Проектирование районной понижающии подстанции, dwg (+чертежи)

Курсовой проект РПП.doc

1.Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции.
Для определения токов нормального и послеаварийного режимов и выбора мощности трансформаторов произведем расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений: низшего (НН) среднего (СН) высшего (ВН) и в целом по подстанции по форме (табл. 1.1) с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузки в зависимости от количества и состава потребителей.
Таблица 1.1 Расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений подстанции.
Наименование потребителей
Потребители НН (10кВ)
Суммарная нагрузка на шинах НН (10кВ) SΣНН
Потребители СН (35кВ)
Суммарная нагрузка на шинах СН (35кВ) SΣСН
Суммарная трансформируемая нагрузка SΣтрансф.
Расчетная трансформируемая нагрузка SΣрасч. тр.
Суммарная нагрузка подстанции SΣ
Расчетная нагрузка подстанции Sрасч.
Расчетные формулы: ;
где N – количество потребителей на шинах одного напряжения.
Величина потребляемой энергии определяется ориентировочно для каждого потребителя отдельно (таблица 1.2)
Таблица 1.2 – определение расхода электроэнергии потребителями РПП.
Наименование потребителя
Расход активной и реактивной энергии определяется по формулам:
где Тма – годовое число часов использования максимума активной нагрузки
Тмр – годовое число часов использования максимума реактивной нагрузки.
Если Тмр не указано принимаем .
Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов
Так как категория потребителей I-II II-III то число трансформаторов на районной понизительной подстанции принимаем равным двум. В зависимости от напряжения и мощности подключаемых потребителей выбираем трехобмоточные трансформаторы (на три напряжения 1103510).
Выбор номинальной мощности трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности:
где номинальная мощность трансформатора; расчетная мощность трансформатора.
Допускаемый коэффициент (ГОСТ 1429-85). Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.
Выбираем трехфазный трехобмоточный трансформатор типа ТДТН-63000110.
Паспортные данные трансформатора ТДТН-63000110:
UB=115кВ; UС=385кВ; UН=11кВ
Uк(в-с)=105%; Uк(в-н)=18%; Uк(с-н)=7%;
Для выбранного трансформатора определяем фактический коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:
1122 – условие выполняется
Расшифровка типа трансформатора:
Составление блок-схемы подстанции.
Проектирование главной схемы электрических соединений включает в себя два последовательных этапа:
составление структурной схемы (блок-схемы);
выбор схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех напряжений подстанции.
По способу присоединения подстанции к питающей ЛЭП данная подстанция является тупиковой.
Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам.
Выбор схем распределительного устройства 110 кВ:
для РУ ВН (110кВ) применяем схему «Два блока (трансформатор - линия) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии».
Д ля РУ СН (35 кВ) применяем схему «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» так как данная схема рекомендуется для применения в РУ 35 кВ и обеспечивает необходимое количество присоединений (в данном случае 4 присоединения для комбината полимеров).
Для РУ НН (10 кВ) применяем схему «Одна рабочая секционированная выключателем система сборных шин».
В нормальном режиме секции работают раздельно. Секционированный выключатель срабатывает автоматически при авариях с одним из трансформаторов чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР). Схема с одной системой сборных шин секционированной выключателем позволяет использовать комплектные распределительные устройства (КРУ). Кроме того авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней сохраняются в работе. Достоинствами схемы являются простота и достаточно высокая надежность.
Так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади для размещения подстанции принимаем открытое РУ на напряжение 110 кВ и 35 кВ. РУ-10 кВ выполняем ячейками КРУН-10кВ.
Расчет токов короткого замыкания.
Расчет токов короткого замыкания в курсовом проекте производится для выбора аппаратов проводов шин и кабелей.
Нагрузки в расчете токов к.з. не учитываются т.к. они значительно электрически удалены от расчетных точек короткого замыкания.
Для выбора аппаратов и проводников в качестве расчетных точек к.з. принимаются: сборные шины ВН или выводы трансформаторов со стороны ВН сборные шины СН и НН.
Для выбора аппаратов и проводников рассчитываем:
- действующее значение периодической составляющей начального тока трехфазного короткого замыкания (I”);
- действующее значение апериодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в момент расхождения дугогасительных контактов выключателя (
- тепловой импульс тока (Вк);
Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах.
Рисунок 5.1. – Электрическая схема замещения
Производим приведение сопротивлений элементов схемы к базисным условиям:
Предварительно принимаем базисную мощность:
За базисное напряжение принимаем среднее напряжение той ступени на которой производится расчет токов к.з.:
Таким образом для каждой точки к.з. будет свой базисный ток:
Сопротивление системы в относительных единицах при базисных условиях определяется:
Сопротивление линии:
Относительные сопротивления лучей схемы замещения трехобмоточного трансформатора приведенные к базисным условиям определяем по формулам:
Определяем начальное значение периодической составляющей тока к.з.:
Рисунок 5.2. – схема замещения для расчета к.з. в точке К1.
Рисунок 5.3. – схема замещения для расчета к.з. в точке К2.
Рисунок 5.4. – схема замещения для расчета к.з. в точке К3.
Ударный ток определяем по формуле:
где - ударный коэффициент;
Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей.
Та1=0025с Та2=002с Та3=006с
Действующее значение апериодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателей определяется по формуле:
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей;
t – усредненное значение собственного времени отключения выключателя:
tс.в - собственное время отключения выключателя.
tс.в =0035 - собственное время отключения выключателя Та1=0025с.
tс.в =006 - собственное время отключения выключателя Та2=002с.
tс.в =003 - собственное время отключения выключателя Та3=006с.
Тепловой импульс тока определяем по формуле:
где tотк – время отключения тока к.з.
где tрз – время действия основной релейной защиты tотк.в. – полное время отключения выключателя.
tотк.в.=0055 – полное время отключения выключателя ВГТ-110.
Результаты расчета токов к.з. сводим в таблицу 5.1.
Расчетная точка к.з.
Выводы трансформаторов со стороны 110 кВ
Для вводного выключателя
Для секционного выключателя
Выбор электрических аппаратов и проводников.
Аппараты и проводники распределительных устройств всех напряжений выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.
Расчетными токами продолжительного режима являются:
- Iнорм - наибольший ток нормального режима;
- Iмакс. - наибольший ток ремонтного или послеаварийного режимов в котором часть элементов электроустановки отключена поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка.
1. Расчет токов нормального и послеаварийного режимов.
Цепь трехобмоточного трансформатора.
Цепь линии к потребителю.
где Sm n – линии к потребителю подключенные симметрично к двум секциям сборных шин соответствующего напряжения
что соответствует режиму вывода из работы одной секции.
1. Для потребителей СН:
1.1. Комбинат полимеров (при n=4)
2. Для потребителей НН:
2.1. Химзавод (при n=4)
2.2. Город (при n=2)
2.3. Сх подстанция (при n=2)
Цепь питающей линии.
Так как подстанция тупиковая и потребителей на стороне ВН нет то токи питающей линии будут такие же что и в цепи трансформатора на стороне ВН.
Цепи секционных выключателей.
В нормальном режиме секционные выключатели отключены. Максимальный расчетный ток определяется для самого неблагоприятного режима когда питание переведено на одну секцию.
2. Выбор аппаратов РУ ВН и СН.
Выбор высоковольтных выключателей:
- по напряжению установки:
- по длительному току:
- по отключающей способности:
- на симметричный ток отключения:
- на возможность отключения апериодической составляющей тока:
где ном – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе iа.ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени .
- на электродинамическую стойкость:
- по номинальному току отключения:
где iдин. – номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока допустимого для рассматриваемого аппарата)
- на термическую стойкость (по тепловому импульсу):
где Вк – тепловой импульс по расчету; IT – предельный ток термической стойкости по каталогу; tТ – длительность протекания тока термической стойкости с.
Выбор разъединителей:
- по роду установки;
- по электродинамической стойкости:
где iдин. – номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока допустимого для рассматриваемого аппарата).
- по термической стойкости (по тепловому импульсу):
где Вк – тепловой импульс по расчету кА.с2; IT – предельный ток термической стойкости по каталогу; tТ – длительность протекания тока термической стойкости с.
Выбор трансформаторов напряжения:
- по конструкции и схеме соединения обмоток;
- по классу точности;
- по вторичной нагрузке;
Расчетная полная нагрузка вторичных цепей
где Sном – номинальная вторичная мощность (при заданном классе точности) В.А.
S2Σ – нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединенных к трансформатору напряжения В.А.
Выбор трансформаторов тока:
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току уставки т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
где kэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока.
где Вк – тепловой импульс по расчету кА.с2; kT – кратность термической стойкости по каталогу; tТ – длительность протекания тока термической стойкости с.
Расчетная полная нагрузка вторичных цепей:
где z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока; z2ном. – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН):
Все расчетные данные по выбору аппаратов РУ ВН и СН сводим в таблицы 6.1. и 6.2.
Таблица 6.1. Сводная таблица по выбору аппаратов РУ ВН.
Наименование и тип аппарата
(вводной выключатель)
пружинный с заводом электромагнитом)
Ограничитель перенапряжения
для нейтралей трансформатора
Таблица 6.2. Сводная таблица по выбору аппаратов РУ СН.
(цепь трансформатора на стороне ВН)
Ограничитель перенапряжений
(секционный выключатель)
(цепь секционного выключателя)
(комбинат полимеров)
(цепь линия к потребителю)
Трансформатор напряжения
3. Выбор ячеек КРУ-10кВ.
Для построения схемы электроснабжения в сети 10кВ применяем комплектные распределительные устройства внутренней установки (КРУ) предназначенные для работы внутри помещения. В качестве шкафов КРУ применяем шкафы серии К-104М. Для ввода в распределительное устройство используем шкафы К-105 так как ток нагрузки превышает 1600А.
Таблица 6.3. Оборудование РУ НН.
ВБЧЭ-10-3152500 УХЛ2
4. Выбор питающих и отходящих линий.
Выбор питающих линий ВЛ 110кВ.
) по экономической плотности тока:
где Iнорм. - наибольший ток нормального режима А;
jэк.. -нормированная плотность тока Амм2;
jэк.. = 11 Амм2 – для Тma
Принимаем провод АС 24032.
) по нагреву (по длительно допустимому току):
Iр – наибольший ток ремонтного или послеаварийного (форсированного) режима;
Iдоп. = 605А - длительно допустимый ток для провода марки АС 24032.
- условие выполняется;
) проверка по механической прочности не производится т.к. согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110кВ не менее 35 мм2.
Окончательно выбираем провод:
АС 24032 q=240мм2 d=216мм Iдоп. = 605А.
1. Ошиновка РУ-110кВ.
В ОРУ-110кВ применяем гибкие шины выполненные проводами АС. Принимаем провод АС 24032 q=240мм2 d=216мм Iдоп. = 605А. Фазы расположены горизонтально расстояние между фазами 300 см.
Проверка на термическое действие токов К.З. не выполняем т.к. ошиновка выполняется голыми проводами. Проверка шин на электродинамическое действие токов к.з. не производится т.к. iу50кА (2 п1.4.2.). Так же ошиновка в пределах РУ не подлежит проверке по экономической плотности тока согласно ПУЭ.
- условие выполняется.
) проверка по условию короны:
Определим начальное значение критической напряженности эл. поля:
где m – коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=082); r0 – радиус провода см.
Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:
где U – линейное напряжение кВ; Dcp – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз см.
где для горизонтального расположения фаз .
условие выполняется.
Таким образом окончательно принимаем провод АС 24032.
Гибкие шины крепятся на гирляндах из подвесных изоляторов ПФ-6В по 8 изоляторов в гирлянде.
Выбор отходящих линий 35кВ.
1. Комбинат полимеров.
jэк.. = 10 Амм2 – для Тma
) проверку на термическое действие токаи на электродинамическое действие тока к.з. не проводим согласно ПУЭ.
Окончательно принимаем провод:
В ОРУ-35кВ применяем гибкие шины выполненные проводами АС. Принимаем провод АС 40022 q=400мм2 d=266мм Iдоп. = 830А. Фазы расположены горизонтально расстояние между фазами 200 см.
где U – линейное напряжение кВ; Dcp – среднее геометрическое расстояние между
где для горизонтального расположения фаз.
Таким образом окончательно принимаем провод АС 40022.
Гибкие шины крепятся на гирляндах из подвесных изоляторов ПФ-6В по 4 изоляторов в гирлянде.
Выбор отходящих линий 10кВ.
Iнорм.. = 2345А; Iмах. = 4691А
выбираем кабель марки ААШвУ сечением 2(3*150мм2) и Iдоп.ном. = 275А.
где k1=09 – поправочный коэффициент на число рядом положенных в земле кабелей; k2=113 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.
) по термической стойкости к токам к.з.
где Вк – тепловой импульс для пучка кабелей;
(суммарное сопротивление до точки к.з.).
Найдем реактивное сопротивление в конце линии:
Окончательно принимаем кабель ААШвУ сечением 2(3*150мм2) .
Iнорм.. = 3066А; Iмах. = 6132А.
выбираем кабель марки ААШвУ сечением 2(3*185мм2) и Iдоп.ном. = 310А.
Окончательно принимаем кабель ААШвУ сечением 2(3*185мм2) .
Iнорм.. = 1184А; Iмах. = 2367А.
выбираем кабель марки ААШвУ сечением (3*120мм2) и Iдоп.ном. = 240А.
Окончательно принимаем кабель ААШвУ сечением (3*120мм2).
Ошиновка и шины РУ-10кВ выполняются жесткими шинами прямоугольного сечения из алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 допустимое усилие доп.=90МПа модуль упругости Е=7.1010МПа. Максимальная нагрузка на шинах:
Выбираем сечение шин по допустимому току так как шинный мост соединяющий трансформатор с КРУ небольшой длины и находится в пределах подстанции. Выбираем алюминиевые однополосные шины размером 100х10мм Iдоп.=1820А.
) на механическую прочность.
Определим длину пролета L при условии что частота собственных колебаний будет более 200Гц.
Шины на изоляторах располагаем плашмя что позволяет увеличить длину пролета и уменьшить количество используемых изоляторов.
Рис. 6.1. Поперечное сечение жестких шин ЗРУ-10кВ.
Таким образом принимаем для расположения шин плашмя длину пролета 15м; расстояние между фазами 08.
Определим напряжение в материале шины от взаимодействия двух фаз.
где W – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия.
Условие механической прочности шин:
Таким образом шины механически прочны.
5.Выбор изоляторов РУ-10кВ.
Выбираем опорные изоляторы ИО-10-375IУ1 разрушающее усилие при изгибе 375кН.
) по номинальному напряжению:
) по допустимой нагрузке:
где Fрасч. – сила действующая на изолятор; Fдоп. .– допустимая нагрузка на головку изолятора Fдоп.=06. Fразр. Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб.
Fдоп.=06. Fразр=06.3750=2250Н.
Таким образом изолятор проходит по механической прочности.
В качестве проходных изоляторов для ввода в помещение ЗРУ-10кВ используем изоляторы типа ИП-102000-125 УХЛ1 (Iном.=2000А Fразр=125кН )
Fдоп.=06. Fразр=06.12500=7500Н.
Выбор вида и источников оперативного тока.
Оперативный ток на электрических станциях и подстанциях служит для питания вторичных устройств к которым относятся оперативные цепи защиты автоматики и телемеханики аппаратура дистанционного управления аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также для аварийного освещения. От источников оперативного тока требуется повышенная надежность их мощность должна быть достаточна для действия вторичных устройств при самых тяжелых авариях а напряжение должно отличатся высокой стабильностью. Требования повышенной надежности приводят к необходимости резервирования источников оперативного тока и распределительных цепей.
В качестве оперативного тока применяем выпрямленный оперативный ток что позволяет применить более надежные схемы и аппаратуру постоянного тока.
Для питания приводов выключателей применяем силовые выпрямительные устройства типа УКП-КМ.
Номинальное напряжение сети – 220В.
Номинальная частота – 50Гц.
Номинальное выпрямленное напряжение в режиме х.х. – 257В.
Номинальное выпрямленное напряжение под нагрузкой – 230В.
Максимальный выпрямленный ток под нагрузкой – 150А.
Время между циклами не менее – 10мин.
Габариты шкафа 1100х600х300мм.
Устройство УПК-КМ содержит электромагнитный накопитель электрической энергии позволяющий включать выключатель при отсутствии оперативного напряжения.
Устройство имеет защиту от перегрузок и токов короткого замыкания на стороне выпрямленного тока а так же контроль исправности узла накопления.
Устройство обеспечивает следующую сигнализацию:
- Отсутствие выпрямленного напряжения
- Отключение защитных автоматических выключателей.
Питание в магистраль электромагнитов включения выключателей ВБЧЭ-10 подается с выводов 150А силового выпрямителя УКП при номинальном напряжении питающей сети 220В.
Расчет нагрузок выбор трансформаторов составление схемы собственных нужд.
Мощность потребителей собственных нужд подстанции невелика (от 50 до 300кВт) поэтому они питаются от сети 380220В. Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) мощность которых выбирается в соответствии с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.
Нагрузку собственных нужд оцениваем ориентировочно на основании данных таблиц. В таблицах приведена мощность Руст. потребителей собственных нужд. Приняв для двигательной нагрузки cosφ=085 а для остальных потребителей cosφ=1 определяем Qуст. и сводим в таблицу 8.1.
Таблица 8.1. – Нагрузка собственных нужд подстанции.
Установленная мощность
Охлаждение трансформаторов ТДТН 63000110
Отопление освещение вентиляция совмещенного ОПУ с ЗРУ 10кВ
Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд:
где Кс=08 – коэффициент спроса учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности.
Выбираем два трансформатора собственных нужд марки ТМ-16010:
Sном.=160кВА Uн1=10кВ Uн1=04кВ uк=45%.
При отключении одного трансформатора второй будет загружен:
Условие выполняется т.е. трансформаторы выбраны верно.
Максимальный ток ТСН:
Для защиты ТСН от короткого замыкания и перегрузок выбираем предохранитель ПКТ-10-16-315 У3.
Технические параметры
ТСН присоединяем через предохранители к вводам 10кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ-10кВ. Вторичным напряжением 380220В от ТСН запитывается щит собственных нужд выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин секционированных автоматическим выключателем. Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении РУ-10кВ.
Выбор кабеля для ТСН:
где Iр – наибольший ток послеаварийного режима А.
Выбираем кабель ААШвУ сечением (3*16)мм2 для которого Iдоп.=75А.
Составление схемы собственных нужд.
Выбор основных конструктивных решений.
РУ-35кВ и выше сооружаются открытыми. Основные факторы определяющие конструкцию ОРУ:
)схема электрических соединений;
)уровень номинального напряжения;
)число и порядок подключения присоединений;
)возможность расширения;
)компоновка ОРУ и его элементов.
На напряжение 110кВ 35кВ применяем открытые распределительные устройства так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади размещения подстанции. Все сооружения подстанции размещаются таким образом чтобы при строительстве и монтаже а также при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные стационарные грузоподъемные средства. Для ревизии трансформаторов 110кВ предусмотрена площадка около трансформаторов с возможностью использовать автокран. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслосборные ямы для предотвращения растекания масла. Объем маслосборника рассчитан на одновременный прием 100% масла содержащегося в корпусе трансформатора. Ямы перекрыты решетками и засыпаны слоем гравия толщиной не менее 25 см. Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов..Планировка площадки ОРУ выполняется с уклоном для стека ливневых вод.
Ошиновка ОРУ выполняется гибкими проводами АС с расстоянием между фазами в ОРУ-110кВ – 300 см ОРУ-35кВ – 200 см. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов.
ЗРУ-10кВ выполняем из шкафов КРУ К-104М и К-105 на вводах. Их применение позволяет сократить время монтажа и наладки. На подстанции кабельные каналы к аппаратам выполняем раздельно чтобы при пожаре исключить возможность одновременной потери взаиморезервирующих кабельных линий. Кабельные каналы выполняем из несгораемых материалов покрытые съемными металлическими листами. ЗРУ выполняем совмещенным с ОПУ. Общеподстанционный пункт управления рассчитан на установку панелей релейной защиты и управления собственных нужд устройств связи. В ОПУ предусматривается комната для оперативного персонала.
Подстанция по периметру окружена забором и освещается прожекторами. Проезд по подстанции возможен вдоль ограждения около трансформаторов и ЗРУ-10кВ.
Расчет заземления подстанции.
На РПП предусматривается защитное заземление обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям которые нормально не находятся под напряжением но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. В качестве искусственных заземлителей применяются вертикальные или горизонтальные стальные стержни или полосы. Размещение горизонтальных заземлителей производится таким образом чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади занятой оборудованием. На территории открытого РУ прокладывают заземляющие полосы на глубине 05 – 07 м вдоль рядов оборудования со стороны обслуживания на расстоянии 08 – 01 м.
tр.з.=01с – время срабатывания релейной защиты
Так как длительность воздействия напряжения прикосновения в=0135с менее 02с то наибольшее допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп.=400В.
Определим сопротивление растекания тока от ступней
ρ=09Ом.см - удельное сопротивление грунта = 0009Ом. м .
Определим коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч=1000Ом и сопротивлению растекания тока от ступней человека Rс=00135Ом
Определим суммарную длину горизонтального заземлителя:
Коэффициент напряжения прикосновения:
lв=5м – длина вертикального заземлителя
а=5м – расстояние между вертикальными заземлителями
S= - площадь заземляющего устройства.
М=05 при однородном грунте.
Определим напряжение на заземлителе:
Определим ток однофазного замыкания из соотношения
Для подстанций у которых заземлены нейтрали 2х трансформаторов ток замыкания на землю определяют из соотношения
Определим сопротивление заземляющего устройства:
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной
Число ячеек по стороне квадрата:
Длина полос в расчетной модели:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при .
Общая длина вертикальных заземлителей:
t=07м – глубина заложения горизонтальных заземлителей.
Относительная глубина
Определим общее сопротивление сложного заземлителя преобразованного в расчетную квадратную модель.
Общее сопротивление сложного заземлителя
что является допустимым.
Напряжение прикосновения
Условие выполняется заземление выбрано верно.
Рис.10.1. Расчетная модель сложного заземлителя.
Рис. 10.2. – План-схема сетки горизонтальных заземлителей:
– ограждение подстанции (136х54м2); 2 – искусственный заземлитель РПП из сетки (130х48м2)
Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии.
Одним из главных условий бесперебойной работы подстанции является обеспечение надежной грозозащиты зданий сооружений и электрооборудования подстанции. Правильно выполненная молниезащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационный показатели.
Согласно ПУЭ (4.2.136) от стоек конструкции ОРУ с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в трех-четырех направлениях для ОРУ-35кВ и не менее чем в двух-трех – для ОРУ-110кВ.Кроме того должно быть установлено соответственно два-три или один-два вертикальных электрода длиной 3-5м на расстоянии не меньшим длины электрода. Согласно ПУЭ (4.2.140) место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора.
Защита РПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте hx защищаемого объекта (наиболее выступающие части оборудования и конструкций РУ) радиус действия молниеотвода определяем по формуле:
где h=24м – высота молниеотвода;
ha – активная высота молниеотвода;
hх=12м - высота наиболее выступающих элементов ОРУ;
р – коэффициент равный 1 при высоте молниеотвода h30м
Наименьшая ширина зоны защиты bx определяется по формуле:
Расстояние от оси установки молниеотводов до границы защищаемой зоны:
Условие для защиты объекта высотой hх внутри зоны защиты:
где D – наибольшая диагональ четырехугольника:
Таким образом принимаем шесть молниеотводов высотой 24м.
Общая зона действия шести стержневых молниеотводов показана на рис.11.1.
Рис.11.1. Схема защиты РПП молниеотводами от прямых ударов молнии.
Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений.
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно- измерительных приборов.
Перечень измерительных приборов.
Место установки прибора
Питающей линии 110кВ
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
Трехобмоточного трансформатора
Амперметр варметр ваттметр счетчики активной и реактивной энергии
Сборные шины РУ-35кВ
Сборные шины РУ-10кВ
Секционного выключателя
Амперметр счетчики активной и реактивной энергии
Таблица 12.1 – Вторичная нагрузка ЗНОЛ.06-10У3
Мощность одной обмоткиВА
(для измерения междуфазного напряжения)
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Т.Н. ЗНОЛ.06-10У3 будет работать в классе точности 05.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами выбираем контрольный кабель
КСРГ с жилами сечением 4мм2.
Таблица 12.2 – Вторичная нагрузка ТЛШ-10-20005 на вводе.
Наиболее загруженные фазы А и С.
Общее сопротивление приборов:
Допустимая нагрузка на трансформаторы тока:
Выбираем контрольный кабель АКРГВ с жилами 4мм2.
Допустимое сопротивление проводов:
где ρ=00283 Ом.м.10-6 – удельное сопротивление материала провода;
l =5м – ориентировочная длина. Трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому l=lрасч=5м.
Общее сопротивление вторичной нагрузки:
Таблица 12.3 – Вторичная нагрузка ТЛК-10 У3 для секционного выключателя.
l =5м – ориентировочная длина. Трансформаторы тока соединены в неполную звезду поэтому lрасч=
где rк=005Ом – переходное сопротивление контактов при количестве подключаемых приборов менее трех.
Таблица 12.4 – Вторичная нагрузка ТЛК-10 У3 на отходящих линиях.
Таблица 12.5 – Вторичная нагрузка ЗНОМ-35-65У1
Мощность одной обмотки
Регистрирующий вольтметр
Т.Н. ЗНОМ-35-65У1 будет работать в классе точности 05.
Таблица 12.6 – Вторичная нагрузка ТФЗМ 35Б-I У1 на вводе.
l =35м – ориентировочная длина. Трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому l=lрасч=35м.
Таблица 12.7 – Вторичная нагрузка ТФЗМ 35Б-I У1 для секционного выключателя.
l =35м – ориентировочная длина. Трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому lрасч= l =35м
Таблица 12.8 – Вторичная нагрузка ТФЗМ 35Б-I У1 на отходящих линиях.
Таблица 12.9 – Вторичная нагрузка ТФЗМ 110Б-I У1 на вводе.
l =40м – ориентировочная длина. Трансформаторы тока соединены в полную звезду поэтому l=lрасч=40м.
Таким образом прибор будет работать в выбранном классе точности.

однолинейная схема.dwg

Трансформатор тока ТФМЗ 35Б I У1
Заземляющий разъединитель ЗОН-110
Ограничитель перенапряжения нелинейный
Трансформатор тока ТФМЗ 110Б I У1
Разъединитель РГ-110
Силовой трансформатор ТДТН-63000110
Однолинейная схема подстанции

план подстанции.dwg

кабелей к потребителям
Разъединитель РГ-110
Трансформатор тока ТФЗМ 110 Б I У1
Ограничитель перенапряжения 110 кВ
Силовой трансформатор ТДТН-63000110
Ограничитель перенапряжения 10 кВ
Ограничитель перенапряжения 35 кВ
Трансформатор тока ТФЗМ 35 Б I У1