Проектирование главной понизительной подстанции

Титул.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Алтайский Государственный Технический Университет
Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий
наименование кафедры
Преподаватель А.Р. Упит
подпись (и.о.фамилия)
Пояснительная записка
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
название курсового проекта
по дисциплине электропитающие системы
наименование дисциплины
Обозначение документа
Студент группы 9ЭПП-41 К.В. Воробьёв
Преподаватель к.т.н. доцент А.Р. Упит
должность ученое звание и.о.фамилия

Чертеж.cdw

содержание.doc

Задание и исходные данные ..3
Выбор мощности силового трансформатора .. 4
Расчёт токов короткого замыкания . 11
Выбор оборудования ГПП ..13
1 Выбор оборудования на стороне 110 кВ . . ..13
1.1 Выбор выключателей ..13
1.2 Выбор разъединителей 15
1.3 Выбор приборов учёта и измерения .16
1.4 Выбор трансформаторов тока 16
1.5 Выбор трансформаторов напряжения ..17
1.6 Выбор ограничителей перенапряжений 18
1.7 Выбор гибких шин 18
2 Выбор оборудования на стороне 6 кВ 18
2.1 Выбор трансформатора собственных нужд 18
2.2 Выбор выключателей 19
2.4 Выбор опорных изоляторов 23
2.5 Выбор компенсирующих устройств 24
2.6 Выбор приборов учёта и измерения 25
2.7 Выбор трансформаторов тока .25
2.8 Выбор трансформаторов напряжения 26
2.9 Выбор источников оперативного тока 27
Расчёт заземляющих устройств ..27
1 Расчет сопротивления фундамента трансформатора .27
2 Расчет сопротивления сваи или жб стойки .29
3 Расчет суммарного сопротивления естественных заземлителей 31
4 Расчёт потенциал-выравнивающей сетки ..31
Расчет молниезащиты 32

Схема зполнения ГПП Костя.cdw

Схема заполнения ГПП
Схема первичных соединений
Порядковый номер шкафа
Тип измерительного трансформатора
Число и сечение жил кабелей

Курсовик Костя.doc

Задание и исходные данные 3
Выбор мощности силового трансформатора .. 4
Расчёт токов короткого замыкания . 11
Выбор оборудования ГПП ..13
1 Выбор оборудования на стороне 110 кВ . . 13
1.1 Выбор выключателей ..13
1.2 Выбор разъединителей . 15
1.3 Выбор приборов учёта и измерения 16
1.4 Выбор трансформаторов тока 16
1.5 Выбор трансформаторов напряжения 17
1.6 Выбор ограничителей перенапряжений 18
1.7 Выбор гибких шин .. .18
2 Выбор оборудования на стороне 6 кВ .18
2.1 Выбор трансформатора собственных нужд .. 19
2.2 Выбор выключателей ..19
2.4 Выбор опорных изоляторов .. ..23
2.5 Выбор компенсирующих устройств ..25
2.6 Выбор приборов учёта и измерения .. 26
2.7 Выбор трансформаторов тока .26
2.8 Выбор трансформаторов напряжения 27
2.9 Выбор источников оперативного тока 27
Расчёт заземляющих устройств .28
1 Расчет сопротивления фундамента трансформатора 28
2 Расчет сопротивления сваи или жб стойки ..30
3 Расчет суммарного сопротивления естественных заземлителей .32
4 Расчёт потенциал-выравнивающей сетки ..34
Расчет молниезащиты ..33
Задание и исходные данные
Для заданных условий необходимо спроектировать двухтрансформаторную ГПП выбрать соответствующее оборудование на стороне 110 кВ и 6 кВ выбрать типы кабелей питающих потребителей 6 кВ с шин ГПП (кабели проложены в траншеях в земле).
Всё оборудование проверить на термическую и динамическую устойчивость в различных режимах работы. Выбрать типы и места установки разрядников рассчитать заземляющее устройство и молниезащиту. Рассчитать и выбрать мощность и тип компенсирующих устройств доведя Cosj на шинах 6 кВ до 0.92. Выбрать приборы учета и измерения определить места их установки. Рассчитать мощность потребителей подстанции выбрать источники оперативного тока.
– мощность систем S1=1400 МВА и S2=1200 МВА;
– протяженность линий
– категории потребителей I – 30% II – 40% III – 30%;
– высшее напряжение U1=110 кВ;
– низшее напряжение U2=6 кВ;
– коэффициент мощности на шинах 6 кВ cosj=084;
– установленная мощность потребителей на первой секции шин SН1=10 000 кВА на второй секции шин SН2=18 000 кВА;
– длина кабельной линии питающей двигатель 6 кВ
– мощность двигателя РН3=2500 кВт;
– число отходящих кабельных ЛЭП n=30;
– номер графика нагрузки 3;
Рисунок 1 – Схема участка сети
Рисунок 2 – График электрических нагрузок
Выбор мощности силового трансформатора
По заданной мощности (РН3=2500 кВт) выбираем асинхронный двигатель.
Присоединенная мощность Sн3 определяется по формуле:
где Cosφном - коэффициент мощности для выбранного типа двигателя;
Номинальный ток двигателя:
Суммарная мощность ни шинах ГПП 6 кВ:
Для построения графика нагрузки зимнего максимума и летнего минимума принимаем SΣГПП =Smax зима=30.804 МВА тогда по ступеням зимнего графика:
где – высота i-ой ступени графика нагрузки.
Для летнего графика расчет выполняется аналогично.
По ступеням летнего графика:
Рисунок 3 – Суточный график нагрузки
Построим годовой график нагрузки по продолжительности ее действия считая зимний период 212 суток летний – 153.
Для построения годового графика по продолжительности составляется расчетная таблица в первой графе которой записываются мощности ступеней по убывающей во второй графе указываются продолжительности ступеней в часах с индексом (зима лето) в третьей графе согласно индексу ставится соответствующее число суток перемножив значения граф "2" и "3" получают продолжительность каждой ступени графика в часах (графа 4).
Графа пять содержит значения координаты X каждой ступени и наконец в шестую графу заносят результат произведения "1" и "4".
Таблица 4 – Расчетная таблица
Рисунок 4 – Годовой график нагрузки по продолжительности
По результатам расчетов определяются число часов использования максимума нагрузки в год Тmax:
Находим время наибольших потерь по графику [1]:
Находим стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях по графику [1] при коэффициенте участия максимума энергосистемы Kmax=1:
Ориентировочная мощность главного трансформатора на ГПП равна:
Экономически целесообразный интервал для технико-экономических расчетов лежит между стандартными мощностями 2.5 МВА и 16 МВА.
Принимается мощность трансформатора ближайшая стандартная в сторону увеличения:
Тип трансформатора: ТД – 25000110 (Т – трехфазный; Д – естественная циркуляция воздуха и масла;; класс напряжения обмотки ВН – 110 кВ).
Таблица 5 – Трансформатор ТД – 25000110
Проверяем выбранный трансформатор по перегрузочной способности.
В соответствии с ГОСТ 14209-97 определяются перегрузочные способности выбранного трансформатора. Для этого исходный график нагрузки зимнего максимума преобразуют в двухступенчатый эквивалентный прямоугольный (рисунок 5).
Рисунок 5 – Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки
Преобразования необходимо выполнять в следующей последовательности:
– на исходном графике провести линию номинальной нагрузки (номинальная мощность выбранного трансформатора);
– пересечение линии номинальной нагрузки с исходным графиком позволяет выделить участок наибольшей перегрузки; его продолжительность обозначить через ;
– для оставшейся части исходного графика в каждом интервале Dti определить значения S1 S2 Sm:
– рассчитать начальную нагрузку К1 эквивалентного графика по формуле:
– для участка перегрузки на каждом интервале Dhi определить значения S’1 S2’ Sp’:
– эквивалентного графика предварительно рассчитать по формуле:
– определить Кmax исходного графика нагрузки:
– сравнить полученное значение с :
Т.к. (1.194>1.109) то в расчет принимаем значения .
Для эквивалентного графика имеем следующее: .
Систематическая перегрузка [ГОСТ 14209-97] при К1=0.7 и допускается равной .
Аварийная перегрузка [ГОСТ 14209-97] при К1=0.7 и допускается равной .
Проверка возможности обеспечения электроснабжения одним трансформатором всей нагрузки в случае выхода из строя другого трансформатора:
Таким образом к исполнению принимается трансформатор типа: ТД – 25000110.
Расчёт токов короткого замыкания
Для рассматриваемого примера эквивалентная расчетная схема будет иметь следующий вид:
Рисунок 6 – Эквивалентная схема замещения заданного участка сети
Расчётное напряжение Uр=1.05U1 =115.5 кВ.
Определим сопротивление системы S1:
Определим сопротивление системы S2:
Определим сопротивление линии l1:
Определим сопротивление линии l2:
Ток КЗ от первой системы в точке К1:
Ток КЗ от второй системы в точке К1:
Суммарный ток КЗ в точке К1:
Результирующее сопротивление в точке К1:
Сопротивление трансформатора приведенное к напряжению 110 кВ:
Результирующее сопротивление в точке К2 приведенное к напряжению 110 кВ:
Результирующее сопротивление в точке К2 приведенное к напряжению 6 кВ:
Для определения токов КЗ в точке К3 необходимо выбрать сечение кабеля.
Сечения жил кабеля выбирают по техническим и экономическим условиям.
Номинальный ток кабеля:
где – нормативный коэффициент учитывающий эффективность капиталовложений (для вновь вводимых объектов);
– суммарные отчисления на амортизацию.
Для прокладки в земляной траншее выберем кабель ААБлУ.
Для данного кабеля при по номограмме на рисунке 7.23 [1] выберем сечение F=185 мм2.
Определим активное сопротивление кабеля:
где Омкм – погонное активное сопротивление таблица 7.28 [1].
Определим реактивное сопротивление кабеля:
где Омкм – погонное индуктивное сопротивление таблица 7.28 [1].
Определим полное сопротивление кабеля:
Результирующее сопротивление в точке К3:
Определение ударных токов в расчетных точках:
где – ударный коэффициент.
Выбор оборудования ГПП
1Выбор оборудования на стороне 110 кВ
1.1 Выбор выключателей
Выберем элегазовые выключатели ВЭК-110-402000 У1 (В – выключатель; Э – элегазовый; К – камерный; 110 – номинальное напряжение кВ; 40 – номинальный ток отключения кА; 2000 – номинальный ток А; У – для работы в районах с умеренным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе; – допустимая скорость восстанавливающегося напряжения кВмкс) таблица 5.2 [4].
Проверим данные выключателя по следующим условиям:
а) по номинальному напряжению:
б) по номинальному току:
в) по номинальному току включения:
г) по предельному сквозному току:
д) по селективности:
где – время срабатывания релейной защиты по условию селективности с (По селективности для цепи двигатель - трансформатор В8 t = 0с В7 t = 0.5c В5 t = 1c В3 t = 1.5с);
– время в течение которого выключатель может выдержать ток термической стойкости с;
– ток термической стойкости кА;
е) по собственному времени отключения:
где ( – время отключения выключателя с; – время срабатывания релейной защиты по условию селективности)
Так как параметры выключателей ВЭК-110-402000У1 подходят по всем параметрам то примем данные выключатели к исполнению.
Исполнение У1 допускает установку на открытом воздухе с умеренным и холодным климатом что соответствует району Алтайского края.
1.2 Выбор разъединителей
Выберем разъединители РНДЗ-2-1101000 ХЛ1 горизонтально-поворотного типа (Р – разъединитель; Н – наружной установки; Д – двухколонковый; З – с заземляющими ножами; 2 – с двумя заземляющими ножами; 110 – номинальное напряжение кВ; 1000 – номинальный ток А; ХЛ – для работы в районах с холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе) таблица 5.5 [4]. Достоинствами этих разъединителей являются малые габариты и простой механизм управления.
Проверим данные разъединители по следующим условиям:
в) по динамической стойкости:
г) по термической стойкости:
– время в течение которого разъединитель может выдержать ток термической стойкости с;
Так как параметры разъединителей РНДЗ.2-1101000 ХЛ1 подходят по всем параметрам то примем данные разъединители к исполнению.
Привод типа ПРН-110 ХЛ1 для основных и заземляющих ножей.
1.3 Выбор приборов учёта и измерения
Для контроля электрических параметров основного оборудования произведём выбор приборов учёта и измерения таблица 4.9 [4] подключаемых к трансформаторам тока и напряжения. Выбранные приборы мощность приведены в пунктах 4.1.4 и 4.1.5.
1.4 Выбор трансформаторов тока
Выберем трансформаторы тока встроенные в силовые трансформаторы и выключатели типа ТВТ-110-I-10005 (Т – трансформатор тока; В – встроенный; Т – для силовых трансформаторов; 110 – номинальное напряжение ввода трансформатора кВ; I – вариант конструктивного исполнения; 2000 – номинальный первичный ток основного ввода А; 5 – номинальный вторичный ток А) таблица 5.11 [4].
Проверим данные трансформатора тока по следующим условиям:
в) по динамической стойкости:
где – параметр определяющий динамическую стойкость;
г) по термической стойкости:
– время (параметр определяющий термическую стойкость) с;
– кратность тока (параметр определяющий термическую стойкость);
д) по классу точности (по вторичной нагрузки):
Считаем что вторичная расчетная нагрузка трансформатора тока меньше вторичной номинальной нагрузки трансформатора тока при классе точности 0.5:
Вторичная расчетная нагрузка трансформатора тока представляет собой следующее:
г) счётчик активной энергии;
д) счётчик реактивной энергии.
1.5 Выбор трансформаторов напряжения
Выберем трансформаторы напряжения типа НКФ-110-83ХЛ1 (Н – трансформатор напряжения; К – каскадный; Ф – в фарфоровой покрышке; 110 – класс напряжения кВ; 83 – год разработки конструкции; ХЛ – для работы с холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе) таблица 5.13 [4] и проверим их по следующим условиям:
б) по величине нагрузки:
где – номинальная мощность вторичной обмотки равная 400 ВА при классе точности 05;
– полная мощность нагрузки вторичной цепи трансформатора напряжения.
Считаем что вторичная расчетная мощность всех измерительных приборов и реле трансформатора напряжения меньше вторичной номинальной мощности трансформатора напряжения при классе точности 0.5.
1.6 Выбор ограничителей перенапряжений
В цепи защиты трансформатора выберем ограничители перенапряжений типа ОПН-110 ХЛ1 (О – ограничитель; П – перенапряжений; Н – нелинейный; 110 – номинальное напряжение кВ; ХЛ – для работы с холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе) таблица 5.21 [4] и проверим их по номинальному напряжению:
Следовательно ограничители перенапряжений типа ОПН-110ХЛ1 подходят к исполнению.
1.7 Выбор гибких шин
В ОРУ 110 кВ выберем гибкие шины из сталеалюминевого провода марки АС–9516 (АС – провод со стальным сердечником и алюминиевыми проволоками; 36 – площадь сечения провода мм2) таблица 7.35 [4] и проверим их по следующим условиям: по длительно допустимому току:
Так как провод марки АС–9516 подходит по всем условиям то примем его к исполнению.
2 Выбор оборудования на стороне 6 кВ
В ЗРУ 6 кВ всё оборудование разместим в комплектном распределительном устройстве состоящем из шкафов типа КРУ КЭ-640 таблица 9.6 [1].
2.1 Выбор трансформатора собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд ГПП равна 08% от суммарной мощности нагрузки тогда мощность трансформаторов собственных нужд определяется по формуле:
Мощность трансформатора принимаем ближайшую большую стандартную. ТСН устанавливаются в ЗРУ.
Выберем трансформаторы типа ТМ-1806 (Т – трёхфазный; М – маслНое охлаждение; 180 – номинальная мощность кВА; 6 – класс напряжения обмотки ВН кВ) таблица 29-1 [7]..
2.2 Выбор выключателей
На стороне 6 кВ в ЗРУ для отходящих ЛЭП выберем выключатели типа ВВЭ-10-31.51000УЗ (В – выключатель; В – вакуумный; Э – электромагнитный; 10 – номинальное напряжение кВ; 31.5 – номинальный ток отключения кА; 1000 – номинальный ток А; У – для работы в районах с умеренным климатом; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией;) таблица 5.1 [4].
г) по предельному сквозному току;
Так как параметры выключателей ВВЭ-10-31.51000УЗ подходят по всем параметрам то примем данные выключатели к исполнению.
На выводе от трансформатора выбирают выключатель типа МГГ-10-5000-63У3 (М – масляный или маломасляный; ГГ – горшкоыого исполнения; 10 – номинальное напряжение кВ; 5000 – номинальный ток А; 63 - номинальный ток отключения кА; У – для работы в районах с умеренным климатом; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) таблица 5.1 [4].
Так как параметры выключателей МГГ-10-5000-63У3 подходят по всем параметрам то примем данные выключатели к исполнению.
В ЗРУ 6 кВ выбираются алюминиевые шины прямоугльного сечения мм (площадь поперечного сечения 1200 мм2).
Проверим данные шины по следующим условиям:
а) на термическую стойкость к току КЗ по минимальной площади сечения проводника:
где – количество теплоты выделяющейся в шинах за время КЗ кА2·с;
С – коэффициент учитывающий различие температуры в конце КЗ и нормальной температуры проводника (для алюминиевых шин С=90) [5].3
У выбранной шины сечение 1200 мм2 > 245 мм2.
б) по допустимому продолжительному току:
Количество полос на фазу 2.
Определим динамическое напряжение в материале шины от взаимодействия фаз .
Шины расположим в вертикальной плоскости рисунок 8.
Сила взаимодейсьвия между полосами в пакете из двух полос:
где – коэффициент формы при ;
Напряжение в материале шин от взаимодеймтвия полос:
где – расстояние между прокладками;
– момент сопротивления шины;
Напряжение в материале шин от взаимодеймтвия фаз:
где – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции;
– момент сопротивления пакета шин;
– расстояние между отдельными фазами;
Расчетное динамическое напряжение:
Допустимое динамическое напряжение для алюминиевого сплава АД31Т: .
Так как алюминиевые шины коробчатого сечения удовлетворяют требуемым условиям то примем данные шины к исполнению.
2.4 Выбор опорных изоляторов
Выберем опорные изоляторы типа ИО-10-750 У3 (И – изолятор; О – опорный; 10 – номинальное напряжение кВ; 7.50 – минимальная разрушающая сила на изгиб кН; У – для работы в районах с умеренным климатом; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) таблица 5.7 [4] и проверим их по следующим условиям:
б) по допускаемой нагрузки на изолятор:
где – допустимая нагрузка на головку изолятора;
– разрушающая нагрузка изолятора на изгиб;
–нагрузка на головку изолятора из расчета тока КЗ;
Расчётную силу действующую на изолятор определим по формуле:
где – расстояние между отдельными фазами;
– длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции;
– поправочный коэффициент на высоту шины:
где – высота изолятора;
– ширина одного пакета;
– высота одного пакета.
Так как опорные изоляторы типа ИО-10-7.50 У3 удовлетворяют всем условиям примем данные изоляторы к исполнению.
2.5 Выбор компенсирующих устройств
Так как коэффициент мощности нагрузки меньше 0.92 то рассчитаем мощности компенсирующих устройств доведя до 0.92.
Суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП:
Активная и реактивная составляющие суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП при :
Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:
Для компенсации реактивной мощности установим конденсаторы КЭК2-6.3-150-2У1 таблица 6.21 [4].
2.6 Выбор приборов учёта и измерения
Для контроля электрических параметров основного оборудования произведём выбор приборов учёта и измерения [4] подключаемых к трансформаторам тока и напряжения (см. п. 4.1.4 и п. 4.1.5).
2.7 Выбор трансформаторов тока
Выберем трансформаторы тока для внутренней установки типа ТШЛ-10-У3 (Т – трансформатор тока; Л – с литой изоляцией; 10 – номинальное напряжение кВ; У – для работы с холодным климатом; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) таблица 5.9 [4].
2.8 Выбор трансформаторов напряжения
Выберем трансформаторы напряжения типа НТМК-6-71У3 (Н – трансформатор напряжения; К – трехфазный; М – с естественным масляным охлаждением; К – каскадный или с компенсирующей обмоткой для уменьшения угловой погрешности; 6 – класс напряжения кВ; 71 – год разработки конструкции; У – для работы с холодным климатом; 3 – для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией) таблица 5.13 [4] и проверим их по следующим условиям:
где – номинальная мощность вторичной обмотки равная 50 ВА при классе точности 05;
Считаем что вторичная расчетная мощность всех измерительных приборов и реле трансформатора напряжения меньше вторичной номинальной мощности трансформатора напряжения при классе точности 0.5:
Вторичная расчетная мощность всех измерительных приборов и реле трансформатора напряжения представляет собой следующее:
2.9 Выбор источников оперативного тока
Питание оперативных цепей управления защиты автоматики и сигнализации а также включающих и отключающих устройств коммутационных аппаратов главных цепей осуще
ствляется от специальных источников оперативного тока. Совокупность источников питания кабелей шин питания переключающих устройств составляют систему оперативного тока данной подстанции [6].
В качестве системы оперативного тока на ГПП выберем смешанную систему включающую в себя следующие системы оперативного тока:
а) система постоянного оперативного тока – в качестве источника питания используются аккумуляторные батареи;
б) система переменного оперативного тока – в качестве источника питания используются измерительные трансформаторы тока и напряжения трансформаторы собственных нужд;
в) система выпрямленного оперативного тока – переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств.
В качестве дополнительных источников питания импульсного действия будем использовать предварительно заряженные конденсаторы.
Расчёт заземляющих устройств
1 Расчет сопротивления фундамента трансформатора
Габариты трансформатора [7]:
г) масса масла 14.5 т.
Фундамент трансформатора выкладывается из блоков (геометрические размеры блоков длина L=2400 мм ширина B=600 мм высота H=600 мм)
Рисунок 7 – Фундаментные блоки
Рисунок 8 – Расположение элемента фундамента
а) глубина заложения; б) вид сверху.
Рисунок 9 – Расположение элемента фундамента
А=9000 мм=9.00 м; В=13200 мм=13.20 м; а=7800 мм=7.80 м; b=12000 мм=12.00 м; t=1200 мм=1.20 м.
Эквивалентный внешний диаметр:
Эквивалентный внутренний диаметр:
Сопротивление фундамента:
2 Расчет сопротивления сваи или жб стойки
Стойки опор и сваи опор под оборудование: УСВ-4А (унифицированная стойка-свая; 4 – типоразмер; А – стойка имеет оголовник с одного торца; L=4500 мм)
Рисунок 9 – Унифицированная стойка-свая
Рисунок 10 – Расположение стойки
Эквивалентный внутренний диаметр стойки:
Сопротивление железобетонной стойки портала (n=48):
где – удельное сопротивление грунта;
Сопротивление стойки разъединителя (n=18):
Сопротивление стойки трансформатора напряжения (n=24):
Сопротивление стойки ОПН (n=6):
Сопротивление стойки выключателя (n=18):
3 Расчет суммарного сопротивления естественных заземлителей
Суммарное сопротивление естественных заземлителей:
где =0.8 – коэффициент использования естественных заземлителей.
Согласно ПУЭ заземляющее устройство электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью (с большими токами замыкания на землю) выполняются с учётом допустимого сопротивления . Так как то сооружение искусственных заземлителей не требуется.
4 Расчёт потенциал-выравнивающей сетки
В общем случае конструкция ЗУ представляет из себя металлическую сетку выполненную из горизонтальных полос заложенную на глубину 0.5 - 0.8 м и вертикальных электродов длинной l м заложенных на глубину t м.
Удельное сопротивление грунта на глубине заложения полосы:
где – коэффициент учитывающий просыхание и промерзание грунта на этой глубине (К1 = 4.5 на глубине 0.5 м и К1 = 1.6 на глубине 0.8 м);
– удельное сопротивление грунта.
Сопротивление одной полосы:
– глубина заложения полосы;
Сопротивление всех продольных полос:
где – число продольных полос;
– коэффициент использования;
Сопротивление всех поперечных полос:
где – число поперечных полос;
Общее сопротивление всей сетки:
Суммарное сопротивление заземления:
Напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать 10 кВ:
Вертикальных заземлителей не требуется.
Зона защиты молниеотвода – это часть пространства внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определённой степенью надёжности.
Различают зону защиты типа А со степенью надёжности 995%.
Проектируемая ГПП относится к зоне защиты типа А.
Установим по одному молниеотводу на вводных порталах на расстоянии L2=24827 м друг от друга и два молниеотвода на промежуточных порталах также на расстоянии L2=24827 м. Расстояние между молниеотводом установленным на портале и молниеотводом установленным на промежуточном портале примем L1=24762 м. Наибольшая высота защищаемого объекта (портала) hx=11 м.
Рисунок 11 – Зона защиты первой группы стержневых молниеотводов.
Рассчитаем зону защиты первой группы стержневых молниеотводов.
Определим оптимальную высоту защиты:
Высота молниеотвода:
Верхняя граница зоны защиты представляет собой дугу окружности соединяющую вершины молниеотводов и точку расположенную на перпендикуляре восстановленном из середины расстояния между молниеотводами на высоте h0:
Граница зоны защиты на уровне земли:
Граница зоны защиты на уровне hx=11 м:
Т.к. то молниеотводы связаны между собой.
Рассчитаем зону защиты второй группы стержневых молниеотводов.
Рисунок 12 – Зона защиты второй группы стержневых молниеотводов.
Установим по одному молниеотводу на промежуточных порталах на расстоянии L2=24827 м друг от друга и два молниеотвода за данием ЗРУ также на расстоянии L2=24827 м. Расстояние между молниеотводом установленным на промежкточном портале и молниеотводом установленным за зданием ЗРУ примем L1=2862 м. Наибольшая высота защищаемого объекта (портала) hx=11 м.
Т.к. то молниеотводы не связаны между собой. Неюбходимо увелчить высоту.
Принимаем высоту молниеотвода:
Расчет молниезащиты окончен.
Блок В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов [Текст]: учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов В. М. Блок Г. К. Обушев Л. Б. Паперно [и др.] ; под ред. В. М. Блок – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Высшая школа 1990. – 383 с.: ил.
ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91) «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».
Гук Ю. Б. Проектирование электрической части станций и подстанций [Текст]: учеб. пособие для вузов Ю. Б. Гук В. В. Кантан С. С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат: Ленингр. отделение 1985. – 312 с. ил.
Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций : справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: учеб. пособие для вузов Б. Н. Неклепаев И. П. Крючков – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.
Рожкова Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций [Текст]: учебник для техникумов Л. Д. Рожкова В. С. Козулин – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.: ил.
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 А. Р. Упит Л. Н. Татьянченко АлтГТУ им И.И. Ползунова. – Барнаул : изд-во АлтГТУ 1997. – 79 с.
Федоров А. А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий [Текст]: Технические сведения об оборудовании С. И. Вершинина С. И. Гамазин Ю. М. Голоднов [и др.]; под ред. А. А. Федорова и Г. В Сербинского. – М.: Энергия 1973. – 528 с.: ил.

План ГПП Костя.cdw

Внутреннее ограждение
Вход в кабельный канал
Маслоприемный колодец
Трансорматор напряжения
Трансорматор силовой
Ограничитель перенапряжения
Промежуточный портал
Трансформаторный портал