Проектирование районной понизительной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Расчёт суммарных электрических нагрузок на шинах подстанции

2. Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов

3. Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам

4. Расчёт токов короткого замыкания

5. Выбор аппаратов, шин, кабелей

6. Выбор вида и источника оперативного тока

7. Расчет нагрузок, выбор трансформаторов и составление схемы собственных нужд

8. Выбор основных конструктивных решений

9. Расчёт заземления подстанции при удельном сопротивлении грунта с=100 Ом·м

10. Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии

11. Определение видов учёта электроэнергии и электрических измерений

Литература

1 Расчет суммарных электрических нагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии

Для определения токов нормального и послеаварийного режимов и выбора мощности трансформаторов производится расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений: низшего напряжения (НН); среднего напряжения (СН) и в целом по подстанции по форме (табл.1.1) с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузки k_см=0,9.

Таблица 1.1- Расчёт суммарных нагрузок подстанции

Наименование	Pмi,	tg	Qмi,	Sмi,	P?,	Q?,	S?,	S?расч,
потребителей	МВт		Мвар	МВА	МВт	Мвар	МВА	МВА
Потребители НН
1. Инструментальный завод	13	0,5	6,5	14,534
2. Металлург.производство	7	0,5	3,5	7,826
3. Цех подготовки шихты	2,5	0,5	1,25	2,795
4. Компрессорная	3,5	0,5	1,75	3,913
5. Насосная	4	0,5	2	4,472
Суммарная нагрузка на шинах НН S?НН					30	15	33,541
Потребители СН
1. Комбинат полимеров	25	0,4	10	26,926
Суммарная нагрузка на шинах СН S?СН					25	10	26,926
Суммарная трансформируемая нагрузка НН и СН S?ТР					55	25	60,415
Суммарная расчетная нагрузка подстанции S?РАСЧ								54,374

Расчет нагрузок производим по формулам:

(1.1)



(1.2)

(1.3)

(1.4)

где N - количество потребителей на шинах одного напряжения.

,(1.5)

,(1.6)

где k_см - коэффициент совмещения максимумов нагрузки, равный 0,9 [2].

Величина потребляемой электроэнергии определяется ориентировочно для каждого потребителя отдельно по форме (табл.1.2).

Расход активной и реактивной энергии определяется по формулам

(1.7)

(1.8)

где - годовое число часов использования максимума активной нагрузки;

- годовое число часов использования максимума реактивной нагрузки.



Таблица 1.2 - Определение расхода электроэнергии потребителями РПП

Наименование потребителя	Pм, МВт	Qм, Мвар	Тма, ч	Тмр, ч	Wа, МВт.ч	Wр, Мвар. ч
1. Комбинат полимеров	25	10	7100	7810	177500	78100
2. Инструментальный завод	13	6,5	4140	4960	53820	32240
3. Металлург.производство	7	3,5	6500	7150	45500	25025
4. Цех подготовки шихты	2,5	1,25	6500	7150	16250	8937,5
5. Компрессорная	3,5	1,75	7000	7700	24500	13475
6. Насосная	4	2	7000	7700	28000	15400

2. Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов

Так как категория потребителей I-II, II-III и I-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 110/35/10).

Выбор номинальной мощности трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности:

(2.1)

где номинальная мощность трансформатора;

расчетная мощность трансформатора.

(2.2)



Допускаемый коэффициент (ГОСТ 1429-85). Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии, что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

Произведем расчет мощности трансформатора:

МВА

По справочнику выбираем силовой масляный трехфазный трехобмоточный трансформатор типа ТДТН-40000/110-У1

Трансформатор силовой масляный трехфазный трехобмоточный типа ТДТН-40000/110-78У1 наружной установки, с регулированием напряжения в обмотке ВН под нагрузкой (PПН) в пределах ±9х1,78% номинального напряжения и с регулированием напряжения на стороне СН - 35 кВ при отключенном трансформаторе (ПБВ) в пределах .±2х2,5% номинального напряжения, предназначен для работы в сетях с глухозаземленной нейтралью. Частота питающей сети 50 Гц.

Структура условного обозначения:

Т - трехфазный; Д - охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла; Т - трехобмоточный;

Н - с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН);

40000 - номинальная мощность, кВА;

110 -класс напряжения обмотки ВН, кВ;

78 - год разработки;

У1 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150 - 69 и ГОСТ 15543 - 70. Условия эксплуатации:

- высота над уровнем моря не более 1000 м;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40^оС.

Трансформатор соответствует ТУ 16-717.136 - 83; по технике безопасности - ГОСТ 12.2.003 - 74, ГОСТ 12.2.007.2 - 75, ГОСТ 12.2.024 - 76, ГОСТ 12.1.004 - 76.



Таблица 2.1 - ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Номинальная мощность, МВА	40
Класс напряжения обмотки ВН, кВ	110
Напряжения обмоток, кВ: ВН СН НН	115 38,5; 11,0
Схема и группа соединений обмоток соответствует	Ун/Д/Д - 11 - 11; Ун/Ун/Д - 0 - 11
Потери холостого хода, кВт: уровень А уровень В короткого замыкания	36,5 39 200
Напряжения короткого замыкания для обмоток, %: ВН - СН ВН - НН СН - НН	10,5 17,5 6,5
Ток холостого хода, %	0,6
Масса, кг: активной части масла трансформаторного (полная) транспортная трансформатора масла, подлежащего доливке полная	42800 21600 69500 5900 81000

Проверим выполнение условий прохождения трансформатора по коэффициенту перегрузки в нормальном и аварийном режиме для обмотки ВН. Определим фактический коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:

(2.3)

(2.4)

(2.5)



Полученные значения коэффициента загрузки меньше допустимого 1,4 следовательно, трансформатор выбран нами верно.

электрический подстанция трансформатор замыкание

3. Составление схемы подстанции с распределением

Отходящих линий по секциям и трансформаторам

Проектирование главной схемы электрических соединений включает в себя два последовательных этапа:

1. составление структурной схемы (блок-схемы);

2. выбор схем электрических соединений распределительных устройств (РУ) всех напряжений подстанции.

По способу присоединения подстанции к питающей ЛЭП данная подстанция является тупиковой.

Составление блок-схемы подстанции.

Выбор схем РУ всех напряжений подстанции

Основными критериями выбора схем из номенклатуры типовых схем являются следующие:

1.Тип подстанции;

2.Количество присоединений в РУ каждого напряжения;

3.Класс напряжения.

В данном случае подстанция является тупиковой отпаячной.

Для РУ ВН (110кВ) применяем схему 4Н "два блока линия трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линии", которая применяется на напряжении 35...220 кВ.



Рисунок 3.1 - Блок-схема ПС

Для 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.

4. 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.



Рисунок 3.2 - Схема ПС

Для выбора аппаратов и проводников рассчитываем:

- действующее значение периодической составляющей начального тока трехфазного короткого замыкания (I”);

- ударный ток (i_уд.);

- действующее значение апериодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в момент расхождения дугогасительных контактов выключателя (i_a.t);- тепловой импульс тока (В_к);

Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных единицах.



Рисунок 4.1 - 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:

(4.1)

Сопротивление системы в относительных единицах при базисных условиях определяется:



;(4.2)

Сопротивление линии:

;(4.3)

при х₀=0,4 Ом/км

Относительные сопротивления лучей схемы замещения трехобмоточного трансформатора, приведенные к базисным условиям, определяем по формулам:

;(4.4)

;(4.5)

;(4.6)

;

;

.

Определяем начальное значение периодической составляющей тока к.з.:



;(4.7)

Для К1:

Рисунок 4.2 - схема замещения для расчета к.з. в точке К1.

;

Принимаем ,

.

Для К2:

Рисунок 4.3 - схема замещения для расчета к.з. в точке К2.

;

. Для К3:



Рисунок 4.4 - схема замещения для расчета к.з. в точке К3.

;

.

Ударный ток определяем по формуле:

;(4.8)

где - ударный коэффициент;

;(4.9)

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

Т_а1=0,02с,Т_а2=0,03с, Т_а3=0,05с (значения взяты из табл. 3.8 на стр.150 учебника Рожковой Л.Д., Козулина B.C. "Электрооборудование станций и подстанций")

Действующее значение апериодической составляющей тока к.з. в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателей определяется по формуле:

(4.10)

где t- время полного отключения тока короткого замыкания. Оно складывается из времени срабатывания выключателя t_В и времени срабатывания релейной защиты t_РЗ; Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

Для точки К1:

Для точки К2:

Для точки К3:

Тепловой импульс тока определяем по формуле:

(4.11)

где t_отк - время отключения тока к.з.

(4.12)



где t_рз - время действия основной релейной защиты,t_отк.в. - полное время отключения выключателя.

Произведем расчет по формуле (4.11) при следующих условиях:

­ время срабатывания выключателей на стороне 110 кВt_ВК110 = 0,05с

­ время срабатывания выключателей на стороне 35 кВt_ВК35 = 0,055с

­ время срабатывания выключателей на стороне 10 кВt_ВК10 = 0,07с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 110 кВt_РЗ110 = 0,02 с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 35 кВ вводной выключатель t_ввод35 = 1с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 35 кВ секционный выключатель t_секц35 = 0,8с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 35 кВ отходящие линии t_отх35 = 0,7с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 10 кВ вводной выключатель t_ввод10 = 1,5с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 10 кВ секционный выключатель t_секц10 = 1с

­ время срабатывания релейной защиты на стороне 10 кВ отходящие линии t_отх10 = 0,6с

Для точки К1:

Для точки К2:

Для точки К3:

Результаты расчета токов к.з. сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 -Сводная таблица по расчету токов короткого замыкания

Расчетная точка к.з.
К1	Выводы трансформаторов со стороны 110 кВ	2,82	6,38	0,75	0,72
К2	Для вводного выключателя	3,23	7,86		11,32
	Для секционного выключателя				9,23
	Для отходящей линии				8,19
К3	Для вводного выключателя	8,69	22,36		122,33
	Для секционного выключателя				84,57
	Для отходящей линии				54,37

5. 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:

- I_норм - наибольший ток нормального режима;

- I_макс.-наибольший ток ремонтного или послеаварийного режимов, в котором часть элементов электроустановки отключена, поэтому на оставшиеся в работе элементы ложится повышенная нагрузка.

Расчет токов нормального и послеаварийного режимов

Цепь трехобмоточного трансформатора

Для стороны ВН:



(5.1)

(5.2)

(5.3)

На стороне ВН:

На стороне СН:

На стороне НН:

Цепь линии к потребителю.

;(5.4)

где S_mi - мощность нагрузки единичного потребителя из таблицы 1.1.; n - линии к потребителю, подключенные симметрично к двум секциям сборных шин соответствующего напряжения

Для потребителей СН:

1. Комбинат полимеров (при n=4)

Для потребителей НН: 1. Инструментальный завод (при n=6)

2. Металлургическое производство (при n=4)

3. Цех подготовки шихты (при n=2)

4. Компрессорная (при n=2)

5. Насосная (при n=2)

Цепь питающей линии

Расчётные токи определяются по формулам (5.3; 5.4) с заменой в них мощности единичного потребителя на суммарную мощность подстанции (при n=2). Цепи секционных выключателей. В нормальном режиме секционные выключатели отключены. Максимальный расчетный ток определяется для самого неблагоприятного режима, когда питание переведено на одну секцию.



;(5.5)

Для шин СН:

Для шин НН:

Сборные шины.

Для шин СН:

Для шин НН:

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 в_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, i_а.ном- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф.

- на электродинамическую стойкость:

- по номинальному току отключения:;

- по ударному току:;

где i_у - ударный ток к.з. в цепи выключателя;i_дин. - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата)

- на термическую стойкость (по тепловому импульсу):

где В_к - тепловой импульс по расчету; I_T-предельный ток термической стойкости по каталогу; t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Выбор разъединителей

- по напряжению установки:;

- по току:; ;

- по конструкции;

- по роду установки;

- по электродинамической стойкости:

- по ударному току:;

где i_у - ударный ток к.з. в цепи выключателя;i_дин. - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата).

- по термической стойкости (по тепловому импульсу): где В_к- тепловой импульс по расчету, кА^.с²; I_T-предельный ток термической стойкости по каталогу; t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Выбор трансформаторов напряжения

- по напряжению установки:;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке:

где S_ном - номинальная вторичная мощность (при заданном классе точности), В^.А.

S_2У - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, В^.А.

Выбор трансформаторов тока

- по напряжению установки:;

- по току:; ;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току уставки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по электродинамической стойкости: ; где k_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу, I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

- по термической стойкости (по тепловому импульсу):,

где В_к - тепловой импульс по расчету, кА^.с²; k_T-кратность термической стойкости по каталогу; t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

- по вторичной нагрузке;

Расчетная полная нагрузка вторичных цепей:;

где z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока; z_2ном. - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Выбор ограничителей перенапряжений (ОПН)

- по напряжению:;

Все расчетные данные по выбору аппаратов РУ ВН и СН сводим в таблицы 5.1 и 5.2



Таблица 5.1-Сводная таблица по выбору аппаратов РУ ВН

Наименование и тип аппарата	Условие выбора	Расчетные величины	Каталожные данные	Проверка условия
1	2	3	4	5
Выключатели ALSTOM Типа GL 312P (вводной выключатель)
		Iмах=0,281кА	Iном=1,250кА
		I"=2,82кА	Iотк.ном=25кА
		iа.ф=0,75кА	iа.ном=v2.25.0,4=14кА
		iу=6,38кА	iдин.=63кА
		Вк=0,72кА.с2	Вк=252.3=1875кА.с2
Разъединители ALSTOM Типа S2DA 123
		Iмах=0,281кА	Iном=4кА
		iу=6,38кА	iдин.=100кА
		Вк=0,72 кА.с2	Вк=402.3=4800кА.с2
Трансформаторы тока ALSTOM Типа SKF 123 Класс точности 0,2
		Iмах=0,281кА	Iном=400А
		iу=6,38кА	iдин.=120кА
		Вк=0,72 кА.с2	Вк=632.1=3969кА.с2
Ограничитель перенапряжения ОПН-У 110-220 кВ для нейтралей трансформатора
Заземлитель ЗОН-110-У1



Таблица 5.2-Сводная таблица по выбору аппаратов РУ СН

Наименование и тип аппарата	Условие выбора	Расчетные величины	Каталожные данные	Проверка условия
1	2	3	4	5
Выключатели ВГТ-УЭТМ-35-50/3150У1 1. вводной 2. секционный 3. выключатели присоединений
		Iмах ввод=0,404кА Iмах секц=0,202кА Iмах лин=0,202кА	Iном=3,150 кА
		I"=3,23кА	Iотк.ном=50кА
		iа.ф=кА	iа.ном=v2.50.0,4=28 кА
		iу=7,86кА	iдин.=50кА
		Вк ввод=11,32кА.с2 Вксекц=9,23кА.с2 Вклин=8,19 кА.с2	Вк=502.3=7500кА.с2
Разъединители РГП-35/1000 УХЛ1 Для присоединений: 1. вводного выкл. 2. секционного 3. выключателей присоединений потребителей
		Iмах ввод=0,404кА Iмах секц=0,202кА Iмах лин=0,202кА	Iном=1кА
		iу=7,86кА	iдин.=40кА
		Вк ввод=11,32 кА.с2 Вксекц=9,23 кА.с2 Вклин=8,19 кА.с2	Вк=162.3=768кА.с2
Трансформаторы тока ТРГ-35/У1 Класс точности 0,2 Для всех присоединений
		Iмах ввод=0,404кА Iмах секц=0,202кА Iмах лин=0,202кА	Iном=450А
		iу=6,38кА	iдин.=102кА
		Вкввод=11,32 кА.с2 Вксекц=9,23 кА.с2 Вклин=8,19 кА.с2	Вк=402.1=1600кА.с2
Трансформаторы напряжения НАМИ-35 Класс точности 0,5
	Сх. соед. обм.		Ун/Ун/П-0
Ограничитель перенапряжения ОПН-РК-35/40.5/10/760 УХЛ1
ЗР-35-НТЗ

Выбор ячеек КРУ-10кВ

Для РУНН применяем комплектные распределительные устройства (КРУ), состоящее из ячеек серии К-317 НЭ на номинальное напряжение 10 кВ. Установка шкафов КРУ предусматривается внутри помещения. Технические данные, основные параметры и характеристики КРУ приведены в таблице 5.3

Таблица 5.3-Технические характеристики ячеек К-317 НЭ.

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ, А	2000, 2500, 3150
Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ, кА	20, 25, 31,5, 500
Ток термической стойкости, кА	до 50
Ток электродинамической стойкости, кА	125
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В	220
Вид линейных высоковольтных подсоединений	кабельные, шинные
Условия обслуживания	одностороннее
Степень защиты по ГОСТ 14254-80	защищенное исполнение IP30
Вид управления	местное, дистанционное
Максимальное количество и сечение высоковольтных кабелей	12Ч(1Ч500)мм2
Типы силовых выключателей	SION,ВБЭС, LF, Evolis, VD4, HD4
Вид изоляции	твердая, воздушная
Наличие изоляции токоведущих частей	С неизолированными шинами
Система сборных шин	Одинарная, с верхним расположением шин
Климатическое исполнение и категория размещения	У3

Таблица 5.4 -Сводная таблица по выбору аппаратов РУ НН

Наименование и тип аппарата	Условие выбора	Расчетные величины	Каталожные данные	Проверка условия
1	2	3	4	5
Выключатель SchneiderElectricтипа LF3 вводные выкл-ли
		Iмах ввод=1,844кА	Iном=2,5 кА
		I"=8,69кА	Iотк.ном=25кА
		iу=22,36кА	iдин.=64кА
		Вк ввод=122,33 кА.с2	Вк=252.3=1875кА.с2
Выключатель SchneiderElectricтипа LF2 секционный выкл-ль
		Iмах секц=0,922кА	Iном=1,25 кА
		I"=8,69кА	Iотк.ном=40кА
		iу=22,36кА	iдин.=102кА
		Вксекц=84,57кА.с2	Вк=402.3=4800 кА.с2
Выключатель SchneiderElectricтипа LF2 Выкл-ли присоед. потребителей: 1. Инструм-й завод 2. Металлкрг. пр-во 3. Цех подг. шитхты 4.Компрессорная 5. Насосная
		Iмах 1=0,266кА Iмах 2=0,215кА Iмах 3=0,154кА Iмах4=0,215кА Iмах 5=0,246кА	Iном=0,63 кА
		I"=8,69кА	Iотк.ном=40кА
		iу=22,36кА	iдин.=102кА
		Вклин=54,37 кА.с2	Вк=402.3=4800 кА.с2
Трансформатор тока ТОЛ-10-1 У2 300/5 точности 0,5 для присоединений потребителей
		Iмах 1=0,266кА Iмах 2=0,215кА Iмах 3=0,154кА Iмах4=0,215кА Iмах 5=0,246кА	Iном=0,3кА
		iу=22,36кА	iдин.=81кА
		Вк=54,37 кА.с2	Вк=31,52.3=2977кА.с2
Трансформатор тока ТОЛ-10-1 У2 2000/5 точности 0,5 для присоединения трансформаторов
		Iмах =1,844кА	Iном=2кА
		iу=22,36кА	iдин.=102кА
		Вк=122,33 кА.с2	Вк=402.3=4800кА.с2
		Z2= Ом	Z2ном.=0,4Ом 30ВА
Трансформатор тока ТОЛ-10-1 У2 1000/5 точности 0,5 для присоед-я СВ
		Iмах =0,922кА	Iном=1кА
		iу=22,36кА	iдин.=102кА
		Вк=84,57 кА.с2	Вк=402.3=4800кА.с2
Трансформатор напряжения НАМИ-10 УХЛ2
ОПН-РС УХЛ1

Выбор питающих и отходящих линий. Выбор питающих линий ВЛ 110кВ. Выбираем провод марки АС сечением:

1) по экономической плотности тока:



(5.6)

где I_норм. - наибольший ток нормального режима, А;

j_эк..-нормированная плотность тока, А/мм²;

j_эк..= 1 А/мм² - для Т_max>5000ч/год;

I_норм=136,49 А/мм²

Принимаем провод АС 150/24, I_{ном доп}=450А, d=17,1мм

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

Где I_max=272,98 (см. п. 5.1.4);

I_доп.- длительно допустимый ток для провода, А

- условие выполняется;

3) Согласно ПУЭ проверка на термическое действие тока КЗ не проводится, т.к. линии выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

4) Проверка на электродинамическое действие тока КЗ на ВЛ не проводится, т.к. i_у=6.38<50кА.

5) Проверка по условиям коронирования не проводится, т.к. сечение провода больше 70 мм²

Выбор отходящих линий 35кВ

Комбинат полимеров.

I_max = 100,95 А; I_норм = 201,89 А

1) по экономической плотности тока:

(5.6)

j_эк..= 1 А/мм² - для Т_max>5000ч/год;

Принимаем провод АС 120/19, I_{ном доп}=390А, d=15,2мм

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

- условие выполняется;

3) Согласно ПУЭ проверка на термическое действие тока КЗ не проводится, т.к. линии выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка на электродинамическое действие тока КЗ на ВЛ не проводится, т.к. i_у=7,86<50кА.

Проверка по условиям коронирования не проводится, т.к. сечение провода больше 70 мм²

Выбор отходящих линий 10кВ

Инструментальный завод

I_норм..= 133,195А; I_мах.= 266,39А

1) по экономической плотности тока:

выбираем кабель марки АПвПЭ(3х95/16), I_{доп.ном.} = 238А,

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

(5.8)

где k₁- поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом из табл. 1.3.26[1]. К инструментальному заводу подходит 6 кабельных линии; согласно ПУЭ в одной траншее допускается укладывать до 6 кабелей с минимальным расстоянием по горизонтали в свету между ними не менее 100 мм, поэтому принимая3 кабеля в одной траншее с расстоянием между ними в свету 300мм k₁=0,9;

k₁- поправочный коэффициент на токи, в зависимости от температуры земли и воздуха из табл. 1.3.3[1].Принимаем условие, что кабели прокладываем в земле с расчётной температурой +15 ⁰С, тогда k₁=1.

,что не соответствует условию

поэтому принимаем кабель (1х150/25) и I_{доп.ном.} = 304А.

3) по термической стойкости к токам к.з.

Рассчитаем минимальное сечение кабеля, которое выдержит ток короткого замыкания по выражению:

(5.9)

ГдеС - коэффициент, для кабелей и изолированных проводов с полиэтиленовой изоляцией с алюминиевыми жилами С = 65.

В_к=54,37 кА^2.с- тепловой импульс линий к потребителю на стороне 10 кВ;

Термическая стойкость проводника обеспечивается, если выполняется неравенство:

(5.10)

мм²

Ближайшее большее сечение кабеля - 120 мм².

Окончательно принимаем кабель АПвПЭ(3х150/25),d=61мм

Металлургическое производство

I_норм..= 107,58А; I_мах.= 215,16А

1) по экономической плотности тока:

выбираем кабель марки АПвПЭ(3х70/16), I_{доп.ном.} = 199А

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,92 - для 2-х кабелей в одной траншеес расстоянием между ними в свету 200мм;

k₂=1- для прокладки в земле с расчётной температурой +15 ⁰С.

поэтому принимаем кабель (3х95/25) и I_{доп.ном.} = 238А.

3) по термической стойкости к токам к.з.

где С = 65, В_к=54,37 кА^.с²-

мм²

Ближайшее большее сечение кабеля - 120 мм².

Окончательно принимаем кабель АПвПЭ(3х120/25), d=57мм

Цех подготовки шихты

I_норм..= 76,84А; I_мах.= 153,68А

1) по экономической плотности тока:

выбираем кабель марки АПвПЭ(3х50/16), I_{доп.ном.} = 162А

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=92 - для 2-х кабелей в одной траншеес расстоянием между ними в свету 200мм;

k₂=1 - для прокладки в земле с расчётной температурой +15 ⁰С.

поэтому принимаем кабель (3х70/16) и I_{доп.ном.} = 199А

3) по термической стойкости к токам к.з.

где С = 65, В_к=54,37 кА^.с²-

мм²

Ближайшее большее сечение кабеля - 120 мм².

Окончательно принимаем кабель АПвПЭ(3х120/25),d=57мм

Компрессорная

I_норм..= 107,58А; I_мах.= 215,16А

1) по экономической плотности тока:

выбираем кабель марки АПвПЭ (3х70/16), I_{доп.ном.} = 199А

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

,

где k₁=0,92 - для 2-х кабелей в одной траншее с расстоянием между ними в свету 200мм;

k₂=1 - для прокладки в земле с расчётной температурой +15 ⁰С.

поэтому принимаем кабель (3х95/25) и I_{доп.ном.} = 238А.

3) по термической стойкости к токам к.з.

где С = 65, В_к=54,37 кА^.с²

мм²

Ближайшее большее сечение кабеля - 120 мм²

Окончательно принимаем кабель АПвПЭ (3х120/25), d=57мм

Насосная

I_норм..= 122,95А; I_мах.= 245,9А

1) по экономической плотности тока:

выбираем кабель марки АПвПЭ(3х95/16), I_{доп.ном.} = 238А

2) по нагреву (по длительно допустимому току):

где k₁=0,9 - для 3-х кабелей в одной траншеес расстоянием между ними в свету 300мм;

k₂=1 - для прокладки в земле с расчётной температурой +15 ⁰С.

,поэтому принимаем кабель (3х120/25) и I_{доп.ном.} = 271А.

3) по термической стойкости к токам к.з.

где С = 65, В_к=54,37 кА^.с²-

мм²

Ближайшее большее сечение кабеля - 120 мм²

Окончательно принимаем кабель АПвПЭ(3х120/25), d=57мм

Выбор ошиновки и изоляторов. Ошиновка РУ ВН

Для ошиновки РУ 110 кВ применим гибкие шины, выполненные проводом того же сечения, что и питающие линии (АС 150/24).Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами 3 м.

Гибкие шины крепятся на гирляндах из подвесных полимерных изоляторов ЛК-70/110-III

Ошиновка РУ СН

В ОРУ-35кВ применяем гибкие шины, выполненные проводами АС. Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами 2м.Сборные шины и ошиновка, согласно ПУЭ, по экономической плотности тока не выбираются. Поэтому выбор производится:

1) по нагреву (по длительно допустимому току):

I_мах.= 403,79А

Принимаем провод АС 150/24, I_{ном доп}=450А, d=17,1мм

- условие выполняется.

2) Согласно ПУЭ проверка на термическое действие тока КЗ не проводится, т.к. линии выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

3) Проверка на электродинамическое действие тока КЗ на ВЛ не проводится, т.к. i_у=7,86<50кА.

4) Проверка по условиям коронирования не проводится, т.к. сечение провода больше 70 мм²

Гибкие шины крепятся на гирляндах из подвесных полимерных изоляторов ЛК-70/35-III

Ошиновка РУ НН. Ошиновка и шины РУ-10кВ выполняются жесткими шинами прямоугольного сечения из алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1, допустимое усилие у_доп.=90МПа, модуль упругости Е=7^.10¹⁰МПа.

Сборные шины и ошиновка, согласно ПУЭ, по экономической плотности тока не выбираются. Поэтому выбор производится:

1) по допустимому току:

гдеI_мах.= 1844,28А

- длительно допустимый ток шины.

Примем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 120Ч8 мм, I_доп.=1900А

- условие выполняется.

2) на термическую стойкость:

где Вк=122,33 кА²•с - тепловой импульс ввода на стороне 10 кВ

коэффициент С = 85

мм²

что меньше принятого сечения: 120х8 = 960 мм². Шины подходят по термической стойкости.

3) на механическую прочность.

Определим длину пролета L, при условии, что частота собственных колебаний будет более 200Гц.

(5.11)

(5.12)



Шины на изоляторах располагаем плашмя, что позволяет увеличить длину пролета и уменьшить количество используемых изоляторов.

(5.13)

(5.14)

.

Рисунок5.5.2 - Поперечное сечение жестких шин ЗРУ-10кВ

Таким образом, принимаем для расположения шин плашмя длину пролета 1,7м; расстояние между фазами 0,8.

Определим напряжение в материале шины от взаимодействия двух фаз.

(5.15)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия.

(5.16)



Условие механической прочности шин:

(5.17)

.

Таким образом, шины механически прочны.

Выбор изоляторов РУ НН

Выбираем опорные полимерные изоляторы ИОСК 4/10-I УХЛ1, разрушающее усилие при изгибе 4кН.

1) по номинальному напряжению:

10кВ=10кВ.

2) по допустимой нагрузке:

где F_расч.- сила, действующая на изолятор;

F_доп..- допустимая нагрузка на головку изолятора,

F_доп.=0,6^.F_разр.,

F_разр-разрушающая нагрузка на изгиб.

(5.20)

F_доп.=0,6^.F_разр=0,6^.4000=2400Н(5.21)

Таким образом, изолятор проходит по механической прочности. В качестве проходных изоляторов для ввода в помещение ЗРУ-10кВ используем изоляторы типа ИПП-10/2000-12,5 УХЛ1 (I_ном.=2000А,F_разр=12,5кН ) 1) по номинальному напряжению:

; 10кВ=10кВ

2) по допустимой нагрузке:

где F_расч.- сила, действующая на изолятор;

F_доп..- допустимая нагрузка на головку изолятора,

F_доп.=0,6^.F_разр.,

F_разр-разрушающая нагрузка на изгиб.

F_доп.=0,6^.F_разр=0,6^.12500=7500Н

Таким образом, изолятор проходит по механической прочности.

6. Выбор вида и источников оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, а также включающих и отключающих устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.

На подстанциях 110/35/10 кВ с малым числом масляных выключателей 110 кВ можно применять выпрямленный оперативный ток. Поэтому в качестве оперативного тока применяем смешанный оперативный ток (постоянно-выпрямленный), что позволяет применить более надежные схемы и аппаратуру постоянного тока. Для питания электромагнитов включения выключателей используются комплектные устройства оперативного тока типа ШУОТ, в которых установлены силовые выпрямители. При этом цепи релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации получают питание от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства, входящих в комплект ШУОТ Всех потребителей энергии, получающих питание от аккумуляторной батареи, можно разделить на три группы:

1) Постоянно включенная нагрузка - аппараты устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, постоянно обтекаемые током, а также постоянно включенная часть аварийного освещения. Так как постоянные нагрузки невелики, в расчетах можно ориентировочно принимать для крупных подстанций 110-500 кВ значение постоянно включенной нагрузки 25 А.

2) Временная нагрузка - появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима - токи нагрузки аварийного освещения и электродвигателей постоянного тока.

Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (расчетная длительность 0,5 часа).

3) Кратковременная (длительностью не более 5 с) пиковая нагрузка, потребляемая катушками электромагнитных приводов аппаратов.

Рассчитаем необходимый выходной номинальный ток

-постоянная токовая загрузка: I_дл= 25 А

- токовая нагрузка аварийного освещения:

Освещение ЗРУ 10 кВ - 4 светодиодных лампы по 11 Вт, общая мощность - 44 Вт;

потребляемый ток I_ЗРУ=0,2 А. ОПУ подстанции - 4 светодиодных лампы по 7 Вт, общая мощность - 28 Вт;

потребляемый ток I_ОПУ=0,13 А

Потребляемый ток аварийного освещения:

I_0,5 = I_ЗРУ +I_ОПУ= 0,33 А.

- пиковую нагрузку: Для определения тока кратковременной нагрузки, потребляемого приводами выключателей, разберем самый тяжелый аварийный режим.

Таким режимом является выход из строя короткое замыкание на секции шин 35 кВ, при котором отключатся 3 выключателя 35 кВ. Так, потребляемый катушкой отключения выключателя 35кВравен2,5А, получаем

I_пр=2,5•3=7,5А(6.1)

Тогда получаем пиковый максимальный ток:

I_пик.max=I_дл+ I_0,5+ I_пр=25+0,33+7,5=32,83А(6.2)

ВыбираемШУОТ-2405-40-230-1-УХЛ4

Структура условного обозначения:

ШУОТ-Шкаф управления оперативным током

2-НКУ управления, измерения, сигнализации, автоматики и защиты главных щитов управления подстанций

4-НКУ общестанционных устройств

05-Порядковый номер разработки

40-Номинальный выходной ток, А

230-Выходное напряжение, В

1-Исполнение по резервированию (1,2)

УХЛ-Климатическое исполнение

4-Категория размещения

Проверим ШУОТ по выходному напряжению и току

, ,

, ,

Значит ШУОТ выбран правильно и может обеспечить необходимый выходной ток.



Таблица 6.1-Основные технические характеристики

Описание	Значение
Входные параметры
Напряжение питающей сети (линейное)трёхфазное, В	220-660
Колебания входного напряжения, %	±10(-15;+10)
Частота, Гц	50
Колебания частоты, %	±5
Коэффициент полезного действия, %	>87
Выходные параметры
Напряжение постоянного тока (регулируемое), В	230 (150-250)	115(90-140)
Номинальный ток, А	20...100
Точность стабилизации напряжения, %	±0,5
Точность стабилизации тока заряда АБ, %	±1
Количество и распределение отходящих линий	12 (4x6,ЗА; 4x10А; 4x16А)
Аккумуляторные батареи
Ёмкость, А/ч	35-280
Срок службы, лет	6-15
Время поддержки, мин	60-300
Размещение	шкафы или стеллажи
Технологии	AGM, Gel, Dryfit
Окружающая среда
Температура, °С	+1...+35
Предельная температура, °С	+1...+40
Высота над уровнем моря, м	1 000, при нагрузке 0,85 - 2000
Степень защиты	IP20..54
Влажность, %	80

7. Расчет нагрузок, выбор трансформаторов и составление схемы собственных нужд

Мощность потребителей собственных нужд подстанции невелика (от 50 до 300кВт), поэтому они питаются от сети 380/220В. 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 Р_уст. потребителей собственных нужд. Приняв для двигательной нагрузки cosц=0,85, а для остальных потребителей cosц=1, определяем Q_уст.и сводим в таблицу

Таблица 7.1 - Мощности потребителей собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	cos ц	Нагрузка
	Кол-во	Мощность, Вт	Всего, Вт (ВА)		Руст, Вт	Qуст, Вт
Освещение наружное	14	400	5600	1	5600	-
Охлаждение трансформаторов ТДТН 40000/110	2	3500	7000	0,85	7000	4338
Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ совмещенного с ОПУ	1	20000	20000	1	20000	-
Подогрев выключателей 110 и 35 кВ	9	800	7200	1	7200	-
Приводы выключателей 10 кВ	19	380	7220	0,85	6137	3803
Подогрев приводов разъединителей	22	600	13200	1	13200	-
Итого					59137	8141

Расчетная нагрузка собственных нужд с учетом коэффициента спроса k_с=0,8 определяется по формуле:

(7.1)

кВА(7.2)

Выбор мощности одного трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности:

(7.3)

кВА

Выбираем 2 трансформатора ТСКС 40/145/10-У3.

Обозначение типа трансформатора собственных нужд:

Т - трехфазный;

С - естественное воздушное охлаждение при открытом исполнении;

К - для КРУ

С - специального назначения;

40 - номинальная мощность трансформатора S_ном, кВА;

145 - типовая мощность при броске тока, кВА

10 - класс напряжения обмотки высокого напряжения, кВ;

У3 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543_70.

Так как ТСН мощностью 40кВА, то он устанавливается непосредственно в ячейке КРУ К-317 НЭ

Выбор предохранителей:

А(7.4)

Выбираем предохранитель ПКТ101-10-2-8-12.5УЗ. Вторичным напряжением 380/220В от ТСН записывается щит собственных нужд, выполненный по схеме одиночной системы сборных шин, секционированной автоматическим выключателем. Щит собственных нужд устанавливается в ОПУ.



Рис.7.1- Схема питания собственных нужд

8. Выбор основных конструктивных решений

На напряжение 110кВ, 35кВ применяем открытые распределительные устройства, так как позволяют климатические условия и нет ограничения площади размещения подстанции. На этом напряжении ОРУ обладает существенными преимуществами по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. 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, которые крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах, а ошиновка от трансформатора до ЗРУ обеспечивается жёсткими шинами.

ЗРУ-10кВ выполняем из шкафов КРУ К-317 НЭ. Применение КРУ позволяет сократить время, требуемое на проектирование, монтаж и наладку РУ. В КРУ выключатели, измерительные трансформаторы напряжения и разрядники устанавливаются на выкатных тележках шкафа. Преимущество такой конструкции - во взаимозаменяемости однотипных выкатных тележек, в том, что отдельные отсеки шкафа отделены друг от друга металлическими перегородками. Шкафы КРУ стоят в один ряд, что обеспечивает хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах.

ЗРУ выполняем совмещенным с ОПУ.В общеподстанционном пункте управления расположены панели управления собственных нужд и релейной защиты, устройство связи, мастерская для приезжих ремонтных бригад. Из каждого помещения, где находятся трансформаторы, имеется выход на улицу.

Подстанция по периметру окружена забором и освещается прожекторами. Проезд по подстанции возможен вдоль ограждения, около трансформаторов и ЗРУ-10кВ.

9. 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 0,5 - 0,7м вдоль рядов оборудования со стороны обслуживания на расстоянии 0,8 - 0,1 м.

Рисунок 9.1 - План-схема сетки горизонтальных заземлителей: 1 - ограждение ПС (136х54м²); 2 - искусственный заземлитель РПП из сетки (130х48м²)



Рисунок 9.2 - Расчетная модель сложного заземлителя

Расчёт заземляющего устройства РПП осуществляется в соответствии с рекомендациями 2, исходя из условия, что в любое время года его сопротивление Rз не должно превышать допустимого значения 0.5 Ом.

Сопротивление искусственного заземлителя подстанции состоящего из сетки:

Площадь используемая под заземлитель подстанции:

S = 7946= 3634 м²

На площади подстанции прокладываются горизонтальные проводники с шагом 10 м.

Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:

Lг=(79/10+1)46+(46/10+1)79=851,8 м

Удельное сопротивление грунта с = 100 Ом•м

Глубина заложения заземления t = 0.5 м

Длина вертикального заземлителя lв =2,5м

Определяем допустимое напряжение прикосновения U_пр.доп.

Для этого принимаем расчётную длительность воздействия

(9.3)



Так как длительность воздействия напряжения прикосновения ф_в=0,07с менее 0,1 с, то наибольшее допустимое напряжение прикосновения U_пр.доп.=500В.

Затем определяем коэффициент прикосновения Кп

(9.4)

где M = 0.5 при с1/с2 = 1 (в расчёте удельные сопротивления верхнего с1 и нижнего с2 слоёв грунта принимаю одинаковыми и равными с, а толщину верхнего слоя h1 принимаю равным 2м)

Коэффициентв,определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступеней:

(9.5)

Rч=1000 Ом-сопротивление человека

a = 10м - расстояние между вертикальными заземлителями

lв = 2,5м - длина вертикального заземлителя

Lг = 851,8 м - общая протяжённость продников сетки

Далее определяем потенциал на заземлителе

В(9.6)



Что в пределах допустимого (меньше 10 кВ)

Для определения сопротивления заземляющего устройства необходимо знать ток Iз, стекающий в землю через заземлители.

Для расчёта принимаем ток однофазного короткого замыкания равным половине 3-х фазного КЗ на стороне 110кВ, т.е.

кА(9.7)

Величину Iз принимаю равной половине I⁽¹⁾п,о, следовательно

кА(9.8)

Ом(9.9)

Действительный план заземляющего устройства (рис.9.1 преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной

м

Число ячеек по стороне квадрата

(9.11)

Принимаем m = 6

Длина полос в расчётной модели

м(9.12)

Длина сторон ячейки



м(9.13)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при a/lв= 4

(9.14)

Принимаем

Общая длина вертикальных заземлителей

м(9.15)

Относительная глубина

(9.16)

тогда по формуле

(9.17)

(9.18)

Определяем сэ/с2 =1,3, тогда

(9.19)



Определяем общее сопротивление сложного заземлителя

Ом(9.20)

Что меньше допустимого Ом.

Ом

Найдем напряжение прикосновения

В(9.22)

что меньше допустимого значения 500В

10. 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.

Аварийное отключение подстанции высокого напряжения приводит к большому народнохозяйственному ущербу, так как от подстанции, как правило, отходит целый ряд линий, питающих большое число потребителей. Авария на подстанции приводит к длительному перерыву в электроснабжении этих потребителей. Необходимость молниезащиты различных сооружений и установок также связана с тем, что при ударах молнии на них оказывается определенное воздействие, представляющее опасность как для самих сооружений, так и для находящихся в них людей. Поэтому к молниезащите предъявляются значительно более жесткие требования, чем к молниезащите линий электропередачи и других объектов. 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 h_xзащищаемого объекта (наиболее выступающие части оборудования и конструкций РУ) радиус действия молниеотвода определяем по формуле:

(10.1)

гдеh=26м - высота молниеотвода;

h_a-активная высота молниеотвода;

h_х=12м - высота наиболее выступающих элементов ОРУ;

р- коэффициент, равный 1 при высоте молниеотвода h<30м

(10.2)

Наименьшая ширина зоны защиты b_xопределяется по формуле:



(10.3)

Расстояние от оси установки молниеотводов до границы защищаемой зоны:

по длине:

по ширине:

Условие для защиты объекта высотойh_х внутри зоны защиты:

(10.4)

где D - наибольшая диагональ четырехугольника:

,

Проверяем условие:

- условие выполняется.

Таким образом, принимаем шесть молниеотводов высотой 26м.

Общая зона действия шести стержневых молниеотводов показана на рис.10.1.



Рисунок 10.1-Схема защиты РПП молниеотводами от прямых ударов молнии

11. Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений

Контроль режима работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Перечень измерительных приборов приведен в таблице 11.1

Таблица 11.1 - Перечень измерительных приборов

Цепь	Место установки прибора	Перечень приборов
Питающей линии 110кВ	-	Амперметр, Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
Трехобмоточного трансформатора	ВН	Амперметр
	СН НН	Амперметр, варметр, ваттметр, счетчики активной и реактивной энергии
Сборные шины РУ-35кВ	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений
Сборные шины РУ-10кВ	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения
Секционного выключателя	-	Амперметр
Линии к потребителю	-	Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии
Трансформатора собственных нужд	ВН НН	Амперметр, расчетный счетчик активной энергии

Таблица 11.2 - Технические данные приборов

Наименование прибора	Тип	Класс точности	Потребляемая мощность обмотки, ВА	Размеры
			тока	напряжения
Амперметр	Э42702	1,5	0,5	-	120x120x80
Вольтметр	Ц42702	1,5	-	2	120x120x80
Ваттметр	Меркурий 234 ART	1	0,1	300*174*65
Варметр
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии

Для измерения и учета активной электроэнергии на стороне НН ТСН устанавливаем электронный счетчик марки МЕРКУРИЙ 234ART. Его технические данные приведены в таблице 11.3

Таблица 11.3 - Технические данные счетчика МЕРКУРИИ 234ART

Номинальное напряжение, В - трансформаторного включения - непосредственного включения	3x57,7/100 3x220/380
Класс точности - трансформаторного включения через ТН и ТТ - непосредственного включения	0,2S/0.5; 0,5S/1,01,0/ 2,0
Номинальный (максимальный ток), А - трансформаторного включения - непосредственного включения	5(10)5(60); 5(100)
Частота сети , Гц	49...51
Максимальный ток для счётчиков трансформаторного включения в течении 0,5 сек, А - для IМАКС=10А	40200
Активная/ полная потребляемая мощность каждой параллельной цепью счетчика, Вт/ В•А, не более - для UНОМ=57,7- для UНОМ=230	1,0 / 2,01,0 / 9,0
Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, В•А, не более	0,1
Диапазон температур, °С	от -40 до +75
Габариты	300x174x65
Масса, кг, не более	1,5

Проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке. На стороне ВН