Проектирование ВЛ 110 кВ с разработкой технологической карты на установку КТП

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1.Выбор силовых трансформаторов

2.Расчет рабочих токов линии

3.Выбор марки и сечения проводов

4.Расчет токов короткого замыкания

4.1 Определение токов в радиальной схеме

4.2 Определение токов в магистральной схеме

4.3 Определение апериодической и периодической составляющей тока КЗ для любого момента времени

5.Выбор пускозащитной аппаратуры

5.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

5.2 Выбор и проверка разъединителей

6.Конструкции ВЛ

6.1 Выбор опор

6.2 Выбор изоляторов

6.3 Выбор линейной арматуры

7.Расчет заземляющих устройств

7.1 Расчет заземляющего устройства для ПС

7.2 Расчет повторного заземляющего устройства для ВЛ

8.Разработка технологической карты на установку КТП

9.Защита от атмосферных перенапряжений и грозозащита

9.1 Грозозащита

9.2 Выбор вентильных разрядников

10.Охрана труда

11.Спецификация на материалы и оборудование

Заключение

Литература



Введение

В настоящее время в связи с переходом сельского хозяйства на промышленную основу, строительством крупных животноводческих комплексов, ростом электропотребления на производстве и в быту единичные мощности электропотребителей растут. Но структура организации сельскохозяйственного производства, малая плотность населения сельских районов определяют малую плотность электрических нагрузок и значительную протяженность электрических сетей.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания сельского населения.

Воздушные линии (ВЛ) 35-110 кВ выполняются на железобетонных или деревянных опорах. Применение деревянных опор рекомендуется для ВЛ в лесных районах страны и в районах с повышенными гололедными и ветровыми нагрузками. На ВЛ-110 кВ применяют провода марки АС (сечением 70-240 мм²), на ВЛ-35 кВ - марок АС, АНС (сечение 50-150 мм² сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки.

Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА; 110/10 кВ - 2500-10000 кВА; 110/35/10 кВ - 6300-80000 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС, является обеспечение удобных заходов ВЛ. трансформатор ток замыкание подстанция

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

В проектах должны быть максимально использованы типовые и повторно используемые экономичные проекты, типовые конструкции высокой заводской готовности из эффективных и высокопрочных материалов, укрупненные монтажные элементы.



1. Выбор силовых трансформаторов

Для ПС 1:

В соответствии с приведенными нагрузками потребителей, учитывая требования к надежности электроснабжения потребителей I, II и III категорий и к качеству электроэнергии, а также ввиду невозможности дальнейшего расширения и реконструкции проектируемой подстанции в дальнейшем, устанавливается трансформатор напряжением 110 / 10 кВ

Выбор осуществляется по условию:

(3.1)

где - номинальная мощность трансформатора;

- максимальная нагрузка потребителей на текущей ПС.

Для ПС №1 максимальная нагрузка потребителей составляет 22,5 мВА. По таблице трансформаторов выбираем трансформатор, который подходит по условию

Условие выполняется. Выбор остальных трансформаторов представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры выбранных трансформаторов

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ПС	Тип	S. МВ•А.	кВ.	кВ.	кВ	%	кВт	кВт	Схема соединения обмоток.
1	ТРДН 25000 /110	25	115	-	11	10,5	30,75	120,49	Yн/Д-Д-11-11
2	ТД 40000 /110	40	121	-	6,3; 10,5	10,5	50	160
3	ТДНЖ 25000 /110	25	115	-	10,5	10,5	30	120
4	ТРДН 40000 /110	40	115	-	6,3; 10,5	10,5	36	172	Yн/Д- Д-11-11
5	ТДН 16000 /100	16	115	-	6,6; 11	10,5	19	85	Yн/Д -11
6	ТДН 16000 /110	16	115	-	6,6; 11	10,5	19	85	Yн/Д -11
7	ТДН 16000 /110	16	115	-	6,6; 11	10,5	19	85	Yн/Д-11
8	ТДТН 16000 /110	16	115	22; 34,5	6,6; 11	10,5; 17; 6.	23	100	Yн/Д-Д-11-11
9	ТДТН 16000 /110	16	115	22; 34,5	6,6; 11	10,5; 17; 6.	23	100	Yн/Д-Д-11-11
10	ТДТН 16000 /110	16	115	22; 34,5	6,6; 11	10,5; 17; 6.	23	100	Yн/Д-Д-11-11



2. Расчет рабочих токов линии

Расчет проводится для дальнейшего определения сечения проводов линии и аппаратов коммутации и защиты.

Учитывая, что рабочий ток меньше максимального, для расчета КЗ рассчитываем только максимальные токи () принимаются, определяемые по формуле:

где - номинальная мощность подстанции; - номинальное напряжение подстанции.

Для ПС 1:;= 25 МВ•А.

Для ПС 2:;= 40 МВ•А.

Для ПС 3 :;= 25 МВ•А.

Для ПС 4:;= 40 МВ•А.

Для ПС 5:;= 25 МВ•А.

Для ПС 6:;= 16 МВ•А.

Для ПС 7:;= 16 МВ•А.

Для ПС 8:;= 16 МВ•А.

Для ПС 9:;= 16 МВ•А.

Для ПС 10:;= 16 МВ•А.



3.Выбор марки и сечения провода

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Выбор сечения по нагреву производят по максимальному току линии, который уже определили.

Так же выбор сечения проводов воздушных линий напряжением 110 кВ по экономической плотности тока производится следующим образом. Экономически целесообразное сечение (F_эк):

где j_н - нормированное значение экономической плотности тока, для заданных условий работы (0,8).

Для ПС 1:;= 25 МВ•А.

Для ПС 2:;= 40 МВ•А.

Для ПС 3 :;= 25 МВ•А.

Для ПС 4:;= 40 МВ•А.

Для ПС 5:;= 16 МВ•А.

Для ПС 6:;= 16 МВ•А.

Для ПС 7:;= 16 МВ•А.

Для ПС 8:;= 16 МВ•А.

Для ПС 9:;= 16 МВ•А.

Для ПС 10:;= 16 МВ•А.

Ввиду прохождения проектируемых ответвлений ВЛ 110 кВ по территории городской застройки, учитывая возможность в дальнейшем присоединения новых потребителей, а также в соответствии с рекомендациями по проектированию городских электрических сетей для проектируемых ответвлений от ВЛ 110 кВ принимаем такие провода как:

Для ПС1: АСК 150/24

Для ПС2: АС 240/32

Для ПС3: АС 185/43

Для ПС4: АС 240/32

Для ПС5: АС 95/16

Для ПС6: АСК 120/19

Для ПС7: АС 95/16

Для ПС8: АСК 120/19

Для ПС9: АС 95/16

Для ПС10: АС 95/16



Таблица 2 - Технические данные проводов.

Марка провода	Алюминиевая часть провода	Расчетные данные провода
		Сопротивление постоянному току ом/км	Диаметр провода	Сечение, мм	Удельная масса провода кг/км
	Число проволок	Диаметр, мм
					Al	сталь
АСК 150/24	26	2,7	0,204	17,10	148	24,2	599
АС 240/32	24	3,6	0,118	21,6	244	31,7	921
АС 185/43	30	2,8	0.156	19,6	185	43,1	846
АС 95/16	6	4,5	0,301	13,5	95,4	15,9	385
АСК 120/19	29	2,4	0,244	15,2	188	18,1	471

Определяем потери напряжения в проводах.

Для каждого участка, подходящего к ПС нам необходимо подсчитать потери напряжения в проводах ВЛ. Расчет осуществляется при помощи формулы:

где , А; - активное сопротивление, ом/км; - коэффициент активной мощности; - индуктивное сопротивление; - коэффициент реактивной мощности;

Потери в проводах для ПС1:

Потери в проводах для ПС2:

Потери в проводах для ПС3:

Потери в проводах для ПС4:

Потери в проводах для ПС5:

Потери в проводах для ПС6:

Потери в проводах для ПС7:

Потери в проводах для ПС8:

Потери в проводах для ПС9:

Потери в проводах для ПС10:



4.Расчет токов короткого замыкания

4.1 Определение токов в радиальной схеме

Для уменьшения потерь в проводах, для упрощения расчетов линии и увеличения селективности защиты, при больших мощностях, принято использовать радиальные схемы.

Составляем схему замещения:



Находим сопротивление линий:

где Худ - удельное реактивное сопротивление ; L - длина линии, км; Uб - базовое напряжение, кВ; Uср - среднее напряжение, кВ.

где Sб - базовая мощность, кВ•А;

Рассчитываем сопротивление W1:

Рассчитываем сопротивление W2:

Рассчитываем сопротивление W3:

Рассчитываем сопротивление W4:

Рассчитываем ток КЗ по формулам:

где - ЭДС источника энергии, В; Iб - базовый ток, кА; - результирующее сопротивление, о.е.

Базовый ток находится по формуле:

Определяем ток КЗ в точке К1:

= W1=4,2 ом (3,4 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

где - ударный коэффициент.

Определяем ток КЗ в точке К2:

= W2=6,4 Ом (5,3 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К3:

= W3=6,3Ом (5,2 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К4:

= W3=9,3Ом (7,7 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

4.2 Определение токов в магистральной схеме

При сравнительно небольших мощностях ПС и токах короткого замыкания на них, для расчета принято использовать магистральные схемы.



Составляем схему замещения:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Находим сопротивление линий:

Рассчитываем сопротивление W5:

Рассчитываем сопротивление W6:

Рассчитываем сопротивление W7:

Рассчитываем сопротивлениеW8:

Рассчитываем сопротивление W9:

Рассчитываем сопротивление W10:

Рассчитываем сопротивление W11:

Рассчитываем сопротивление W12:

Рассчитываем сопротивление W13:

Рассчитываем сопротивление W14:

Рассчитываем сопротивление W15:

Определяем ток КЗ в точке К5:

= W5+W6 =10,23 ом (8,46 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К6:

= W5+W7+W8 =9,27 ом (7,67 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К7:

= W5+W7+W9+W10+W12 =15 ом (12,3 о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К8:

= W5+W7+W9+W10+W13+W14 =18,37 ом (15,19о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К9:

= W5+W7+W9+W10+W13+W15 =18,63 ом (15,4о.е.)

Рассчитываем ударный ток:

Определяем ток КЗ в точке К10:

= W5+W7+W9+W11 =14,17 ом (11,72о.е.)

Рассчитываем ударный ток:



4.3 Определение апериодической и периодической составляющей тока КЗ для любого момента времени

Апериодической называется постоянная по знаку составляющая тока , которая возникает в первый момент КЗ и сравнительно быстро затухает до нуля.

Периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени называется начальным током КЗ. Значение начального тока КЗ используют, как правило, для выбора уставок и проверки чувствительности релейной защиты.

Для определения данных параметров используем следующие формулы:

где - мгновенное значение ЭДС ; - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; ф - момент начала расхождения дугогасительных контактов коммутационного аппарата,с; г - отношение действующего тока короткого замыкания к току источника.

ф = 0,01 +

где - собственное время отключения выключателя.

г =

где - номинальный ток источника.

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К1:

ф = 0,01+0,15=0,16с

•0,0183= 0,391 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К2:

•0,0183= 0,256 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К3:

•0,0183= 0,258 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К4:

•0,0183= 0,175 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К5:

•0,0183= 0,16 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К6:

•0,0183= 0,175 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К7:

•0,0183= 0,108 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К8:

•0,0183= 0,087 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К9:

•0,0183= 0,087 кА

г

Определяем апериодическую и периодическую составляющую для точки К10:

•0,0183= 0,11 кА

г



5.Выбор пускозащитной аппаратуры

5.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги. В сетях 6…20 кВ применяются малообъемные масляные выключатели, выключатели с магнитным гашением дуги, вакуумные и элегазовые. В качестве генераторных выключателей мощных блоков и синхронных компенсаторов применяются так же воздушные выключатели. На напряжении 35…220 кВ применяются малообъемные масляные выключатели при предельных токах отключения 25…40 кА, а так же элегазовые и вакуумные выключатели. В сетях 110 и 220 кВ находят применение также воздушные выключатели с током отключения от 50 до 63 кА. В сетях 330 кВ и выше применяются воздушные и элегазовые выключатели. При выборе выключателей, как и прочего оборудования, следует стремиться к однотипности, что упрощает эксплуатацию. Выключатели проверяют по следующим параметрам:

· по номинальному напряжению

U_выкл = U_н

· по номинальному длительному току

? I_max.

· проверка на симметричный ток отключения

I_{откл.ном} ?



· проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания i_а.ф в момент расхождения контактов ф

I_дин ?

· Проверка на электродинамическую стойкость:

i_дин ? I_уд

· Проверка на термическую стойкость по тепловому импульсу

? В_к

где В_к - тепловой импульс,кА²•с; I_тер - предельный ток термической стойкости, кА; t_тер - длительность протекания тока термической стойкости, с.

В_к = I_по (t_св. + Т_а.)

Принимаем ко всем ПС вакуумный выключатель ВБП-110III-31,5/2000 УХЛ 1.

Таблица 3 - данные выключателя ВБП-110III-31,5/2000 УХЛ 1.

Uвыкл. кВ	Iвыкл. А	Iоткл.ном. кА	iдин. кА	Iдин. кА	Iтерм. кА	t, c	tоткл. с	tсоб.откл. с
110	2000	31,5	80	80	31,5	3	0,08	0, 07



Таблица 4 - Проверка выключателя.

1	2	3	4
Данные выключателя ВБП-110III-31,5/2000 УХЛ 1	Условие выбора выключателя	Данные ПС	ПС№
110кВ	Uвыкл = Uн	110кВ	1
		110 кВ	2
		110 кВ	3
		110 кВ	4
		110 кВ	5
		110 кВ	6
		110 кВ	7
		110 кВ	8
		110 кВ	9
		110 кВ	10
2000А	? Imax.	118А	1
		184А	2
		126А	3
		189А	4
		68А	5
		77А	6
		58А	7
		79А	8
		71А	9
		63А	10
31,5 кА	Iоткл.ном ?	14,16кА	1
		9кА	2
		10,08кА	3
		6,23кА	4
		5,25кА	5
		6,52кА	6
		3,016кА	7
		3,318кА	8
		2,98кА	9
		3,402кА	10
80 кА	Iдин ?	391А	1
		256А	2
		258А	3
		175А	4
		160А	5
		175А	6
		106А	7
		87А	8
		87А	9
		110А	10
80кА	iдин ? Iуд	35,4кА	1
		23,2 кА	2
		23,4 кА	3
		16 кА	4
		14,5 кА	5
		15,9 кА	6
		9,8 кА	7
		7,9 кА	8
		7,9 кА	9
		10,3 кА	10
31,52•0,08=79,38кА•с	? Вк Вк = Iпо (tсв. + Та.)	Вк = 15,1(0,015+0,04)= =0,83кА•с	1
		Вк = 9,9(0,015+0,04)= =0,54кА•с	2
		Вк = 10(0,015+0,04)= =0,55кА•с	3
		Вк = 6,8(0,015+0,04)= =0,37кА•с	4
		Вк = 6,2(0,015+0,04)= =0,34кА•с	5
		Вк = 6,8(0,015+0,04)= =0,37кА•с	6
		Вк = 4,2(0,015+0,04)= =0,23кА•с	7
		Вк = 3,4(0,015+0,04)= =0,18кА•с	8
		Вк = 3,4(0,015+0,04)= =0,18кА•с	9
		Вк = 4,4(0,015+0,04)= =0,24кА•с	10

Данный выключатель подходит по всем параметрам.

5.2 Выбор и проверка разъединителей

Разъединители применяются для отключения и включения цепей без тока и создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовыми выключателем и разъединителем должны предусматриваться механическая и электромагнитная блокировки, не допускающие отключения разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки. Разъединитель проверяют по следующим параметрам:

· по номинальному напряжению

U_раз. = U_н

· по номинальному длительному току

?I_max.

· по электродинамической стойкости

i_дин ? I_уд

· по термической стойкости

В_к?I_тер•t_тер

Принимаем разъединитель РДЗ - 110 / 1000 НУХЛ1 ко всем ПС.

Таблица 5 - технические данные РДЗ - 110 / 1000 НУХЛ1.

Uраз.. кВ	Iраз. А	iдин. кА	Iтерм. кА	tоткл. с
110	1000	80	31,5	3

Таблица 6 - проверка разъединителя.

1	2	3	4
Данные разъединителя РДЗ - 110 / 1000 НУХЛ1	Условие выбора разъединителя	Данные ПС	ПС№
110кВ	Uраз. = Uн	110кВ	1
		110 кВ	2
		110 кВ	3
		110 кВ	4
		110 кВ	5
		110 кВ	6
		110 кВ	7
		110 кВ	8
		110 кВ	9
		110 кВ	10
1000А	? Imax.	118А	1
		184А	2
		126А	3
		189А	4
		68А	5
		77А	6
		58А	7
		79А	8
		71А	9
		63А	10
80кА	iдин ? Iуд	35,4кА	1
		23,2 кА	2
		23,4 кА	3
		16 кА	4
		14,5 кА	5
		15,9 кА	6
		9,8 кА	7
		7,9 кА	8
		7,9 кА	9
		10,3 кА	10
31,52•3=2976кА•с	? Вк Вк = Iпо (tсв. + Та.)	Вк = 15,1(0,015+0,04)= =0,83кА•с	1
		Вк = 9,9(0,015+0,04)= =0,54кА•с	2
		Вк = 10(0,015+0,04)= =0,55кА•с	3
		Вк = 6,8(0,015+0,04)= =0,37кА•с	4
		Вк = 6,2(0,015+0,04)= =0,34кА•с	5
		Вк = 6,8(0,015+0,04)= =0,37кА•с	6
		Вк = 4,2(0,015+0,04)= =0,23кА•с	7
		Вк = 3,4(0,015+0,04)= =0,18кА•с	8
		Вк = 3,4(0,015+0,04)= =0,18кА•с	9
		Вк = 4,4(0,015+0,04)= =0,24кА•с	10



6.Конструкции ВЛ

Воздушные линии (ВЛ) служат для передачи электроэнергии по проводам, проложенным на открытом воздухе и закрепленным на специальных опорах или кронштейнах инженерных сооружений с помощью изоляторов и арматуры. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, защитные тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. В городских условиях ВЛ получили наибольшее распространение на окраинах, а также в районах застройки до пяти этажей. Элементы ВЛ должны обладать достаточной механической прочностью, поэтому при их проектировании, кроме электрических, делают и механические расчеты для определения не только материала и сечения проводов, но и типа изоляторов и опор, расстояния между проводами и опорами и т. д.

6.1 Выбор опор

Опоры воздушных линий предназначены для подвески проводов на необходимой высоте над поверхностью земли или над пересекаемыми линией техническими сооружениями (шоссе, железные дороги, иные линии электропередачи и др.). Опоры классифицируются по ряду признаков, основные из которых -- материал опоры, количество трехфазных линий, провода которых подвешены на опоре, основное назначение опоры в составе линии (тип опоры), а также способ обеспечения устойчивого вертикального положения опоры. 

Опоры выполняются из металла, железобетона и древесины. Материал для изготовления опор для той или иной линии выбирается на основании технико-экономических сопоставительных расчетов с учетом конкретных экономических условий сооружения и эксплуатации линий в рассматриваемом районе.

Пролет промежуточных опор для напряжения 110 кВ в основном 200м. Через каждые 2000 метров - анкерная опора.

До ПС1 для провода АСК150/24 принимаем:

Промежуточную опору П110 - 6В - 51шт.

Анкерную опору - У110-4 - 7шт.

До ПС2для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 78шт.

Анкерную опору - У110-4 - 10шт.

До ПС3для провода АС 185/43 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 77шт.

Анкерную опору - У110-4 - 10шт.

До ПС4 для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 114шт.

Анкерную опору - У110-4 - 14шт.

До ПС5для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 56шт.

Анкерную опору - У110-4 - 8шт.

До ПС5для провода АС 95/16 принимаем:

Промежуточную опору П110-9В - 53шт.

Анкерную опору - У110-4 - 9шт.

До ПС6для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 53шт.

Анкерную опору - У110-4 - 7шт.

До ПС6для провода АС 120/19 принимаем:

Промежуточную опору 1П110-4 - 2шт.

Анкерную опору - IУ110-2 - 2шт.

До ПС7для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 45шт.

Анкерную опору - У110-4 - 8шт.

До ПС7для провода АС 95/16 принимаем:

Промежуточную опору П110-9В - 22шт.

Анкерную опору - У110-4 - 4шт.

До ПС8для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 31шт.

Анкерную опору - У110-4 - 5шт.

До ПС8для провода АС 120/19принимаем:

Промежуточную опору 1П110-4 - 22шт.

Анкерную опору - IУ110-2 - 4шт.

До ПС9для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 41шт.

Анкерную опору - У110-4 - 6шт.

До ПС10для провода АС 240/32 принимаем:

Промежуточную опору П110-6В - 43шт.

Анкерную опору - У110-4 - 6шт.

Таблица 7 - Технические данные опор.

Тип опоры	Гололед, м.	Пролет, м.	Высота	Ширина, м.	Масса, т.
			H	Hт
1П110-4	5-20	300	34,5	22	3,34	3,54
IУ110-2	5-20	2000	22,6	8,6	3,78	4,16
П110-9В	15-20	250	27	19	3,8	2,82
У110-4	5-20	2000	23,9	10,5	4,1	5,26
П110-6В	15-20	200	35	19	2,8	3,75
IУ110-4	5-20	2000	22,6	8,6	4,08	5,57

6.2 Выбор изоляторов

Конструктивно изоляторы ВЛ подразделяются на штыревые и подвесные.

Штыревые изоляторы применяются как на линиях напряжением до 1 кВ, так и на линиях напряжением 6 - 35 кВ. Для воздушных линий напряжением 35 кВ с проводами средних и больших сечений, а также для линий более высокого напряжения применяют только подвесные изоляторы. Количество изоляторов в гирлянде зависит от рабочего напряжения линии, степени загрязненности атмосферы, материала опор и типа применяемых изоляторов. Так, для линии напряжением 35 кВ - 2-3, для 110 кВ - 6-7, для 220 кВ- 12-14 и т.д.

Принимаем для всех ПС изолятор ПСД-70Е.

Изоляторы проверяются только по одному параметру - напряжению.

Изолятор ПСД-70Е предназначен для напряжения 6-500кВ, следовательно, подходит ко всем ПС. Используем по 6 изоляторов в гирлянде.

Таблица 8 - Технические данные изолятора ПСД-70Е.

Минимальная механическая разрушающая нагрузка, кН, не менее	Строительная высота, мм	Длина утечки, мм, не менее	Выдерживаемое напряжение, кВ	Пробивное напряжение, кВ	Диаметр, мм	Масса, кг, не более
			в сухом сост.	под дождем
70	127/146	411	75	45	130	270	4,6

6.3 Выбор линейной арматуры

Линейная арматура предназначена для крепления изоляторов к траверсе опоры и для крепления провода к изоляторам.

Для крепления провода к гирлянде применяются поддерживающие глухие зажимы типа ПГ и ПГН и ушки типа У1. Для крепления гирлянды к траверсам используются узлы типа КГП и серьги типа СРС.

Расчет арматуры производится по методу разрушающих нагрузок. Коэффициент запаса прочности в нормальном режиме в условиях гололеда и ветра принимается равным 2,5. Выбор арматуры для провода осуществляется по выражению:



где - вес изолятора, кг; - максимальная нагрузка на арматуру от веса провода, даН; - минимальная разрушающая нагрузка, даН.

Определяем максимальную нагрузку на арматуру от веса провода:

АСК 150/24:

где - нагрузка от собственного веса провода, кг/мм²; F - сечение провода,мм; l - пролет,м;

Нагрузка от собственного веса провода определяется по формуле:

где р - вес провода, кг/км; Fа - сечение алюминиевой части,мм²;

Тогда:

Отсюда:

даН

АС 240/32:

Отсюда:

даН

АС 185/43:

Отсюда:

даН

АС 95/16:

Отсюда:

даН

АСК 120/19:

Отсюда:

даН

Принимаем узел крепления КГП-12-1 ко всем опорам и проверяем его по выражению:

АСК 150/24:

АС 240/32:

АС 185/43:

АС 95/16:

АС 120/19:

Данный узел крепления подходит ко всем проводам.



Таблица 9 - Технические характеристики узла КГП-12-1.

Тип узла	Размеры по рис. 1, мм	Миним. разрушающая нагрузка, даН103	Вес, даН
	H	L	D	d
КГП-12-1	104	80	20	22	12	1,72

Рисунок 1 - Конструкция узла крепленияКГП-12-1

Принимаем сцепную арматуру - серьга СРС-7-16 и ушко У1-7-16,которая так же выбирается по разрушающей нагрузке, и подходит ко всем проводам. Технические характеристики приведены в таблице 10 конструктивное исполнение - на рисунках 2а и 2б соответственно.

Таблица 10 - Техническая характеристика СРС-7-16 и У1-7-16.

Тип	Размеры по рис. 2а и 2б, мм	Миним. разрушающая нагрузка, даН103	Вес, даН
	Н	d	D	b
СРС-7-16	65	17	23	17	7	0,32
У1К-7-16	78	19,2	17	16	7	0,65



Рисунок 2 - Конструкции серьги СРС-7-16(а) и ушка У1-7-16(б)

Для крепления провода к гирлянде изоляторов применяется глухой поддерживающий зажим ПГН-3-5, выбирающийся как и вся арматура по разрушающей нагрузке, и подходящий ко всем проводам. Техническая характеристика зажима приведены в таблице 11, а конструктивное исполнение - на рисунке 3а.

Таблица 11 - Техническая характеристика поддерживающего зажима ПГН-3-5.

Тип зажима	Размеры по рис. 3, мм	Миним. разруш. нагрузка, даН103	Вес, даН
	h	L	d
ПГН-3-5	66	220	20	3,0	1,5

Рисунок 3 - Конструктивное исполнение зажима ПГН-3-5.



7.Расчет заземляющих устройств

7.1 Расчет заземляющего устройства для ПС

Для расчета ЗУ используем следующие данные:

А(ширина полосы,м) B(длина полосы,м) =15; U = 110 кВ; = 116,9 км; с (сопротивление грунта,ом) = 100 Омкм(суглинок); t (глубина заложения полосы, м) =0,7м; =10,5 кВ; Климатический район- 2;(коэфициент сезонности) =1,7;

Решение:

1)Определяется расчётное сопротивление одного вертикального электрода

=0,3=0,31001,7=51 Ом

2)Определяется предельное сопротивление совмещенного ЗУ

где - однофазное замыкание на землю,А.

Требуемое по НН

Принимается

3)Определяется количество вертикальных электродов:



а)без учёта экранирования

б)с учётом экранирования

4)Размещается ЗУ на плане и уточняются расстояния, наносятся на план.

Так как контурное ЗУ закладывается на расстояние менее 1 м, то длинна по периметру закладки равна

=(А+2)(В+2)2=(15+2)(12+2)2=62 м

Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта. По углам устанавливают по одному вертикальному электроду, а оставшиеся - между ними.

Для равномерного рапределения электродов окончательно принимается N_в=20, тогда:

где - расстояние между электродами по ширине объекта,м; - расстояние между электродами по длине объекта,м; - количество электродов по ширине объекта; - количество электродов по длине объекта.

Для уточнения принимается среднее значение отношения:

Тогда принимается коэфициент использования:

з_а=0.56

з_в=0,32

5) Определяется фактическое сопротивление ЗУ:

Проверяем эффективность заземляющего устройства:

Данное заземляющее устройство эффективно.

Принимаем вертикальный заземлитель ЗВС-3.

Длина стержня заземления, мм	Глубина монтажа,м	Диаметр стержня заземления, мм	Вес, кг
1500	4,5	16	8,3

7.2 Расчет повторного заземляющего устройства для ВЛ

1)Находим расчетное сопротивление грунта для заземлителя:

где - коэфициент учитывающий состояние грунта; - коэфициент сезонности;

2)Сопротивление одного заземлителя определяем по формуле:

где - ширина полки уголка,м; - глубина заземления, равная расстоянию от поверхности земли до середины уголка,м.

тогда:

3)Рассчитываем примерное количество заземленний:

Принимаем количество уголков равным 14.

4)По рис.27.1 «а» [Л-2, стр. 396] определяем коэфициент экранированности уголка:

=0,48

=0,33

5)Определяем сопротивление полосы связи по формуле:

Тогда:

6)Расчетное сопротивление грунта для полосы равно:

7)Подсчитываем количество повторных заземлителей:

N=788шт

8)Принимаем для повторного заземления один уголок. Общее сопротивление всех повторных заземлителей определяем по формуле:

9)Определяем общее сопротивление контура и повторных заземлений:

Проверяем на эффективность:

Заземление эффективно.Принимаем вертикальный заземлитель ЗВС-3.



8.Разработка технологической карты на установку КТП

Технология работ
Код	Исп.	Содержание операции
0-1	Э4, Э2, Э2	Получить и оформить наряд-допуск. Пройти целевой инструктаж. Подготовить приспособления, инструмент, средства защиты и автокран, проверить их исправность. Получить комплектующие, при необходимости расконсервировать. Погрузить в автомашину инструмент, приспособления, средства Прибыть на рабочее место. Получить разрешение на подготовку рабочего места. Подготовить рабочее место, выполнив все необходимые мероприятия по ТБ согласно ПОТ РМ и местных инструкций. Проверить состояние заземления, основания КТП, стоек, опор, крепления лестницы, площадки. При необходимости укрепить опоры. В шкафу низкого напряжения автоматами (рубильниками) отключить нагрузку (отходящие линии), отключить главный рубильник. Отключить разъединитель 10 кВ, убедиться, что ножи разъединителя находятся в отключенном положении, заблокировать привод разъединителя механическим замком. Проверить исправность указателя низкого напряжения. Проверить отсутствие напряжения на отходящих шинах 0,4 кВ, наложить переносные заземления по схеме. Проверить исправность указателя высокого напряжения. Проверить отсутствие напряжения на всех фазах, начиная с ближней фазы 10 кВ, наложить переносные заземления по схеме. Вывесить переносные плакаты по схеме. Получить разрешение на допуск к работе. Оформить разрешение. Провести целевой инструктаж по ТБ на рабочем месте. Допустить бригаду к работе. Провести инструктаж по технологии производства работ.
1-2	Э4, Э2, Э2	Установить, автокран в подготовленное при необходимости место и удобное для работы положение, заземлить. При необходимости оградить рабочее место, ограничить сектор перемещения стрелы крана флажками. Разгрузить и разложить приспособления и инвентарь. На подготовленной монтажной площадке размечают точки закрепления фундаментных стоек. Бурильно-крановой машиной сверлят в этих точках котлованы, устанавливают в них железобетонные стойки так, чтобы их верхние торцы находились в одной горизонтальной плоскости. Пазухи вокруг стоек засыпают песчано-гравийной смесью и послойно тщательно утрамбовывают. Раму КТП крепят к оголовкам стоек сваркой.
2-3	Э4, Э2, Э2	Силовой трансформатор устанавливают в оболочку КТП через выерной проем, закрепляют на опорном основании, подключают к распределительным устройствам со стороны высшего и со стороны низшего напряжения. По периметру подстанции сооружают заземляющее устройство, с которым с двух противоположных сторон соединяют оборудование и металлическую оболочку КТП. Вводы и выводы КТП соединяют с питающей и отходящими воздушными линиями проводами (или кабелями) и приступают к наладке оборудования.
3-5	Э4, Э2, Э2	Погрузить старый КТП на автомобиль. Собрать материалы, инструменты, приспособления и средства защиты. Привести в порядок рабочее место. Привести автокран в транспортное положение. Удалить бригаду и технику с места производства работ. Закрыть наряд. Снять переносные заземления.
4-6	Э4	Удалить бригаду. Оформить в наряде полное окончание работы. Доложить диспетчеру об окончании работы.
6-7	Э4	Включить разъединитель 10 кВ, включить главный рубильник КТП 10/0,4 кВ, открыв дверь низковольтного шкафа включить автоматы отходящих линий. Прослушать работу трансформатора на посторонние шумы. Проверить напряжение на стороне 0,4 кВ во всех фазах и направление вращения двигателей у потребителя. Закрыть дверь низковольтного шкафа на замок. Убрать лестницу.



9.Защита от атмосферных перенапряжений и грозозащита

9.1 Грозозащита

В качестве грозозащитных тросов применяются стальные канаты или иногда -- сталеалюминиевые провода со стальным сердечником увеличенного сечения. Стальные канаты условно обозначают буквой С и цифрами, указывающими площадь их сечения (например, С-35). Как правило, в качестве грозозащитных тросов на ВЛ 110 и 150кВ используют канаты 9,1-Г-1-СС-Н-140 ГОСТ 3063-80.

Таблица 12 - Данные грозозащитного каната 9,1-Г-1-СС-Н-140.

Диаметр, мм	Расчетная площадь сечения. мм2	Масса, кг/км	Маркиров. группа, Н/мм2	Разрывн. усилие, не менее Н
каната	центр. провол. 1шт	в слоях 18шт
						всех провол.	каната
9,1	1,9	1,8	48,64	417,5	1370	66700	59950

9.2 Выбор вентильных разрядников

Вентильные разрядники являются другой разновидностью искровых промежутков, отличающихся слабой неоднородностью электрического поля и нелинейным резистором для гашения дуги. Защитная функция вентильным разрядником выполняется так же, как и простым искровым промежутком, но в связи с однородностью электрического поля вольтсекундная характеристика разрядника существенно лучше, чем у трубчатого, и меньше статистический разброс пробивных напряжений. Отключение возникшего короткого замыкания производится с помощью нелинейного резистора, включенного последовательно с искровым промежутком; сопротивление этого резистора велико при рабочем напряжении и резко снижается при повышенном напряжении.

Принимаем разрядник РВС-110, и производим проверку по напряжению:

где - класс напряжения разрядника.

Данный разрядник подходит к сети.

Таблица 13. - Технические данные разрядника РВС-110.

Класс напряжения сети, кВ	Номинальное напряжение, кВ	Длина пути утечки внешней изоляции, см,  - не менее	Высота, мм,  - не более	Масса, кг  - не более	Допустимое тяжение проводов, Н,  - не менее
110	102	345	1280	175	500



10.Охрана труда

В соответствии с Трудовым кодексом Российской Федерации обеспечение безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя.

Выполнение строительно-монтажных работ, работ на воздушных линиях электропередачи осуществляется по проектам производства работ или по технологическим картам, которые содержат технические решения и основные организационные мероприятия по обеспечению безопасного производства работ и санитарно-гигиеническому обслуживанию работников.

В проектах производства работ с применением машин предусматриваются:

выбор типов, места установки и режима работы машин;

способы, средства защиты машиниста и работающих вблизи людей от действия вредных и опасных производственных факторов;

величины ограничения пути движения или угла поворота машины; средства связи машиниста с работающими (звуковая сигнализация, радиотелефонная связь);особые условия установки машины в опасной з...