Городская подстанция

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Задание

1. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов

2. Выбор типовой схемы РУ

3. Выбор аппаратов и токоведущих частей

3.1 Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока

3.2 Расчет токов К.З

3.3 Выбор коммутационных аппаратов

3.3.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

3.3.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН

3.4 Выбор шин

3.4.1 Выбор шин и изоляторов на стороне ВН

3.4.2 Выбор шин и изоляторов на стороне НН

3.5 Выбор средств ограничения токов К.З

3.6 Выбор средств защиты от перенапряжения

3.7 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

3.7.1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на стороне ВН

3.7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на стороне НН

4. Собственные нужды подстанции

5. Расчет заземления подстанции

Список литературы

трансформатор рабочий ток подстанция



Введение

В единой энергетической системе России значительно возрастает роль электрических подстанций напряжением 35 кВ и выше для бесперебойного электроснабжения потребителей, передачи и распределения электроэнергии, поддержания нормальных параметров работы потребителей.

Мощности подстанций непрерывно растут на всех ступенях системы электроснабжения (СЭС), повышаются требования к их надежности, удобству и безопасности обслуживания. При этом основная роль распределительной сети принадлежит сетям напряжением 110 и 220 кВ. Так, в 90-е годы по сетям 110 кВ передавалось около 80% всей нагрузки энергосистемы страны.

Важным шагом по пути индустриализации строительства подстанций, повышения степени заводской готовности стало освоение комплектных трансформаторных подстанций (КТП) заводского изготовления. Были разработаны проекты, а в 80-е годы освоено производство серии КТПБ-110 кВ (комплектная трансформаторная подстанция из блоков заводского изготовления). Выпущены первые образцы КТПБ-220кВ. Освоено заводское производство ячеек комплектных распределительных устройств 110 кВ блочного типа (КРУБ-110). Эта конструкция основана на применении жесткой ошиновки без сооружения порталов. Разработаны КРУБ-220-330 кВ. Современные тенденции индустриального монтажа, внедрение нового оборудования на подстанциях должны найти свое отражение и в учебном проектировании.



Задание

Дано:

Подстанция городская.

Сторона высшего напряжения:

Напряжение на высшей стороне, кВ;

Число вводов, ;

Число отходящих ВЛ, ;

Транзитная мощность, МВ•А.

Сторона низшего напряжения:

Напряжение на низшей стороне, кВ;

Мощность нагрузки, МВ•А;

Число отходящих линий, .

Реактивное сопротивление системы, при SБ = 100МВ·А: о.е.

Удельное сопротивление слоев грунта:

Ом•м;

Ом•м;

Толщина верхнего слоя грунта: м.

Коэффициент, учитывающий наличие потребителей 1-ой и 2-ой категорий: .

Таблица 1 - Типовой график нагрузок

Часы	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
Р, %	35	35	50	80	100	75	90	100	90	60	50	35
Q, %	30	30	50	75	100	70	80	100	90	60	45	30
S, %	32,6	32,6	50	77,5	100	72,5	85,2	100	90	60	47,6	32,6



1. Выбор числа и мощности трансформаторов

В соответствии с НТП /1/ и ГОСТом 14209-85 на подстанциях 35-750 кВ всегда следует выбирать трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы) и только в исключительных случаях возможно использование группы из однофазных или группы из двух трехфазных трансформаторов половинной мощности.

При наличии РУ трех (ВН, СН, НН) напряжений целесообразно использовать трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы. Следует помнить, что при Uсн=35 кВ устанавливаются трехобмоточные трансформаторы, а при Uсн = 110кВ - автотрансформаторы.

Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-87) требует применения на подстанциях 35 кВ и выше трансформаторов с встроенными устройствами для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) /3,с.99-105; 4,с. 227-229/.

На подстанциях 35-750 кВ всех категорий, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции, т.е. Sт.ном.? (0,65-0,7)·Sмакс.

Мощность трансформаторов определяется с учетом аварийных и систематических перегрузок. Систематические перегрузки имеют место на однотрансформаторных и трехтрансформаторных подстанциях. В аварийных условиях (при отказе одного из трансформаторов) для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается в течение не более 5 суток перегрузка на 40 %, но не более 6 часов в сутки, если коэффициент начальной нагрузки К1 не превышает 0,93.

Максимальная нагрузка:

где Sнг.max - максимальная полная нагрузка на расчетный уровень 5 лет; K12 - коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий, k12 = 0,75; n - число параллельно работающих трансформаторов (n = 2); 1,4 - коэффициент, учитывающий нагрузочную способность.

1. Выбираем трансформатор марки ТДН-16000/110.

Таблица 2 - Паспортные данные трансформатора.

Тип	Пределы Регулирования	UВН.ном кВ	UНН ном кВ		, кВт	, кВт	, %	, Ом	, Ом	, квар
ТДН-16000/110	±9*1,78%	115	10,5	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112

Рисунок 1. Суточный график нагрузок трансформатора.

Определяем коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика:

где S1, S2,…, Sm - значение нагрузки в интервалах Дt1, Дt2,…, Дtm.

Находим предварительное значение коэффициента максимальной нагрузки К2/ в интервале h=Дh1+ Дh2+…+ Дhp:

Зная среднюю эквивалентную температуру окружающей среды за время действия графика нагрузок (охл.), систему охлаждения трансформатора (М, Д, ДЦ, Ц) по таблицам, приведенным в ГОСТе 14209-85, определяют допустимость относительной перегрузки К2 и ее продолжительность h (см. табл. 3). Это значение допустимой аварийной перегрузки определяется по ГОСТу 14209-85 в зависимости от коэффициента начальной нагрузки К1, температуры окружающей среды Оохл во время возникновения аварийной перегрузки К2 и длительности перегрузки h. Максимальное значение аварийной перегрузки не должно превышать 2,0·Sт.ном. (см. табл. 4).



Таблица 3 - Нормы максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов (для района Западной Сибири и Урала)

h, ч	М и Д
	К2 при значениях К1=0,25 - 1,0
	0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
0,5	+	+	+	+	+	+	+	1,84
1,0	+	+	+	2,0	1,94	1,86	1,76	1,60
2,0	1,76	1,73	1,7	1,67	1,63	1,56	1,51	1,40
4,0	1,46	1,44	1,43	1,41	1,39	1,36	1,32	1,25
6,0	1,33	1,32	1,31	1,30	1,29	1,27	1,24	1,20
8,0	1,26	1,26	1,25	1,24	1,23	1,22	1,20	1,17
12,0	1,19	1,19	1,18	1,18	1,17	1,16	1,15	1,13
24,0	1,08	1,08	1,08	1,08	1,08	1,08	1,08	1,08

Таблица 4 - Нормы максимально допустимых аварийных перегрузок трансформаторов (для района Западной Сибири и Урала)

h, ч	М и Д
	К2 при значениях К1=0,25 - 1,0
	0,25	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
0,5	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
1,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	1,9
2,0	1,9	1,9	1,9	1,9	1,8	1,8	1,8	1,7
4,0	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,5	1,5
6,0	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,4	1,4
8,0	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
12,0	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
24,0	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4

Поскольку по таблице 2 при К1=0,67 и h = 8 часов для выбранного трансформатора, К2доп=1,4 > K2=1,25 , то трансформатор допускает аварийную перегрузку по данному графику нагрузки.



2. Выбор типовой схемы РУ

Для распределительных устройств 35-750 кВ разработаны и утверждены схемы, которые применяются при проектировании. Определяющим для выбора является число присоединений. В нашем случаем проектируем подстанцию городскую с 4-мя присоединениями на стороне ВН. Поэтому применим двойная систему шин с обходной.

Достоинства данной схемы:

- гибкость до 110 кВ;

- надёжность первой и второй категории

- относительные простота и низкая стоимость РУ.

На стороне НН выбираем РУ с одинарную секционированной системой

сборных шин, т. к. данная схема обладает рядом преимуществ:

- достаточно высокая надежность, гибкость;



3. Выбор аппаратов и токоведущих частей

Для принятой главной схемы следует выбрать: выключатели; разъединители, отделители, короткозамыкатели; ошиновку трансформаторов; кабель одной из потребительских линий 6-10 кВ; сборные шины РУ6-10 кВ; реакторы; разрядники; измерительные трансформаторы тока и напряжения.

3.1 Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего тока

При выборе аппаратов и ошиновки в цепи трансформаторов по номинальному току необходимо учитывать максимальное значение нормального, послеаварийного и ремонтного режимов, а также перегрузочную способность трансформаторов.

Ток трансформатора на стороне ВН при 2- х работающих трансформаторах:

Ток шин на стороне ВН:

Ток трансформатора на стороне НН при 2- х работающих трансформаторах :



В секционном выключателе и сборных шинах на стороне НН Iмакс=1210 А.

3.2 Расчет токов К.З

Секционный выключатель на шинах 6-10 кВ понизительной подстанций принят нормально отключенным для ограничения токов короткого замыкания и включается раздельно. Расчетная схема приведена на рисунке № 2и №3.

Sб=100 МВ·А, Uб=110 кВ, . Найдем сопротивление трансформатора в о. е., приведенное к базисным величинам.

Ток базисный будет равен:

Ток трехфазного КЗ на стороне ВН:



Рисунок 2. Расчётная схема

Ударный ток трехфазного КЗ на стороне ВН:

, где kу=1,93 при КЗ на шинах ВН.

Ток трехфазного КЗ на стороне НН:

Рисунок 3. Расчётная схема

Ударный ток трехфазного КЗ на стороне НН:

, где kу=1,85 при КЗ на шинах НН.



3.3 Выбор коммутационных аппаратов

3.3.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям короткого замыкания. Установим на стороне ВН элегазовые выключатели марки LTB145 и разъединители РГП СЭШ-110/1250.

Таблица 5 - Условия выбора и проверки выключателей и разъединителей на стороне ВН

Условия выбора	Параметры выключателя	Параметры разъединителя
Номинальное напряжение	Uном = Uсети = 110 кВ	Uном = Uсети = 110 кВ
Номинальный ток	Iном = 2000А > Iмакс.раб = 128 А	Iном = 1210 А > Iмакс.раб = = 128 А
Номинальный ток отключения симметричный	Iоткл.ном = 40 кА > Iп.ф = = 20 кА	-
асимметричный		-
Динамическая стойкость	Iдин.ст = 102 кА > iуд = = 54 кА	Iдин.ст = 80 кА > iуд = = 54кА
Термическая стойкость	> >	>

Примечание: Iп.ф = Iп.0 =20 кА - периодическая составляющая тока К.З. в момент расхождения контактов, tотк = tр.з.макс + tсобс.в = 0,14 с -

- время отключения, tр.з.макс = 0,1 с - время срабатывания релейной защиты, tсобс.в = 0,04 с - собственное время отключения выключателя, Tа = 0,115 с - постоянная времени апериодической составляющей при К.З. на шинах ВН, вн = 0,62 номинальное относительное содержание апериодической составляющей, ia.ф = кА -

- апериодическая составляющая.

3.3.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН

Установим на стороне НН вакуумные выключатели марки ВВЭ-10-31,5 и разъединители РВВ-10.

Таблица 6 - Условия выбора и проверки выключателей и разъединителей на стороне НН

Условия выбора	Параметры выключателя	Параметры разъединителя
Номинальное напряжение	Uном = Uсети = 10 кВ	Uном = Uсети = 10 кВ
Номинальный ток	Iном = 2000А > Iмакс.раб = = 1210 А	Iном = 2000 А > Iмакс.раб = = 1210 А
Номинальный ток отключения симметричный	Iоткл.ном = 31,5 кА > Iп.ф = = 16,1 кА	-
асимметричный		-
Динамическая стойкость	Iдин.ст = 81 кА > iуд = = 42,6 кА	Iдин.ст = 80 кА > iуд = = 42,6 кА
Термическая стойкость	> =	>

Примечание: Iп.ф= Iп.0=16,1 кА - периодическая составляющая тока К.З. в момент расхождения контактов, tотк=tр.з.макс+tсобс.в=0,14 с- время отключения, tр.з.макс=0,1 с - время срабатывания релейной защиты, tсобс.в=0,04 с - собственное время отключения выключателя, Tа = 0,065 с - постоянная времени апериодической составляющей при К.З на шинах НН, вн = 0,65 номинальное относительное содержание апериодической составляющей, ia.ф = кА -

- апериодическая составляющая.

3.4 Выбор шин

На подстанциях (в открытой части) применяются провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплексным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жесткая ошиновка.

3.4.1 Выбор шин и изоляторов на стороне ВН

На стороне ВН выполним шины проводом АС. Так как Iмакс.вн = 448А, то выбираем провод АС-300/39 , F=301 мм2 , d = 24 мм, Iдоп = 710 А.

Проверим провод на термическую стойкость. Примем С = 85.

Тогда:

Следовательно, шина проходит по термической стойкости.

Проверим по условиям короны. Начальная критическая напряженность равна:



где см - радиус провода, m- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных m=0.82).

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода равна:

где U=110 кВ - линейное напряжение сети,

Dср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, для 110 кВ - 500см.

Проверим условие отсутствия короны:

Вывод: шина проходит по условию короны.

Выберем изоляторы. Гибкие шины крепятся на подвесные изоляторы. Выбираем изоляторы С6-450-II-02 УХЛ, Т1. Uн=110 кВ. Fразр=6 кН.

Проверяем изоляторы на механическую прочность.

Fдоп = 0,6 * Fразр = 0,6 * 6 = 3,6 кН.

где l=5 длина пролета между изоляторами шинной конструкции.

То есть данные изоляторы проходят по механической прочности.



3.4.2 Выбор шин и изоляторов на стороне НН

Выполним ошиновку на стороне НН жесткими однополосными шинами. Так как Iмакс.раб=1210 А, то выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечением 120x10 мм с Iдоп = 2070 А. С учетом поправочного коэффициента на температуру 1,05, Iдоп = 2070·1,05=2173,5 А.

Проверим провод на термическую стойкость. Примем С=85. Тогда

Следовательно, шина проходит по термической стойкости.

Проверим шины на механическую прочность. Наибольшее предельное усилие при трехфазном КЗ равно:

где а= 0,25 м - расстояние между фазами.

Максимальный изгибающий момент равен:

где l = 3 м длина пролета между изоляторами шинной конструкции.

Момент сопротивления системы:

где b и h - соответственно высота и ширина шины.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента равно: 

Допустимая нагрузка равна:

Проверим условие прочности:

Вывод: шина проходит по механической прочности.

Выберем изоляторы. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах. Выбираем изоляторы С4-80 II УХЛ1. Uн=10 кВ. Fразр=4 кН.

Проверяем изоляторы на механическую прочность.

Fдоп = 0,6 * Fразр = 0,6 * 4 = 2,4 кН.

где l = 3 м длина пролета между изоляторами шинной конструкции.

То есть данные изоляторы проходят по механической прочности.

3.5 Выбор средств ограничения токов КЗ

Дополнительные средства токоограничения не устанавливаем, так как выполняется условие Iп.0 = 16,1 кА < 20 кА.

3.6 Выбор средств защиты от перенапряжении

Устанавливаем для защиты подстанции от набегающих с линии волн атмосферных перенапряжении и от внутренних перенапряжении на стороне ВН: ОПН марки ОПН-110/73-10 11 УХЛ1; а на стороне НН: ОПН-П1-1011 УХЛ1.

3.7 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

3.7.1 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на стороне ВН

Трансформаторы тока (ТТ) нужно выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначена для включения электроизмерительных приборов, другая - для релейной защиты. Класс точности ТТ при включении в их цепи счетчиков должен быть 0,5. Для остальных измерительных приборов достаточно класса 1,0.

Возьмем трансформатор типа: ТФЗМ-110Б-I У1 с Uном = 110 кВ.

Электродинамическая стойкость: iдин.ст = 62 кА > iуд = 54 кА.

Термическая стойкость:

По вторичной нагрузке ТТ выбирают из условия Z2 ? Z2ном. Для данного трансформатора при классе точности 1,0: Z2ном = 4 Ом. Пусть в цепь ТТ будет включен амперметр Э-541 с сопротивлением 0,01 Ом . Тогда примем расчетную длину провода lрасч = 30 м, сечение провода из алюминия 2,5 , с=0,0175 Ом.мм2/м. Сопротивление контактов Rконт = 0,1 Ом.

Тогда, Z2 = Rприб + Rконт + = 0,01 + 0,1 + Ом<4 Ом.

Трансформаторы напряжения (ТН) выбираются по номинальному напряжению, по конструкции и классу точности. Они устанавливаются на каждой секции сборных шин для питания параллельных катушек измерительных приборов всех отходящих линий данной секции, а также приборов в цепи трансформатора.

Установим на стороне ВН трансформатор напряжения: НКФ-110-83У1 с Uв.ном = 110 кВ, S2ном. = 400 В*А (класс точности 0,5).

По величине вторичной нагрузки ТН выбираются из условия:

Установим вольтметр ЕВ3020 с Sприб = 4 В*А с cosцприб = 0,9. Так как прибор один , то S2 = 4 В*А < S2.ном = 400 В*А, т.е. ТН удовлетворяет всем условиям.

3.7.2 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на стороне НН

Возьмем трансформатор тока типа: ТЛ-10-1У3 с Uном = 10 кВ.

Электродинамическая стойкость: iдин.ст = 128 кА > iуд = 42,6 кА.

Термическая стойкость:

По вторичной нагрузке ТТ выбирают из условия Z2 ? Z2ном.

Надо учесть что в цепь ТТ на стороне НН устанавливаются амперметр, ваттметр, варметр и счетчик активной энергии. Для данного трансформатора при классе точности 0,5: Z2ном = 0,8 Ом. Пусть во вторичную цепь ТТ будет включен амперметр Э-539 с сопротивлением Rа=0,015 Ом, Счетчик СЭТ-4ТМ-03 с потребляемой мощностью 0,4 В*А. Тогда примем расчетную длину провода lрасч = 30 м, сечение провода из меди 2,5 , с=0,0175 Ом.мм2/м. Сопротивление контактов Rконт = 0,1 Ом.

Тогда,



Вывод: алюминиевый провод сечением 2,5 удовлетворяет условиям подключения измерительных приборов.

Выбор трансформаторов напряжения. Устанавливаем на сторону НН трансформатор напряжения типа: НТМИ-10-66У3 Uв.ном = 10 кВ, S2ном. = 120 В*А (класс точности 0,5).

По величине вторичной нагрузки ТН выбираются из условия:

Установим вольтметр ЕВ3020 с Sприб = 4 В*А с cosцприб = 0,9. Так как прибор один , то S2 = 4 В*А < S2.ном = 120 В*А, т.е. ТН удовлетворяет всем условиям.



4. Собственные нужды подстанции

Мощность, состав потребителей и схема питания собственных нужд (СН) подстанции зависят от мощности главных трансформаторов, класса напряжений, конструктивного выполнения подстанции, способа обслуживания и вида оперативного тока.

В настоящее время большинство подстанций эксплуатируется без постоянного обслуживающего персонала.

На выбор тока влияет оборудование подстанции. Например, если приводы выбранных выключателей выпускаются только на постоянном оперативном токе, то на подстанции необходимо установить аккумуляторную батарею с соответствующими подзарядно-разрядными устройствами. В других случаях допустимо использовать выпрямленный или переменный оперативный ток, что удешевляет подстанцию и упрощает ее эксплуатацию.

В соответствии с «НТП подстанций» на одно трансформаторных подстанциях с постоянным оперативным током, где нет синхронных компенсаторов (СК), воздушных выключателей, а у главного трансформатора нет и принудительного охлаждения, устанавливается один трансформатор собственных нужд. Во всех других случаях на подстанции устанавливается, как правило, два трансформатора СН.

Схема подключения трансформаторов собственных нужд выбирается из условия надежного обеспечения питания ответственных потребителей. На двух трансформаторных подстанциях с переменным или выпрямленным оперативным током, трансформаторы СН присоединяются через разъединители и предохранители (если последние проходят по токам к.з.) на участке между выводами НН силовых трансформаторов и выключателями.

Такое включение обеспечивает возможность пуска подстанции независимо от наличия напряжения в сети 6-10кВ. На подстанции с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам РУ 6-10 кВ через разъединители, предохранители или выключатели. При отсутствии таких РУ - к обмоткам НН силовых трансформаторов.

Выбор мощности трансформаторов собственных нужд.

Выбор трансформаторов начнем с расчета нагрузки. Нагрузки подстанции представлены в таблице № 7.

Таблица 7 - Расчет нагрузок

Наименование нагрузок	Установленная мощность, кВт	Cosц	Расчетная нагрузка на трансформатор, кВт, квар
	Мощность и количество	Всего		Лето	зима
				Кс	Pл= P Kc з	Q = Pл*tgц	Kc	Pз= P *Kc з	Q = Pз*tgц
Освещение ОРУ- 110 кВ Освещение ЗРУ с ОПУ Отопление ЗРУ с ОПУ Охлаждение трансформаторов. Аппаратура связи и телемеханика. Постоянно включенные лампы и измерительные приборы. Панель зарядно-подзаряного устройства АКБ типа ВАЗП-380/260-40/80. Вентиляция и технологическая нагрузка подстанции	- - - 3х2 - - - -	13 3,5 40 6 1,5 1,0 15 10	1 1 1 0,85 1 1 1 1	0,5 0,7 - 0,85 1 1 0,12 1	6,5 2,45 - 6 1,5 1,0 1,8 10	- - - 3,72 - - - -	0,5 0,7 1 0,85 1 1 0,12 1	6,5 2,45 40 6 1,5 1,0 1,8 10	- - - 3,72 - - - -

Итого: - - - - 29,25 3,72 - 69,25 3,72



Полные мощности по сезонам равны:

Максимальная расчетная мощность приемников Sрасч = = 69,35 кВ*А.

Мощность трансформаторов при «горячем» резерве равна:

Sт = Sрасч = 69,39 кВ*А.

Дополнительная мощность определяется следующими нагрузками:

Аварийная вентиляция Sа.в = 2*0,18 = 0,36 кВ*А.

Ремонтная нагрузка Sрем = 25*1 = 25 кВ*А.

В ремонтных условиях с учетом нагрузки на 15 % Kпер=1,15.

Тогда принимаем трансформаторы типа ТМ-63/10.



5. Расчет заземления подстанции

Территория, на которой размещается электроустановка, оборудуется заземляющим устройством, основной функцией которого является защита обслуживающего персонала от поражения электрическим током. Рассчитаем заземление для электроустановок ОРУ 110 кВ.

Намечаем схему заземляющего устройства, причем контур должен перекрывать территорию электроустановки (рис. 4). Примем площадь контура равной S = 50 x 20 = 1000 . Длину вертикальных заземлителей lв принимаем равной расстоянию между ними a и равной 5м. Предварительно определяется количество вертикальных заземлителей:

где П - периметр заземляющего устройства, а - расстояние между вертикальными заземлителями.

Соответственно, число вертикальных заземлителей на меньшей стороне контура равно , а горизонтальных - . Число вертикальных заземлителей на большей стороне контура равно , а горизонтальных - . Глубину, на которую укладывают заземляющее устройство, принимаем равной 0,6 м.

Рисунок 4. Схема заземляющего устройства.

Время воздействия напряжения прикосновения будет равно , где tр.з. - время действия релейной защиты, tо.в. - полное время отключения выключателя.

По этому времени определяем допустимое напряжение прикосновения, оно равно Uпр.доп = 400 В.

Определим коэффициент напряжения прикосновения Kп. Для начала определим параметр М1, для М1=0,82. Коэффициент в, учитывающий сопротивление стекания тока со ступеней на землю:

Суммарная длина горизонтальных заземлений Lг = 470 м. Тогда,

Определяем напряжение на заземлении:

Допустимое сопротивление:

Здесь Iз = 20000 А - ток трехфазного КЗ на стороне ВН.

Заземляющее устройство преобразуется в расчетную модель квадратной формы, площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же, как в реальной модели рис. 5. 

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5. Расчетная модель заземляющего устройства

Сторона квадратной модели, число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии равенства расстояния между ними их длине (а =?в):

Определяем относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчетной модели (по таблице): с1/с2 = 7,64, с относительной толщиной слоя

сэ =1,48 Ом/м.

По расчетной модели устройства определяется параметр A1.

Находится сопротивление заземляющего устройстве с учетом естественных заземлителей:

Сопротивление заземлителя не превышает допустимое и обеспечивает безопасность обслуживающего персонала в случае прикосновения к заземленным частям электроустановки.



Список литературы

1. Мошкин В.И. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию.

2. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций. - М.: Издательский центр «Академия», 2055. - 448 с.

3. Электронный справочник Южно-уральского Государственного Университета.

Размещено на Allbest.ru

...