ведомств, эксплуатирующихся структурами Минэнерго Р Ф [1]. Применение нетиповых схем требует дополнительных обоснований.

В соответствии с решением Минэнерго, схемы РУ высокого напряжения должны удовлетворять следующим основным требованиям.

§ Предусматривать вывод выключателей в ремонт без перерыва электроснабжения, в том числе с использованием ремонтных перемычек (мостиковых схем) обходных, подменных выключателей (для КРУ).

§ Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ до 500 кВ должно быть не более двух.

§ Число силовых трансформаторов (автотрансформаторов) одного напряжения — не более двух. Уточнение числа трансформаторов свыше двух требует обоснования.

§ Схемы с отделителями применять при напряжении 110 кВ и мощности трансформаторов? 25 МВА.

§ Блочные схемы (блок линия — трансформатор без коммутационной аппаратуры) на стороне ВН применять для тупиковых (до 500 кВ) ПС.

§ Мостиковые схемы на стороне ВН применять на ПС 35…220 кВ при необходимости секционирования питающих ЛЭП и Sт?63 МВА.

§ При 110, 220 кВ мостиковые схемы применяются с ремонтной перемычкой. Мостик с выключателем в перемычке и отделителями (с короткозамыкателями) к трансформаторам применять при напряжении 110 кВ и Sn?25 МВА.

1. 2 Разработка структурной схемы понизительной подстанции

Формирование схем главных электрических соединений ЭУ наиболее целесообразно производить, используя их структурные схемы [1,2]. Основным элементом, связывающим между собой РУ различных напряжений, являются силовые трансформаторы. Возможные варианты схем РУ различных напряжений в зависимости от способов подключения ПС к питающим ЛЭП и требованиям к надежности электроснабжения потребителей определяются рекомендациями Минэнерго и ведомственными решениями.

Питание подстанции «Биробиджан» осуществляется по одной цепи двухцепной ВЛ 220 кВ от ТЭЦ-3 и по одной цепи двухцепной ВЛ 220 кВ «Райчихенская ГРЭС». По способу подключения к ВЛ подстанция является опорной.

Структурная схема понизительной подстанции «Биробиджан»

1. 3 Разработка схемы главных электрических соединений

Структурные схемы ЭУ определяют основные планы входящих в их состав РУ. Требования к схемам РУ общего энергетического назначения устанавливает Минэнерго. РУ специального назначения (например, тягового электроснабжения) выполняется по указаниям соответствующих ведомств (например, МПС). Категория сложности схемы главных электрических соединений РУ зависит от рабочего напряжения, выполняемых функций и требований надежности электроснабжения потребителей [1].

Связь отдельных РУ осуществляется с помощью трансформаторов и автотрансформаторов. Полная схема главных электрических соединений ЭУ включает вводы РУ с указанием трансформаторных связей между ними, измерительные трансформаторы (тока и напряжения) и фидера, питающие потребители электрической энергии [2].

С учетом того, что по схеме подключения к питающей ВЛ 220 кВ, подстанция является опорной, присоединение РУ-220 кВ, а также присоединение РУ 110 кВ выполним с двумя рабочими и обходной системой шин.

Схемы с отделителями допустимо применять только на напряжении 110 кВ в том случае, когда заказчик не может обеспечить укомплектование ПС требуемым количеством выключателей и за исключением следующих случаев:

ь в РУ, расположенных в зонах холодного климата по ГОСТ 15 150–69, а также в особо гололедных районах с сейсмичностью более 6 баллов по шкале MSK-64;

ь когда действие отделителей и короткозамыкателей приводит к выпадению из синхронизма синхронных двигателей у потребителя или нарушению технологических процессов;

ь для присоединения трансформаторов мощностью более 25 МВА;

ь в цепях трансформаторов, присоединенным к линиям, имеющим ОАПВ.

В схемах РУ не показаны трансформаторы тока, встроенные в силовые трансформаторы, остальные трансформаторы тока показаны независимо от того, встроены они в выключатель или являются выносными [2].

РУ 35 кВ выполняется с одиночной, секционированной выключателем системой шин.

РУ 10 кВ выполняется с одиночной, секционированной выключателем системой шин или двумя одиночными, секционированными выключателями системами шин. Включение в цепь секционирования двух выключателей последовательно принимать при недостаточной их паспортной отключающей способности. [1]

Выбор схемы РУ-220 и 110 кВ

Как выше было отмечено, на стороне 220 кВ и 110 кВ подстанции применяются две рабочие и обходная системы шин (рисунок 2. 2).

Две рабочие и обходная системы шин (схема 110 (220) — 13)

При раздельной работе секций и систем шин для резервирования цепей напряжения при выходе из строя трансформатора напряжения допускается установка вторых (резервных) трансформаторов напряжения

В схеме 10 (6) — 1 допускается установка на вводе 10 (6) кВ дополнительных ТТ.

В схеме 10 (6) — 1 допустимо не устанавливать второй секционный выключатель, если требуемая надежность может быть достигнута с помощью других мероприятий, например, более дорогим, но и более надежным типом выключателя.

Одна одиночная, секционированная выключателем система шин (схема 10 (6) — 1)

2. Выбор трансформаторов и автотрансформаторов

На подстанции «Биробиджан» на данный момент установлено три автотрансформатора и два трансформатора. В связи с уменьшением нагрузок один автотрансформатор можно демонтировать.

Исходя из условия, мощность трансформатора составляет 25 МВА, а автотрансформатора — 63 МВА. Далее, учитывая заданные напряжения РУ, согласно [4] выбираем соответствующие трансформаторы и автотрансформаторы. Принимаем АТДЦТГН-63 000/220/110/6 и ТДН-25 000−110/35. Их параметры представлены в таблицах 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1 — Параметры автотрансформатора АТДЦТГН-63 000/220/110/6

Sн,

МВА

UВН,

кВ

UСН,

кВ

UНН,

кВ

UК для различных значений регулируемого U, %

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

63,0

230,0

121,0

6,6

35,0

22,0

11,0

Таблица 3.2 — Параметры трансформатора ТДН-25 000−110/35

Sн,

МВА

UВН,

кВ

UНН,

кВ

UК,

%

25,0

115,0

38,5

10,5

3. Расчет токов короткого замыкания

3. 1 Составление схемы замещения

Согласно [5], выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания Ik(3), поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания Ik(3) для всех РУ и однофазного замыкания на землю Ik(3) для РУ питающего напряжения. Для чего на основании исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная и расчётная схема (рисунок 4. 1), а по ней схема замещения (рисунок 4. 2) проектируемой подстанции [1].

Рисунок 4.1 — Структурная схема подстанции 220/110/35/6 кВ «Биробиджан»

Рисунок 4.2 — Схема замещения в максимальном режиме работы системы

3. 2 Расчет сопротивлений до точек короткого замыкания

Определение параметров схемы замещения

Расчет сопротивлений всех элементов схемы замещения ведется в относительных единицах. Расчет производится при условии, что система высшего (BН) и среднего (СН) напряжений работают в максимальном режиме, т. е. все линии и генераторы включены, а переключатель РПН на автотрансформаторе находится в среднем положении.

Сопротивление системы

Хс*б =, (4. 1)

где Sб — базисная мощность, МВА;

Sкз. с — мощность короткого замыкания системы, МВА

Хс*б = = 0,09.

В схеме замещения каждая обмотка автотрансформатора представлена, как отдельный элемент, поэтому сопротивления каждой обмотки рассчитываются в отдельности по формулам:

;

;

; (4. 2)

где Uнвс — напряжение короткого замыкания между обмотками высокой и средней стороны, %;

Uнвн — напряжение короткого замыкания между обмотками высокой и низкой стороны, %;

Uнсн — напряжение короткого замыкания между обмотками среней и низкой стороны, %;

Sб — базисная мощность, МВА;

Sтн — номинальная мощность автотрансформатора, МВА

По формулам (4. 2), принимая Sб= 100 МВА, находим сопротивления обмоток автотрансформатора:

Для расчета сопротивления трансформатора используем следующую формулу

, (4. 3)

где Uк — напряжение короткого замыкания, %;

Sб — базисная мощность, МВА;

Sтн — номинальная мощность автотрансформатора, МВА.

Таким образом, по выражению (4. 3) находим сопротивление трансформатора

.

Расчет сопротивления до точки К1

Точка К1 находится на шинах 220 кВ (рисунок 4. 2). Сопротивление до нее равно сопротивлению системы, таким образом XК1=0,09.

Расчет сопротивления до точки К2

Точка К2 соответствует короткому замыканию на шинах 110 кВ (рисунок 4. 2). Согласно [5] для обеспечения надежности электроснабжения на подстанции установлено два автотрансформатора. Учитывая этот факт, находим сопротивление до точки К2

, (4. 5)

где Xс — сопротивление системы;

Xат1в и Xат2в — сопротивления обмоток высокого напряжения, соответственно первого и второго автотрансформаторов;

Xат1с и Xат2с — сопротивления обмоток среднего напряжения, соответственно первого и второго автотрансформаторов

.

Расчет сопротивления до точки К3

Данная точка (рисунок 4. 2) соответствует короткому замыканию на шинах 35 кВ. Согласно [5] для обеспечения надежности электроснабжения на подстанции установлено два трансформатора. Исходя из этого, сопротивление до точки К3 равно

, (4. 6)

где XК2 — сопротивление до точки К2;

Xт1 — сопротивление первого трансформатора;

Xт2 — сопротивление второго трансформатора

.

Расчет сопротивления до точки К4

Точка К4 обозначает короткое замыкание на шинах 6 кВ (рисунок 4. 2). Сопротивление найдем следующим образом

, (4. 7)

где XК1 — сопротивление короткого замыкания до точки К1;

Xат1в и Xат2в — сопротивления обмоток высокого напряжения, соответственно первого и второго автотрансформаторов;

Xат1н и Xат2сн — сопротивления обмоток низкого напряжения, соответственно первого и второго автотрансформаторов.

Таким образом, согласно формуле (4. 7), сопротивление до точки К4 равно

.

3. 3 Расчет токов короткого замыкания

Так как мощность питающей системы неограниченна, то расчет ведем аналитическим методом, согласно [1]. Находим ток короткого замыкания в точке К1. Для этого определяем базисный ток по формуле (4. 8), А

, (4. 8)

где Sб — базисная мощность, равная 100 МВА;

Uст1 — напряжение ступени, на которой произошло короткое замыкание, кВ

А.

Определим периодическую составляющую в произвольный момент времени [1], А

, (4. 9)

где IбК1 — базисный ток, А;

XК1 — сопротивление до короткого замыкания в точке К1.

Согласно формуле (4. 9), получаем

А.

Найдем ударный ток, согласно [1], он определяется следующим образом, А

, (4. 10)

где I(3)К1 — ток трехфазного короткого замыкания в точке К1, А;

Куд — ударный коэффициент, равный 1,85.

Используя формулу (4. 10), получаем

А.

Для остальных точек расчет ведется аналогично, результаты представлены в таблице 4.1.

Для РУ-220 необходимо рассчитать ток однофазного замыкания. Согласно [3], его можно найти по формуле (4. 11)

, (4. 11)

где I(3) — ток трехфазного короткого замыкания, А.

Таким образом ток однофазного короткого замыкания для РУ-220, равен

А.

Таблица 4.1 — Значения токов короткого замыкания

Uст, кВ

I(3), А

iуд, А

I(1), А

К1

230,0

2952

7723

1623

К2

115,0

2785

7286

-

К3

37,0

3842

10 053

-

К4

6,3

24 110

63 080

-

Ток короткого замыкания в точке К4, т. е. на шинах 6 кВ слишком велик (таблица 4. 1), современное оборудование на такой ток не рассчитано. Для его уменьшения необходимо установить токоограничивающие реакторы.

По максимальному рабочему току, рассчитанному в разделе 5, согласно [4] выбираем реактор РБДГ 10−4000−0,105У3 со следующими параметрами:

Uрн=10 кВ;

Iрн=3750 А;

xн=0,105 Ом.

Сопротивление реактора в относительных базисных единицах, равно

, (4. 12)

где xн — номинальное сопротивление реактора, Ом;

Sб — базисная мощность, МВА;

Iрн — номинальный ток реактора, А;

Uрн — номинальное напряжение реактора, кВ;

Структурная схема подстанции с реакторами выглядит следующим образом (рисунок 4. 3).

Рисунок 4.3 — Структурная схема подстанции «Биробиджан» с реакторами

Рисунок 4.4 — Схема замещения до шин 6 кВ с реакторами

Рассчитаем сопротивление до точки К4 (рисунок 4. 4)

, (4. 13)

где XК4*б — относительное базисное сопротивление до шин 6 кВ без реакторов;

Xр1*б и Xр2*б — сопротивления соответственно первого и второго реакторов в относительных базисных единицах

Тогда по формулам (4. 8) и (4. 9), находим ток короткого замыкания в точке К4, А:

А;

А.

Ударный ток в этом случае, согласно формуле (4. 10), равен, А

А

Таблица 4.2 — Значения токов короткого замыкания с реакторами

Uст, кВ

I(3), А

iуд, А

I(1), А

К1

230,0

2952

7723

1623

К2

115,0

2785

7286

-

К3

37,0

3842

10 053

-

К4

6,3

20 657

54 044

-

4. Выбор основного оборудования и токоведущих элементов подстанции

Электрооборудование распределительных устройств всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы, как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях. Класс изоляции оборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений по уровню изоляции электрооборудования.

Выбор электрооборудования производиться на основе расчётных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемых аппаратов и проводников.

Под расчётными условиями понимаются наиболее тяжёлые, но достаточно вероятные, в которых может оказаться электрический аппарат или проводник при различных режимах их работы в электроустановках. Расчётные условия — это фактические требования энергосистем и электроустановок к параметрам электрооборудования конкретной электрической цепи.

Различают четыре режима работы электроустановок и их элементов: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный. Аварийный режим является кратковременным, остальные — продолжительными. Различные аварийные режимы по продолжительности составляют обычно доли процента продолжительности рабочих режимов, но их условия могут оказаться крайне опасными для электрооборудования. Поэтому электрооборудование выбирается по расчётным условиям продолжительных рабочих режимов и обязательно проверяется по расчётным условиям аварийных режимов.

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током.

При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты проверяют по условию короткого замыкания, согласно [1,6].

4. 1 Расчет максимальных рабочих токов

Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции производится, согласно [3,7], на основании номинальных параметров оборудования.

Питающие ввода подстанции

Пользуясь [1], находим максимальный рабочий ток питающих вводов подстанции, А

, (5. 1)

где Ктр - коэффициент, учитывающий транзит энергии через шины подстанции, равный 1,5;

n — число автотрансформаторов, подключенных к шинам подстанции, равное 2;

Sтн — номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uст — напряжение ступени, кВ.

Окончательно по формуле (5. 1), получаем, максимальный рабочий ток равен

А

Ввода силовых трансформаторов автотрансформаторов

Максимальный рабочий ток вводов силовых автотрансформаторов согласно [1], находим по формуле (5. 2), А

, (5. 2)

где Кп — коэффициент перегрузки автотрансформаторов, равный 1,4;

Sтн — номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uст — напряжение ступени, кВ.

Используя формулу (5. 2), находим максимальные рабочие токи, А:

ь ввода автотрансформаторов

А;

ь ввода трансформаторов

А.

Сборные шины переменного тока

Для сборных шин переменного тока [1], максимальный рабочий ток определяем по формуле (5. 3), А

, (5. 3)

где Кп — коэффициент перегрузки трансформаторов или автотрансформаторов, равный 1,4;

Крн — коэффициент распределения нагрузки по сборным шинам, равный 0,5;

Sн — номинальная мощность нагрузки на шины, кВА;

Uст — напряжение ступени, кВ.

Таким образом, максимальный рабочий ток шин, например, 6 кВ равен, А.

А.

Фидера районной нагрузки и линии 110 кв

Для фидеров [1], максимальный рабочий ток определяем по формуле (5. 4), А

, (5. 4)

где Кп — коэффициент перегрузки, равный 1,4;

Sнагр — номинальная мощность фидера, кВА;

Uст — напряжение ступени, кВ.

Ниже приведен пример расчета максимального рабочего тока фидера Ф-29, отходящего от шин 6 кВ. Для остальных отходящих линий расчет аналогичен.

А.

Результаты расчёта максимальных рабочих токов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 — Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанции

Питающие ввода, А

474,43

Ввода, А:

— автотрансформаторов

221,40

— трансформаторов

175,72

Сборные шины, А:

— 220 кВ

110,70

— 110 кВ

87,86

— 35 кв

273,07

— 6 кВ

2676,40

Фидера РН, А

6 кВ:

29

439,94

25

439,94

23

439,94

21

220,03

19

146,64

37

439,94

15

439,94

13

293,29

9

220,03

17

439,94

5

146,64

18

220,03

12

293,29

14

439,94

20

293,29

27

439,94

35 кВ:

Т-136

700,00

Т-138

700,00

Т-137

700,00

Т-139

700,00

Т-134

700,00

110 Кв

С-51

9,79

С-57

90,99

С-53

142,80

С-56

12,60

С-55

4,20

ТСН, А.

20,53

4. 2 Определение величины теплового импульса

Для проверки электрических аппаратов и токоведущих элементов по термической устойчивости в режиме короткого замыкания необходимо определить величину теплового импульса для всех РУ, кА2 с

, (5. 5)

где I(3) — периодическая составляющая сверхпереходного тока, кА;

В* = f (tk) — относительное значение теплового импульса, для источников питания неограниченной мощности равное 1;

Та — постоянная времени, с;

tк — время протекания тока короткого замыкания, равное сумме tз и tв, с;

tз — время срабатывания основной защиты, с;

tв — полное время отключения выключателя, tв = 0,1 с.

Ниже приведен пример расчета теплового импульса для вводов ОРУ-220 кВ.

кА2с

Для остальных РУ расчет аналогичен, его результаты представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 — Расчет теплового импульса

Наименование РУ

I", кА

tз, с

tк, с

В*

Вк, кА2с

Ввода ОРУ-220 кВ

2,95

2,4

2,5

1

22,21

ОРУ-110 кВ

вводы

2,78

2,1

2,2

1

17,45

линии

2,78

0,6

0,7

1

5,82

ОРУ-35 кВ

вводы

3,99

0,9

1,0

1

16,78

фидера

3,99

0,3

0,4

1

7,19

ЗРУ-6 кВ

вводы

20,66

0,9

1,0

1

448,03

фидера

20,66

0,3

0,4

1

192,01

4. 3 Выбор сборных шин и токоведущих элементов

Для распределительных устройств напряжением выше 20 кВ применяют гибкие шины из провода АС. Сборные шины 6 кВ выполняются жесткими алюминиевыми шинами.

Выбор сборных шин производится по условиям длительного режима работы и устойчивости в режиме короткого замыкания.

Выбор и проверка производится исходя из соблюдения следующих условий.

ь По длительному режиму, А

, (5. 6)

где Iдоп — допустимый ток шины, А

Iрmax — максимальный рабочий ток, А

ь По термической стойкости, мм2

q н > q min, (5. 7)

где q н — сечение, соответствующей шины, мм 2;

q min — минимальное по условию допустимой температуры нагрева в режиме короткого замыкания сечения шины, равное, мм2

qmin. = /С, (5. 8)

где Bк — тепловой импульс, кА2с;

С — коэффициент, принимаемый в зависимости от материала шины, согласно [1, 7], принимаем С= 90 А*с½/мм2.

ь По динамической стойкости, МПа

урасч. , (5. 9)

где — допустимое напряжение, зависящее от материала шины, МПа;

урасч.  — расчетное напряжение в опасном сечении шины, равное, МПа

урасч =, (5. 10)

где i(3)у — ударный ток трехфазного короткого замыкания, кА;

l — расстояние между опорными изоляторами, м;

а — расстояние между осями фаз, м;

W — момент сопротивления шины, м3.

(5. 11)

где b — толщина шины, м;

h — ширина шины, м;

Гибкие шины и кабели по условию электродинамической устойчивости не проверяются.

ь По условию коронирования

0,9Е0 1,07Е (5. 12)

где Е0 — максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при коротком замыкании возникает разряд в виде короны, кВ/см;

Е — напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см.

, (5. 13)

где m — коэффициент учитывающий шероховатость провода, равный 0,82;

rпр — радиус провода, см.

Е =, (5. 14)

где Uл — линейное напряжение, кВ;

DСР — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз при их горизонтальном положении, см.

DСР = 1,26? D, (5. 16)

где D — расстояние между соседними фазами, равное (для ОРУ — 220 кВ) 400 см.

Для проводов РУ-110 кВ провода сечением 95 мм2 и более, а для РУ-220 кВ — 240 мм2 и более по условию коронирования не проверяются.

В качестве примера ниже приведен выбор сечения шин для РУ-220 кВ.

Минимальное сечение, согласно формуле (5. 8)

мм2.

Учитывая, что Iрmax= 474,43 А, а qmin=52,37 мм2, пользуясь [4], выбираем для РУ-220 кВ провод марки АС-240/39, с номинальным током 610 А и номинальным сечением 240 мм2. Следовательно проверку по условию коронирования можно не поводить.

Для остальных распределительных устройств выбор шин и токоведущих элементов аналогичен, его результаты представлены в таблице 5.3. Однако для РУ-6 кВ применяют жесткие шины, поэтому необходимо провести еще и проверку по динамической стойкости, согласно формулам (5. 9) — (5. 11).

По максимальному рабочему току, равному 2676,4 А, используя [4] выбираем шины прямоугольного сечения по две полосы в фазе с размерами: Н = 100 мм, В = 10 мм; сечением qн = 997 мм2.

Так как в полюсе две полосы, n = 2, то принимаем С = 90.

Минимальное сечение, согласно формуле (5. 8)

мм2.

Момент сопротивления по формуле (5. 11)

м3.

Расчетное напряжение в опасном сечении шины по формуле (5. 10) равно

МПа.

Для алюминиевых шин из сплава АД31Т-1 разрушающее напряжение уразр. =127,4 МПа, а допустимое [у] = 89,2 Мпа.

89,2 > 63,2 МПа.

Условие соблюдается, для РУ-6 кВ принимаем к установке шины из двух полос в фазе марки АД31Т-1-100?10.

Результаты выбора сечения сборных шин сводим в таблицу 5. 3.

Таблица 5.3 — Выбор сечения сборных шин и токоведущих элементов

Наименование РУ

Тип проводника

Длительный режим

Проверка в режиме короткого замыкания

Iн Iр. мах, А

qн мм2

qнqminмм2

[у] урасч. МПа

ОРУ-220кВ

АС-240/ 39

610,0> 474,4

240

240> 53

______

ОРУ-110 кВ

АС-240/39

610,0> 87,9

240

240> 45

______

ОРУ-35кВ

АС-95/16

330,0> 273,1

95

95> 48

______

ЗРУ-6кВ

АД31Т-1−100?10

2860,0>

2676,4

997

997> 235

89,2 > 63,2

4. 4 Выбор выключателей

При выборе выключателя, его паспортные данные сравнивают с расчетными условиями работы. Выбор производится с учетом наиболее тяжелого режима их работы.

Ниже приведена методика выбора и проверки выключателя на примере РУ-220 кВ.

ь По длительно допустимому току, А

Iдоп? Iр. max, (5. 17)

где Iдоп — длительно допустимый ток, А;

Iр. max — максимальный рабочий ток, А

2500 А> 474,4 А.

Условие соблюдается.

ь По отключению периодической составляющей, А

, (5. 18)

где IП — ток трехфазного короткого замыкания, А;

Iотк — ток отключения выключателя, А

2951,8 А < 40 000 А.

Условие соблюдается.

ь По отключению апериодической составляющей

; (5. 19)

; (5. 20)

где I(3) — ток трехфазного короткого замыкания, А;

tм — минимальное время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов выключателя определяем по формуле

tм = tc. min+ tс. в, (5. 21)

где tc. min — минимальное время срабатывания защит, равное 0,01, с;

tс. в-собственное время отключения выключателя, с

tм=0,01+0,05=0,06 с.

, (5. 22)

где Iоткл.  — номинальный ток отключения, кА;

внсм — номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, внсм = f (tм), [4].

Согласно формулам (5. 19) — (5. 22), получаем

А;

А.

Условие соблюдается.

ь По термической стойкости

, (5. 23)

где Iк — ток термической стойкости, кА;

t — время протекания тока термической стойкости, с;

Bк — тепловой импульс, кА2с

(кА2с)

Условие соблюдается, т.к. Bк=22,23 кА2с.

Для ОРУ-220кВ выбираем элегазовые выключатели типа ВГТ-220.

Для остальных РУ выбор аналогичен, его результаты представлены в таблице 5.4.

4. 5 Выбор разъединителей

Основное назначение разъединителя — создавать видимый разрыв и изолировать части системы, электроустановки, отдельные аппараты от смежных частей, находящихся под напряжением, для безопасного ремонта.

Выбор разъединителей производится аналогично выбору выключателей без проверки отключающей способности.

Для РУ-6 кВ выбор разъединителей не производится, так как РУ-6 кВ является закрытым.

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 — Выбор разъединителей

Наименование РУ

Тип аппарата

Тип привода

UномUраб, кВ

Iном Iраб, кВ

iмах iу(3) кА

Iт2t Вк (кА)2 с

РУ-220

(вводы и фидера)

РДЗ-220/1000НУХЛ1

ПДГ-5

220=220

1000> 474

63> 7,70

1875 22,20

РУ-110 (вводы и линии)

РДЗ-110/1000H УХЛ1

ПДГ-5

110=110

1000> 176

63> 7,30

1875 17,40

РУ-35 (вводы)

РДЗ-35. IV/400УХЛ1

ПДГ-9

35=35

400> 273

31,25>

10,46

468,75 16,80

Фидера 35 кВ

РДЗ-35. IV/1000УХЛ1

ПДГ-9

35=35

1000> 700

40>

10,46

768>

417,20

РУ-6

РВР (З) — 10/4000

ППР-3

10> 6

4000>

2676

200>

54,04

540>

448,03

4. 6 Выбор изоляторов

Для РУ-220 кВ применяем гирлянды из четырнадцати изоляторов марки ПС-70, РУ-110 кВ применяем гирлянду из семи изоляторов марки ПС-70, РУ-35 кВ применяем гирлянду из трех изоляторов марки ПС-70.

Произведем выбор опорных изоляторов для РУ-6 кВ. Сила действующая на изолятор при коротком замыкании определяется по формуле, Н

F =, (5. 24)

где i(3)у — ударный ток короткого замыкания, кА;

l — расстояние между опорными изоляторами, м;

а — расстояние между осями фаз, м.

Принимаем опорные изоляторы для внутренней установки типа ИО-10−7,5У3 с разрушающей силой на изгиб Fразр. = 7500 Н и проверяем по условию, Н

F 0,6* Fразр. , (5. 25)

где F — сила, действующая на изолятор при коротком замыкании, Н;

Fразр — разрушающая сила на изгиб, Н

Н;

2056 Н 0,6?7500 Н;

2056 Н < 4500 Н.

Условие соблюдается.

Произведем выбор проходных изоляторов РУ-6 кВ, должны выполнятся следующие условия

IН I рмах, (5. 26)

где Iн — номинальный ток изолятора, А;

Iрmax — максимальный рабочий ток, А.

F Fразр, (5. 27)

где F — сила, действующая на изолятор при коротком замыкании, Н;

Fразр — разрушающая сила на изгиб, Н

, (5. 28)

где i(3)у — ударный ток короткого замыкания, кА;

l — расстояние между опорными изоляторами, м;

а — расстояние между осями фаз, м.

Uн Uраб. , (5. 29)

где Uн — номинальное напряжение изолятора, кВ;

Uраб — рабочее напряжение, кВ.

Для ввода в ЗРУ-6 кВ выбираем изоляторы типа ИП-10/3150−30УХЛ2 и проверяем их по указанным выше условиям (5. 26) — (5. 29):

10 кВ > 6 кВ;

3150 А > 2676 А;

Н;

1028 Н < 30 000 Н.

Условие соблюдается. Результаты расчета по выбору изоляторов сводим в таблицу 5.6.

Таблица 5.6 — Выбор изоляторов

Наименование РУ

Тип изоляторов и их количество в гирлянде

Uном. Uраб. кВ

IН I рмах. , А

F 0,6? Fразр. , Н

F?Fразр, Н

РУ-220 кВ

ПС-70 14 шт.

220=220

-

-

РУ-110 кВ

ПС-70 7 шт.

110=110

-

-

РУ-35 кВ

ПС-70 3 шт.

35=35

-

-

Шины РУ-6 кВ

ИО-10−7,5У3

10> 6

-

3074< 4500

Ввод в РУ-6 кВ

ИП-10/3150−30УХЛ2

10> 6

3150> 676

-

1028<

30 000

Фидера 6 кВ

ИП-10/630−7,5−1УХЛ1

10> 6

630> 439,9

-

1028<

7500

4. 7 Выбор устройств защиты от перенапряжения

Здания и распределительные устройства подстанции защищаются от прямых ударов молнии молниеотводами и от волн перенапряжения, набегающих с линий электропередачи, а так же от коммутационных перенапряжений.

Защита от волн перенапряжения набегающих с воздушным линиям может выполнятся тросовыми молниеотводами, кабельными вставками и разрядниками.

Разрядники выбираются в зависимости от вида защищаемого оборудования. Вид защищаемого оборудования влияет на серию устанавливаемого разрядника в связи с тем, что разные виды оборудования имеют различные виды изоляции.

Для защиты РУ-220 кВ выбираем ограничители перенапряжений типа ОПН-220У1.

Для РУ-110 кВ выбираем ограничители перенапряжений типа ОПН-110У1.

Для РУ-35 кВ выбираем ограничители перенапряжений типа ОПН-35 ХЛ1.

Для РУ-6 кВ выбираем ограничители перенапряжений типа ОПН-6 ХЛ1.

4. 8 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) выбираются:

ь по напряжению электроустановки

Uуст Uном; (5. 30)

ь по току

Iрмах I1 ном; (5. 31)

где I1 ном — номинальный первичный ток трансформатора тока, А.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

ь по конструкции и классу точности.

ь по электродинамической стойкости:

iуд КэдI1 ном; (5. 32)

iуд iдин (5. 33)

где Кэд — кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I1 ном — номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

iуд — ударный ток короткого замыкания по расчёту, кА;

iдин.  — ток электродинамической стойкости, кА;

ь по термической стойкости

ВкТ I1 ном. )2 tТ, (5. 34)

Вк I2ТtТ (5. 35)

где Кт — кратность термической стойкости;

IТ — ток термической стойкости, кА;

tТ — время термической стойкости, сек;

ь по вторичной нагрузке:

Z2 Z2 ном. (5. 36)

где Z2 — вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

Z2 ном — номинальная допустимая нагрузка трансформаторов тока в выбранном классе точности, Ом.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2? r2 вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов, Ом

Z2 = rприб. + rпр. + rк, (5. 37)

Сопротивление приборов определяется по выражению, Ом

rприб. =, (5. 38)

где Sприб.  — мощность, потребляемая приборами, ВА;

I2 — вторичный номинальный ток прибора, А.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов [1]. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Полученное сечение не должно быть менее 4 мм для проводов с алюминиевыми жилами, по условию механической прочности. Провода с сечением более 6 мм обычно не применяются [4]. Зная сопротивление провода можно определить сечение проводов, мм, по формуле

q =, (5. 39)

где сl — удельное сопротивление материала провода, Ом? мм2 /м;

lрасч — расчётная длина провода, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м.

Провода с алюминиевыми жилами имеют р = 0,0283 Ом? мм2/м [4].

Результаты выбора и проверки трансформаторов тока сведены в таблицу (5. 7).

Встроенные трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость не проверяются.

Пример расчета:

В ОРУ-220 кВ для установки принимаются трансформаторы тока типа ТФЗМ-220Б-1ПУ1 со следующими параметрами [4]:

Uн = 220 кВ;

Iн = 300 А;

Iдин. = 25 кА;

IТ = 9,8 кА;

tТ = 3 сек.

Проверка на электродинамическую стойкость

4,54 кА < 25 кА.

Проверка на термическую стойкость

IТ2 tТ = 9,82 3 = 288,1 кА2с;

22,21 кA2c< 288, l кA2c.

Общее сопротивление приборов

rприб= =0,26 Ом.

Допустимое сопротивление проводов

rпр=Z2ном — rпр — rк;

rпр = 1,2 — 0,26 — 0,1 = 0,84 Ом.

Длина соединительных проводов в ОРУ-220 кВ — 150 м. Расчётное сечение провода

q = мм2.

К установке принят контрольный кабель марки АКРВГ сечением 6 мм2 Сопротивление проводов при выбранном сечении

rпр = Ом.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Z2 = 0,7 + 0,26 + 0,1 — 1,06 Ом.

4. 9 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) проверяют по условиям [1,3]:

ь по напряжению установки

UустUном. (5. 40)

ь по конструкции и схеме соединения обмоток;

Конструкция и схема соединения обмоток должны соответствовать назначению трансформатора, которые могут быть одно- или трёхфазными.

ь по классу точности;

ь по вторичной нагрузке

S Sном (5. 41)

где S — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА;

Sном — номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА.

Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда

S = =, (5. 42)

где Рпр — сумма активной нагрузки приборов, Вт;

Qnp — сумма реактивной нагрузки приборов, Вар.

Для счётчиков активной и реактивной нагрузки cos ц =0,38, sin ц = 0,93. Для остальных приборов cosц =1, [3].

Вторичную нагрузку трансформаторов напряжения составляют приборы контроля и измерения, а также реле напряжения, входящие в комплекты защит.

В ОРУ-220 кВ подстанции «Биробиджан» установлены однофазные трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ, которые состоят из двух блоков, установленных один над другим, то есть имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки высокого напряжения с изоляцией на Uф/4.

В ОРУ-110 кВ установлены однофазные трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ, которые состоят из двух блоков, установленных один над другим, то есть имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки высокого напряжения с изоляцией на Uф/4.

В ОРУ-35 кВ установлены однофазные трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35.

В ЗРУ-6 кВ установлены трёхфазные трансформаторы напряжения типа НТМИ-6.

Полная мощность, подключенная к ТН-220 кВ

S = = 130,4 ВА

Таблица 5. 11 — Вторичная нагрузка ТН-110 кВ

Наименование

прибора

Тип прибора

Количество

приборов

Мощность, ВА

cosц

sinц

О6щая мощность

одной катушки

количество

катушек

Рпр,

Вт

Qпр,

Вар

Счётчик активной энергии

САЗУ-

И670М

4

4,0

2

0,38

0,93

12,16

29,76

Счётчик

реактивной энергии

СРЗУ-

И673М

4

7,5

3

0,38

0,93

34,20

83,70

Вольтметр

Э378

2

2,0

1

1,00

0,00

4,00

-

Ваттметр

Д335

2

1,5

2

1,00

0,00

6,00

-

Варметр

Д 335

2

1,5

2

1,00

0,00

6,00

-

Реле напряжения

РН-54

2

1,0

1

1,00

0,00

2,00

-

Итого

64,36

113,46

Полная мощность, подключенная к ТН-110 кВ

S = = 130,4 ВА

Вторичная нагрузка ТН-35 кВ

Наименование прибора

Тип прибора

Количество

приборов

Мощность, ВА

cosц

sinц

О6щая мощность

одной катушки

кол-во катушек

Рпр,

Вт

Qпр,

Вар

Счётчик активной энергии

САЗУ-

И670М

4

4,0

20

0,38

0,93

12,16

29,76

Счётчик реактивной энергии

СРЗУ-

И673М

4

7,5

3

0,38

0,93

34,20

3,70

Вольтметр

Э378

2

2,0

1

1,00

0,00

4,00

-

Ваттметр

Д335

2

1,5

2

1,00

0,00

6,00

-

Варметр

Д 335

2

1,5

2

1,00

0,00

6,00

-

Итого

62,36

113,46

Полная мощность, подключенная к ТН-35 кВ.

S = = 129,4 ВА

Вторичная нагрузка ТН-6 кВ

Наименование

прибора

Тип

прибора

Количество

приборов

Мощность, ВА

cosц

sinц

О6щая мощность

одной

катушки

кол-во

катушек

Рпр,

Вт

Qпр,

Вар

Счётчик

активной энергии

САЗУ-

И670М

9

4

2

0,38

0,93

27,36

66,96

Счётчик

реактивной

энергии

СРЗУ-

И673М

9

7,5

3

0,38

0,93

76,95

188,32

Вольтметр

Э378

2

2,0

1

1,00

0,00

4,00

-

Ваттметр

Д335

2

1,5

2

1,00

0,00

6,00

-

Варметр

Д 335

2

1,5

2

1,00

0,00

6,00

-

Итого

120,3000 1

255,28

Полная мощность, подключенная к ТН-6 кВ

S= = 282,2 ВА

Трансформаторы напряжения, установленные на подстанции «Биробиджан»

Наименование присоединения

Тип трансформатора напряжения

UнUуст кВ

S2HS2PACЧ. ВА

ОРУ-220 кВ

НКФ-220−58

220=220

400,0

130,4

ОРУ-110 кВ

НКФ-110−58

220=220

400,0

130,4

ОРУ-35 кВ

ЗНОМ-35

35=35

250,0

129,4

ЗРУ-6 кВ

НТМИ-6−66

6=6

500,0

282,2

6. Выбор аккумуляторной батареи и трансформатора собственных нужд

6. 1 Выбор аккумуляторной батареи

На подстанциях в качестве источника оперативного постоянного тока используются, как правило, свинцово-кислотные аккумуляторные батареи (АБ).

Напряжение Uш на шинах АБ принимаем равным 258 В при первичном напряжении 110 кВ и выше номинальном напряжении 220 В потребителей СН. Напряжение подзаряда Uподз принимается для аккумуляторов типа СК равным 2,15 В.

Потребители постоянного тока приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Потребители постоянного тока

Потребители постоянного тока

Нагрузка на батарею, А

Длительная

Кратковременная

Устройство автоматики

3100/220 = 14,5

-

Аварийное освещение

3600/220 = 16,4

-

Привод выключателя

-

50,0

Итого

30,9

50,0

Ток длительного разряда в аварийном режиме, А

Iдл. разр. = Iпост. + Iвр. (6. 1)

где Iпост.  — ток постоянной нагрузки рабочего режима, А;

Iвр — ток временной нагрузки, А.

Согласно таблице 6. 1, Iпост. =14,5 А, Iвр. = 16,4 А.

Следовательно, по формуле (6. 1)

Iдл. разр. = 30,9 А.

Ток кратковременного разряда в аварийном режиме, А

Iкр. разр. = Iдл. разр. + Iвк.л. (6. 2)

где Iвк.л.  — ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, А.

Iкр. разр = 30,9 + 50 = 128,9 А.

Необходимую емкость аккумуляторной батареи определяем по формуле (6. 3), Ач

Qрасч. = Iдл. разр. tав. , (6. 3)

где tав.  — длительность разряда при аварии, равное 2 часа, [1]

Qрасч. = 30,92 = 61,8 Ач.

Номер батареи по требуемой емкости

N расч. =, (6. 4)

где QN=1 — емкость аккумулятора типа СК-1, равное 22 Ач

N расч. =.

Номер батареи по току кратковременного разряда

N расч. кр. =, (6. 5)

где 46 — кратковременно допускаемый ток аккумулятора СК-1, А

N расч. кр. = А.

Принимаем N = 3, и окончательно принимаем СК — 3.

Полное число последовательно включенных элементов батареи

n = (6. 6)

где Uш. в.  — напряжение на шинах выключателя, равное 258 В;

Uп.з.  — напряжение аккумуляторного элемента при подзарядке, равное 2,15 В

n = шт.

Определяем расчетную мощность подзарядного агрегата, Вт

Ррасч. ЗПУ = Uзар(Iзар + Iпост. ), (6. 7)

где Uзар — напряжение заряда, В;

Iзар — зарядный ток батареи, А.

Uзар= n 2,15+(2?3), (6. 8)

По формуле (5. 8), находим напряжение заряда, В

Uзар=120*2,15+2=260 В.

Зарядный ток батареи, А

Iзар = 3. 75N, (6. 9)

Iзар = 3. 75*3=11,25 (А).

Согласно формуле (6. 7) определяем мощность зарядно-подзарядного агрегата

Ррасч. ЗПУ =260 (11,25+14,5) = 6695 Вт.

В качестве зарядно-подзарядного выбираем два выпрямительных агрегата типа ВАЗП-380/260−40/40. Характеристики ВАЗП-380/260−40/40:

Номинальное напряжение — 260 В;

Напряжение питающей сети — 380 В;

Выпрямительный ток — 40 А;

Потребляемая мощность — 10,4 кВт

6. 2 Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН)

Требуемую мощность для питания собственных нужд переменного тока определяем суммированием присоединенной мощности всех потребителей.

Для каждого потребителя параметры определяются по формулам:

Ррасч. = РуКс, (6. 10)

Км = cos ц, (6. 11)

Qрасч. = Ррасч. tg ц. (6. 12)

Расчетная мощность собственных нужд определяем по формуле

Sс.н. рас. = (6. 13)

Расчетная мощность трансформатора собственных нужд вычисляется по формуле

Sтсн. рас. = 0,8?0,9Sс.н. рас (6. 14)

Результаты расчета сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 — Расчет мощности потребителей собственных нужд

Наименование потребителей

Установленная мощность Ру, кВт

Коэффициент спроса Кс

Коэффициент мощности

Км

Расчетная активная мощность потребителей Ррасч., кВт

Расчетная реактивная мощность потребителей

Qрасч., кВар

Рабочее освещение

21,0

0,7

1,0

14,7

0,0

Аварийное освещение

16,4

1,0

1,0

16,4

0,0

Моторные нагрузки

23,0

0,6

0,8

13,8

10,3

Печь отопления и калорифер

90,0

0,7

1,0

63,0

0,0

Цепи управления, РЗА и сигнализация

1,7

1,0

1,0

1,7

0,0

ВАЗП

10,4

1,0

1,0

10,4

0,0

Итого

162,5

120,0

10,3

Мощность собственных нужд, кВА

Sс.н. = = 120,44 кВА.

Расчетная мощность ТСН

кВА.

Выбираем двухобмоточный трехфазный трансформатор внутренней установки типа ТМ-160/10У1 со следующими характеристиками:

Номинальная мощность, Sн — 160 кВА;

Номинальное напряжение, Uвн.  — 10 кВ;

Номинальное низкое напряжение, Uнн.  — 0,4 кВ;

Потери холостого хода, ДРх.х.  — 0,56 кВт;

Потери короткого замыкания, ДРк.з.  — 2,65кВт;

Ток холостого хода, Iх.х.  — 2,4%;

Напряжение короткого замыкания, Uк — 4,5%.

К установке принимаем два трансформатора (один в работе, другой в резерве), подключенные к шинам 6 кВ.

6. 3 Выбор кабеля

Выбор и методику расчета произведем по [3, 4].

Рассчитаем максимальный рабочий ток вторичной обмотки ТСН по которому будем выбирать кабель, А

, (6. 15)

где SТСН — номинальная мощность ТСН, кВА;

Кпер — коэффициент перегрузки, равный 1,3;

Uн — номинальное напряжение шин собственных нужд, кВ

А.

Согласно [4], выбираем четырехжильный кабель с медными жилами сечением 185 мм2. Длительно допустимый ток такого кабеля Iдоп = 340 А.

Кабель соответствует условию

Iдоп? Iрmax, (6. 16)

340А> 300,2А.

Для данного кабеля согласно [4,]:

R0 = 0,099 Ом/км;

Х0= 0,073 Ом/км.

7. Проектирование распределительных устройств

Распределительные устройства подстанции выполняются в соответствии с требованиями строительных, противопожарных, ведомственных норм и ПУЭ. К основным требованиям следует отнести высокую надежность работы оборудования, безопасность обслуживания и экономичность.

7. 1 Открытые распределительные устройства

Конструктивные элементы ОРУ изготавливаются с использованием железобетонных конструкций. Минимальное расстояние от токоведущих частей до заземленных конструкций, а так же между оборудованием соответствуют требованиям ПУЭ. ОРУ компонуют из отдельных ячеек в которых устанавливается оборудование присоединений. Под силовыми трансформаторами с количеством масла более 1000 кг выполняются бетонированные маслоприемники с дренажными приемниками на полный объем масла.

Компоновка оборудования проектируемой подстанции выполняется в соответствии с требованиями ЕСКД, ПУЭ и рекомендациями типовых проектных разработок.

7. 2 Закрытые распределительные устройства

Элементы закрытых распределительных устройств размещаются в здании подстанции, которое сооружается из унифицированных железобетонных конструкций или прокатных панелей.

Отопление помещений — электрическое, за исключением помещения аккумуляторной батареи, где применяем водяное отопление.

8. Расчет заземляющего устройства, определение напряжения прикосновения и расчет молниезащиты здания и открытой части подстанции

8. 1 Расчет заземляющего устройства

Предварительно принимаем следующие выражения расчетных величин.

Длина горизонтальных величин, м

Lг = (22 25), (8. 1)

где S — площадь заземляющего контура, м2, принимается по заданию, S = 36 948,2 м2

Lг = 25 = 4805 м.

Число вертикальных заземлителей (электродов), шт.

nВ = (0.3 0. 35); (8. 2)

nВ = 0,35 = 67,2 шт.

Длина вертикального заземлителя, м

lВ 2h, (8. 3)

lВ 2*2,2 = 4,4 м.

Принимаем lВ = 5 м.

Расстояния между вертикальными электродами, м

а 2lВ, (8. 4)

а 2*5 = 10 м.

Принимаем, а = 12 м.

Общая длина вертикальных заземлителей, м

LВ = nВlВ, (8. 5)

LВ = 67,2*5 = 403 м.

Сопротивление заземляющего контура, Ом

RЗ = +; (8. 6)

э = () 2; (8. 7)

А = 0,444−0,84, при 0< < 0,1; (8. 8)

= = 0,041;

0< 0,041 < 0,1;

А = 0,335−0,25, при 0,1< < 0,5; (8. 9)

б = 0,19 (1+ lg), при 0,1 1; (8. 10)

= = 3,333;

б = 0,43+0,27lg + 0,4, при 1 10. (8. 11)

По формуле (8. 8) находим

А = 0,444−0,84 = 0,3916.

Так как 1 3,333 10, то по формуле (8. 11)

б = 0,43+0,27lg + 0,4 = 0,536.

Находим эквивалентное сопротивление грунта по формуле (8. 7)

э = ()0,53690 = 106,01 Ом.

Находим сопротивление заземляющего контура

RЗ = 0,3916 + = 0,473 Ом

Проверим по допустимому сопротивлению, Ом

RЗ [RЗ] (8. 12)

где [RЗ] - допустимое сопротивление, Ом, равняется 0,5 Ом

0,473 < 0,5 Ом.

Определение напряжения прикосновения

Напряжение прикосновения определяется по формуле, В

Uпр = Iк(1)RЗКпр, (8. 13)

где Кпр — коэффициент прикосновения

Кпр =()0,45, (8. 14)

где в — коэффициент, характеризующий условия контакта с землей, Ом;

М = 0,7

в =, (8. 15)

где Rл — сопротивление человека, равное 1000 Ом;

Rс — сопротивление растекания со ступней, Ом.

Rс = 1,51; (8. 16)

Rс = 1,5*300 = 450 Ом;

в = = 0,69 Ом;

Кпр = ()0,45 = 0,155.

Определим ток однофазного замыкания на землю, кА

Iкз(1) = 0,55Iкз(3), (8. 17)

Iкз(1) = 0,55*2,8 = 1,54 кА.

Определим напряжения прикосновения для РУ-220 кВ

Uпр = 1540 * 0,473 * 0,155 = 112 В.

Допустимое значение напряжения прикосновения для РУ-220 кВ при времени протекания тока однофазного короткого замыкания равного 0,2 с составляет 400 В.

[Uпр] Uпр; (8. 18)

400 В 112 В.

Условие соблюдается.

8. 2 Расчет молниезащиты здания и открытой части подстанции

Молниезащита подстанции осуществляется ограничителями перенапряжений, которые были выбраны ранее, и стержневыми молниеотводами. Молниеотводы защищают оборудование ОРУ и здания подстанции от прямых ударов молнии. Молниеотводы устанавливаются на конструкциях и порталах ОРУ-220, 110, 35 кВ, а также используются для установки молниеотводов прожекторные и радиомачты.

Молниеотводы имеют типовую высоту, которая принимается по типовым проектам Западного отделения АО «Энергосетьпроект». Высота молниеотводов в ОРУ-220 кВ равна 30 м, в ОРУ-110 кВ — 19 м.

Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода, на расчетной высоте определяется по формуле, м

rх = 1,5 (h —), (8. 19)

где h — высота молниеотвода, м;

hx — расчетная высота, м.

Наименьшая ширина зоны защиты 2bx, определяется для двух молниеотводов одной высоты, м

2bx = 4rх, (8. 20)

где hа — разность между высотой молниеотвода и расчетной высотой, м;

а — расстояние между двумя молниеотводами, м.

Для двух молниеотводов разной высоты наименьшая ширина зоны защиты, м

2bx = 2rс, (8. 21)

где rс — радиус зоны защиты на высоте hс, м.

Величины rс и hс определяются по формулам, м:

rс =; (8. 22)

hс =; (8. 23)

Зона защиты нескольких молниеотводов определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.

Пример расчета, согласно формулам (8. 19) — (8. 23).

Рассчитываем зону защиты молниеотводов Ml и М2 на высоте 17 м, 11 и 8 м. Высота молниеотводов 30 м.

Радиус зоны защиты каждого молниеотвода:

на высоте 17 м

rх = 1,5 (30 -) = 18 м;

на высоте 11 м

rх = 1,5 (30 -) = 27 м;

на высоте 8 м

rх = 1,5 (30 -) = 33 м.

Определяем наименьшую ширину зоны защиты молниеотвода:

на высоте 17 м

2bx = = 28 м;

на высоте 11 м

2bx = = 45 м;

на высоте 8 м

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой