Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
• 2. РАСЧЁТ ПОДСТАНЦИИ 220/35/10 кВ
• 2.1 Определение мощности подстанции 220/35/10 и выбор трансформаторов
• 2.2 Расчет токов короткого замыкания
• 2.3 Выбор основного оборудования
• 2.3.1 Расчетные условия
• 2.3.2 Определение максимальных рабочих токов
• 2.3.3 Выбор выключателей
• 2.3.4 Выбор разъединителей
• 2.3.5 Выбор токоведущих частей
• 2.3.6 Выбор трансформаторов тока
• 2.3.7 Выбор трансформаторов напряжения
• 2.3.8 Выбор устройств от перенапряжений
• 2.3.9 Выбор релейных защит и средств автоматики
• 3. МОЛНИЕЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ
• 3.1 Молниезащита подстанции
• 3.2 Заземление
• 4. КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ ФИДЕРОВ 35/6 кВ И ОРГАНИЗАЦИЯ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
• 4.1 Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи
• 4.1.1 Общие сведения
• 4.1.2 Особенности конструкции
• 4.1.3 Схемы включения
• 4.1.4 Контроль состояния изоляции
• 4.1.5 Обслуживание трансформаторов напряжения и их вторичных цепей
• 4.2 Замыкание фазы на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью и с компенсацией ёмкостных токов
• 4.2.1 Назначение дугогасящих реакторов
• 4.2.2 Выбор настройки дугогасящих реакторов
• 4.2.3 Обслуживание дугогасящих реакторов
• 4.2.4 Сигнальные устройства и отыскание замыканий на землю
• 5. РАСЧЁТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ
• 5.1 Определение стоимости подстанции
• 5.2 Определение штата работников подстанции
• 5.3 Расчет фонда заработной платы, фонда оплаты труда и фонда социального страхования
• 5.4 Расчет эксплуатационных расходов на содержание и обслуживание подстанции
• 5.5 Определение себестоимости переработки электроэнергии и плановой себестоимости
• 5.6 Основные технико-экономические показатели подстанции
• 6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
• 6.1 Организация работ командированного персонала
• 6.2 Заземление и защитные меры электробезопасности
• 6.3 Расчет напряжения прикосновения
• 7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
• 7.1 Влияние освещения на условия деятельности человека
• 7.1.1 Нормирование производственного освещения
• 7.1.2 Источники света и осветительные приборы
• 7.2 Расчет производственного освещения
• 7.3 Цветовое оформление производственного интерьера
• 7.4 Устойчивость работы подстанции в чрезвычайных ситуациях
• 7.4.1 Устойчивость
• 7.4.2 Работа подстанции в случае получения сигнала - воздушная тревога
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

• ВВЕДЕНИЕ
• В настоящее время наблюдается некоторый подъём в развитии экономики нашей страны. Вместе с этим появляется реальная перспектива увеличения энергопотребления предприятиями народного хозяйства. С ростом энергопотребления возникает проблема передачи и переработки электроэнергии, которая напрямую связана с проблемой физического и морального старения оборудования на фоне резкого снижения темпов воспроизводства основных фондов.
• Объём капитальных вложений в энергетику по сравнению с 1990г. уменьшился в три раза, ввод мощностей уменьшился в четыре раза.
• Нарастают мощности энергооборудования тепловых электростанций (ТЭС) и гидроэлектростанций (ГЭС), отработавших свой парковый ресурс [13].
• По состоянию на 01.01.2000 г. начисленный износ основных производственных фондов составил 52%, достигли предельной наработки 40,2 тыс. МВт. мощности ТЭС и ГЭС России.
• Ежегодно отрабатывают парковый ресурс около 5 тыс. МВт. на ТЭС и около 2 тыс. МВт. на ГЭС. Оставшиеся мощности уже к 2006 г. не смогут обеспечивать энергопотребление.
• Старение оборудования и низкие темпы его обновления способствует накоплению изношенного оборудования и как следствие роста затрат на его ремонт и ухудшению технико-экономических показателей работы энергопредприятий (удельных расходов топлива, расходов электроэнергии на собственные нужды, потерь электроэнергии в сетях). Техническое перевооружение может дать снижение себестоимости энергии на 15-20%, что соответствует 25-30 млрд. руб. в год [13].
• В данном дипломном проекте мы будем выполнять расчёт подстанции 220/35/10 кВ и способы контроля изоляции фидеров 35/10 кВ - с изолированной нейтралью. С целью унификации строительно-монтажных работ, элементов и узлов подстанции в проекте будем использовать типовые объекты электрификации, распределительные устройства 220; 35; 10 кВ. Исследована работа сетей с изолированной нейтралью, рассмотрены вопросы контроля изоляции фидеров 35/6 кВ при однофазных замыканиях на землю.

• 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
• Подстанция 220/35/10 кВ «Джамку» расположена на землях Ургальского лесхоза в Верхнебуреинском районе Хабаровского края на железнодорожной станции «Джамку» на расстоянии 600 м. от оси железнодорожного пути с северной стороны от застройки посёлка.
• Подстанция предназначена для продольного электроснабжения ДВЖД на напряжение 35 кВ по ВЛ-35 кВ «Ургал - Березовая» для электроснабжения посёлка и потребителей, прилегающего района. Однолинейная схема подстанции представлена на Д 1002 22 Э31.
• Питание подстанции предусмотрено на напряжение 220 кВ заходом одноцепной ВЛ-220 «Сулук - Джамку». Схема внешнего электроснабжения представлена на Д 1002 22 Э12.
• Мощность короткого замыкания на шинах подстанции 220 кВ в максимальном режиме согласно [1] равна 684 МВА.
• Для расчетов используются контрольные замеры, проведенные отделом диспетчерской службы (ОДС) в Северо-Западных электрических сетях в часы максимальной нагрузки 22.12.2002 года. Результаты контрольных замеров представлены в таблицах 1.1-1.2. Графики суточной нагрузки фидеров и графики потерь и суммарной мощности на шинах 10 кВ и шинах 35 кВ подстанции «Джамку» представлены на Д 1002 22 003 и в рисунках А.1-А.8 приложения А.

• Таблица 1.1
• Суточная нагрузка потребителей шин 10 кВ пс Джамку

Время, час	Фидер №4	Фидер №7	Фидер №10	ТСН 1	ТСН 2
	Р, кВт	Q,кВАр	Р, кВт	Q,кВАр	Р, кВт	Q,кВАр	Р, кВт	Р, кВт
0-2	230	120	420	112	40	0,2	35	23
2-4	260	160	705	172	80	0,2	38	35
4-6	200	140	660	150	120	0,2	45	30
6-8	240	160	675	165	60	0,2	39	33
8-10	260	140	765	165	100	0,2	48	33
10-12	240	170	960	195	100	0,2	39	39
12-14	220	130	480	195	80	0,2	39	39
14-16	260	180	765	210	100	0,2	42	42
16-18	220	120	660	180	80	0,2	36	36
18-20	240	160	795	165	80	0,2	45	33
20-22	260	160	795	180	100	0,2	39	36
22-24	240	160	795	180	100	0,2	42	36

• Таблица 1.2
• Суточная нагрузка потребителей шин 35 кВ пс Джамку

Время, час	Линия Т-211	Линия Т-212	РТД-35	I РТД
	Р, кВт	Q,кВАр	Р, кВт	Q,кВАр	Р, кВт	Q,кВАр	А
0-2	78	2	577	52	420	15640	264
2-4	78	3	787	52	210	16930	262
4-6	78	2	840	31	210	17640	261
6-8	105	2	787	21	210	17320	263
8-10	78	2	840	78	0	15330	263
10-12	78	1	919	105	210	15540	263
12-14	105	1	814	52	420	18110	265
14-16	52	1	892	105	0	16010	262
16-18	105	1	840	105	210	15540	262
18-20	105	2	892	105	420	17760	263
20-22	52	1	919	52	210	15730	263
22-24	105	2	866	78	0	18900	272

1.2 Расчёт нагрузок подстанции

Режимы потребления электроэнергии отдельных потребителей характеризуется графиками потребления электрической энергии, отражающими изменение потребляемой мощности в течении заданного промежутка времени. По роду нагрузки различают графики активной и реактивной мощности, по длительности рассматриваемого промежутка времени - в основном суточные и годовые графики.

Для ориентировочных расчётов и экономичной эксплуатации электрооборудования источников питания и сетей можно пользоваться типовыми суточными и годовыми графиками нагрузок, характерными для некоторых отраслей промышленности. Так же для построения графиков нагрузки возможно применение данных контрольных замеров, проводимых в электрических сетях два раза в год (в зимний и летний периоды).

В данном проекте для построения графиков нагрузок использованы данные контрольных замеров, проведённые в зимний период, то есть во время максимальных нагрузок. Данные контрольных замеров отображены в исходных данных.

Для построения графиков произведён следующий расчёт:

1. Суммарная активная и реактивная мощность потребителей, питающихся от шин 10 кВ подстанции

; (2.1)

, (2.2)

где и - соответственно активное и реактивное потребление мощности конкретного потребителя, кВт и кВАр.

2. Суммарная активная и реактивная мощность потребителей, питающихся от шин 35 кВ подстанции

; (2.3)

, (2.4)

где и - соответственно активное и реактивное потребление мощности линиями 35 кВ и их потребителями.

3. Постоянные потери активной мощности, которые составляют 3% от максимальной потребляемой активной мощности

. (2.5)

4. Постоянные потери реактивной мощности, которые составляют 15% от максимальной потребляемой реактивной мощности

. (2.6)

5. Переменные потери активной мощности, которые зависят от нагрузки и составляют 12,5% от

; (2.7)

(2.8)

6. Переменные потери реактивной мощности, которые зависят от нагрузки и составляют 20% от

; (2.9)

. (2.10)



7. Суммарная активная мощность, потребляемая реактором, по данным контрольных замеров с учётом потерь в нём. По справочным данным потери в реакторе составляют 120 кВт [2].

, (2.11)

где Р_РТД.t - активная мощность, потребляемая реактором, по данным контрольных замеров, кВт; - потери активной мощности, кВт.

8. Суммарная активная и реактивная мощность с учётом потерь потребителей шин 10 кВ и шин 35 кВ

; (2.12)

; (2.13)

; (2.14)

, (2.15)

Пример расчёта.

Для потребителей шин 10 кВ и 35 кВ на 0-2 часов.

Суммарная активная мощность по формулам (2.1), (2.3) и (2.11)

кВт;

кВт;

кВт.

Суммарная реактивная мощность по формулам (2.2) и (2.4)

кВАр;

кВАр.

Постоянные потери по формулам (2.5) и (2.6)

кВт;

кВт;

кВАр;

кВАр.

Переменные потери активной мощности по формулам (2.7) и (2.8)

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Переменные потери реактивной мощности по формулам (2.9) и (2.10)

кВАр;



кВАр;

кВАр;

кВАр.

Суммарная активная и реактивная мощность с учётом потерь по формулам (2.12), (2.13), (2.14) и (2.15)

кВт;

кВт;

кВАр;

кВАр.

Результаты расчётов сведены в таблицы 2.1 и 2.2.

Необходимая мощность первичной обмотки понижающего трансформатора определяется по формуле

, (2.16)

где К_РМ - коэффициент разновремённости максимальных нагрузок потребителей шин 35 и 10 кВ, определяемый по формуле из [ 3 ]

, (2.17)



где - суммарная максимальная мощность потребителей шин 35 кВ, приходящаяся на 18-20 часов, кВт; - суммарная максимальная мощность потребителей шин 10 кВ, приходящаяся на 10-12 часов, кВт.

.

Мощность первичной обмотки трансформатора определяется по формуле (2.16)

кВА.

Мощность трансформатора типа ТДТН - 25000/220, установленного на подстанции, соответствует потребляемой мощности.

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

, (3.17)

где S_HT - номинальная мощность трансформатора, кВА.

%

Загруженность понижающего трансформатора осуществляется за счёт шунтирующего реактора, установленного на стороне 35 кВ.



Таблица 2.1

Расчет потерь и суммарной мощности потребителей шин 10 кВ

Qt?, кВАр	318,3	447,2	391,8	437,9	411,4	492,0	437,9	526,7	404,9	437,9	458,0	458,0
Рt?, кВт	840,1	1272,8	1197,4	1187,8	1379,3	1591,7	966,1	1383,0	1170,0	1363,5	1408,7	1387,9
?Qпер, кВАр	27,6	56,5	43,1	54,2	47,7	68,3	54,2	78,0	46,2	54,2	59,3	59,3
?QпосткВАр	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5	58,5
?Рпер, кВт	50,8	113,5	101,0	99,5	132,4	172,4	66,8	132,7	96,7	129,2	137,4	133,6
?Рпост, кВт	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3	41,3
Qt, кВАр	232,2	332,2	290,2	325,2	305,2	365,2	325,2	390,2	300,2	325,2	340,2	340,2
Рt, кВт	748,0	1118,0	1055,0	1047,0	1206,0	1378,0	858,0	1209,0	1032,0	1193,0	1230,0	1213,0
Время, час	00-02	02-04	04-06	06-08	08-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24

Таблица 2.2

Расчет потерь и суммарной мощности потребителей шин 35 кВ

Qt?, кВАр	15715,6	17006,8	17691,1	17360,1	15438,1	15683,1	18184,4	16153,1	15683,1	17904,5	15804,4	19008,1
Рt?, кВт	1278,7	1318,7	1383,5	1351,6	1173,5	1481,5	1594,8	1205,6	1416,8	1691,5	1449,1	1239,1
?Рпост,ртд кВт	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0
РТД -35	Qt,кВАр	15640	16930	17640	17320	15330	15940	18110	13010	15540	17760	15730	18900
	Рt. кВт	420,0	210,0	210,0	210,0	0,0	210,0	420,0	0,0	210,0	420,0	210,0	0,0
?Qпер, кВАр	5,5	5,7	2,0	1,0	12,0	21,0	5,3	21,0	21,0	21,4	5,3	12,0
?Qпост, кВАр	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1
?Рпер, кВт	53,8	93,8	105,6	99,7	105,6	124,6	105,9	111,7	111,9	124,6	118,2	118,2
?Рпост, кВт	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9	29,9
Qt, кВАр	54,0	55,0	33,0	23,0	80,0	106,0	53,0	106,0	106,0	107,0	53,0	80,0
Рt, кВт	655,0	865,0	918,0	892,0	918,0	997,0	919,0	944,0	945,0	997,0	971,0	971,0
Время, час	00-02	02-04	04-06	06-08	08-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24



2. РАСЧЕТ ПОДСТАНЦИИ 220\35\10 кВ

2.1 Определение мощности подстанции 220/35/10 кВ и выбор трансформаторов

На подстанциях в качестве источника оперативного постоянного тока используются, как правило, свинцово-кислотные аккумуляторные батареи (АБ).

При выборе АБ определяется число её элементов и номер элемента. Число элементов зависит от режима работы. Для АБ, работающей в режиме постоянного подзаряда, полное число элементов.

п = И_т / И_подз. (1.1)

Полное число элементов АБ.

п = 258/2,15 = 120.

Номер АБ выбирается по току кратковременного разряда, А, который определяется по формуле

I_кр = I_пост + I_вкл. (1.2)

где I_пост - ток, потребляемый постоянно подключенными к АБ потребителями, А;

I_вкл - ток, потребляемый наиболее мощным приводом при включении выключателя, А.

Ток I_пост определяется по формуле

I_пост = I_ав.осв + I_упр. (1.3)

где I_упр. - ток цепей управления, А.

Токи I_ав.осв и I_упр. определяются по формулам

I_ав.осв = Р_ав.осв/ И_н (1.4)

I_упр. = Р_упр./ И_н (1.5)

где Р_ав.осв и Р_упр - мощности, соответственно, аварийного освещения и цепей управления на подстанции, Вт;

И_н - номинальное напряжение на шинах СИ, В

Из формул получается формула для расчета тока кратковременного разряда, А

I_кр = + I_вкл. (1.6)

На подстанции, на стороне 10 кВ будут применены вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ЭМ. Наибольший потребляемый ток приводом ЭМ при заводе пружины равен 30 А [18]

Определим ток кратковременного разряда, пользуясь данными из [4]

I_кр = + 30 = 60 А.

Номер АБ определяется по формуле из [2]

N ?( I_кр/46 ). (1.7)

По формуле [1.7] номер АБ равен

N =60/46 = 1,3

К установке принимается АБ типа СК - 2.

Расчет мощности подзарядного и зарядного преобразователей.

Подзарядный преобразователь питает постоянно подключаемую нагрузку и подзаряжает батарею. Его ток равен I_{подз.пр.} А

I_{подз.пр} = I_подз. + I_пост. (1.8)

где I_подз. - ток подзаряда свинцово-кислотных аккумуляторов, А.

Ток I_подз. определяется оп формуле

I_подз. = 0,15 N. (1.9)

I_подз. = 0,15 ·4 = 0,6 А.

По формуле вычисляется

I_{подз.пр} = 0,6 + 30 = 30,6 А.

Мощность подзарядного преобразователя, Вт

Р_подз ? И_т (I_подз + I_пост), (1.10)

Р_подз = 258•30,6 = 7895 Вт.

Заряд свинцово-кислотных АБ осуществляется двумя ступенями. Зарядный ток первой ступени (до начала газообразования во всех аккумуляторах) принимается равным (3,6 - 5) N, а второй ступени - 2,25 N.

Номинальный ток, А, и напряжение, В, должны удовлетворять условиям:

I_{зар.ном.} ? (3,6 У 5) N + I_пост, (1.11)

И_{зар.ном} ? 2,75 n, (1.12)

Мощность зарядного преобразователя, Вт

Р_зар ? I_{зар.ном.} И_{зар.ном} = 2,75 n [(3,6 У5)N + I_пост.], (1.13)

Р_зар ? 2,75 • 120 [4,5 •4 + 30] = 15840Вт.

Эта мощность позволяет, обеспечит заряд АБ в наиболее благоприятном для неё щадящем режиме.

В соответствии с [15] на всех двух трансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд (ТСН). Поэтому на ПС 220/35/10 кВ устанавливается два ТСН.

ТСН присоединяются к разным секциям шин 10 кВ, питающимся от разных трансформаторов, через выключатели. На стороне НН предусматривается раздельная работа ТСН, каждого на свою секцию.

Таблица 2.3

Число и мощности потребителей собственных нужд

Наименование потребителя	Число потребителей	Един. измер.	Cos &	Потребляемая мощность
				Рмакс. кВт.	Qмакс. кВАр.	Sмакс. кВА.
Подогрев шкафов СН	16	шт.	1,0	6,0	_	6,0
Подогрев приводов выключателей ОРУ 220 кВ	2	шт.	1,0	0,8	_	0,8
Подогрев приводов выключателей ОРУ 35 кВ	4	шт.	1,0	0,8	_	0,8
Освещение открытой части ПС	_	_	1,0	35,0	_	35,0
Аварийное освещение	_	_	1,0	3,0	_	3,0
Отопление здания ПС	_	_	1,0	40,0	_	40,0
Освещение здания ПС	_	_	1,0	4,0	_	4,0
Подзарядное устройство АБ СК-4	1	шт.	1,0	7,9	_	7,9
Стойки телемеханики, связи и управления	1	Комплект	_	3,5	_	3,5
Электроподогреватель душа	1	шт.	1,0	18,0	_	18,0
Слесарная мастерская	1	шт.	0,85	2,6	1,6	3,0
Аппаратура высокочастотной связи	3	шт.	_	0,05	_	0,05
Аппаратура низкочастотной связи	3	шт.	_	0,05	_	0,05
Калорифер помещения аккумуляторной	1	шт.	1,0	8,0	_	8,0
Вентиляция помещения аккумуляторной	_	_	0,87	3,5	2,0	4,0

Наибольшая полная мощность собственных нужд подстанции, кВА, определяется с учетом коэффициента разновременности максимумов k_р.м.

S_{макс.сн.}=k_р.м. ( 1.14)

где Р_маккс. - наибольшая активная мощность потребителя, кВА.

S_макс - наименьшая полная реактивная мощность СН

S_{макс.сн.} = 0,85 = 269 кВА.

К установке на ПС 220/35/10 кВ применяются два масляных трансформатора типа ТМ - 400/10 мощностью 400 кВА [11].

Определяется коэффициент загрузки трансформатора

k₃ = = 67 %.

или k₃ = 0,67

Подстанция 220/35/10 кВ согласно схеме развития энергоснабжения предназначается для энергоснабжения потребителей ОАО «Ургалуголь» с ожидаемой мощностью потребителей 56000 кВА.

S_т = 56000/2 = 28000 кВА.

Определим коэффициент загрузки трансформатора

k₃ = = 0,7.

2.2 Расчет токов короткого замыкания

Согласно [7] выбор электрических аппаратов и токоведущих частей по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания. Поэтому в проекте производится расчет токов 3-х фазного к.з. для всех РУ. Для расчета составляется схема замещения по структурной схеме подстанции. Структурная схема изображена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структурная схема

Расчет сопротивлений всех элементов схемы замещения ведется в относительных единицах.

Относительные сопротивления системы складываются из сопротивлений элементов до шин 220 кВ.

Расчет производится при условии, что система высшего (ВН), среднего (СН) и низкого (НН) напряжений работают в минимальном и максимальном режимах.

х_с = (1.15)

где S_кз.с. - мощность к.з. системы, мВА;

И_ср.б. - среднее расчетное напряжение ступени, к которой приводятся все сопротивления

х_с = = 48 Ом.

Параметры трансформатора необходимые для расчета ТДТН - 40000/220/35.

Номинальное напряжение обмоток

ВН = 220 кВ СН = 38,5 кВ НН = 11 кВ

Напряжение И_к для различных значений регулируемого напряжения в % ВН - НН_min = 29,3 среднее = 22,0 max = 19,0

СН - НН = 9,5

ВН - СН_min = 16,8 среднее = 12,5 max = 9,8

Напряжение к.з. в % отдельных обмоток трансформатора определяются по формулам:

U_кв = 0,5(U_вс + U_вн - U_сн ), (1.16)

U_кс = 0,5(U_вс + U_сн - U_вн ), (1.17)

U_кн = 0,5(U_сн + U_вн - U_вс ), (1.18)

Напряжение к.з. в % отдельных обмоток

U_квс = 12,5 U_квн = 22 U_кен = 9,5

U_кв = 0,5(12,5 + 22,0 - 9,5) = 12,5 %

U_кс = 0,5(12,5 + 9,5 - 22,00) = 0 %

U_кн = 0,5(9,5 + 22,0 - 12,0) = 9,5 %

В схеме замещения каждая обмотка трансформатора представлена как отдельный элемент, поэтому рассчитываются сопротивления каждой обмотки в отдельности по формуле:

х_т = • (1.19)

Сопротивления обмоток трансформатора:

х_*в = = 0,313.

Аналогично находим сопротивления средней и низкой обмоток трансформатора:

х_*с = 0

х_*n = = 0,237.

Относительное базисное сопротивление линии:

х_*лб = х_л . (1.20)

х_*б = 48 = 0,0907.

Базисный ток до точки К₁ рассчитывается по формуле:

I_*б = . (1.21)

I_*б = = 0,251 кА.

Сверхпереходной ток 3-х фазного замыкания I_к^", кА рассчитывается по формуле:

I_к^”(1) = = = 2,76 кА.

Ударный ток определяется по формуле

i_уу = I_к^”(1) • к_у • i_у = 2,55 I_к^”(1). (1.22)

i_уу = 2,55 • 2,76 = 7,025 кА.

Базисный ток до точки К₂:

I_*б = = 5,24 кА.

Сверхпереходной ток 3-х фазного замыкания для точки К₂:

I_к^”(2) = = 8,2 кА.

Х_*бк2 = Х_*сб + Х_*бвн + Х_*бнн. (1.23)

Х_*бк2 = 0,0907 + 0,313 + 0,237 = 0,64.

Ударный ток для точки К₂.

i_уд = 2,55 • 8,2 = 20,9 кА.

Находим базисный ток для точки К_3:

I_*б = = 1,49 кА.

Сверхпереходной ток 3-х фазного к.з.

I_к^”(3) = = 4,06 кА.

Х_*бз = Х_*бс + Х_*бв + Х_*бс = 0,0907 + 0,313 + 0 = 0,403.

Ударный ток для точки к₃

i_уд = 2,55 • 4,069 = 10,37 кА.

Расчет максимального режима к.з.

Х_с = = = 40,69 Ом.

Рисунок 1.2 - Схема замещения короткого замыкания в max режиме

Относительное базисное сопротивление линии:

х_*л.б. = 40,69 • = 0,0769.

Базисный ток до точки К-₁:

I_*б = = = 0,251 кА.

Сверхпереходной ток 3-х фазного замыкания до точки К₁:

I_к^”(1) = = 3,263 кА.

Ударный ток для точки К₁.

i_уд = 2,55 • I_к^"(1) = 2,55 • 3,26 = 8,32 кА.

Для точки К_2.

Х_{*ру 2б} = 0,64/2 = 0,32.

I_к^”(2) = = 16,3 кА.

Ударный ток для точки К₂

i_уд = 2,55 • 16,3 = 41,56 кА.

Для точки К₃

Х_{*ру 3б} = 0,403/2 = 0,2.

I_к^”(3) = = 8,13 кА.

Ударный ток для точки К₃

i_уд = 2,55 • 8,13 = 20,75 кА.

2.3 Выбор основного оборудования

2.3.1 Расчетные условия

Согласно [8] электрооборудование устройств всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы, как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и нормированных перегрузках. Класс изоляции электрооборудования соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.

Выбор электрооборудования производится на основе расчетных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемых аппаратов и проводников.

Согласно [8] под расчетными условиями понимаются наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия, в которых могут оказаться электрический аппарат при различных режимах их работы в электроустановках.

Различают четыре режима работы электроустановок и их элементов нормальный, аварийный, послеаварийный, ремонтный. Аварийный режим является кратковременным, остальные - продолжительными. Различные аварийные режимы по продолжительности составляют обычно доли процента продолжительности рабочих режимов, но их условия могут оказаться крайне опасными для электрооборудования. Поэтому последнее выбирается по расчетным условиям продолжительных рабочих режимов и обязательно проверяется по расчетным условиям аварийных режимов.

В соответствии с [8] по режиму к.з. в электроустановках выше 1 кВ должны проверяться электрические аппараты, токопроводы, кабели и другие проводники, а также опорные и несущие конструкции для них.



2.3.2 Определение максимальных рабочих токов

Расчет максимальных рабочих токов производится в соответствии с [10]. Ниже приводятся формулы, по которым ведется расчет.

Питающий ввод подстанции

I_p.max =

где К_п - коэффициент перегрузки;

n - количество трансформаторов на подстанции;

S_т - установленная мощность трансформатора, кВА;

U_ст - номинальное напряжение ступени, кВ.

Для вводов силовых трансформаторов и для вывода кабеля собственных нужд

I_p.max = , (1.25)

где К_n - коэффициент перегрузки трансформаторов; К_n= 1,4.

Для сборных шин переменного тока

I_p.max = , (1.26)

где К_РН - коэффициент распределения нагрузки по сборным шинам;

К_РН = 0,5 У 0,7.

Для фидеров районной нагрузки

I_p.max = , (1.27)

где S_НАГР. - наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям, кВА.

Расчет рабочих максимальных токов сведен в таблицу 2.4

Таблица 2.4

Расчет максимальных рабочих токов

Наименование присоединения	Расчетная формула	Расчёт	Максимальный рабочий ток, А
1	2	3	4
Питающий ввод подстанции			196,82
Ввод силового трансформатора			91,85
Сборные шины 220 кВ			45,9
Сборные шины 35 кВ			288,7
Сборные шины 10 кВ			1010,4
Фидера районной нагрузки 35 кВ			46,19
Фидера районной нагрузки 10 кВ			129,32
Ввод ТСН			50,92

2.3.3 Выбор выключателей

В настоящее время масляные и даже маломасляные выключатели морально и технически устарели. Такие выключатели постепенно будут сняты с производства и заменены на элегазовые и вакуумные. Данные типы выключателей наиболее перспективны и широко выпускаются в нашей стране. Основными достоинствами вакуумных выключателей являются: быстродействие, длительный срок службы без ремонта при частых отключениях, небольшие размеры и масса, отсутствие вредного влияния на окружающую среду, бесшумность оперирования, пожаро- и взрывобезопасность, автономность работы [18].

В соответствии с [18] при выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но так как заводами - изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров, допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам

- по напряжению установки

U_уст. ? U_ном.; (1.28)

- по длительному току

I_p.max ? I_ном; (1.29)

- по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

I_n.I ? I_{отк.ном}, (1.30)

где I_n.I - действующее значение периодической составляющей тока к.з. в цепи в момент I начала расхождения дугогасильных контактов выключателя, кА.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.

i_a.I ? i_а.ном, (1.31)

i_а.ном = , (1.32)

где i_a.I - расчетное значение апериодической составляющей тока к.з. в цепи в момент I, кА;

i_а.ном - номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени I, кА;

в_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по [5] и рис. 36,39 [2].

Расчетное значение апериодической составляющей тока к.з. цепи в момент I [10]

i_а.ф = , (1.33)

где ф_а - постоянная времени цепи к.з., для систем с напряжением более 1 кВ ф_а = 0,05 с.

I - наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасильных контактов

Время Iопределяется по формуле

I= t_з.мин + t_с.в, (1.34)

где t_з.мин - минимальное время действия релейной защиты, t_з.мин = 0,01 с.

t_с.в - собственное время выключателя, с.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току к.з.:

I_n.o ? I_пр.с; (1.35)

i_у ? i_пр.с, (1.36)

где I_n.o - начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя, кА;

I_пр.с - действующее значение предельного сквозного тока к.з., кА;

i_у - ударный ток к.з., кА;

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., кА.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

В_к ? I²_т t _т

где В_к - тепловой импульс по расчету, кА²_с;

Iт - предельный ток термической стойкости

t _т - длительность протекания тока термической стойкости, с

Тепловой импульс определяется по формуле из [8]:

В_к = I²_n,т (t_к.з. + Т_а), (1.37)

где t_к.з. - время протекания тока к.з., с.

Время протекания тока к.з.

t_к.з. = t_з.осн. + t_п.в, (1.38)

где t_з.осн - время срабатывания защиты, с.

t_п.в - полное время отключателя, с.

Таблица 2.5

Время протекания тока к.з.

Наименование присоединения	tз.осн.,с	tп.в, с	tк.з., с
СВ 220 кВ	1,8	0,055	1,855
Ввод Т 220 кВ	1,5	0,055	1,555
Ввод Т 35 кВ	1,2	0,055	2,255
СВ 10 кВ	0,6	0,07	0,67

При выборе выключателей исходим из значений токов I_р.макс., которые для РУ наибольшие, например, для РУ 220 кВ наибольший ток.

Выбор выключателей осуществляется по данным из [3]. Данные по выбору выключателей проведены в таблице.

Необходимые для выбора выключателя расчетные величины приводятся в расчете.

Таблица 2.6

Выбор выключателей

Наим. присоед.	Тип выключателя	кВ	А	кА	кА	кА	кА	кА2•с
РУ-220кВ	ВМТ -220
РУ-35кВ	ВВК - 35
Секц.выкл35 кВ	ВВК - 35
Фидер35 кВ	ВВК - 35

2.3.4 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится [19]

- по напряжению установки

U_ус ? U_ном; (1.39)

- по длительному току

I_p.max ? I_ном; (1.40)

- по конструкции, роду установки;

- по электродинамической стойкости

I_n.o ? I_пр.с; (1.41)

i_у ? i_пр.с; (1.42)

- по термической стойкости

В_к ? I²_т •t_т. (1.43)

Разъединители выбираются по данным из [19]. Результаты представлены таблице.

Таблица 2.7

Выбор разъединителей

Наименование присоединения	Тип разъединителя
ОРУ - 220 кВ	РНДЗ - 2 - 220/1000 У1 ПДН - 2У1
ОРУ - 220 кВ	РНДЗ - 1 - 220/1000 У1 ПДН - 2У1
ОРУ - 35 кВ	РНДЗ -2 - 35/1000 У1 ПР - 90
ОРУ -35 кВ	РНДЗ -1 - 35/1000 У1 ПР - 90

2.3.5 Выбор токоведущих частей

Согласно [4] на подстанции в ОРУ применяются провода АС, в КРУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми.

Сборные шины и ошиновка из неизолированных токоведущих частей выбираются по условию из [4]

I_p.max ? I_доп, (1.44)

где I_доп - длительно допускаемый ток, который выдерживает сечение токоведущей части, не перегреваясь выше нормы при расчетных температурных условиях, А.

Все токоведущие части проверяются на термическую стойкость по условию из [4].

g_в ? g_min, (1.45)

где g_в - выбранное сечение, мм²;

g_min - минимальное по условию допустимой температуры нагрева в режиме к.з. сечение шины, мм².

Минимальное сечение шины определяется по формуле

g_min = /С, (1.46)

где В_к - тепловой импульс к.з., А²•с.

С - коэффициент, который при наибольших допустимых температурах равен для алюминиевых шин 90 А• с^1/2 / мм².

Гибкие шинопроводы на механическую прочность не проверяются.

Таблица 2.8

Выбор сечений шин о ошиновки

Наименование присоединения	Марка провода и сечение gв, мм2	Минимальное сечение gмин, мм2	, А
Ввод Т 220 кВ и сборные шины 220 кВ	АС 120/19	120	120 ?105
Сборные шины 35 кВ	АС 300/39	267	710 ? 645
Сборные шины 10 кВ	АС 400/22	368	830 ? 460

2.3.6 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) выбираются [24]

- по напряжению установки

U_уст ? U_ном, (1.47)

- по току

I_p.max ? I_{1 ном,} (1.48)

где I_{1 ном} - номинальный первичный ток трансформатора тока, А;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости

i_у = k I_{1 ном} или i_у ? i_дин, (1.49)

где k_эу - кратность электродинамической стойкости;

i_дин - ток электродинамической стойкости, кА;

- по термической стойкости;

В_к ? (k_т • I_{1 ном} )² t_т, (1.50)

где k_т - кратность термической стойкости;

t_т - время термической стойкости, с.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Трансформаторы тока типа ТВТ встроенные в трансформатор не выбираются.

Результаты выбора трансформаторов тока представлены в таблице.

Таблица 2.9

Выбор трансформаторов тока

Наименование РУ или присоединения	Тип ТТ	Номинальный режим	Кт	Ко	Режимы короткого замыкания
		Uном / UркВ	Iт / Iр. мкА			(I1n Кт)2t/ ВккА	I1n Kg/iу кА
1	2	3	4	5	6	7	8
Ввод 220 кВ и перемычка	ТФНД220-1	220/220	1200/300	60	60	5180/87	101,8/16,3
Первичная обмотка трансформатора	ТФНД220-1	220/220	1200/150	60	60	5180/87	101,8/16,3
Разъединитель 220 кВ	ТФНД220-1	220/220	1200/150	60	60	5180/87	101,8/16,3
Ввод 35 кВ	ТФЗМ35 А	35/35	400/310	65	150	676/26	84,3/12
Выключатель 35 кВ	ТФЗМ35 А	35/35	400/186	65	150	676/26	84,3/12

2.3.7 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются

- по напряжению установки

U_уст ? U_ном, (1.51)

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

S₂ У ? S_ном, (1.52)

где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА;

S₂ У нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

Нагрузку приборов можно определить по следующей формуле [24]:

S₂? = = , (1.53)

где S_приб - полная мощность прибора, ВА;

Р_приб - активная мощность прибора, Вт;

Q_приб - реактивная мощность прибора, Вар.

Для счетчиков активной и реактивной мощности, ваттметров cos& = 0,38, sin& = 0,93. Для остальных приборов cos& = 1.

Для того, чтобы выбрать ТН определяется вторичная нагрузка. Эту нагрузку составляют приборы контроля и измерения, а также реле напряжения, входящие в комплексы защит.

Таблица 2.10

Трансформаторы напряжения

Наименование РУ	Тип трансформатора напряжения	Un ? Uраб кВ	Класс точности
РУ - 220 кВ (наружная установка)	НКСР - 220 - 58 У1	220 = 220	0,5
РУ - 35 кВ	ЗНОМ - 35	35 = 35	0,5

Таблица 2.11

Параметры реле, приборов контроля и измерения

Прибор	Тип	Число приборов	Потребляемая мощность, ВА	cos&	sin&	Мощность
			Одного прибора	всех приборов			Р приб Вт	Q приб ВАр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Приборы РУ 10 кВ
Счетчик активной энергии	САЗУ	12	8	176,0	0,38	0,93	66,9	164,0
Счетчик реактивной энергии	СР4У	12	12,0	264,0	0,38	0,93	100,3	245,5
Вольтметр	ЭЗ77	2	2,6	10,4	1,00	0,00	10,4	-
Реле напряжения	РН -54	1	1,0	1,0	1,00	0,00	1,0	-
	РНФ-1м	1	15,0	15,0	1,00	0,00	15,0	-
	РН-53/60Д	1	1,0	1,0	1,00	0,00	1,0	-
Приборы РУ 35 кВ
Счетчик активной энергии	САЗУ	4	8,0	16,0	0,38	0,93	6,1	14,9
Счетчик реактивной энергии	СА4У	4	12,0	24,0	0,38	0,93	9,1	22,3
Ваттметр ферродинамический	Д585	4	0,5	3,5	0,38	0,93	,3	3,3
Счетчик активной энергии	СА3У	2	8,0	16,0	0,38	0,93	6,1	14,9
Счетчик реактивной энергии	СА4У	2	12,0	24,0	0,38	0,93	9,1	22,3
Ваттметр ферродинамический	Д585	2	0,5	1,5	0,38	0,93	0,6	1,4
Вольтметр	Э377	4	2,6	5,2	1,00	0,00	5,2	-
Реле напряжения	РНФ-1м	1	15,0	15,0	1,00	0,00	15,0	-
	РН-54	2	1,0	2,0	1,00	0,00	2,0	-

2.3.8 Выбор устройств от перенапряжений

Здание и РУ подстанции защищаются от прямых ударов молнии и от воли перенапряжений, набегающих с линии, а так же от коммутационных перенапряжений.

Защита от волн перенапряжения, набегающих по воздушным линиям, может выполняться тросовыми молниеотводами, кабельными вставками и разрядниками. Для РУ 10 кВ и выше, к которым присоединены воздушные линии, предусмотрены вентильные разрядники. Они должны быть установлены без коммуникационных аппаратов в цепи между защищаемыми трансформаторами и разрядниками.

Выбираются в зависимости от вида защищаемого оборудования, рода тока и значения рабочего напряжения по условию

U_n ? U_р, (1.54)

Вид защищаемого оборудования влияет на серию устанавливаемого разрядника в связи с тем, что разнее виды оборудования имеют различные виды изоляции.

Для защиты РУ - 220 кВ по [11] выбираем ОПН вида ОПН - 220 - М4₁₁ для нейтрали ТП РВМГ 100-400/70 УхМ. Для РУ-35 кВ выбираем ОПН-35. Для РУ-10 кВ выбираем ОПН-10.

2.3.9 Выбор релейных защит и средств автоматики

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

- автоматического отключения повреждённого элемента от части электрической системы с помощью выключателей;

- реагировать на ненормальные режимы работы элементов электрической системы.

Устройства релейной защиты должны обеспечивать возможное время отключения короткого замыкания в целях сохранения бесперебойной работы неповреждённой части системы и ограничения области и степени повреждения элемента. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электрической установки отключился только повреждённый элемент. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле срабатывания. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировать действие каждой защиты, а при сложной защите - отдельных её частей [11].

На понижающих трансформаторах предусмотрены следующие защиты:

- Дифференциальная токовая защита, выполненная на реле типа ДЗТ-11

- Защита от внешних междуфазных коротких замыканий, выполненная тремя комплектами максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению.

- Газовая защита от повреждений внутри бака трансформатора сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. При слабом газообразовании и понижении уровня масла газовая защита действует на сигнал, при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла - на отключение.

- Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле предусмотрена газовая защита (струйное реле) и реле давления. Газовая защита РПН действует на сигнал.

- Максимальная токовая защита от перегрузки (установлена в одной фазе со всех трёх сторон).

- Токовая отсечка от короткого замыкания на землю без выдержки времени.

На трансформаторах собственных нужд и линиях напряжением 10кВ предусмотрены двухступенчатые токовые защиты от междуфазных коротких замыканий и защита от коротких замыканий на землю (МТЗ и ТО).

На ВЛ напряжением 35кВ предусмотрены максимально токовая защита и токовая отсечка от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю.

На ВЛ напряжением 220кВ предусмотрены следующие защиты:

- дистанционная защита от многофазных замыканий (трёхступенчатая);

- токовая направленная защита нулевой последовательности (четырёхступенчатая);

- высокочастотная блокировка (ВЧБ).

На подстанции предусмотрена следующая автоматика

- автоматическое повторное включение (АПВ) на выключателях напряжением 220 кВ однократного действия;

- автоматическое включение резерва (АВР);

- автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

- противоаварийное включение реактора (ПАР);

- устройство резервирования при отказе отключения выключателя (УРОВ).

Исходя из типа подстанции с учетом типовых решений, а также в соответствии с приведенным в [11] рекомендациями выбираем все виды защит от аварийных и ненормальных режимов, для всех элементов подстанции. Результаты выбора защит сводим в таблицу.



Таблица 2.12

Защиты элементов подстанции

Тип защиты	Исполнение	Режим работы	Исполнительный элемент
1	2	3	4
Питающая линия 220 кВ
ДЗ	Трехфазная трехступенчатая	Многофазное к.з. в ЛЭП - 220 кВ	Действует на масляный выключатель
ТО	Двухфазная	Резервирует первую ступень ДЗ при близких к.з.	Действует на масляный выключатель
ДЗТ	Трехфазная продольная три реле	Короткое замыкание в обмотках трансформатора и на его вводах	Отключение всех выключателей со стороны всех обмоток трансформатора
ГЗ	Отдельные реле на баке расширителя и в устройстве РПН	Витковые замыкания в трансформаторе	То же при бурном газовыделении
МТЗ на стороне 220 кВ	Трехфазная, три реле с пуском по напряжению	Внешние короткие замыкания всех видов в трансформаторе на шинах низкого и среднего напряжения, резервирует ДЗТ и ГЗ	Отключение выключателей со стороны всех обмоток трансформатора
МТЗ на стороне 35 кВ	Двухфазная, два реле с пуском по напряжению	Все КЗ на шинах 35 кВ, резервирует защиты присоединений шин 35 кВ	Выключатели вводов 35 кВ
Сборные шины 35 кВ
ТО	Двухфазная два реле	Обеспечивает селективное отключение секций шин, в сочетании с защитами потребителей	Выключатель шин 35 кВ
МТЗ	Двухфазная два реле	Многофазные короткие замыкания в линии до шин трансформатора	Выключатель фидера 35 кВ



3. МОЛНИЕЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ

3.1 Молниезащита подстанции

Ору подстанции должно быть надёжно защищено от попадания высоких потенциалов в результате грозовых разрядов молнии. Устройства молниезащиты подстанции должны практически полностью исключать такую возможность. Защита подстанции от прямых ударов молнии осуществляется с помощью отдельно стоящих стержневых молниеотводов [ 28 ].

Защитное действие молниеотвода основано на том, что во время лидерной стадии на вершине молниеотвода скапливаются заряды, и наибольшие напряжённости электрического поля создаются на пути между развивающимся лидером и вершиной молниеотвода. Возникновение и развитие с молниеотвода встречного лидера ещё более усиливает напряжённость поля на этом пути, что окончательно предопределяет удар молнии в молниеотвод. Защищаемый объект более низкий, чем молниеотвод, будучи расположен поблизости от него, оказывается заэкранированным молниеотводом и встречным лидером и практически не может быть повреждён молнией [15].

Средством от прямых ударов молнии служит молниеотвод - устройство, рассчитанное на непосредственный контакт с каналом молнии и отводящие её ток в землю.

Молниеотводы разделяются на отдельно стоящие, обеспечивающие растекание тока молнии, минуя объект, и установленные на самом объекте. При этом растекание тока происходит по контролируемым путям так, что обеспечивается низкая вероятность поражения людей, от взрыва или пожара.

Установка отдельно стоящих молниеотводов исключает возможность термического воздействия на объект при поражении молниеотвода; для объектов с постоянной взрывоопасностью, отнесённых к объектам первой категории, принят способ защиты, обеспечивающий минимальное количество опасных воздействий при грозе. Для объектов второй и третьей категорий, характеризующихся меньшим риском взрыва или пожара, в равной мере допустимо использование отдельно стоящих молниеотводов и установленных на защищаемом объекте.

Зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода, двух и двух молниеотводов разной высоты представлены на рисунках.

Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода, м, на расчетной высоте определяется по формуле [18]

r_x = 1,5 (h - ), (2.1)

где h - высота молниеотвода, м;

h_х - расчетная высота, м.

Наименьшая ширина зоны защиты 2b_х, м, определяется согласно [11] и [4].

Для двух молниеотводов одной высоты

2b_x = 4, (2.2)

где h_а - разность между высотой молниеотвода и расчетной высотой, м;

а - расстояние между двумя молниеотводами.

Для двух молниеотводов разной высоты наименьшая ширина зоны защиты

2b_х = 2, (2.3)



где r_с - радиус зоны защиты на высоте h_c. м.

Величины r_с и h_c определяются по формулам

r_c = , (2.4)

h_c = , (2.5)

Зона защиты нескольких молниеотводов определяется как зона защиты померно взятых соседних стержневых молниеотводов.

Пример расчета.

Рассчитываем зону защиты молниеотводов М₁ и М₂ на высоте 17м и

11,5 м. Высота молниеотводов 30,5 м.

Радиус зоны защиты каждого молниеотвода

- на высоте 17 м

r_x = 1,5(30,5 - ) = 18 м;

- на высоте 11,5 м

r_x = 1,5(30,5 - ) = 27 м.

Определяется наименьшая ширина оны защиты молниеотводов

- на высоте 17 м

2b_x = 4 • 18= 29 м;

- на высоте 11,5 м

2b_x = 4 • 27= 43 м.

Остальные молниеотводы рассчитаны подобным образом, и результаты расчетов приведены в таблице.

Рисунок 3.1 - Зона защиты одиночного молниеотвода:

а) сечение зоны защиты;

б) зона защиты объекта на высоте h₀.

Рисунок 3.2 - Зона защиты молниеотводов одинаковой высоты

а) сечение зоны защиты;

б) наименьшая ширина b_x зоны защиты.

Рисунок 3.3 - Зона защиты двух молниеотводов разной высоты:

а) сечение зоны защиты;

б) наименьшая ширина b_x зоны защиты.

Таблица 3.1

Зоны защиты оборудования и зданий на подстанции

Номера соседних молниеотводов	Зона защиты на высоте hх
	11,5 м	17 м	11 м
	2 bх, м	Гх, м	2 bх, м	Гх, м	2 bх, м	Гх, м
М1 - М2 М1 - М4 М2 - М3 М1 - М3 М2 - М4 М3 - М4	43 43 43 43 43 43	27/27 27/27 27/27 27/27 27/27 27/27	29 29 29 29 29 29	18/18 18/18 18/18 18/18 18/18 18/18	- - - - - -	- - - - - -

Примечание - в числителе указан радиус зоны защиты первого, в знаменателе второго попарно взятого молниеотвода.

3.2 Заземление

Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции на подстанции предусматривается защитное заземление. Заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению, либо к напряжению прикосновения [22]. В дипломном проекте заземление выполняется в соответствии с требованиями к его сопротивлению.

Заземляющее устройство должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом.

Ввиду того, что отсутствуют данные о сопротивлении естественных заземлителей на подстанции, рассчитывается только искусственное заземление.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования подстанции к заземлителю на территории, занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединяются между собой в заземляющую сетку. Соединение осуществляется сваркой. Ограда к заземлителю не присоединяется [22].

продольные и поперечные заземлители укладываются на глубине 0,7 м от поверхности земли.

Расстояние между поперечными заземлителями принимается увеличивающемся от периферии к центру заземляющей сетки. Эти расстояния равны соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5 м.

Контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения подстанции. У входов и въездов на её территорию выравнивается потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей у внешнего горизонтального заземлителя напротив входов и въездов. Длина вертикальных заземлителей равна 3 м, а расстояние между ними равно ширине входа и въезда.

В соответствии с проведенными изысканиями определено, что грунт - суглинок с удельным сопротивлением 100 Ом • м. Длина вертикальных заземлителей равна 2,5 м, расстояние между ними равно 5м.

В соответствии с методикой, изложенной в [2], ведется расчет заземляющего устройства.

Сопротивление растеканию тока одного заземлителя из уголка, Ом

R_уг = , (2.6)

где Р - удельное сопротивление грунта, Ом • м;

l - длина уголка, м;

b - ширина уголка, м;

t - глубина заложения контура, м.

Сопротивление растеканию тока одного заземлителя из уголка 60 х 60 мм:

R_уг = = 38 Ом.

Количество электродов с учетом экранирования

n_э = , (2.7)

где R₃ - сопротивление заземляющего устройства, Ом по [22] R₃ =0,5Ом;

Z_э - коэффициент экранирования, для

а/l - 2 Z_э = 0,62 [7].

Количество электродов:



n₃ = = 122

Количество электродов, забиваемых по периметру

n_n = ,

где L_n - периметр подстанции, м;

а - расстояние между электродами, м.

Количество электродов, забиваемых по периметру

n_n = = 141.

Из расчета видно, что сопротивление растеканию тока равное 0,5 Ом обеспечивается при 122 электродах. Принимается число вертикальных электродов равное 141. Вертикальные электроды забиваются по параметру подстанции.

Для соединения с землей молниеотводов используются также вертикальные заземлители, которые забиваются у молниеотвода и соединяются с контуром заземления подстанции.

Невозможно создать идеальную защиту от прямых ударов молнии, полностью исключить прорывы на защищаемый объект. На практике применяют взаимное расположение объекта и молниеотвода, обеспечивающие низкую вероятность прорыва, например, 0,1 и 0,01, что соответствует уменьшению числа поражений объекта примерно в 10 и 100 раз по сравнению с незащищенным объектом. Для большинства современных объектов при таких уровнях защиты обеспечивается малое количество прорывов за весь срок службы.



4. КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ ФИДЕРОВ 35/6 кВ И ОРГАНИЗАЦИЯ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В нашей стране сети напряжением 35 кВ и ниже работают в режиме с изолированной нейтралью либо с резонансно-заземленной нейтралью. Схема рабочего заземления нейтрали является одним из основных факторов, определяющих свойства сети при внутренних и грузовых перенапряжениях.

Для распределительных сетей 6- 35 кВ наиболее частым повреждением, согласно [29], является замыкания на землю (75 % всех повреждений).

Общие причины, приводящие к возникновению аварийных ситуаций в сетях с изолированной нейтралью, следующие

- нарушение и выход из строя изоляции вследствие тяжелых климатических условий и дефектов изолирующих и поддерживающих устройств;

- случайные перекрытия изоляции посторонними предметами, птицами и т.п.;

- воздействие грозовых и внутренних перенапряжений, приводящее к повреждению изоляции;

- неправильные действия оперативного персонала при производстве переключений или работах на электрических установках.

В сети с изолированной нейтралью замыкание одной фазы на землю само по себе не является аварией. Однако с увеличением протяженности электрических сетей увеличивается их емкость, и возрастают токи замыкания на землю. Проходя через место повреждения ток, выделяет много тепла, разрушая при этом токоведущие части и изоляцию. Однофазное замыкание может при этом перейти в аварийное многофазное короткое замыкание (КЗ).