Проектирование главной понизительной подстанции

List_1.2.dwg

Трансформатор напряжения
Порядковый номер шкафа
Конденсаторная батарея
Секционный выключатель
Тип измерительного трансформатора
Конденсаторная батарея КС2-1

list_2.2.dwg

Ограничитель перенапряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор силовой
Маслоприемный колодец
Несгораемая перегородка
Вход в кабельный канал
Внутреннее ограждение

33_33_33.docx

Министерство образования и науки Российской Федерации
федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»
Факультет Энергетический
наименование кафедры
Курсовой проект защищен с оценкой
(подпись) (и.о.фамилия)
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГЛАВНОЙ
ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
Пояснительная записка
по дисциплине Электрические станции и подстанции
наименование дисциплины
обозначение документа
Объем данного курсового проекта составляет 40 листов пояснительной записки и 2 листа графической части. Пояснительная записка содержит 11 таблиц 11 рисунков 6 источников литературы.
Ключевые слова: главная понизительная подстанция мощность номинальное напряжение подстанция оборудование токи короткого замыкания трансформатор компенсирующее устройство трансформатор тока трансформатор напряжения.
Курсовой проект содержит 6 разделов. Основными разделами являются: выбор мощности силового трансформатора расчет токов короткого замыкания выбор оборудования ГПП расчет заземляющих устройств расчет молниезащиты.
Данный курсовой проект является учебным.
Задание и исходные данные4
Выбор мощности силового трансформатора6
Расчёт токов короткого замыкания14
Выбор оборудования ГПП19
1 Выбор оборудования на стороне 110 кВ19
1.1 Выбор выключателей19
1.2 Выбор разъединителей20
1.3 Выбор ограничителей перенапряжения21
1.4 Выбор гибких шин22
1.5 Выбор трансформаторов тока22
1.6 Выбор трансформаторов напряжения24
2 Выбор оборудования на стороне 10 кВ25
2.1 Выбор выключателей25
2.2 Выбор трансформатора собственных нужд27
2.4 Выбор опорных изоляторов30
2.5 Выбор компенсирующих устройств31
2.6 Выбор трансформаторов тока32
2.7 Выбор трансформаторов напряжения33
Расчет заземляющих устройств34
1 Расчет сопротивления фундамента трансформатора34
2 Расчет сопротивления сваи или жб стойки35
3 Расчет суммарного сопротивления естественных заземлителей 36
4 Расчет потенциал-выравнивающей сетки36
Расчет молниезащиты38
Список использованных источников40
Задание и исходные данные для проектирования
Необходимо спроектировать двухтрансформаторную понижающую подстанцию (ГПП).
При выполнении проекта необходимо выбрать соответствующее оборудование на стороне высшего и низшего напряжения выбрать тип кабеля питающего высоковольтный двигатель или цеховую трансформаторную подстанцию. Выбрать тип и место установки нелинейных ограничителей перенапряжения (ОПН) спроектировать и рассчитать систему молниезащиты подстанции и контура заземления.
Еслиcosφна шинах подстанции меньше 092 необходимо рассчитать и выбрать компенсирующие устройства доведя cosφ до значения большим или равным 092.
Определить величину нагрузки потребителей собственных нужд подстанции и выбрать тип и мощность трансформатора СН а так же вид оперативного тока и его источник.
Выбрать приборы учета и измерения электрической энергии и места их установки.
Всё выбранное электрооборудование проверить на термическую и динамическую устойчивости.
Исходные данные приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Исходные данные для проектирования
Категория потребителей %
Рисунок 1.1- Схема двухтрансформаторной подстанции питающейся от двух ВЛЭП включенной в рассечку
Рисунок 1.2 - Суточный график электрической нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума
Выбор типа и мощности силового трансформатора
1 Определение присоединённой мощности SН3
По заданной мощности PНЗ=630 кВт выбираем асинхронный двигатель АОД-630-8ДУ1 с параметрами =0945.
Зная параметры двигателя определим присоединенную мощность:
где - коэффициент мощности двигателя – к.п.д. двигателя.
Рассчитаем номинальный ток нагрузки:
2 Определение суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП
3 Определение ориентировочной мощности главного трансформатора
Экономически целесообразный интервал для технико-экономических расчетов лежит между стандартными мощностями 4 МВА и 63 МВА.
4 Построение годового графика электрических нагрузок по продолжительности
Рисунок 2.1 – График нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума
4.1 Масштабирование исходного суточного графика электрических нагрузок
Принимаем тогда по ступеням зимнего графика
По ступеням зимнего графика:
Для летнего графика:
По ступеням летнего графика:
4.2 Составление расчётной таблицы
Для составления годового графика нагрузки по продолжительности составим расчётную таблицу 2.1
Таблица 2.1 - Расчетные данные
4.3 Построение годового графика электрических нагрузок по продолжительности
Рисунок 2.2 – График нагрузок по продолжительности
5 Определение числа часов использования максимума нагрузки
По результатам расчетов строится график по продолжительности (рисунок 2.2).
Для данных используемых в нашем расчете для полученного графика
6Определение времени максимальных потерь
7 Определение коэффициента
Сэкстоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии.
Из номограмм при для трансформаторов 11010 кВ для II зоны Алтайского края мощность трансформатора выбирается по условию нагрева.
8 Выбор мощности трансформатора из номограмм
Принимается мощность трансформатора ближайшая стандартная в сторону увеличения:
- тип трансформатора ТМН-630011011.
9 Проверка выбранного трансформатора по перегрузочной способности
Для определения перегрузочной способности выбранного трансформатора исходный суточный график зимнего максимума электрической нагрузки преобразуем в двухступенчатый прямоугольный.
а) на исходном графике проведём линию номинальной мощности трансформатора;
Рисунок 2.3 – Суточный график электрической нагрузки для зимнего максимума
б) на пересечении линии номинальной мощности трансформатора с исходным графиком выделим участок наибольшей перегрузки продолжительностью h'=6 ч;
в) для оставшейся части исходного графика (под линией номинальной мощности трансформатора) рассчитаем коэффициент начальной нагрузки К1:
г) для участков перегрузки (над линией номинальной мощности трансформатора) рассчитаем предварительный коэффициент аварийной нагрузки K'2:
д) рассчитаем коэффициент максимальной перегрузки исходного графика Кmax:
е) сравним полученное значение K'2 с Кmax:
Так как K'2=125709Кmax=1265 значит коэффициент аварийной нагрузки К2=09Кmax и h=h'.
Таким образом для двухступенчатого прямоугольного графика итоговые значения K1=0657; K2=1265; h=6 часов.
В соответствии с ГОСТ 14209-85 допустимый коэффициент аварийной нагрузки K2доп=15 при h=6 часов. Так как K2доп> K2 то трансформатор можетсистематически перегружаться по данному графику нагрузки.
Из этого неравенства следует что трансформатор S=63 МВА обеспечивает всю нагрузку ГПП. Таким образом к исполнению принимается трансформатор типа ТМН-630011011.
Расчёт токов короткого замыкания
1Построение эквивалентной схемы замещения заданного участка сети
Рисунок 3.1 – Эквивалентная схема замещения участка сети
2Расчёт сопротивлений систем S1 и S2
Расчётное напряжение Uр=105U1=105·110=1155кВ.
Определим сопротивление системы S1:
где S1–полная мощность системы S1
Определим сопротивление системы S2:
где где S2 – полная мощность системы S2
3Расчёт сопротивлений линий электропередач
Определим сопротивление линии l1:
где X0 – удельное сопротивление линии
Определим сопротивление линии l2:
4Расчёт тока КЗ в точке K1
4.1 Расчёт тока КЗ в точке K1 от первой системы S1
4.2 Расчёт тока КЗ в точке K1 от второй системы S2
4.3 Расчёт суммарного тока КЗ в точке K1
5 Расчёт результирующего сопротивления в точке K1
6 Расчёт сопротивления трансформатора
Рассчитывается сопротивление трансформатора приведенное к напряжению 110 кВ. Для трансформатора ТМН-6300-110UK%=105
7 Расчёт результирующего сопротивления в точке K2
8 Расчёт результирующего сопротивления в точке K2 приведённого к низкому напряжению 10 кВ
9 Расчёт тока КЗ в точке K2
10 Расчёт тока КЗ в точке K3
10.1 Выбор типа и сечения питающего кабеля
Выбирается тип и сечение кабеля питающего электрический двигатель 10 кВ с присоединённой мощностью S3=8547 кВА.
Определим номинальный ток нагрузки:
Рассчитаем по формуле:
где EН=015 – нормированный коэффициент учитывающий эффективность капиталовложений (для вновь вводимых объектов);
pΣ=0063 – суммарные амортизационные отчисления.
Для прокладки в земляной траншее выбирается кабель типа ААБ (алюминиевая жила изоляция из маслопропитанной бумаги алюминиевая оболочка броня из стальной ленты наружный покров из кабельной пряжи пропитанной гудроном).
При рассчитанной по номограммеопределяется сечение кабеля F=50мм2 ААБ 10 кВ (3х50).
10.2 Расчёт активного и реактивное сопротивления кабельной линии
Определим активное сопротивление кабеля по заданной длине L3=1400м:
где PAl– удельное активное сопротивление алюминия L – длина кабеля в метрах S – сечение жилы кабеля в мм2.
Определяется индуктивное сопротивление кабеля. Для данного кабеля ХУД=0095 (Омкм) тогда:
Определим полное сопротивление кабеля:
10.3 Расчёт результирующего сопротивления в точке K3
10.4 Расчёт тока КЗ в точке K3
11 Расчёт ударных токов КЗ
Определяются ударные токи в расчетных точках:
Ударный ток определяется по формуле:
где =18–ударный коэффициент.
Выбор оборудования ГПП
1Выбор оборудования на стороне 110 кВ
1.1 Выбор выключателей
Таблица 4.1 – Выбор и проверка выключателя
Паспортные данные выключателя
ВЭБ–110-40-2500 УХЛ1
Принимается к исполнению элегазовый выключатель типа ВЭБ–110-2500 УХЛ1 (В – выключатель; Э – элегазовый; Б – баковый; 110– номинальное напряжение кВ; 40 – номинальный ток отключения кА; 2500 – номинальный ток А; УХЛ– для работы в районах с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе).
Проверим данные выключатели по следующим условиям:
а) по номинальному напряжению:
Uном=110 кВUсети=110 кВ.
б) по номинальному току:
. Рабочий максимальный ток определим по формуле . Тогда ток трансформатора на стороне высшего напряжения равен:
Iном=2500АIраб max=4966 А.
в) по термической стойкости к току КЗ:
где Im – ток термической стойкости;
– время в течение которого выключатель может выдержать ток
-время действия короткого замыкания
·109 А2·с>8212·106·158=104·108 А2·с.
г) по динамической стойкости к току КЗ:
Так как параметры выключателя ВЭБ–110-2500 УХЛ1 подходят по всем условиям то примем данный выключатель к исполнению.
1.2 Выбор разъединителей
Таблица 4.2 - Выбор и проверка разъединителей
Паспортные данные разъединителя
Выберем разъединители РНДЗ.2-1101000 ХЛ1(Р – разъединитель; Н – наружной установки; Д – двухколонковый; З.2 – с двумя заземляющими ножами; 110 – - номинальное напряжение;1000 – номинальный ток А; ХЛ– для работы в районах с холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе).
Проверим данные разъединители по тем же условиям что и для выключателей:
Iном=1000АIраб max=4966 А.
где – ток термической стойкости;
– время в течение которого выключатель может выдержать ток ;время действия короткого замыкания.
5002·1=99·108А2·с>8212·106·155=104·108 А2·с.
Так как параметры разъединителя РНДЗ.2-1101000 ХЛ1 подходят по всем параметрам то примем данный разъединитель к исполнению. Привод для заземляющих ножей примем типа ПРН-110ХЛ1.
1.3 Выбор ограничителей перенапряжений
Для защиты изоляции оборудования от атмосферных и внутренних перенапряжений выберем ограничители перенапряжений типа ОПНп-11055088–10–III-УХЛ1 (О – ограничитель; П – перенапряжений; Н – нелинейный;п – полимерная изоляция;110 – номинальное напряжение кВ; УХЛ – для работы в умеренно холодном климате; 1 – для работы на открытом воздухе) и проверим их по номинальному напряжению:
Uном=110 кВ=Uсети=110 кВ.
Следовательно ограничители перенапряжений типа ОПНп-11055088–10–III-УХЛ1 принимаются к исполнению.
В нейтрале трансформатора выберем два ограничителя перенапряжения типа ОПНп-4055024–10–III–УХЛ1.
1.4 Выбор гибких шин
В ОРУ 110 кВ выберем гибкие шины из сталеалюминевого провода и проверим их по следующим условиям:
а) по экономической плотности тока:
где Sэк – экономическое сечение проводника мм2; при котором обеспечивается минимум суммарных эксплуатационных расходов в связи с уменьшением потерь энергии в проводе;
Iраб – ток нормального режима А;
jэк=11 Амм2 – экономическая плотность тока.
Принимаем провод марки АС-9516.
б) проверка сечения на нагрев (по допустимому току):
Iдоп=265 АIраб max=4966 А.
Так как провод марки АС-9516 (АС – провод со стальным сердечником и алюминиевыми проволоками; 95 – площадь сечения провода мм2; 16 – количество проволок в проводе) подходит по всем условиям то примем его к исполнению.
1.5 Выбор трансформаторов тока
Таблица 4.3 – Выбор и проверка трансформаторов тока
Паспортные данные трансформатора тока
Выберем трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ-110-I-10005 (Т – трансформатор тока; В – встроенный; Т – для силовых трансформаторов; 110 – номинальное напряжение кВ; I – вариант конструктивного исполнения; 1000 – номинальный первичный ток основного ввода А; 5 – номинальный вторичный ток А).
Проверим их по следующим условиям:
где – параметр определяющий термическую стойкость.
где – параметр определяющий динамическую стойкость.
Так как параметры трансформаторов тока ТВТ-110-I-10005подходят по всем параметрам то примем данные трансформаторы к исполнению.
1.6 Выбор трансформаторов напряжения
Таблица 4.4 – Выбор и проверка трансформаторов напряжения
Выберем трансформаторы напряжения типа НКФ-110-83 ХЛ1(Н – трансформатор напряжения; К – каскадного исполнения; Ф – в фарфоровом кожухе; 110 – класс напряжения кВ; 83 – год разработки конструкции; ХЛ – для холодного климата; 1 – для работы на открытом воздухе).
б) по величине вторичной нагрузки:
где – номинальная мощность вторичной обмотки равная 150 ВА при классе точности 05; – полная мощность нагрузки вторичной цепи трансформатора напряжения.
Общая потребляемая мощность цепей напряжения на подстанции не превышает 75-80 ВА что меньше мощности вторичной обмотки трансформатора 200 ВА.
В нейтрале трансформатора на стороне 110кВ устанавливается однополюсный коммутирующий аппарат типа ЗОН-110М-I УХЛ1.
2Выбор оборудования на стороне 10 кВ
2.1 Выбор выключателей
Таблица 4.5 - Выбор выключателей
На выводах от трансформаторов выберем электромагнитные выключатели типа LF3 – 10 – 31.52500(10 – номинальное напряжение кВ; 31.5 – номинальный ток отключения кА; 2500 – номинальный ток А). Проверим данные выключатели по следующим условиям:
Рабочий максимальный ток определим по формуле:
где – номинальный ток трансформатора на низкой стороне.
Ток трансформатора на стороне низкого напряжения равен:
где – номинальная мощность трансформатора
- напряжение на низкой стороне.
Iном=2500АIраб max=54624 А.
23=4800 кА2с3192154=1567 кА2с
Так как параметры выключателей ВБЭ-10-3151000 УХЛ2 подходят по всем параметрам то примем данные выключатели к исполнению.
Для отходящей кабельной линии выберем выключатели типа LF1 – 10 – 25630(10 – номинальное напряжение кВ; 25 – номинальный ток отключения кА; 630 – номинальный ток А).Проверим данные выключатели по следующим условиям:
где - номинальный ток нагрузки.
Iном=630АIраб max=7058 А.
23=1875 кА2с2612154=105 кА2с
Так как параметры выключателей LF1 – 10 – 25630 подходят по всем параметрам то примем данные выключатели к исполнению.
2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
Ориентировочная мощность трансформаторов СН:
гдеSТСН– мощность трансформатора собственных нужд.
Для данной мощности выберем трансформаторы типа ТСЗ-1601004 (Т – трёхфазный; СЗ – естественное воздушное охлаждение при защищённом исполнении; 160 – номинальная мощность кВА; 10 – номинальное высшее напряжение кВ; 04 – номинальное низшее напряжение кВ).
Таблица 4.6 – Выбор шин
Паспортные данные шины сечением 40×5
В ЗРУ 10 кВ выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения.
Шины выбираются по поминальному допустимому току на стороне 10 кВ:
Выбираем плоские алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 405при допустимом токе Iдоп =550 А. Параметры выбранных шин: h=5 мм b=40 мм Sсеч=199cм2 масса 1 м шины .Примем во внимание что шины расположены горизонтально (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Расположение шин
Проверка выбора шин:
а) Выбранные шины проверяем на термическую стойкость при к.з. по минимальному допустимому сечению:
где – тепловой импульс тока к.з.
С – коэффициент характеризующий допустимый нагрев материала шин.
С = 90 – для алюминиевых шин.
У выбранной шины сечение Sпр=199 мм2>Sрас=4173 мм2.
б) по допустимому продолжительному току
Iдоп=550 А >Iраб=545595 А
в) по динамической стойкости к току КЗ:
В прямоугольных шинах динамическое напряжение возникающее в материале шины равно рас=ф
где ф – напряжение от взаимодействия фаз МПа.
Рисунок 4.2 – Расположение шин в вертикальной плоскости
Определим динамическое напряжение в материале шины от взаимодействия фаз ф. Шины расположим в вертикальной плоскости рисунок 4.2. Максимальную силу приходящуюся на единицу длины средней фазы В (эта фаза находится в самых неблагоприятных условиях по отношению к фазам А и С) при трёхфазном КЗ определим по формуле:
где a – расстояние между смежными фазами м.
Примем a=04 м тогда:
Равномерно распределённая сила создаёт изгибающий момент:
где lф– пролёт между опорными изоляторами м.
Примем lф=2 м тогда:
Динамическое напряжение от взаимодействия фаз равно:
где Wф – момент сопротивления шины.
В итоге получим рас=869 МПа.
Допустимое динамическое напряжение для алюминиевого сплава доп=892 МПа > рас=869 МПа.
Так как алюминиевые шины прямоугольного сечения 40×5 удовлетворяют требуемым условиям то примем данные шины к исполнению.
2.4 Выбор опорных изоляторов
Таблица 4.7 – Выбор опорных изоляторов
Паспортные данные изолятора ИОР-10-375УХЛ2
Выберем опорные изоляторы типа ИОР-10-75 УХЛ2 (И – изолятор; О – опорный; Р – ребристый; 10 – номинальное напряжение кВ; 375 – минимальная разрушающая сила на изгиб кН; УХЛ – для работы с холодным и умеренным климатом; 2 – для работы под навесом или в открытых помещениях).
б) по допустимой нагрузке на изолятор:
где Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора;
Fрасч - нагрузка на головку изолятора из расчета тока КЗ.
где Fразг=3750 Нм – разрушающая нагрузка изолятора на изгиб.
Fдоп=06·3750=2250 Нм.
Расчётную силу действующую на изолятор определим по формуле:
где kh – поправочный коэффициент на высоту шины.
где Hиз=01 м – высота изолятора;
b=01 м – ширина одного пакета;
h=01 м – высота одного пакета.
В итоге получим Fдоп=2250 Нм > Fрасч=1439 Нм.
Так как опорные изоляторы типа ИОР-10-375УХЛ2 удовлетворяют всем условиям примем данные изоляторы к исполнению.
2.5 Расчет компенсирующих устройств
Так как коэффициент мощности нагрузки cosφ=089 меньше 0.92 то рассчитаем мощности компенсирующих устройств доведя cosφ до 0.92.
Суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП:
Активная и реактивная составляющие суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП при сosφ=089:
PГПП=8855089=7881 МВт
QГПП=8855046=4038 Мвар
Активная и реактивная составляющие суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП при сosφ’=092:
PГПП=8855092=815 МВт
QГПП=8855039=3453 Мвар
Нескомпенсированная реактивная мощность:
QКУ= SГППQГППH=4038-3453=0585 Мвар
Для компенсации реактивной мощности установим батарею конденсаторов типа КС2-105-60 (К – косинусный; С – пропитка синтетическим диэлектриком; 2 – исполнение в корпусе 2-го габарита; 10 – номинальное напряжение кВ).
2.6 Выбор трансформаторов тока
Таблица 4.8 – Выбор и проверка трансформатора тока
Выберем трансформаторы тока внутренней установки типа ТШЛК-10У3 (Т – трансформатор тока; Ш – шинный; Л – с литой изоляцией; К – для КРУ; 10 – номинальное напряжение ввода трансформатора кВ; У – для умеренного климата; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией).
Uном=10 кВUсети=10 кВ.
Iном=4000АIраб max=7058 А.
2.7 Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ
Таблица 4.9 – Выбор и проверка трансформатора напряжения
Паспортные данные трансформатора напряжения
Выберем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-86У3(Н – трансформатор напряжения; А – антирезонансный; М- с естественным масляным охлаждением; И - для контроля изоляции сети;10 – класс напряжения кВ; 86 – год разработки конструкции; У – для умеренного климата; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией).
где – номинальная мощность вторичной обмотки равная 1000 ВА при классе точности 05; – полная мощность нагрузки вторичной цепи трансформатора напряжения.
Общая потребляемая мощность цепей напряжения на подстанции учитывая электроизмерительные приборы приборы учёта реле напряжения устройства сигнализации и автоматики не превышает 75-80 ВА что меньше мощности вторичной обмотки трансформатора 1000 ВА.
Расчет заземляющих устройств
Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлитель – металлический проводник или группа проводников находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй. Он бывает естественным и искусственным.
Естественным заземлителем называются металлические конструкции и устройства которые помимо своих основных функций выполняют и функции заземлителей.
1Расчёт сопротивления фундаментов трансформаторов
Сопротивление растеканию тока фундаментов двух трансформаторов равно:
где =150 Ом·м – удельное сопротивление суглинка;
Dэкв – эквивалентный внешний диаметр фундамента м;
dэкв – эквивалентный внутренний диаметр фундамента м;
t=3 м – глубина заложения фундамента.
Рисунок 5.1– Расположение фундамента трансформатора:
а) вид сбоку; б) вид сверху
2 Расчёт сопротивления стоек порталов разъединителей заземлителей трансформаторов напряжения заземлителей ограничителей перенапряжений и выключателей
Для железобетонной стойки портала:
Сопротивление стоек порталов:
Для железобетонной стойки:
Сопротивление стоек разъединителей при t=15 м:
Сопротивление стоек трансформаторов напряжения ограничителей перенапряжений и выключателей:
Сопротивление стоек заземлителей:
3Расчёт суммарного сопротивления естественных заземлителей
Суммарное сопротивление естественных заземлителей:
где =08 – коэффициент использования заземлителей.
4Расчёт потенциал-выравнивающей сетки
Согласно ПУЭ в сетях 35 кВ и выше необходимо применять потенциал-выравнивающую сетку выполненную из металлических полос проложенных между электрооборудованием на глубине 05-08 метра.
Рисунок 5.2 - Расположение заземляющей сетки и электродов
Сопротивление одной полосы
Удельное сопротивление грунта на глубине заложения полосы
где К1 - коэффициент учитывающий просыхание и промерзание грунта
(К1 = 4.5 на глубине 0.5 м и К1 = 1.6 на глубине 0.8 м)
Сопротивление всех продольных полос
где n - число продольных полос;
- коэффициент использования.
Сопротивление всех поперечных полос
Общее сопротивление всей сетки
Суммарное сопротивление заземления
Напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать 10 кВ.
Вертикальных заземлителей не требуется.
Расчёт молниезащиты
Для защиты подстанций от атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы и разрядники.
Молниеотвод предназначен для защиты подстанции от прямых ударов молнии. Молниеотводы бывают стержневые и тросовые. Стержневые устанавливаются непосредственно на подстанции а тросовые на подходах к подстанции. Зона защиты молниеотвода – это часть пространства внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определённой степенью надёжности.
Установим по одному молниеотводу на вводных порталах на расстоянии L2=20 м друг от друга и два молниеотвода возле здания ЗРУ также на расстоянии L2=20 м. Расстояние между молниеотводом установленным на портале и молниеотводом установленным возле ЗРУ примем L1=40 м.
Рисунок 6.1 – Зона защиты четырёхкратного молниеотвода.
Примем вероятность прорыва разряда равной Р=005.
Зоны защиты молниезащиты выполненной многократным молниеотводом будем определять как зоны защит попарно взятых соседних молниеотводов.
Определим высоту молниеотводов:
Определим активную высоту молниеотводов при их расположении друг от друга на расстоянии 50 м:
ha - разность между высотой молниеотвода (h) и высотой защищаемого объекта hx значит высота молниеотвода:
Примем высоту молниеотводов равной 18 м.
Проверим попадают ли порталы по высоте в зону защиты этих молниеотводов.
Предварительно определим радиусы зон на уровне земли и защищаемого объекта высоту зоны молниеотводов:
При минимальная высота защищаемого объекта будет вычисляться по формуле:
При минимальная высота защищаемого объекта будет равна hmin2=h0=1656 м.
Высота портала составляет 11 м высота ЗРУ 6 м что меньше hmin1 hmin2следовательно портал и ЗРУ по высоте попадают в зону защиты молниеотводов.
Определим зоны защиты молниеотводов расположенных на расстоянии 40 и 20 м:
Условия выполняются значит порталы и ЗРУ попадают в зоны защиты молниеотводов.
Список использованных источников
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов 2-е изд. перераб. и доп. В.М. Блок Г.К. Обушев Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш. шк. 1990. – 383 с.: ил.
ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91) «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.: ил.
Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов Ю.Б. Гук В.В. Кантан С.С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние 1985. – 312 с. ил.
Упит А.Р. Татьянченко Л.Н. Учебное пособие для выполнения курсового проекта и раздела дипломного проекта по курсу «Электрическая часть станций и подстанций» для студентов специальности 1004 «Электроснабжение» всех форм обучения АлтГТУ им И.И. Ползунова. – Барнаул: Изд-во АлтГТУ 1997. – 79 с.