Ишимбайский нефтяной колледж
Дата выдачи задания «….»……………… 200……………… г.УТВЕРЖДАЮ:
Дата окончания проекта «….» 200…… г. Зам.директора по учебной работе
«…..»……….г.
Задание
на дипломный проект
Студент Титов Михаил Васильевич
Отделение дневное группа ЭП-03
Специальность 140613 «Техническая эксплуатация, обслуживание и ремонтэлектрического и электромеханического оборудования»
Тема: Проект ТП 35/10 кВ «Город» ИРЭС ООО«БашРЭС-Стерлитамак» для электроснабжения потребителей г.Стерлитамак сразработкой защитного заземления.
Исходные данные: I2=119 А; I6 =107 А; I7=90 А; I8=110 А; I11=88 А; I12= 97 А; I13=95 А; I16=98,8 А.
Председатель ПЦК электротехнических дисциплин……….…/Л.П. Мохова/
Руководитель проекта……………………………………………………..……./Г.А.Кочергина/
Консультант по экономической части………………….….…../Г.Я. Ишбаева/
Старший консультант…………………………………..……../Е.Ю. Вахрушина/
Дипломник………………………………………………………/М.В. Титов/
Содержание проекта
ВВЕДЕНИЕ
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая характеристика объекта и применяемого электрооборудования
1.2 Технические характеристики силового трансформатора
2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Расчет электрических нагрузок
2.2 Расчет и выбор компенсирующего устройства
2.3 Выбор числа и мощности главныхтрансформаторов
2.4 Технико-экономическое обоснование выбранного трансформатора
2.5 Исследование оценки непроизводительных потерьэлектроэнергии в недогруженных трансформаторах
2.6 Расчет токов короткого замыкания
2.7 Расчет и выбор питающей линии
2.8 Расчет и выбор распределительных сетей
2.9 Выбор высоковольтного электрооборудования спроверкой на устойчивость к токам короткого замыкания
2.10 Релейная защита
2.11 Автоматика электроснабжения
2.12 Учет и экономия электроэнергии
2.13 Молниезащита
2.14 Расчет заземляющих устройств
2.15 Спецификация на электрооборудование и материалы
3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
3.1 Техника безопасности при эксплуатацииэлектрооборудования и электросетей
3.2 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электросетей
3.3 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электросетей
3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности
4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
4.1 Современные экологические проблемы в энергетике
4.2 Охрана окружающей среды на объекте
5 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ
5.1 Организация монтажа электрооборудования иэлектросетей
5.2 Организация ремонта электрооборудования и электросетей
5.3 Организация обслуживания электрооборудования иэлектросетей
6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Расчет трудоемкости ремонтных работ
6.2 Расчет годового фонда заработной платы
6.3 Расчет потребности материальных ресурсов и запасных
частей на ремонт
6.4 Составление плановой калькуляции на ремонт
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ
ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Лист А Схема электроснабжения ТП
Лист Б План и разрез ТП
Лист В Схема защитного заземления
Лист Г Схема молниезащиты
РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Расчет электрических нагрузок
Первым этапомпроектирования системы электроснабжения является определение электрическихнагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяютэлектрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии.От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на системуэлектроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.
При проектированиисистемы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии(отдельный приемник электроэнергии, группа приемников, цех) рассматривают вкачестве нагрузок. Различают следующие виды нагрузок: активную мощность,реактивную мощность, полную мощность и ток.
В практикепроектирования систем электроснабжения применяют различные методы определенияэлектрических нагрузок: метод коэффициента спроса, статический метод, методупорядоченных диаграмм и др. В дипломном проекте для определения электрическихнагрузок используется метод коэффициента разностновременностимаксимумов нагрузки.
Определяемактивную мощность для каждого фидера Р, кВт, по формуле
/>, (2.1)
где U — напряжение, кВ;
I — длительный ток, А;
сos φ — коэффициентмощности.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Определяеммаксимальную активную мощность />, кВт, по формуле
/>, (2.2)
где /> — активнаямощность одного фидера, кВт.
/>/>
Определяемреактивную мощность Q, квар, для каждого фидерапо формуле
/> (2.3)
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Определяеммаксимальную реактивную мощность />, квар, по формуле
/> (2.4)
/>/>
Определяемполную максимальную мощность />, кВА, по формуле
/>, (2.5)
где /> — коэффициентразновременности максимумов нагрузки,
/>=0,85-1;
Рmax — максимальная активная мощность,кВт;
Qmax — максимальная реактивная мощность, квар.
/>
2.2 Расчет и выбор компенсирующего устройства
В цепи переменного тока, имеющей чисто активнуюнагрузку, ток совпадает по фазе с приложенным напряжением. Если в цепь включеныэлектроприемники, обладающие активным и индуктивным сопротивлением (АД,сварочные и силовые трансформаторы), то ток будет отставать от напряжения нанекоторый угол φ, называемый углом сдвига фаз (Рисунок 2.1). Косинус этогоугла называется коэффициентом мощности.
/>
Рисунок 2.1 — Векторные диаграммы
Из рисунка 2.1 видно, что с увеличением активнойсоставляющей тока Iа и при неизменной величине реактивной составляющей Iр,угол φ будет снижаться, следовательно, значение cosφбудет увеличиваться. Наоборот, при неизменной величине Iа с увеличением реактивной составляющей тока Iр, угол φ будетувеличиваться, а значение cosφ будет снижаться.
Генераторы переменного тока и трансформаторыхарактеризуются номинальной мощностью Sном. Электроприемники характеризуются номинальнойактивной мощностью Pном и cosφ. Полная мощность источника согласно векторнойдиаграмме
/> (2.6)
Если нагрузка источника только активная, т.е.φ=0, а cosφ=1, то S=P и наибольшая активная мощность электроприемников может быть равна номинальноймощности источника. Если cosφ=0,8, то P=0,8Sном.Таким образом, величина cosφ характеризует степень использования мощностиисточника. Чем выше cosφ электроприемников, тем лучше используютсягенераторы электростанций и их первичные двигатели; наоборот, чем ниже cosφ, тем хуже используются электрооборудование подстанцийи электростанций и всех других элементов электроснабжения.
Компенсация реактивной мощности, или повышение cosφ электроустановок, имеет большое народно-хозяйственноезначение и является частью общей проблемы КПД работы систем электроснабжения иулучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.
Повышение cosφ, или уменьшениепотребления реактивной мощности элементами системы электроснабжения, снижаетпотери активной мощности и повышает напряжение; кроме того, увеличиваетсяпропускная способность элементов электроснабжения.
Величина cosφ задаетсяэнергоснабжающей организацией и находится в пределах cosφэ=0,92-0,95.
Дляповышения коэффициента мощности потребителей электроэнергии проводятследующие мероприятия, которые не требуют применения специальных компенсирующихустройств:
а) Упорядочениевсего технологического процесса, что приводит к улучшению энергетическогорежима оборудования, а следовательно, и к повышению коэффициента мощности;
б) Переключениестаторных обмоток асинхронных двигателей с треугольника на звезду, если ихнагрузка составляет менее 40%;
в) Устранениережима работы асинхронных двигателей без нагрузки (холостого хода) путемустановки ограничителей холостого хода;
г) Заменамалозагруженных двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточноймощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии вдвигателе и энергосистеме;
д) Заменаасинхронных двигателей синхронными двигателями той же мощности, где этовозможно по технико-экономическим соображениям;
е)Повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных.
В качестве компенсирующего устройства в дипломномпроекте применяется комплектная конденсаторная установка напряжением 10 кВ,что обусловлено ее следующими преимуществами:
а) Небольшиепотери активной энергии в конденсаторах;
б) Простотамонтажа и эксплуатации;
в) Возможностьлегкого изменения мощности комплектной конденсаторной установки в результатеувеличения или уменьшения числа конденсаторов в фазе;
г) Возможностьлегкой замены поврежденного конденсатора.
Недостатки комплектной конденсаторной установки:
а) Конденсаторынеустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при коротких замыканиях;
б) Привключении конденсаторной установки возникают большие пусковые токи до 10Iном;
в) Послеотключения конденсаторной установки от сети на ее шинах остается заряд, которыйможет быть опасен для обслуживающего персонала;
г) Конденсаторывесьма чувствительны к повышению напряжения (повышение напряжения допускаетсяне более, чем на 10% от номинального);
д) Послепробоя диэлектрика конденсаторы довольно трудно ремонтировать, чаще всего ихприходится заменять новыми.
Определяем />
/> (2.7)
/>
Экономически выгодный cosφэ принимаем равным 0,95. Следовательно, />=0,32
Находим мощность Qк, квар, компенсирующегоустройства
/>, (2.8)
где tgφmax — коэффициентмощности до компенсации;
tgφэ — экономически выгодный коэффициент мощности.
/>
Предполагаем установить две комплектныеконденсаторные установки типа УКЛ-6/10-750 номинальной мощностью 750 квар[6, стр.134, табл. 3.6].
Проверяем соответствие полученного коэффициента мощностизаданному
/>, (2.9)
где />-максимальная нагрузка с учетом компенсации, кВА;
Qкн — номинальная мощность компенсирующего устройства,
квар.
/>
/> (2.10)
/>
Так как коэффициент мощности соответствует заданному,то устанавливаем две комплектные конденсаторные установки типаУКЛ-6/10-750 номинальной мощностью 750 квар.
2.3 Выбор числа и мощности главных трансформаторов
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов наподстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рациональногопостроения систем электроснабжения. Как правило, трансформаторов на подстанцияхдолжно быть не менее двух. Наиболее экономичны однотрансформаторные подстанции,которые при наличии централизованного (складского) резерваили связей по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питаниепотребителей второй и третьей категорий.
При проектировании систем электроснабжения установкаоднотрансформаторных подстанций рекомендуется при полном резервировании электроприемниковпервой и второй категорий по сетям низкого напряжения и дляпитания электроприемников третьей категории, когда по условиям подъездныхдорог, а также по мощности и массе возможна замена поврежденного трансформаторав течение не более двух суток и при наличии централизованного резерва.
Двухтрансформаторные подстанции применяются призначительном числе потребителей первой и второй категорий, при сосредоточенных нагрузках наданном участке с высокой удельной плотностью, а также если имеютсяэлектроприемники особой группы.
Наивыгоднейшая (экономическая) загрузкатрансформаторов зависит от категории электроприемников, от числатрансформаторов и способов резервирования:
— при первойкатегории потребителей устанавливаются два трансформатора с коэффициентомзагрузки Кз=0,7 с расчетом на то, что при выходе из строя одного изтрансформаторов, второй будет загружен на 140%; трансформаторы снабжаются АВР;
— при второйкатегории потребителей устанавливается один или два трансформатора с Кз=0,7-0,8;в этом случае предусмотрено ручное переключение резерва;
— при третьейкатегории потребителей устанавливается один трансформатор с Кз=0,9-0,95;здесь предусматривается складской резерв.
Так как нагрузки преимущественноотносятся к первойкатегории электроснабжения, то выбираем два трансформатора с установкой АВР. Коэффициент загрузки принимаем равным Кз=0,7.
Рассчитываем мощность S, кВА, необходимую для выбора трансформатора:
/>, (2.11)
где n — количество установленныхтрансформаторов;
Кз — коэффициент загрузкитрансформатора.
/>
Предполагаем к установке ТМН-4000/35 с Sном=4000 кВА[8, с.138, табл. 3.5]
Проверяем выбранный трансформатор по коэффициентузагрузки
/>, (2.12)
где Sном.т — номинальная мощность трансформатора, кВА.
/>
Коэффициент загрузки трансформаторовотличается от нормативного, но так как в схеме снабжения предусмотренорезервное питание от данных трансформаторов, то коэффициент загрузки привключенных резервных фидерах N5 и N11 составит:
/>,
что соответствует норме.
Проверяем выбранный трансформатор на возможность работы в послеаварийном режиме.
Так как нагрузки первой категориисоставляют 80%, то проверяем по следующему условию
/> (2.13)
/>
/> — условие выполняется.
Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем два трансформатора типа ТМН-4000/35.
2.4 Технико-экономическое обоснование выбранного трансформатора
Числотрансформаторов, устанавливаемых на ГПП, часто принимаетсяравным двум. Обычно в начальный период эксплуатации устанавливают одинтрансформатор, а затем второй. В дальнейшем при росте нагрузки установленныетрансформаторы заменяют более мощными, для чего при проектированиипредусматриваются фундаменты под трансформаторы, следующие по шкале мощностей,установленной ГОСТ. Для ГПП промышленных предприятий восновном используют трансформаторы с номинальной мощностью 10, 16, 25, 40, 63МВА. Однако в ряде случаев может быть целесообразной установка сразутрансформаторов большей мощности.
Длярешения этого вопроса выполняется технико-экономическое сравнение вариантов. Одновременно с выбором номинальной мощности трансформаторов следуетпредусматривать экономичные режимы их работы, которые характеризуются минимумомпотерь мощности в трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки.При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самихтрансформаторах, но и потери реактивной мощности,возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторовэлектростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потреблениятрансформаторами реактивной мощности.
Принимаемк рассмотрению два варианта: два трансформатора типа ТМ-4000/35 и два трансформатора типа ТМН-4000/35. Технические данные трансформаторовприведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 — Технические данные трансформаторовТип
Sном, кВА
Рх, кВт
Рк, кВт
Uк ,%
Ix, % ТМ-4000/35 4000 5,6 33,5 7,5 0,9 ТМН-4000/35 4000 5,3 33,5 7,5 0,9
Определяемреактивную мощность холостого ходатрансформатора />,квар, по формуле
/>, (2.14)
где Sном.т — номинальная мощность трансформатора, кВА;
Ix — ток холостого хода трансформатора, %.
/>
/>
Определяемреактивную мощность короткого замыкания, потребляемую трансформатором приноминальной нагрузке />, квар, по формуле
/>, (2.15)
где Uк — напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
/>
/>
Определяемприведённые потери холостого хода />, кВт,трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе, исоздаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости отреактивной мощности, потребляемой трансформатором
/>, (2.16)
где /> — потери мощностихолостого хода трансформатора,
кВт;
Ки, п — коэффициент изменения потерь, принимается равным
0,02 кВт/квар длятрансформаторов, присоединяемых непо-
средственно к шинамподстанции.
/>
/>
Определяем приведённые потери короткого замыкания />, кВт по формуле
/>, (2.17)
где /> — потери мощности короткогозамыкания трансформа-
тора,кВт.
/>
/>
Определяем потери в трансформаторах />, кВт, по формуле
/> (2.18)
/>
/>
Определяем приведенные потери в трансформаторах />, кВт, по формуле
/> (2.19)
/>
/>
Определяем время наибольших потерь Тп, ч,по формуле
/>, (2.20)
где Тmax.н — время использования максимума нагрузки предпри-
ятием в году, ч/год; Тmax.н =4008ч/год.
/>
Определяем годовые потери электроэнергии />, кВт-ч, которые длятрехфазного двухобмоточного трансформатора составляют
/>, (2.21)
где N — число трансформаторов;
Тг — число часов работытрансформаторов в течение года.
/>/>
/>/>
Количество передаваемой энергии за год Эгод, кВт-ч
/> (2.22)
/>
Годовые потери электроэнергии />, %, определяем по формуле
/> (2.23)
/>
/>
Технико-экономические показатели и результаты расчетазанесем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 — Технико-экономические показатели ирезультаты расчетов для сравниваемых вариантовТип
/>,
кВт
/>,
кВт
/>,
кВт
/>,
кВт
/>,
кВт
/>,
кВт
/>,
квар
/>,
квар
/>,
% ТМ-4000/35 5,6 33,5 6,32 39,5 18,5 21,5 36 300 1,15 ТМН-4000/35 5,3 33,5 6,02 39,5 18,2 21,2 36 300 1,11
Исходя изтехнико-экономической целесообразности, к установке следует применять дватрансформатора типа ТМН-4000/35.
2.5 Исследование оценки непроизводительных потерьэлектроэнергии в недогруженных трансформаторах
Исследованиеоценки непроизводительных потерь электроэнергии внедогруженных трансформаторах предназначено для приближенной оценки расчетнымспособом экономии электроэнергии (в натуральном и стоимостном выражении) призамене недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности вусловиях минимального объема информации о характереэлектропотребления.
Определяемрасчетную мощность трансформатора Sм, МВ·А, заменяющего недогруженный,по формуле
/>, (2.24)
где /> — максимальная активнаямощность, МВА;
Кз.max — максимальный коэффициент загрузки;
/>
, />, кВт-ч по формуле
/>, (2.25)
где Тп — полное число часов включения трансформаторов,ч;
Траб — годовое время работы трансформатора с нагрузкой,
ч;
/> — потерихолостого хода в недогруженном трансфор-
маторе, кВт;
/> — потерихолостого хода в заменяющем трансформа-
торе меньшеймощности, кВт;
/> — потерикороткого замыкания в недогруженном
трансформаторе, кВт;
/> — потерикороткого замыкания в заменяющем транс-
форматоре меньшеймощности, кВт;
Sн.р — номинальная мощность недогруженного трансформа-
тора,МВ·А;
Sн.м — номинальная мощность заменяющего трансформатора
меньшей мощности, МВ·А;
Эг — годовой расход активной энергии, определяемый по
счётчику,установленному на подстанции, тыс. кВт-ч;
Эг =2604тыс. кВт-ч.
/>/>
Определяемстоимость неоправданных потерь электроэнергии в трансформаторах за год А, руб, по формуле
/>, (2.26)
где Сср — среднегодовая стоимость (тариф) электроэнергии, руб/кВт-ч; Сср =1,25 руб/кВт-ч;
n- число трансформаторов.
/>
По результатам расчёта видно, что применение недогруженного трансформатора типа ТМН-4000/35 экономически нецелесообразно.
2.6 Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием называют всякое случайное илипреднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединениеразличных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи вветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый токпродолжительного режима.
Причинами коротких замыканий могут быть: механическиеповреждения изоляции — проколы и разрушение кабелей приземляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий;старение, т.е. износ изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрическихсвойств изоляции; увлажнение изоляции; различные набросы на провода воздушныхлиний; перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений. Короткоезамыкание может возникнуть при неправильных оперативных переключениях,например, при отключении нагруженной линии разъединителем, когда возникающаядуга перекрывает изоляцию между фазами.
В системе трехфазного переменного тока могуттрехфазные, двухфазные и однофазные короткие замыкания. Чаще всего возникаютоднофазные короткие замыкания (60-92% общего числа коротких замыканий).
Последствиями коротких замыканий являются резкоеувеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельныхточках системы, что приводит к полному или частичному разрушению аппаратов,машин и других устройств; к значительным механическим воздействиям на токоведущиечасти и изоляторы, на обмотки электрических машин; к пожару в элементахэлектроснабжения из-за повышенного нагрева токоведущих частей и изоляции; кнарушению нормального режима работы механизмов из-за снижения напряжения.
Для предотвращения короткого замыкания и уменьшения ихпоследствий необходимо: устранить причины, вызывающие короткое замыкание,уменьшить время действия защиты, действующей при коротком замыкании; применитьбыстродействующие выключатели; применить АРН для быстрого восстановлениянапряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыканияи по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничениятоков короткого замыкания.
Ограничение токов короткого замыкания может бытьдостигнуто путем соответствующего построения схемы электроснабжения:
— повышение напряжения сетей приводит куменьшению рабочих токов и токов короткого замыкания;
— секционирование сетей исключает параллельнуюработу источников и линий, а следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;
— раздельная работа трансформаторов на шинахвторичного напряжения ГПП, РП, ТП увеличивает сопротивление короткозамкнутойцепи, следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;
— применение реакторов, включаемыхпоследовательно в цепь при мощности трансформатора более 25МВА;
— применение трансформаторов с расщепленнойобмоткой начиная с мощности трансформатора 25МВА.
Расчет токов короткого замыкания будем вести вотносительных единицах.
По схеме электрических присоединений составляемрасчетную схему и схему замещения:
/>
Рисунок 2.2 — Расчетная схема
/>
Рисунок 2.3 — Схема замещения
Задаемся базисной мощностью Sб =10 МВА
Определяем сопротивления всех элементов схемы.
Сопротивление воздушной линии />
/>, (2.27)
где Х0-индуктивное сопротивлениеодного километра воздуш-
ной линии, Ом/км;
l — длина воздушной линии, км;
Sб — базисная мощность, МВА;
Uб — базисное напряжение, кВ.
Определяем сопротивление первой воздушнойлинии:
/>
Определяем сопротивление второй линии:
/>
Сопротивление трансформатора /> находится по формуле
/>, (2.28)
где Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Uкз — напряжение короткого замыкания, %.
/>
Определяем токи короткого замыкания в точках К1 и К2
Точка К1
/>, (2.29)
где Iбк1 — базисный ток точки К1, кА;
/> — сопротивление в точке К1 .
/> (2.30)
/>
/> (2.31)
/>
/>
Точка К2
/>
/>
/> (2.32)
/>
/>
/>
Определяем ударные токи в заданных точках
Точка К1
/>, (2.33)
где /> — ударный коэффициент, равный 1,8.
/>
Точка К2
/>
/>
Определяем мощность короткого замыкания в точках К1 иК2
Точка К1
/> (2.34)
/>
Точка К2
/>
/>
2.7 Расчет и выбор питающей линии
Подстанция «Бурлы» получает питание от двух воздушныхлиний напряжением 35 кВ. Линии выполнены из сталеалюминевых проводов, которыеимеют большую механическую прочность, чем обычные провода. Сердечник такихпроводов выполняется из одной или несколько свитых стальных оцинкованныхпроволок. Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя,или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводностьстального сердечника мала, и поэтому не учитывается. Сталеалюминевые проводаизготавливают следующих марок:
— АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали5,5-6;
— АСО (облегченной конструкции), имеющие отношениестали и алюминия 7,5-8;
— АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение алюминияи стали около 4,5.
В данном дипломном проекте применяются провода маркиАС.
Площадь сечения проводов питающих линий сначала определяется по условиям экономической выгоды — плотности тока(экономический расчет), а затем проверяется по нагреву, потере напряжения, потепловой устойчивости действию токов короткого замыкания, на отсутствие короны (электрический расчет).
Определяем номинальныйток Iном, А, настороне 35 кВ по формуле
/>, (2.35)
где Sном.т — номинальная мощность трансформатора,кВА;
Uном — номинальное напряжение, кВ.
/>
Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк, мм2, по формуле
/>, (2.36)
где jэк — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока для данногослучая jэк=1 А/мм2[6, с.85, таб. 2.26]
/>
Из условия S>Sэквыбираем провод АС-70 [8, с.428,таб.7.35].
Проводим проверку выбранного сечения провода понагреву током нормального режима
/>, (2.37)
где kпопр — поправочный коэффициент; для воздушной линии
kпопр=1
/>
Iдоп=265 А для данного сечения провода, т.е 265А>66,06 А, что удовлетворяетусловию проверки.
Проводим проверку по нагреву током послеаварийного режима с учетом пропускной способности по условию
Кпер·Iдоп ≥ 2Iдл, (2.38)
где Кпер — коэффициент перегрузки, Кпер=1,3-1,35 для ВЛЭП.
/>
/>,
что удовлетворяет условию проверки
Проверка на отсутствие короны.
Наибольшая напряженность поля Е0, кВ/см, у поверхности провода, соответствующаяпоявлению общей короны, определяется поформуле
/> (2.39)
где m — коэффициентнегладкости многопроволочных проводов
линии,равный 0,82;
R0 — радиус проводов, см;
d — относительная плотность воздуха, d=1,04-1,05.
/>
Согласно ПУЭ Emax=28 кВ/см. Чтобыпровод не коронировал, необходимо: Emax ≥ E0.
Таким образом, 28 кВ/см > 25,08 кВ/см, т.е. провод коронировать не будет.
Проверка проводов на потерю напряжения, которая в ВЛЭП допускается до 10%.
Потеря напряжения />,В, определяется поформуле
/>, (2.40)
где l — длина воздушной линии, км;
R0 — активноесопротивление воздушной линии, Ом/км;
X0 — индуктивноесопротивление воздушной линии, Ом/км.
Сопротивления линии R0=0,428 Ом/км, X0=0,432 Ом/км [8, с. 432, таб. 7.38]
Потеря напряжения для первой ВЛ с длиной 10 км
/>
Выразим потерю в процентах
/> (2.41)
/>,
что допустимо.
Потеря напряжения для второй ВЛ с длиной 25 км по(2.39)
/>
Выразим потерю в процентах по (2.40)
/>,
что допустимо.
Проверка на устойчивость токам КЗ
/>, (2.42)
где Iк — величина тока КЗ в данной точке, А;
tпр — приведенноевремя, с;
С — коэффициент, соответствующий разности выделенной
теплоты в проводнике после и до короткого замыкания.
Коэффициент С для алюминиевых проводов С=90 [8, с.18,таб.1.15].
/>
В случае, когда выполняется условие Smin
В нашем случае 31,67 мм2
Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем провод марки АС-70.
2.8 Расчет и выбор распределительных сетей
Распределительные сети напряжением 10 кВ на подстанциивыполнены следующим образом: имеется две секции шин, от которых запитываютсякомплектные распределительные устройства. От комплектных распределительныхустройств передача электроэнергии к потребителям осуществляется кабелем.
Выбираем шины
Определяем ток на стороне 10 кВ по (2.34)
/>
/>
Предполагаем к установке шины алюминиевые 25x3 с допустимым током 265А [8,с.395, таб.7.3].
Определяем силу F, кГ, действующую на среднюю фазу, при протеканиипо ней ударного тока КЗ
/>, (2.43)
где />-ударный ток, кА;
l — расстояние между изоляторами в пролёте, см;
а — расстояниемежду токоведущими частями,см;
/>
Определяем момент сопротивления шин W, см3, при укладке их плашмя
/>, (2.44)
где b — толщина шин, см;
h — ширина шин, см.
/>
Определяем изгибающий момент /> действующийна шину
/> (2.45)
/>
Определяем расчетное напряжение /> в металле шин
/> (2.46)
/>
Сравниваем расчетное напряжение с допустимым
/>, (2.47)
где />-допустимое напряжение; для алюминиевых шин
/>=700кГ/см 2.
3600 кГ/см2/>700 кГ/см 2
Следовательно, шины динамически не устойчивы.
Учитывая, что />=700кГ/см 2, найдем момент сопротивления шин
/>
/>
Выбираем шины алюминиевые 50x6 мм2 сдопустимым током 740А, так как их момент сопротивления равен
/>
/>
Тогда напряжение в металле шин будет не превышатьдопустимого
/>
/>
/>
480кГ/см 2
Выбираем кабели для каждого фидера
Фидер №1
Ток фидера составляет Iном=45,43 А
Экономическая плотность тока для данногослучая jэк=1,2А/мм2 [6, с.85, таб. 2.26]
Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк, мм2, по формуле (2.35)
/>
/>
Из условия S>Sэквыбираем кабель ААБ-10-3х50 [8,с.401, таб.7.10] с допустимым током Iдоп=140А.
Проводим проверку выбранного сечения кабеля понагреву током нормального режима
допустимая наибольшая температура для данного видакабеля tдоп=60 оС
/>, (2.48)
где tо — начальная температура прокладки кабеля, />;
tдоп — допустимая температура нагрева для данного вида
кабеля, />;в нашем случае tдоп=60 оС;
Iдоп — допустимый ток для данного вида кабеля, А.
/>
Температура нагрева кабеля токами нормального режимане превышает допустимой.
Проверка кабеля на потерю напряжения (в КЛЭП допускается до 5%) по (2.39). Так как в кабельных линиях активноесопротивление больше реактивного, то последним можно пренебречь.
Сопротивление линии R0=0,62 Ом/км [8, с. 421, таб. 7.28]
/>
/>
Выразим потерю в процентах по (2.40)
/>
/>,
что допустимо.
Проверка на устойчивость токам КЗ по (2.41)
Коэффициент С для кабелей с алюминиевыми жилами 10кВ С=70[8, с.18, таб.1.15]
/>
/>
В случае, когда выполняется условие Smin
В нашем случае 14,9 мм2
Таким образом, выбираем кабель ААБ-10-3х50
Выбор кабелей для остальных фидеров проводиманалогично и результаты расчетов заносим в таблицу 2.3
Таблица 2.3 — Результаты расчетов и выбора кабелейНомер фидера Марка кабеля Длина кабеля, км Потеря напряжения, %
Температура нагрева tнагр ,0С Проверка на устойчивость токам КЗ 1 ААБ-10-3х50 4,2 1,9 19,74 Устойчив 2 ААБ-10-3х50 3,8 1,6 19,09 Устойчив 7 ААБ-10-3х35 1,5 0,89 20,5 Устойчив 10 ААБ-10-3х35 3,2 1,6 19,09 Устойчив 14 ААБ-10-3х35 4,8 3 21,1 Устойчив 15 ААБ-10-3х25 1,3 0,81 20 Устойчив
2.9 Выбор высоковольтного электрооборудованияс проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания
Настороне 35 кВ трансформаторной подстанции «Бурлы»установлено следующее оборудование: силовойвыключатель, трансформаторы токаи напряжения, разъединители.
На стороне 10 кВ подстанции установлены: силовые выключатели, трансформаторы тока и напряжения.Оборудование 10кВ размещено в ячейках КРУН.
Все высоковольтное оборудование выбирается всоответствии с вычислительными максимальными расчетными величинами (токами,напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и режима короткогозамыкания.
Выбираем оборудование на 35кВ
Выбираем разъединитель
Таблица 2.4 — Табличные и расчетные данныедля выбора разъединителяРАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=35кВ
Uном=35кВ
/>
Iном=1000А
/>
/>
/>=19,43кА
/>=63кА
Выбираем разъединитель РНДЗ-2-35/1000 [8,с.260, таб.260].
Выбираем выключатель
Таблица 2.5 — Табличные и расчетные данные для выборавыключателяРАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=35кВ
Uном=35кВ
/>
Iном=630А
/>
/>
/>=19,43кА
/>=35кА
Iк=7,62кА
Iоткл=12,5кА
/>
/>
Выбираем выключатель ВБГЭ-35-12,5/630 [9].
Выбираем трансформатор напряжения
Выясним, какие приборы подключаются на первичноенапряжение силового трансформатора 35/10кВ: на первичной стороне подключаются счетчикиактивной и реактивной энергии [6,с.321, таб.9.1].
Потребляемая мощность счетчика активной энергииSпр=8ВА, реактивной энергии — Sпр=12 ВА.
Так как ко вторичной стороне трансформатора напряженияподключаются счетчики, товыбираем класс точности 0,5.
Выбираем трансформатор напряжения по условию
/>
/>
Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-35-66 [8, с.326, таб.5.13].
Выбираем трансформатор тока
Таблица 2.6 — Табличные и расчетные данныедля выбора трансформатора токаРАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=35кВ
Uном=35кВ
/>
Iном=100А
/>
/>
/>=19,43кА
/>=21кА
Выбираем трансформатор тока типа ТВ-35-100/5 [8, с.310, таб.5.10].
Выбираем оборудование на 10кВ
Выбираем ячейку КРУН
Таблица 2.7 — Табличные и расчетные данные для выбораячейки КРУНРАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=10кВ
Uном=10кВ
/>
Iном=630А
/>
/>
/>=11,91кА
/>=20кА
Iк=4,67кА
Iоткл=12,5кА
/>
/>
Выбираем ячейку К59[9]
Выбираем выключатель
Таблица 2.8 — Табличные и расчетные данные для выборавыключателяРАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=10кВ
Uном=10кВ
/>
Iном=800А
/>
/>
/>=11,91кА
/>=20кА
Iк=4,67кА
Iоткл=20кА
/>
/>
Выбираем выключатель ВВ/ТЕL-10-20/800 [9].
Достоинством выключателя ВВ/ТЕLявляется:
— простаяконструкция привода и высокая надёжность в работе;
— большойкоммутационный и механический ресурсы;
— малыегабариты;
— возможностьработы в любом пространственном положении;
— удобствоустановки во все типы КРУ и КСО;
— малоепотребление тока при включении и отключении (10 и 1,5 А);
— возможностьуправления по цепям постоянного и переменного оперативного тока;
— защищенностьосновных узлов от дуговых и механических воздействий;
— низкаятрудоёмкость производства;
— умереннаяцена.
Выбираем трансформатор тока
Таблица 2.9 — Табличные и расчетные данныедля выбора трансформатора токаРАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ
Uном=10кВ
Uном=10кВ
/>
Iном=300А
/>
/>
/>=21,6кА
/>=100кА
Выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-300/5 [8,с.294, таб.5.9]
Выбираем трансформатор напряжения
Выясним, какие приборы подключаются на вторичноенапряжение силового трансформатора 35/10кВ: на вторичной стороне подключаются счетчикиактивной и реактивной энергии. [4, с.321, таб.9.1]
Потребляемая мощность счетчика активной энергииSпр=8ВА, реактивной энергии — Sпр=12 ВА.
Так как ко вторичной стороне трансформатора напряженияподключаются счетчики, то выбираем класс точности 0,5.
Выбираем трансформатор напряжения по условию
/>
/>
Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10 [8,с.326, таб.5.13].
Выбираем изоляторы
/>
/>
Выбираем изолятор по условию
/>
/>
/>
Выбираем изоляторы типа ОНШ-10-5 [8, с.282,таб.5.7].
Для защиты от перенапряжений применяем ограничителиперенапряжений типа ОПН-35 на высокой стороне и ОПН-10 на низкой стороне.
2.10Релейная защита
В сетях электроснабжения для защиты линий, трансформаторов, двигателей,преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая являетсяосновным видом электрической автоматики.
Релейной защитой называют специальные защитныеустройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные дляотключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ или автоматическимвыключателем в установках напряжением до 1 кВ повреждённого элемента системыэлектроснабжения, если данное повреждение представляет собой непосредственнуюопасность для этой системы, или воздействующие на сигнализацию, если опасностьотсутствует.
К релейной защите применяют следующие основныетребования:
а)избирательность (селективность) действия, то есть способность релейной защитыотключать только повреждённый участок электрической цепи;
б)быстродействие, то есть способность защиты отключать повреждённый участокэлектрической цепи за наименьшее возможное время; в случае необходимостиускорения действия защиты допускается её неизбирательная работа с последующимдействием АПВ и АВР;
в)надёжность действия, то есть правильная и безотказная работа релейной защитыпри всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечиваетсяприменением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшимколичеством реле, цепей и контактов;
г)чувствительность, то есть способность защиты отключать участки электрическойцепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случаенеобходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смежныхучастках.
При проектировании релейной защиты учитывают наиболеевероятные повреждения и режимы работы элементов системы электроснабжения.
В данном дипломном проекте рассмотрена релейная защита силового трансформатора.Силовой трансформатор имеет следующие виды защит:
— дифференциальная защита с действием наотключение ввода 35 кВ и ввода 10 кВ;
— двухступенчатая газовая защитатрансформатора (I ступень с действием на сигнал; II ступень с действием на отключениетрансформатора);
— максимально-токовая защита с действиемна отключение ввода 35 кВ;
— максимально-токовая защита с действием наотключение ввода 35 кВ.
Принимаем для защиты трансформатора оттоков короткого замыкания МТЗ на стороне низшего и высшего напряжения и газовуюзащиту от внутренних повреждений. Дополнительной защитой является дифференциальнаязащита.
Номинальный ток на стороне ВН Iном=66,06А, на стороне НН Iном=231,2А.На стороне ВН установлен трансформатор тока ТВ-35-100/5 />, на стороне НН — ТОЛ-10-300/5 />. Трансформаторытока соединены в неполную звезду />.
Принимаем для МТЗ реле типа РТ-40/20 иреле времени типа ЭВ-122 с уставками 0,25-3,5 с.
Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.защ, А, по формуле
/>, (2.49)
где kнад — коэффициент надёжности; kнад =1,1-1,25;
kс — коэффициентсхемы, определяемый схемой соединения
трансформаторов тока; kс =1;
kв — коэффициент возврата; kв =0,8-0,85;
kт.т — коэффициент трансформации; kт.т =60.
/>
Принимаем для уставки реле РТ-40/20 токсрабатывания 5-10А при последовательном соединении катушек.
Определяем коэффициент чувствительностизащиты /> при двухфазном КЗ на сторонеНН трансформатора
/>, (2.50)
где /> -ток короткого замыкания после трансформатора, А;
/>-ток срабатывания реле РТ-40/20, А;
/>, что выше допустимого />
Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.р, А, устанавливаемой со стороны питания трансформатора, поформуле
/> (2.51)
/>
Определяем коэффициент чувствительности МТЗпри двухфазном КЗ по формуле
/>, (2.52)
где /> -ток короткого замыкания до трансформатора, А.
/>, что выше допустимого />
При указанных в расчете токах срабатыванияи чувствительности МТЗ при коротких замыканиях будет отключать одновременнотрансформатор на сторонах высокого и низкого напряжения.
Для защиты от внутренних поврежденийустанавливаем газовое реле типа BF/80Q с действием на отключение при внутренних повреждениях.
2.11Автоматика электроснабжения
Устройства автоматизации (АПВ, АВР, АЧР и др.)осуществляют автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия внормальном и аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечитьдлительное нормальное функционирование СЭС, в кратчайший срок ликвидироватьаварию, обеспечить высокую надёжность электроснабжения промышленныхпотребителей и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, обнаруживатьповреждённые участки с наименьшими затратами труда, повысить качествоэлектроэнергии и экономичность работы электроустановок.
Благодаря устройствам автоматизации стало возможнымприменение подстанций с упрощёнными схемами коммутации.
Наподстанциях нашли наибольшее распространение следующие устройства автоматизации:АВР — автоматическое включение резерва, АПВ — автоматическое повторноевключение, АЧР — автоматическая частотная разгрузка, АРТ — автоматическаяразгрузка по току.
Подстанции работают, как правило, по схеме содносторонним электроснабжением потребителей. Такой режим позволяет снизитьтоки короткого замыкания сети, применять более дешёвую коммутационнуюаппаратуру, сократить или полностью исключить обслуживающий персоналподстанций. Однако раздельная работа по сравнению с их параллельной работойобеспечивает меньшую надёжность электроснабжения, что и вызывает необходимостьустановки устройств автоматики (АУ).
В сетях электроснабжения с раздельным питанием потребителей первойкатегории от двух подстанций широко применяются устройства АВР, которыеповышают надёжность электроснабжения и сокращают время простоя электрооборудования.
Поназначению устройства АВР разделяются на АВР линий, трансформаторов, электродвигателей,секционных выключателей на подстанциях. Все устройства АВР должны удовлетворятьследующим основным требованиям: время действия должно быть минимальновозможным; все выключатели, оборудованные АВР, должны иметь постоянный контрольисправности цепи включения; действие АВР должно быть однократным, чтобы недопускать дополнительных включений на не устранившиеся короткое замыкание; действиеАВР должно быть обязательным при любой причине исчезновения напряжения на шинахподстанций, исключая отключение цепей с целью проведения ремонтов, осмотров ит. п.
В данном дипломном проекте автоматическоеуправление схемой осуществляется с помощью автоматического включения резервасекционного выключателя. Устройство АВР-10 кВ работает следующим образом: при исчезновениинапряжения на одной из секций шин 10 кВ и наличии на другой, схема АВР-10 кВотключает обесточенный ввод 10 кВ и включает секционный выключатель 10 кВ.
2.12Учет и экономия электроэнергии
Расчетным учетом электроэнергии называется учетвыработанной, а так же отпущенной потребителям электроэнергии для денежногорасчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называетсярасчетными счетчиками.
Техническим учетом электроэнергии называется учет дляконтроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий,зданий, квартир и т.д… Счетчики устанавливаются для технического учета,называются контрольными счетчиками.
При определении активной энергии, необходимо учитыватьэнергию: выработанную генераторами электростанций; потребленной на собственныенужды электростанций и подстанций; выданную электростанциями в распределительныесети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую к оплате.
Кроме того, необходимо контролировать соблюдениепотребителями заданных им режимов потребленияи баланса электроэнергии и проведения хозрасчета.
Расчетные счетчики активной электроэнергии наподстанции энергосистемы должны устанавливаться:
— длякаждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;
— длямежсистемных линий электропередачи- по два счетчика со сторонами,учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;
— натрансформаторах собственных нужд;
— длялиний хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселоки т.д.), присоединенных к шинам собственных нужд.
Расчетные счетчики активной электронергиина подстанциях потребителей должны устанавливаться:
— навводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию;
— настороне ВН трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанциейэнергосистемы;
— награнице раздела основного потребителя исубабонента.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечиватьвозможность определения количества реактивной электроэнергии, полученнойпотребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в томслучае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдениязаданного режима работы компенсирующих устройств.
Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:
— на техэлементах схемы, на которых установлены счетчики активной энергии дляпотребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешеннойреактивной мощности;
— наприсоединениях источников реактивной мощности потребителей, еслипо ним производится расчет за электроэнергию выданную энергосистеме.
Основными источниками экономии электроэнергииявляются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достиженийнауки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования;внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода электроэнергии.
На подстанции «Бурлы» 35/10 кВ установлены счетчики электроэнергиитипа «Меркурий 230 ART2-00». Счетчики расположены в релейном отсеке ячеекКРУ 10 кВ и подключены через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.
Эти счетчики предназначены для измерения и учетаактивной и реактивной энергии в трёх- или четырёхпроводных цепях переменноготока, номинальной частоты 50 Гц. Класс точности счетчиков 0,5. Значение электроэнергиииндицируется на жидкокристаллическом индикаторе, находящемся на передней панелисчетчика. Обмен информацией со счетчиком происходит через интерфейс связи «САN»или модем «GSM». Счетчик может эксплуатироваться автономно или вавтоматизированной системе сбора данных о потребляемой электроэнергии.
/>
Рисунок 2.4 — Схема подключения счетчика к трехфазнойтрехпроводной сети с помощью трех трансформаторов напряжения и двухтрансформаторов тока
/>
Рисунок 2.5 — Схема подключения счетчика к трехфазнойтрехпроводной сети с помощью двух трансформаторов напряжения и двухтрансформаторов тока
2.13Молниезащита
На изоляцию электрооборудования действуют перенапряженияот грозовых разрядов, которые являются внешними перенапряжениями. В электрическомотношении удар молнией можно считать источником тока, так как он представляетсобой электрический разряд между облаком и землёй или между облаками. В облакахнакапливается мощные разряды восходящих воздушных потоков и интенсивнойконденсации в них водяных паров. По мере концентрации зарядов увеличиваетсянапряжённость электрического поля, и когда она достигает критического значения(20-25 кВ/см) в зависимости от высоты облака над землёй происходит грозовойразряд.
Молния может разрядиться через сопротивлениеэлектроустановки или ударить вблизи защищаемого объекта. В этом случаевозникает индуцированное перенапряжение, от которого также должна бытьпредусмотрена защита. В частности на воздушных линиях 35 кВ, выполняемых спомощью железобетонных и металлических опор, в районах с частыми и сильнымигрозами должны предусматриваться молниезащитные тросы и разрядники.
Открытые токопроводы 6-10 кВ также должны бытьзащищены от прямых ударов молнии с помощью отдельно стоящих молниеотводов на расстояниине менее 5 м от токопровода или с помощью тросов, подвешенных на отдельныхопорах токопроводов. Заземление молниеприёмных устройств выполняетсяобособленными заземлителями, не имеющими соединения с заземляющими контурамиопор токопровода. На шинах подстанции, к которым подключены токопроводы,устанавливаются вентильные разрядники.
Молниеотвод состоит из четырёх конструктивныхэлементов: молниеприёмника, несущей конструкции; токопровода; заземлителя.Молниеприёмник непосредственно воспринимает прямой удар молнии, который по токопроводууходит на землю. Заземлитель служит для снижения потенциала элементовмолниеотвода. Несущая конструкция может быть выполнина в виде деревянной,металлической или железобетонной опоры. По типу приёмников токопроводы бываютстержневые и тросовые, представляющие собой горизонтально подвешенные провода,соединенные токопроводом с заземлителями.
Тросовые молниеотводы применяют для защиты токопроводови гибких связей ОРУ подстанции, а также для защиты воздушных линий длиной 1-3км на подходе к подстанции.
Здания электростанций и подстанций относятся кобъектам первой категории по устройству молниезащиты. Для объектов первойкатегории защитная зона относится к типу А.
Габариты подстанции: длина А=35 м, ширина В=30 м,высота h=4,5 м. Принимаем исполнение защиты двумя отдельностоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой 20 м,расстояние между молниеотводами L=32 м.
По формулам для двойного стержневого молниеотводаопределяем параметры молниезащиты.
Определяем высоту вершины конуса h0, м, стержневого молниеотвода
/>, (2.53)
где h — полная высота стержневого молниеотвода, м.
/>
Определяем высоту средней части hc, м, двойного стержневого молниеотвода
/>, (2.54)
где L — расстояние между двумя стержневыми молниеотводами.
/>
Находим радиус защиты на высоте защищаемого сооружения rх, м,
/>, (2.55)
где hх — высотазащищаемого сооружения, м.
/>
Рассчитываем радиус защиты на уровне земли r0, м,
/> (2.56)
/>
Определяем радиус средней части зоны двойногостержневого молниеотвода на высоте защищаемого объекта rсх, м,
/> (2.57)
/>
Радиус средней части зоны двойного стержневогомолниеотвода на уровне земли в данном случае равен rс =r0=21,2 м.
Определяем высоту стержневого молниеприемника hм, м,
/> (2.58)
/>
Находим активную высоту молниеотвода hа, м,
/> (2.59)
/>
Рассчитываем угол защиты />,град, (между вертикалью и образующей)
/> (2.60)
/>
В масштабе изображаем зону защиты (Рисунок 2.6)
/>
Рисунок 2.6 — Зона защиты двойного стержневогомолниеотвода
Определяем габаритные размеры защищаемого объекта взоне молниезащиты.
Ширина В=30 м, высота h=4,5 м.
Находим угол />,град,
/> (2.61)
/>
Определяем максимально возможную длину объекта Аmax, м, при которой он находится в зоне молниезащиты
/> (2.62)
/>
Таким образом, А
Изображаем в масштабе подстанцию в зоне молниезащиты(Рисунок 2.7).
/>
Рисунок 2.7 — Зона защиты двойногостержневого молниеотвода и защищаемый объект
Следовательно, в данном дипломном проекте применяемдля молниезащиты два стержневых молниеотвода высотой 20 м.
2.14 Расчёт заземляющих устройств
Заземление — преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством.
Защитное заземление — заземление частейэлектроустановки с целью обеспечения электробезопасности.
Заземляющее устройство — совокупность заземлителя изаземляющих проводников.
Заземлителемназывают металлический проводникили группу проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Различают естественные и искусственные заземлители.
Естественные заземлители — различные конструкции и устройства, которые по своимсвойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопроводные и другиеметаллические трубопроводы (кроме трубопроводов горючих или взрывчатых жидкостейи газов, а также трубопроводов, покрытых изоляцией от коррозии), металлическиеи железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие надежное соединение сземлей.
Под искусственными заземлителями понимаютзакладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные дляустройства заземлений. В качестве искусственных заземлителей применяют: длявертикального погружения в землю стальные стержни диаметром 12-16 мм, угловуюсталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы (некондиционные) с толщинойстенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки — стальные полосы толщинойне менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6мм.
Заземляющие проводники служат для присоединения частейэлектроустановки с заземлителем.
В зависимости от расположения заземлителейотносительно заземляющего электрического оборудования различают выносное иконтурное заземление.
При выносном заземлители размещают встороне от заземляющего оборудования и в этом случае корпуса оборудованиянаходятся вне зоне растекания токов в землю.
При контурном (применяется обычно в ОРУ)заземлители располагают вокруг заземляющего оборудования, вблизи от него.
В зависимости от напряжения, на которое рассчитываетсязаземление и вида присоединения нейтрали сопротивление заземляющего устройстваможет быть:
а) не более 4 Ом в электроустановках напряжением до 1000В с изолированной нейтралью;
б) не более 2; 4; 8 Ом в электроустановках напряжением, равным660; 380; 220 В с глухозаземлённой нейтралью;
в) не более 0,5 Ом в электроустановках напряжением выше 1000В с глухозаземлённой нейтралью;
г) в электроустановках напряжением выше 1000 В сизолированной нейтралью сопротивление Rз, Ом, должно удовлетворять условию:
/>, (2.63)
где Uз =250 В,если заземляющее устройство используется
только для установок напряжением выше 1000 В;
Uз =125 В,если заземляющее устройство одновременно ис-
пользуется и для установок напряжением до 1000 В;
Iз — расчетный ток замыкания на землю, А.
Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя.
В качестве заземлителя выбираем в дипломном проекте прутковые электроды. Выбираемгрунт — глина.
Коэффициент повышения сопротивления для глины /> [6, с.260, таб.7.3].
Рассчитываем удельное сопротивление грунта />, Ом-м,
/>, (2.64)
где /> — измеренное значение удельного сопротивления грун-
та, Ом-м; для глины /> [6, с.257];
/> — коэффициент повышения удельного сопротивления; для
глины /> [6, с.260, таб.7.3].
/>
Находим сопротивление одиночного заземлиеля R0, Ом,
/> (2.65)
/>
Определяем ток однофазного короткого замыкания наземлю Iз, А,
/> (2.66)
где U — номинальное напряжение, кВ;
lв — протяженность воздушных линий, км;
lк — протяженность воздушных линий, км..
/>
Определяем сопротивление заземляющего устройства Rз, Ом,при условии, что оно является общим для напряжений 35кВ, 10кВи 0,4кВ по (2.63)
/>
/>
Выбираем Rз=4Ом согласно ПУЭ для напряжения 0,4кВ.
Находим число n, шт, электродов
/>, (2.67)
где /> — коэффициент экранирования; />[4, с.257,таб.7,1]
/>
Таким образом, заземляющее устройство состоит из пятипрутковых электродов.
2.15 Спецификация на электрооборудование и материалы
Таблица 2.11- Спецификация на электрооборудование и материалыНомер обор Наименование Тип Кол-во 1 Силовой трансформатор ТМН 4000/35 2 2 Трансформатор тока 35 кВ ТВ-35-100/5 4 3 Разъединитель 35 кВ РНДЗ-2-35/1000 4 4 Трансформатор напряжения 35 кВ НОМ-35-66 2 5 Вакуумный выключатель 35 кВ ВБГЭ-35-12,5/630 2 6 ОПН 35кВ ОПН-35 2 7 Провод воздушный АС-70, l=10+25 км 1 8 Вакуумный выключатель 10 кВ ВВ/ТЕL-10-20/800 11 9 Трансформатор тока 10 кВ ТОЛ-10 11 10 Трансформатор напряжения 10 кВ НАМИ-10 2 11 Кабель силовой ААБ-10-3х50, l=4,2км 6 12 Шины алюминиевые 50х6, l=15 м 2 13 Изоляторы ОНШ-10-5 30 14 Конденсаторная установка УКЛ-6/10-750 2 15 Предохранитель 10кВ ПКТН — 10 4 16 ОПН 10 кВ ОПН-10 4
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Н.А. Афанасьев,М.А. Юсипов. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйствпромышленных предприятий. М., Энергоатомиздат, 1989.
2 К.И. Дорошев.Комплектные распределительные устройства 6-35 кВ. М., Энергоиздат, 1982.
3 А.Ф. Зюзин, Н.З.Поконов, М.В. Антонов. Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудованияпромышленных предприятий и установок. М., Высшая школа, 1986.
4 Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова. Электроснабжениепромышленных предприятий и установок. М., Энергоатомиздат, 1989.
5 Е.А. Конюхова.Электроснабжение объектов. М., Высшая школа, 2001.
6 Б.Ю. Липкин.Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М., Высшая школа, 1990.
7 Б.Г. Меньшов.Электрооборудование нефтяной промышленности. М., Недра, 1990.
8 Б.Н. Неклепаев.Электрическая часть электростанций и подстанций. М., Энергоатомиздат, 1989.
9 Прайс-листызаводов-изготовителей.
10 А.А. Фёдоров.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию, том1. М.,Энергоатомиздат, 1986.
11 А.А. Фёдоров, Л.Е.Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования поэлектроснабжению промышленных предприятий. М., Энергоатомиздат, 1986.