Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Калининградский государственный технический университет

Кафедра электрооборудования судов и электроэнергетики

Курсовой проект

Проектирование электроустановок электрических станций и подстанций

КП.140400.62.1403.06.ПЗ

Проект выполнил

студент группы 13-ВЭЭ

Домашев К.А.

Руководитель Лозовенко В.И.

Калининград, 2016

Содержание

• Введение
• 1. Исходные данные курсового проекта
• 2. Выбор силовых трансформаторов
• 3. Выбор схемы коммутации РУ ВН подстанции
• 4. Режимы работы основного оборудования
• 4.1 Расчёт токов нормального режима
• 4.2 Расчёт тока утяжелённого режима
• 4.3 Расчет токов короткого замыкания
• 5. Выбор электрических аппаратов и проводников
• 5.1 Выбор высоковольтных выключателей
• 5.2 Выбор разъединителей
• 5.3 Выбор трансформаторов тока
• 5.4 Выбор трансформаторов напряжения
• 5.5 Выбор ошиновки и сборных шин
• 5.6 Выбор ограничителей перенапряжения
• 5.7 Выбор ВЧ заградителей
• 6. Расчёт молниезащиты
• 6.1 Общие вопросы проектирования молниезащиты подстанций
• 6.2 Расчет зоны защиты молниеотводов
• Заключение
• Список используемых источников

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической части подстанции 110 кВ, где необходимо выбрать главную схему электрических соединений, выбрать основное высоковольтное оборудование: число и мощность силовых трансформаторов, коммутирующие оборудование, трансформаторы тока и напряжения, ошиновку распределительного устройства.

Графическая часть проекта содержит принципиальную электрическую схему распределительного устройства и схему расположения оборудования подстанции (вид сверху).

1. Исходные данные курсового проекта

Вариант: № 6

Населенный пункт: Тамбов

Р_м,МВт: 45

Q_м,Мвар: 35

50% полной мощности нагрузки составляют потребители 2-й и 3-й категорий

Число питающих линий: 2

Число отходящих линий: 3

Перетоки мощности P1, МВт: 30 (cosц=0.85)

Перетоки мощности P2, МВт: 30 (cosц=0.85)

Перетоки мощности P3, МВт: 10 (cosц=0.85)

Периодическая составляющая тока КЗ, кА: 18

Номинальное напряжение Uном ,кВ: 110

2. Выбор силовых трансформаторов

Полная мощность нагрузки:

(2.1)

Ориентировочно номинальная мощность трансформатора:

(2.2)

Выбираем трехфазный трансформатор ТРДН 40000/110 с U_ном=110кВ, характеристики трансформатора приведены в таблице 2.1.

Количество трансформаторов: n_т=2

Таблица 2.1- Паспортные данные трансформатора ТРДН 40000/110

ТРДН -40000/110	40	±9*1,78	115	10,5/10,5	10,5	175	36	0,7

Анализируем нормальный режим работы:

2·S_ном.т=2·40=80МВА > S_нагр=57МВА (2.3)

Таким образом, трансформаторы обеспечивают полное электроснабжение потребителей в зимний период без перегрузки.

Рассмотрим ремонтный режим, когда будет произведено плановое отключение одного из трансформаторов во время зимнего графика нагрузки. Оставшийся в работе трансформатор будет испытывать систематическую перегрузку, так как S_нг > S_ном. Проверим её допустимость:

1) Найдём коэффициент начальной загрузки. Для этого преобразуем суточный график нагрузки в эквивалентный ступенчатый график (рисунок 2.1).

На исходном суточном графике нагрузки проводим линию номинальной мощности трансформатора S_ном.т она же линия относительной номинальной нагрузки К=1. Выше линии К=1, участок перегрузки длительностью h`, ниже участки с меньшей нагрузкой. Участки разбиваем на интервалы.

Рисунок 2.1- График нагрузки подстанции

На участке номинальной мощности определяем значения нагрузки средних линий и интервалы времени;

S1=51 о.е., Дt1=3.6ч; S2=54.5 о.е., Дt2=2.74ч; S3=61.9 о.е., Дt3=1.76ч;S4=64 о.е., Дt4=2.59ч.

2) Рассчитываем начальную нагрузку К₁ эквивалентного графика (расчет ведем в относительных единицах от максимальной мощности нагрузки);

 о.е., (2.4)

На участке перегрузки h` определяем значения нагрузки средних линий и интервалы времени:

S`1=80 о.е., Дh1=1.9ч; S`2=89.9 о.е., Дh2=4ч; S`3=96.4 о.е., Дh3=1.8ч; S`4=97.7 о.е., Дh4=4.2ч; S`5=82.5 o.e., Дh5=1.41ч;

o.e. (2.5)

Рассчитываем предварительное превышение перегрузки К₂` эквивалентного графика:

3) Сравним К`₂= 1,301 с К_max исходного графика нагрузки.

(2.6)

так как К`<sub>2</sub>=1,39 ? 0,9·К<sub>max</sub>, то принимаем K`2 = К_max

и продолжительность перегрузки графика нагрузки составляет:

(2.7)

Время перегрузки h составило 13.31 ч.

4) Проверим трансформатор на систематическую перегрузку. Для этого в [1] по таблице 4.4 при системе охлаждения типа Д, эквивалентной температуре воздуха (г. Тамбов) И = - 9.5°С, предварительной нагрузке

К₁ = 0,81 продолжительности перегрузки h = 13.31 ч найдём значение допустимой систематической перегрузки К_2доп = 1,35.

Как видно К_2доп = 1,35 > К₂=1,3 , трансформатор проходит проверку на систематическую перегрузку.

5) Проверим трансформатор на аварийную перегрузку. Для этого в [1] по таблице 4.6 при системе охлаждения типа Д, эквивалентной температуре воздуха (г. Тамбов) И = - 9.5°С, предварительной нагрузке К₁ = 0,81 продолжительности перегрузки h = 13.31 ч найдём значение допустимой аварийной перегрузки К_2доп = 1,55.

В результате К_2доп = 1,55 > К₂=1,3, поэтому на интервале h = 13.31 часов в рассматриваемом режиме трансформатор проверку проходит

6) Окончательно, на основании приведенных расчетов, принимаем к установке на подстанции двух трансформаторов ТРДН-40000/110.

3. Выбор схемы коммутации РУ ВН подстанции

При напряжении 110кВ в [1] по таблице 5.9 в схемах коммутации подстанций РУ 110кВ наиболее часто применяют схему с двумя системами шин и обходной системой. Преимущества данной схемы - это малое количество выключателей на одно присоединение, достаточно высокая надежность схемы, относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из систем шин. Также обходная система шин (ОСШ) позволяет осуществлять ремонт любого выключателя или разъединителя без нарушения работы присоединения. Принимаем две системы сборных шин с обходной представленной на рисунке 3.2

Рисунок 3.2- Две системы шин с обходной системой

К первой системе шин (1СШ) присоединены питающая линия 1 (ПЛ1) и отходящая линия 1 (ОЛ1). К 2СШ присоединены ПЛ2, ОЛ2 и ОЛ3.

4. Режимы работы основного оборудования

4.1 Расчёт токов нормального режима

Для питающей линии 1 расчётный ток нормального режима определяется по следующей формуле:

I_норм = (S_нагр/2+S1) / v3•U_ном, (4.1)

где S_нагр -мощность нагрузки;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора;

S1- переток мощности по питающей линии 1;

`S1=P1/ cosц =30/0,85=35,29 МВ·А (4.2)

Подставив значения, получим:

Для питающей линии 2 расчётный ток нормального режима

I_норм = (S_нагр/2+S2) / v3•U_ном (4.3)

S2 и S3 - перетоки мощности по питающей линии 2;

`S2=P2/ cosц =30/0,85=35,29 МВ·А (4.4)

`S3=P3/ cosц =10/0,85=11,76 МВ·А (4.5)

Подставив значения, получим:

4.2 Расчёт тока утяжелённого режима

Расчёт тока утяжелённого режима осуществляется при отключении одной питающей линии, тогда по оставшейся в работе линии будет протекать транзитная мощность и вся мощность нагрузки. Ток утяжелённого режима при выходе из строя одной из линий:

(4.6)

4.3 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) является всякое, не предусмотренное нормальными условиями работы, соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и т.п. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут привести к выходу из строя электрооборудования.

Токи короткого замыкания рассчитывают для проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и электродинамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора параметров устройств релейной защиты.

При проверке электрических аппаратов и жестких проводников вместе с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями на электродинамическую стойкость расчетным видом КЗ является трехфазное КЗ.

При проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость расчетным видом КЗ в общем случае является трехфазное КЗ.

При проверке электрических аппаратов на коммутационную способность расчетным видом КЗ может быть трехфазное или однофазное КЗ в зависимости от того, при каком виде КЗ ток КЗ имеет наибольшее значение. В соответствие с исходными данными ток КЗ имеет наибольшее значение при трехфазном КЗ, поэтому в работе будем опираться на данный вид КЗ.

Расчетные точки КЗ выбирают таким образом, чтобы токи КЗ в рассматриваемом элементе электроустановки были наибольшими.

Расчет токов короткого замыкания будем производить аналитическим способом.

По заданному току короткого замыкания I_п0 =18 кА определяем ударный ток. Значение постоянной времени затухания апериодической составляющей Т_ас принимаем равным 0,05. Тогда найдем значение ударного тока по формуле:

(4.7)

Определим значения периодической и апериодической составляющих интеграла Джоуля. Для этого нам необходимо рассчитать время отключения короткого замыкания, которое определяется по формуле:

(4.8)

где t_рз - время срабатывания релейной защиты, t_рз=0,01 с;

t_в.откл - время отключения выключателя, для элегазовых выключателей t_в.откл=0,025 с;

Тогда время отключение выключателя t_откл равно 0,035 с.

Периодическую составляющую интеграла Джоуля найдем по формуле:

(4.9)

Апериодическая составляющая интеграла Джоуля:

(4.10)

Определим значение интеграла Джоуля:

(4.11)

Найдем значение апериодической составляющей тока короткого замыкания:

(4.12)

5. Выбор электрических аппаратов и проводников

5.1 Выбор высоковольтных выключателей

В соответствии с ГОСТ 687-78 и ПУЭ выключатели выбираются по следующим условиям:

-выбор по напряжению,

(5.1)

-выбор по номинальному току,

(5.2)

-выбор по току в утяжеленном режиме,

(5.3)

-выбор по отключающей способности периодической составляющей,

(5.4)

-проверка по отключающей способности апериодического тока,

(5.5)

-проверка по включающей способности,

 (5.6)

(5.7)

-проверка по динамической стойкости,

(5.8)

(5.9)

-проверка по термической стойкости.

(5.10)

Предварительно выбираем элегазовый выключатель ВГТ-110 производства ЗАО Энергомаш (Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш.

Технические данные выключателя приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1. Технические данные выключателя ВГТ-110

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	110
Номинальный ток, А	2500
Номинальный ток отключения, кА	40
Нормированное содержание апериодической составляющей, %	40
Ток электродинамической стойкости, кА	102
Термическая стойкость, кА/с	40/3
Собственное время отключения, с	0,035

Проверка на симметричный ток отключения:

(5.11)

40 кА ? 18 кА

Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока к.з:

(5.12)

22,6 кА ? 20,84 кА

Проверка выключателя на термическую стойкость:

(5.13)

56 кА²с ? 23,54 кА²с

Проверка выключателя на электродинамическую стойкость:

(5.14)

102 кА ? 46,29 кА

Окончательно принимаем к установке элегазовый выключатель марки ВГТ-110.

5.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей проводится по следующим условиям [3]:

- по номинальному напряжению:

(5.15)

где U_c.nom - номинальное напряжение сети;

- по номинальному току:

(5.16)

- по предельным сквозным токам:

(5.17)

-по термической стойкости:

(5.18)

Если , то проверка на термическую стойкость проводится по следующему выражению:

(5.19)

Окончательно принимаем к установке разъединитель марки РНД-110Б/ 1000 У1. Сравнение расчетных данных с паспортными данными разъединителя приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Проверка разъединителя РНД -110Б/ 1000 У1

Проверяемые характеристики	Паспортные данные	Расчетные данные
Номинальное напряжение, кВ	110	110
Номинальный ток, А	1000	Iутж =731,45
Проверка по предельным сквозным токам, кА	80	46,29
Проверка на термическую стойкость, кА2·с	34,7	23,54

5.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:

- выбор по напряжению,

(5.20)

- выбор по номинальному току,

(5.21)

- выбор по току в утяжеленном режиме,

(5.22)

- проверка по термической стойкости,

(5.23)

- проверка по электродинамической стойкости,

(5.24)

Выбор по классу точности и нагрузке вторичной цепи.

Предварительно выбираем трансформатор тока элегазовый ТРГ-110УХЛ1 производства ЗАО Энергомаш (Екатеринбург)-Уралэлектротяжмаш.

Технические данные трансформатора тока приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3-Технические данные трансформатора тока ТРГ-110УХЛ1

Проверка по напряжению и токам:

Проверка на термическую стойкость

Проверка на электродинамическую стойкость

В таблице 5.4 приведены контрольно-измерительные приборы с токовыми обмотками

цепь трансформатора:

Rип=Sип/I22ном=21,5/52=0,86 Ом

Zрасч = Zпр+Zип+Zконт=0,7+0,86+0,1=1.66 Ом? Z2ном= 4 Ом

цепь линий 110кВ:

Rип=Sип/I22ном=21,5/52=0,86 Ом

Z_расч = Z_пр+Z_ип+Z_конт=0,7+0,86+0,1=1,66 Ом? Z_2ном= 4 Ом

цепь обходного выключателя:

Rип=Sип/I22ном=1,5/52=0,06 Ом

Zрасч = Zпр+Zип+Zконт=0,7+0,06+0,1=0.86 Ом? Z2ном= 4 Ом

цепь секционного выключателя:

Rип=Sип/I22ном=0,5/52=0,02 Ом

Z_расч = Z_пр+Z_ип+Z_конт=0,7+0,02+0,1=0,82 Ом? Z_2ном= 4 Ом

Таким образом, принимаем к установке трансформатор тока ТРГ-110 УХЛ1.

Таблица 5.4 Контрольно-измерительные приборы с токовыми обмотками, установленные на подстанции

Цепь	Прибор	Мощность потребляемая токовыми обмотками приборов , В·А
		Отдельным прибором	суммарная
Трансформатор с ращепленной обмоткой	Амперметр(Э350) Ваттметр(Д335) показывающий варрметр(Д335) показывающий Ваттметр(Н395) регистрирующий варрметр(Н395) регистрирующий	0,5 0,5 0,5 10 10	21,5
Линии 110 кВ	Амперметр(Э350) Ваттметр(Д335) показывающий варрметр(Д335) показывающий Ваттметр(Н395) регистрирующий варрметр(Н395) регистрирующий	0,5 0,5 0,5 10 10	21,5
Обходной выключатель	Амперметр(Э350) Ваттметр(Д335) показывающий варрметр(Д335) показывающий	0,5 0,5 0,5	1,5
Секционный выключатель	амперметр(Э350)	0,5	0,5

5.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям:

-выбор по напряжению, б

(5.27)

-выбор по мощности вторичной нагрузки,

(5.28)

где S_2расч -суммарная нагрузка измерительных приборов (до 1000В·А);

S_2ном- номинальная мощность трансформатора напряжения;

(5.29)

Предварительно выберем трансформатор напряжения ЗНГ-110-УХЛ1

производства ЗАО Энергомаш (Екатеринбург)-Уралэлектротяжмаш.

Технические данные трансформатора напряжения приведены в таблице 5.6

В таблице 5.5 приведены контрольно-измерительные приборы с обмотками напряжения установленные на подстанции.

Выбор по напряжению

Определяем наибольшую суммарную нагрузку приборов подключенных к трансформатору напряжения;

Таким образом, принимаем к установке трансформатор напряжения

ЗНГ-110-УХЛ1.

Таблица 5.5 Контрольно-измерительные приборы с обмотками напряжения, установленные на подстанции.

Таблица 5.6 Технические данные трансформатора напряжения ЗНГ-110-УХЛ1

5.5 Выбор ошиновки и сборных шин

В открытых РУ 35 кВ и выше ошиновка и сборные шины выполняются гибкими сталеалюминевыми шинами. Также гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ. Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения проверяются по экономической плотности тока:

S = I_норм / j_э (5.30)

I_норм - ток нормального режима, А;

j_э - экономическая плотность тока, А/мм².

Сечение округляется до ближайшего стандартного.

Согласно [3] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат:

- сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при Т_max до 5000 ч;

- ответвления к отдельным электроприёмникам U < 1 кВ, а также осветительные сети;

- сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений;

- сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3 - 5 лет.

В качестве проводов сборных шин будем применять провод марки АС. Сечение будем выбирать по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Для большей надёжности в качестве максимального тока нагрузки примем ток соответствующий току утяжелённого режима.

Принимаем провод марки АС-240/32,

I_доп = 605 А, S=240 мм² d = 21,6 мм, r₀ = 1.08 см.

- проверка по нагреву (по допустимому току);

I_доп = 605 А > I_утж = 592 А (5.31)

- проверка на термическую стойкость при коротком замыкании;

S_min ? S , (5.32)

где S_min - минимальное допустимое значение, мм²

S_min = vВ_к /С=v16.42 /89=45.5 мм², (5.33)

где С- коэффициент, равный 89 для алюминиевых шин

- проверка на электродинамическую стойкость при коротком замыкании;

так как i_уд=24 кА < 50 кА, то проверку гибких шин на электродинамическое действие токов короткого замыкания не производим [3].

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D=300 cм.

-проверка по условиям коронирования;

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D=300 cм.

Начальная критическая напряжённость электрического поля, кВ/см,

Е₀ = , (5.34)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0.82;

r₀ - радиус провода, см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см

Е = (5.35)

D_ср- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз,

D_ср=1,26·D (5.36)

Условие проверки:

1,07Е ? 0,9Е₀ (5.37)

Начальная критическая напряжённость электрического поля

Е₀ =

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода

Е =

Проверка:

1,07•14.17 = 15.16 кВ/см ? 0,9•32 = 28.8кВ/см

Таким образом, провод АС-240/32 по условиям коронирования проверку проходит.

Выбор сборных шин и ошиновки включает в себя выбор изоляторов ОРУ 110 кВ. Так как на ПС применяется ошиновка из гибких проводников, то применяют подвесные изоляторы. В качестве подвесных изоляторов выберем однотипные полимерные подвесные изоляторы ЛК 70/110-АIV.

5.6 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты от различного рода перенапряжений на подстанциях применяются ограничители перенапряжений (ОПН).

- выбор по номинальному напряжению;

U_ном ? U_с.ном (5.38)

Предварительно выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-110 УХЛ1, технические которого приведены в таблице 5.7

Таблица 5.7 Технические данные ограничителя перенапряженияОПН-110 УХЛ1

Тип	Класс напряжения ОПН Uном, кВ	Номинальный разрядный ток Iнр, кА	Остаточное напряжение при грозовом импульсе 10кА, кВ
ОПН-110 УХЛ1	110	10	282

- Выбор по номинальному напряжению

U_ном = 110 кВ ? U_с.ном = 110 кВ

Принимаем к установке выбранный ограничитель перенапряжения ОПН-110 УХЛ1.

5.7 Выбор ВЧ заградителей

Высокочастотные заградители серии ВЗ с естественным воздушным охлаждением предназначены для создания высокочастотных каналов связи по высоковольтным линиям электропередач.

Предварительно выбираем ВЧ заградительВЗ-1250-0,5 УХЛ1 характеристики которого приведены в таблице 5.8

Основные условия выбора ВЧ заградителей:

- выбор по номинальному напряжению;

U_ном ? U_с.ном (5.39)

- выбор по номинальному току,

(5.40)

Таблица 5.8 Технические характеристики ВЧ заградителя В3-1250-0,5 УХЛ1.

Наименование параметра	ВЗ-1250-0.5
1. Номинальный длительный ток, А	1250
2. Диапазон частот заграждения, кГц, обеспечиваемых заградителями в ком	43-57, 50-70, 60-95,
плекте с элементами настройки ЭНУ-0.5-40	80-164, 145-1000
3. Класс напряжения линий электропередач, кВ	110-330
4. Номинальный кратковременный ток короткого замыкания в течение 1с, кА	31,5
5. Ударный ток короткого замыкания, кА	80
6. Минимальное значение активной составляющей полного сопротивления, Ом	470
7. Индуктивность реактора на промышленной частоте, мГн	0,496
8. Полные потери в реакторе при номинальном токе, кВт	8,5
9. Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	У1,УХЛ1,ХЛ1,Т1
10. Габаритные размеры, мм
- в плане	1256 х1398
- высота	1448
11.Масса, кг
- исполнение У1, УХЛ 1, ХЛ1	393
- исполнение Т1	957
12. Масса ЭНУ, не более, кг	15
13. Габаритные размеры ЭНУ, мм, не более
- высота	476
-диаметр	131
14. Класс изоляции, кВ	7
15. Электрическая прочность на промышленной частоте в течение 2 с., кВ	7
16. Масса ОПН, кг	1,8
17. Габаритные размеры ОПН, мм
- высота	130
-диаметр	100
18. Элемент настройки	ЭНУ-0.5-40

- выбор по току в утяжеленном режиме,

(5.41)

- проверка по термической стойкости

(5.42)

- проверка по электродинамической стойкости,

(5.43)

Выбор по номинальному напряжению:

U_ном = 110кВ? U_с.ном = 110 кВ

Выбор по номинальному и утяжеленному току:

Проверка на термическую стойкость

Проверка на электродинамическую стойкость

Таким образом, принимаем к установке выбранный высокочастотный заградитель ВЗ-1250-0,5 УХЛ1, поскольку он отвечает основным условиям выбора.

6. Расчёт молниезащиты

6.1 Общие вопросы проектирования молниезащиты подстанций

Электрооборудование подстанции должно быть надежно защищено от прямых ударов молнии.

Участки линий электропередачи, прилегающие к РУ защищаются грозозащитными тросами. Грозозащитный трос ВЛ 110кВ присоединяется к молниеприемникам приемных порталов.

Электрооборудование РУ защищается от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами, которые устанавливаются на наиболее высоких конструкциях подстанции и надежно соединяются с заземлителями для отвода тока молнии.

Проектирование молниезащиты РУ заключается в выборе количества молниеотводов, мест установки и высоты молниеотводов с последующей проверкой защищенности оборудования РУ от прямых ударов молнии. Проверка заключается в расчете и построении зоны защиты молниеотводов. Если оборудование находится внутри зоны защиты, то вероятность попадания в него молнии очень мала.

6.2 Расчет зоны защиты молниеотводов

Высота наиболее высоких объектов проектируемой подстанции составляет 11 метров. Исходя из этого, защиту электрооборудования подстанции можно обеспечить четырьмя молниеотводами, высотой 27 метров, расположенными по углам подстанции в соответствии с рисунком 6. К установке принимаются железобетонные молниеотводы и прожекторные мачты высотой 27 метров.

Радиус зоны защиты молниеотвода R_x , в метрах определяется по формуле:

R_x=1,88•(0,8• H - H _x) (6.1)

где H - высота молниеотвода, м;

H _x - высота наиболее высокого защищаемого объекта, м.

По формуле (6.1):

R_x = 1,88 • (0,8• 27 - 11₎ = 19,9м

Рисунок 6 - Зона защиты молниеотводов.

Максимальная высота зоны защиты между молниеотводами H_o , в метрах, определяется по формуле:

H _o = H - (a / 7) (6.2)

где a - расстояние между молниеотводами, м.

Для молниеотводов М1 и М2 (в соответствие с рисунком 6), по формуле (6.2):

H _o12 = 27 - (76,8 / 7) = 16,02 м.

Для молниеотводов М2 и М3, по формуле (6.2):

H _o23 = 27 - (66 / 7) = 17,57 м.

Для молниеотводов М3 и М4, по формуле (6.2):

H _o34 = 27 - (87,20 / 7) = 14,54 м.

Для молниеотводов М1 и М4, по формуле (6.2):

H _o14 = 27 - (60,8 / 7) = 18,31 м.

Т.е. максимальная высота зоны защиты больше требуемой минимальной высоты зоны защиты, равной 11 м.

Минимальное расстояние между линией соединяющей молниеотводы и границей зоны защиты R₀ , в метрах, определяется по формуле :

R_о = 1,88 • (0,8• h_о - h_x) (6.1)

Для молниеотводов М1 и М2, по формуле (6.1):

R_о12 = 1,88 • (0,8• 16,02 - 11) = 3,41 м.

Для молниеотводов М2 и М3, по формуле (6.1):

R_о23 = 1,88 • (0,8• 17,57 - 11) = 5,74 м.

Для молниеотводов М3 и М4, по формуле (6.1):

R_о34 = 1,88 • (0,8• 14,54 - 11) = 1,19 м.

Для молниеотводов М1 и М4, по формуле (6.1):

R_о14 = 1,88 • (0,8• 18,31 - 11) = 6,86 м.

Как видно из расчетов для всех пар молниеотводов H_o больше 11 м и R_о больше нуля, следовательно высота и количество молниеотводов и расстояния между ними достаточны для защиты электрооборудования подстанции внутри границы зоны защиты пар молниеотводов.

Для надежной защиты оборудования внутри территории подстанции, ограниченной зоной защиты всех четырех молниеотводов, должно выполняться условие, определяемое соотношением:

D ? 8 • (H - H _x) = 8 • (27 - 11₎ = 128 (49)

где D - расстояние между наиболее удаленными молниеотводами, м.

В соответствие с рисунком 6, расстояние между наиболее удаленными молниеотводами D равно 117,8 м и условие (39) выполняется:

117,8 ? 8 • (27 - 11,35₎ = 128

Условие (49) выполняется, значит, оборудование внутри четырехугольника из молниеотводов надежно защищено.

Согласно ПУЭ, дополнительно выполняем защиту здания закрытого РУ путем заземления железобетонных несущих конструкций и кровли.

электрический подстанция высоковольтный молниеотвод

Заключение

В курсовом проекте проектировалась электрическая часть подстанции 110 кВ. При выборе основного оборудования учитывалась мощность нагрузки и транзитная мощность, передаваемая по линиям.

Выбор электрических аппаратов производился на напряжение 110 кВ для условий нормального и утяжеленного режима. Также оборудование проверялось на термическую и электродинамическую стойкость при коротких замыканиях.

Были выбраны два силовых трансформатора мощностью 40 МВ·А каждый. Применена типовая схема распределительного устройства две системы шин с обходной . Выбраны современные элегазовые выключатели.

Все проектные решения нацелены на достижение наилучших показателей при передаче и распределении электроэнергии - основой функции подстанции.

Список используемых источников

1. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш. и др. Проектирование схем электроустановок: учебное пособие для вузов, - 2-е изд., М: Издательский дом МЭИ, 2006.

2. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы - М.: Энергоатомиздат, 1970.

3. Правила устройства электроустановок . Минэнерго СССР 6-е издание

М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Стандарт организации ОАО «ФСКЕЭС». Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 -750 кВ. Типовые решения. - ОАО «ФСКЕЭС», 2007.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Спра-вочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

6. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - 6-е изд., испр. И доп. - М.: Энергосервис, 2009. -440 с.

7. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций : СО 153-34.21.122.-2003 : утв. Приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 280. - Введ. 30.06.2003

Размещено на Allbest.ru

...