Анализ деятельности подстанции "Костанайская"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения промышленных предприятий занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Электроэнергетика, как отрасль промышленности страны, в результате различных видов деятельности общества получила ведущее место. Недаром уровень развития современной цивилизации определяется количеством потребляемой электрической энергии на душу населения. Так, с повышением научно-технического прогресса, электрическая энергия становится одним из основных и дешевых видов энергии.

В настоящее время наблюдается значительный рост механизации и автоматизации сельского хозяйства, значительное увеличение числа бытовых приборов, как следствие, значительный рост электрических нагрузок и потребления электроэнергии. Поэтому современная электроэнергетика должна базироваться на новой технической основе, что требует совершенствования организации и оперативного управления процессом производства и передачи электроэнергии. Вместе с тем необходимо повышать экономическую эффективность данной отрасли за счет улучшенного использования имеющегося оборудования и по возможности модернизации устаревшего. Необходимо постепенно выводить из эксплуатации изношенное и устаревшее оборудование с заменой его на современное. При строительстве новых энергообъектов необходимо применять последние достижения в области электроэнергетики. Также необходимо уделять больше внимания вопросам связанным с качеством электроэнергии и надежностью снабжения ею потребителей.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика подстанции ПС «Костанайская» 110/35/10 АО КЕГОК

Единая электроэнергетическая система АО «KEGOK» представляет собой совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей республики.

Подстанция напряжением 110/35/10 кВ предназначается для электроснабжения сельскохозяйственных коммунально-бытовых и промышленных нагрузок, находящихся в районе действия ВЛ 110,35 и 10 кВ от данной подстанции.

На подстанции установлены два трехфазных трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 10000 кВА. На напряжение 110 кВ приняты две системы сборных шин с обходной. На напряжение 35 кВ и 10 кВ принята схема с одной системой шин, состоящей из двух секций, соединенных выключателем.

На подстанции предусмотрена установка двух заземляющих катушек 35 кВ.

Обслуживание подстанции предусматривается с дежурством на дому со штатом два человека. Производство ремонтных работ - выездными бригадами централизованных служб района.

Распределительные устройства 110 кВ и 35 кВ приняты открытого типа с применением унифицированных железобетонных конструкций. Распределительное устройство 10 кВ комплектуется из шкафов заводского изготовления Куйбышевского завода. Здание ОПУ принято типовое, совмещенное со вспомогательными помещениями подстанции.

На напряжение 35 кВ предусматривается четыре ячейки отходящих линий, из них одна - резерв по месту.

По условиям релейной защиты на данной подстанции предусматривается возможность работы трансформаторов как с заземленной, так и с незаземленной нейтралью обмотки 110 кВ.

В аварийном режиме одним из установленных на подстанции трансформатором с учетом его перегрузочной способности может быть покрыта вся нагрузка подстанции.

В цепях трансформаторов и в цепи межсекционной связи предусматриваются выключатели, а в цепях отходящих линий - на 600 А.

В связи с наличием на подстанции сложной релейной защиты и установкой выключателей, управление которых не может быть обеспечено на оперативном переменном токе, предусматривается установка одной аккумуляторной батареи, состоящей из 120 элементов для оперативного тока.

1.2 Выбор и обоснование схемы электроснабжения

Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов:

источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии;

распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять по магистральным схемам питания. Радиальные схемы могут применяться при соответствующем обосновании;

схемы электроснабжения должны быть выполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питание электроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять от разных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин;

все элементы электрической сети должны находиться под нагрузкой. Резервирование предусматривается в самой схеме электроснабжения путем перераспределения отключенных нагрузок между оставшимися в работе элементами схемы. При этом используется перегрузочная способность электрооборудования и, в отдельных случаях, отключение неответственных потребителей. Наличие резервных неработающих элементов сети должно быть обосновано;

следует применять раздельную работу элементов системы электроснабжения: линий, секций шин, токопроводов, трансформаторов. В некоторых случаях, по согласованию с энергоснабжающей организацией, может быть допущена параллельная работа, напри мер, при питании ударных резкопеременных нагрузок, если авто матическое включение резервного питания не обеспечивает необходимое быстродействие восстановления питания с точки зрения самопуска электродвигателей.

В схемах электроснабжения промышленных предприятий следует выделять схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. К схемам внешнего электроснабжения относят электрические сети, связывающие источники питания предприятия с пунктами приема электроэнергии. К схемам внутреннего электроснабжения относят электрические сети от пунктов приема электроэнергии до электроприемников высокого и низкого напряжения.

Схемы электроснабжения промышленных предприятий, как правило, выполняются разомкнутыми и строятся по ступенчатому принципу. Число ступеней распределения электроэнергии на предприятии определяется мощностью и расположением электрических нагрузок на территории предприятия. Обычно применяется не более двух ступеней распределения электроэнергии на одном напряжении.

При большем числе ступеней распределения ухудшаются технико-экономические показатели системы электроснабжения и усложняются условия эксплуатации. Распределение электроэнергии выполняется по радиальным, магистральным или смешанным схемам.



1.3 Выбор рода тока и величины питающего напряжения

При проектировании электрооборудования необходимо выбрать род тока (переменный или постоянный) и напряжение сети. Экономически целесообразно для питания завода использовать линии с переменным током, а не с постоянным, так как для питания завода постоянным током требуется дополнительное оборудование, что увеличивает затраты на производство электроэнергии. Двигатели постоянного тока на заводе не применяется, потому-то нет необходимости регулировать частоту вращения в больших пределах. Если необходимость применения постоянного тока не вызвана технико- экономическими расчетами, то для питания силового электрооборудования используется трехфазный переменный ток. При выборе напряжения следует учитывать мощность, количество и расположение электроприемников, возможность их совместного питания, а также технологические особенности производства.

На выбор напряжения существенное влияние оказывает предполагаемое наличие на объекте электродвигателей напряжением выше 1 кВ (6, 10 кВ), электрических печей и других электроприемников.

Для питания цеховых ТП чаще применяется напряжение 10 кВ. При выборе напряжения для питания непосредственно электроприемников необходимо обратить внимание на следующие положения.

Номинальными напряжениями, применяемыми на промышленных предприятиях для распределения электроэнергии (по ГОСТ 721--77), являются 10; 6; 0,66; 0,38; 0,22 кВ.

Применять на низшей ступени распределения электроэнергии напряжение выше 1 кВ рекомендуется только в случае, если установлено специальное, работающее при напряжении выше 1 кВ. Если двигатели необходимой мощности изготавливаются на несколько напряжений, то вопрос выбора напряжения должен быть решен путем технико-экономического сравнения вариантов.

В случае, если применение напряжения выше 1 кВ не вызвано технической необходимостью, следует рассмотреть варианты использования напряжения 380 и 660 В. Применение более низких напряжений для питания силовых потребителей экономически не оправдано.

При выборе одного из двух рекомендуемых напряжений необходимо исходить из условия возможности совместного питания от трансформаторов.

С применением напряжения 660 В снижаются потери электроэнергии и расход цветных металлов, увеличивается радиус действия цеховых подстанций, повышается единичная мощность применяемых трансформаторов и в результате сокращается количество подстанций, упрощается схема электроснабжения на высшей ступени распределения энергии. Недостатками напряжения 660 В являются невозможность совместного питания сети освещения и силовых электроприемников от общих трансформаторов, а также отсутствие электродвигателей небольшой мощности на напряжение 660 В, так как в настоящее время такие электродвигатели нашей промышленностью не выпускаются.

На предприятиях с преобладанием электроприемников малой мощности более выгодно использовать напряжение 380/220В (если не доказана целесообразность применения иного напряжения). Напряжение сетей постоянного тока определяется напряжением питаемых электроприемников, мощностью преобразовательных установок, удаленностью их от центра электрических нагрузок, а также условиями окружающей среды.

В задании максимальная мощность не превышает 100 кВт отсюда следует, что для питания низковольтных двигателей примем напряжение 380В от этой же сети будем питать осветительную нагрузку.



1.4 Расчет электрических нагрузок

Выбор величины рационального напряжения определяется параметрами линии электропередач и выбираем электроаппараты на трансформаторную подстанцию.

При решении задач о выборе величины рационального напряжения в общем случае следует предварительно определить величину не стандартного напряжения, при котором имеет место минимальные затраты. Зная такое напряжение можно выбрать целесообразное стандартное напряжение. Для питания крупных промышленных предприятий на первой ступени распределении электроэнергии следует применять напряжение равной 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ следует применять как напряжение первой ступени распределение электроэнергии средней по мощности промышленных предприятий. Напряжение 6 - 10 кВ используется как напряжение первой ступени внутри заводской распределении электроэнергии. Применение напряжения равное 6 кВ обычно обоснованно только при наличии электропотребителей, которые получают питание от сети напряжения 6 кВ.

На второй ступени распределении электроэнергии цеховых трансформаторных подстанций применяется напряжение равное 0,4/0,23 кВ

На первой ступени распределение электроэнергии средней по мощности промышленных предприятий выбираем 10 кВ так как используется напряжение первой ступени внутри заводской распределении электроэнергии. На второй ступени выбираем 0,4 кВ.

Создание каждого промышленного объекта начинается с его проектирования. Расчётное знание электрических нагрузок представляют собой не простое суммирование установленных мощностей ЭП предприятия, и являются определением ожидаемых значений электрических нагрузок. Расчёт электрических нагрузок является основой полагающего этапа при проектировании СЭС. Расчётная максимальная мощность, потребляемая электроприемниками предприятия всегда меньше суммы номинальной мощности этих ЭП. Правильное определение расчётных значений электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое народнохозяйственное значение. От этого расчёта зависит исходные данные для выбора всех элементов СЭС промышленного предприятия, а так же денежные затраты на установку, монтаж на установку и эксплуатацию выбранного электрооборудования. Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительству, перерасход проводникового материала сетей и не к оправданному увеличению мощности трансформатора. Занижение может привести к уменьшению пропускной способности электрической сети. К лишним потерям мощности, перегреву проводов, кабелей, трансформаторов, а следовательно их сокращение сроку их службы.

Существующие ныне методы определения расчётных нагрузок проектируемых предприятий основаны, но обработке экспериментальных и практических данных об электрических нагрузках действующих промышленных предприятий различных отраслей промышленности. В настоящее время основным методом расчёта электрических нагрузок промышленных предприятий является метод упорядоченных диаграмм рекомендованный «Руководящий указаний по определению электричества на промышленных предприятий». Структурная схема ПС показана на рисунке 1.1.

В таблице 1.1 указаны данный для расчета.

Таблица 1.1 - Исходные данный для расчета

Sкз, МВА	Iкз, кА	L110, км	U, кВ	Pmax, МВт	cosц
8000	1,25	20	110/35/10	18,5 10,8	0,87 0,9



Рисунок 1.1 - Структурная схема ПС

Полные мощности ПС на ступенях напряжения рассчитываем по формуле:

,	(1.1)

МВА, МВА

Рассчитываем реактивные мощности ПС по формуле:

,	(1.2)

Мвар

Мвар

Рассчитываем полные мощности ПС по формуле:

,	(1.3)



МВт

,	(1.4)

Мвар

,	(1.5)

МВА

1.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы проектируются на так называемый номинальный режим работы, т.е. в предположении, что трансформатор работает неограниченно долго, без перерывов, в течение всего нормального срока службы при номинальных значениях напряжения, мощности, частоты и при номинальных условиях охлаждающей среды и места установки. Указанный идеализированный номинальный режим является расчетным и не отражает полностью способность трансформатора нести в условиях эксплуатации реальную нагрузку, отличающуюся от его номинальной мощности. Реальные режимы трансформаторов, работающих на большинстве понижающих подстанций, существенно отличаются от номинального. Основные отличия заключаются в следующем:

непрерывная, неизменная по величине и равная номинальной мощности трансформатора, нагрузка практически не встречается,

суточный график обычно характеризуется максимумами и спадами,

максимум нагрузки в разрезе года обычно имеет место зимой.

Так как нормальный срок службы трансформатора определяется механическим износом изоляции, который зависит главным образом от температуры, при которой работает изоляция. В условиях реальной эксплуатации износ изоляции трансформатора, максимальная нагрузка которого не превышает его номинальной мощности, происходит значительно медленнее и срок службы трансформатора существенно удлиняется по сравнению с нормальным. Столь большие физические сроки службы (30-50 лет и более) не рационально с точки зрения морального износа. Поэтому без всякого ущерба для расчетного срока службы (20-25 лет) можно в целях более эффективного использования мощности трансформатора систематически его перегружать. Кроме того, за счет запаса износа изоляции допустимы и редкие аварийные перегрузки.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения системы электроснабжения. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечить питание всех ЭП предприятия. Как правило трансформаторов на подстанциях должны быть не более двух. Наиболее экономична одно - трансформаторная подстанция, которая при наличии центрального резерва по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питание потребителей второй и третьей категории надежности.

При проектировании систем электроснабжения установка одно - трансформаторных подстанции рекомендуется при резервировании ЭП второй категории надежности, при наличии большого числа ЭП малой мощности, а также для питания ЭП третьей категории надежности.

Двух - трансформаторные подстанции применяются при значительном числе ЭП первой и второй категории надежности, при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двух - трансформаторные подстанции целесообразно при не равномерном годовом графике электрических нагрузки предприятия, присезоном режиме работы двух сменных предприятий, со значительной разницей в загрузке смен, в этих случаях режимах минимальных нагрузок целесообразно отключать один из двух трансформаторов подстанции, что определяется условием оплаты за электрическую энергию.

Так как проектируемый цех относится ко II категории надежности электроснабжения, то принимаем к установке в аппаратном цехе два трансформатора на подстанцию.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из полной расчетной нагрузки объекта проектирования, числа часов использования максимальной нагрузки, темпов роста электрических нагрузок, стоимости электрической энергии, допустимой перегрузки трансформатора.

Совокупность допустимых нагрузок систематических и аварийных перегрузок определяют нагрузочную способность трансформатора, в основу расчета которой положен тепловой износ изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно не обоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически не целесообразно. Исследование различных режимов трансформаторов показали, что максимальные допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки не приводят к заметному старению изоляции и существенному сокращению нормальных сроков их службы.

При выборе мощности трансформатора необходимо применять следующие правила согласно ПУЭ:

Трансформатор мощностью 1000 КВА и выше выбирать только при наличии групп ЭП большой мощности.

На подстанции следует устанавливать однотипные трансформаторы.

При выборе двух трансформаторов на подстанцию мощность каждого трансформатора должна быть выбрана с таким учетом, чтобы при выходе из строя одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор мог бы нести всю нагрузку потребителей первой и второй категории, и при этом был бы загружен не более чем на 140%, что допустимо ПУЭ в течении пять суток не более шести часов в сутки.

Если известна полная расчетная нагрузка и коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, то можно определить расчетную номинальную мощность трансформатора.

Трансформатор выбирается согласно ПУЭ по 70 % загрузке от максимально допустимой мощности в нормальном режиме:

,	(1.6)

где - полная расчетная мощность объекта проектирования с учетом работы компенсирующих устройств

вд.т. - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, который зависит от числа трансформаторов на подстанцию категории надежности электроснабжения, равен 0,7.

МВА

По расчетной полной мощности выбран трансформатор ТДТН - 25000/110 - трехфазный; системой охлаждения дутье; трех обмоточный с устройством РПН. Данные параметры трансформатора вносим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Параметры трансформатора

Тип	Sном, МВА	U, кВ	Рк, кВт	Pхх, кВт	Uк,%	Iхх,%
		ВН	СН	НН	В-Н		ВС	ВН	СН
ТДТН-25000/110	25	115	38,5	11	140	28,5	10,5	17,5	6,5	0,7

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторах.

Коэффициент аварийной перегрузки рассчитываем по формуле:

,	(1.7)

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:



Если условия проверки трансформаторов выполняются, то их принимают к технико-экономическому сравнению.

Определяем потери мощности в трансформаторе по формуле:

,	(1.8)

кВт

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторе по формуле:

,	(1.9)

где Твкл - число часов работы трансформатора, равное 8760 ч,

фВ, фС, фН - время потерь в трансформаторе, ч,

n - количество трансформаторов.

Выбираем трансформатор ТМ - 630 в количестве двух штук, так как трансформатор с большей мощностью, но с меньшим эксплуатационным расходом будет более экономичный вариант.

кВт•ч

1.6 Расчет и выбор питающих линий

Подстанция «Бурлы» получает питание от двух воздушных линий напряжением 35 кВ. Линии выполнены из сталеалюминевых проводов, которые имеют большую механическую прочность, чем обычные провода. Сердечник таких проводов выполняется из одной или несколько свитых стальных оцинкованных проволок. Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя, или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводность стального сердечника мала, и поэтому не учитывается. Сталеалюминевые провода изготавливают следующих марок:

АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали 5,5-6;

АСО (облегченной конструкции), имеющие отношение стали и алюминия 7,5-8;

АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение алюминия и стали около 4,5.

В данном дипломном проекте применяются провода марки АС.

Площадь сечения проводов питающих линий сначала определяется по условиям экономической выгоды - плотности тока (экономический расчет), а затем проверяется по нагреву, потере напряжения, по тепловой устойчивости действию токов короткого замыкания, на отсутствие короны (электрический расчет).

Определяем номинальный ток Iном,А, на стороне 35 кВ по формуле:

,	(1.10)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

= 66,06 А

Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк, мм2, по формуле:

,	(1.11)

где jэк - экономическая плотность тока, А/мм2. Экономическая плотность тока для данного случая jэк=1 А/мм2

мм2

Из условия S>Sэк выбираем провод АС-70.

Проводим проверку выбранного сечения провода по нагреву током нормального режима по формуле:

,	(1.12)

где kпопр - поправочный коэффициент; для воздушной линии, равен kпопр=1.

66,06 А

Iдоп=265 А для данного сечения провода, т.е 265А > 66,06А, что удовлетворяет условию проверки.

Проводим проверку по нагреву током послеаварийного режима с учетом пропускной способности по условию

,	(1.13)

где Кпер - коэффициент перегрузки, Кпер=1,3-1,35 для ВЛЭП.

(1,35•265) ? (2•6,06)

357,75А ? 132,12А что удовлетворяет условию проверки.

Проверка на отсутствие короны.

Наибольшая напряженность поля Е0, кВ/см, у поверхности провода, соответствующая появлению общей короны, определяется по формуле:

,	(1.14)

где m - коэффициент негладкости многопроволочных проводов линии, равный 0,82;

R0 - радиус проводов, равный 1,5 см;

- относительная плотность воздуха, =1,04-1,05.

кВ/см

Согласно ПУЭ Emax=28 кВ/см. Чтобы провод не коронировал, необходимо: Emax ? E0.

Таким образом, 28 кВ/см > 25,08 кВ/см, т.е. провод коронировать не будет.

Проверка проводов на потерю напряжения, которая в ВЛЭП допускается до 10%.

Потеря напряжения ?U, В, определяется по формуле:

,	(1.15)

где l - длина воздушной линии, км;

R0 - активное сопротивление воздушной линии, равен 0,428 Ом/км;

X0 - индуктивное сопротивление воздушной линии, равен 0,432 Ом/км.

Потеря напряжения для первой ВЛ с длиной 20 км

= 2056,47В

Выразим потерю в процентах по формуле:

,	(1.16)

= 5,87%

Проверка на устойчивость токам КЗ по формуле:

,	(1.17)

где Iк - величина тока КЗ в данной точке, А;

tпр - приведенное время, равная 0,14 с;

С - коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до короткого замыкания. Коэффициент С для алюминиевых проводов С=90.

= 31,67 мм2

В случае, когда выполняется условие Smin<Sном, провод устойчив к действию токов КЗ.

В нашем случае 31,67 мм2 < 70 мм2. Значит, провод устойчив к действию токов КЗ.

Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем провод марки АС-70.

1.7 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется непосредственное соединение двух или нескольких фаз, или фазы и нулевого провода, в одной точке не предусмотренной нормальными условиями работы.

Различают три основных вида короткого замыкания:

Трех фазным коротким замыканием при котором все три фазы замыкаются в одной точке. Это самый опасный вид короткого замыкания, который сопровождается взрывами, пожарами, и даже смертельными исходами обслуживающего персонала, на этот вид короткого замыкания приходится до 5% от других видов короткого замыкания.

Двух фазное короткое замыкание, при котором две фазы силовой сети замыкаются в одной точке. Такой вид короткого замыкания сопровождается расстройством технологического процесса, длительной остановкой электрического оборудования, не до отпуском продукции. На такой вид короткого замыкания приходится до 30% от других видов короткого замыкания.

При однофазном коротком замыкании одна фаза силовой электрической сети замыкается в точке на нулевой провод или на землю. Такой вид короткого замыкания сопровождается искрением, что приводит к ожогом кожи рук и лица обслуживающего персонала. На такой вид короткого замыкания приходится до 65% от всех видов короткого замыкания.

Физическая сущность процесса короткого замыкания в системе электроснабжения заключается в том, что при возникновении короткого замыкания резко падает сопротивление в электрической цепи, уменьшается напряжения на отдельных его участках и скачком возрастает ток, и представляет собой ток короткого замыкания.

Основными причинами возникновения короткого замыкания в СЭС является:

Старение и износ изоляции электрического оборудования и электрической сети;

Ошибочные действия обслуживающего персонала.

Расчет токов короткого замыкания в СЭС необходим для:

Выбора рационального варианта схемы электроснабжения;

Выбора электрических аппаратов на подстанцию и проверки их на электродинамическую и термическую устойчивость к токам короткого замыкания;

Выбора средств ограничения токов короткого замыкания;

Проектирования устройств релейной защиты и автоматики;

Проектирования защитного заземления.

При расчете токов короткого замыкания все выходящие в расчет величины можно выражать в именованных единицах, либо в относительных единицах. Так как параметры входящих в расчет схемы элементов указывают в различных единицах, то их необходимо приводить к базисным условиям.

За базисную мощность (Sб.) принимают либо мощность питающей ступени, либо число кратное единице, то есть 10, 100, 1000, 10000 МВА.

Расчетная схема ПС приведена на рисунке 1.2. На рисунке 1.3 показана схема замещения ПС.

Рисунок 1.2 - Расчетная схема ПС

Рисунок 1.3 - Схема замещения ПС

Для расчетов выбраны базисные величины:

SБ=10000 МВА - базисная мощность;

UБ1=115 кВ, UБ2=37 кВ, UБ3=10,5 кВ - базисные напряжения ступеней;

Базисные токи ступени КЗ рассчитываем по формуле:

,	(1.18)

кА

кА

кА

Сопротивления в схеме замещения в относительных единицах:

Сопротивление в энергосистеме определяем по формуле:

,	(1.19)

Сопротивление в линии определяется по формуле:

,	(1.20)

Сопротивление в трансформаторах определяем по формуле:

,	(1.21)
,	(1.22)
,	(1.23)

Преобразуем исходную схему: т.к. Q1 и Q2 отключены, то X2, X4, X6, X8 - не учитываются.

Рисунок 1.4 - Упрощенная схема замещения

Преобразовали схему замещения относительно точки К1(рисунок 1.5):

Рисунок 1.5 - Преобразование схемы для различных точек

Преобразование для К1 - К3 определяем по формуле:

	(1.24)
	(1.25)
	(1.26)

Токи короткого замыкания.

Начальная периодическая составляющая тока КЗ для К1 - К3 определяется по формуле:

кА	(1.27)
кА	(1.28)



кА	(1.29)

где - ЭДС источника в ое, равное 1.

Мгновенное амплитудное значение ударного тока КЗ определяем по формуле:

,	(1.30)

где Ку - ударный коэффициент

кА - для К1

кА - для К2

кА - для К3

Действующее значение ударного тока КЗ для К1 - К3 определяем по формуле:

,	(1.31)

кА - для К1

кА - для К2

кА - для К3

Для любого момента времени переходного процесса значение токов КЗ определяем по формуле:

К1 ,	(1.32)

где Та=0,03.

Находим ф по формуле:

с	(1.33)

кА

К2 кА

где Та=0,05, .

К3 кА

где Та=0,03, .

Полученные данные вносим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Сводная таблица токов КЗ

Значение	Uср	Iпо	Iб	Iу	iу	ВК	фбф
К1	115	6,9	50,2	9	15,6	25,47	4,3
К2	37	3,1	156	4,74	8	5,14	1,84
К3	6,3	7,2	550	11	18,47	27,4	4,57

1.8 Выбор и проверка электрооборудования

Оборудование на стороне 110 кВ.

Рабочий ток определяем по формуле:

,	(1.34)

А

Максимальный рабочий ток определяем по формуле:



,	(1.35)

А

Гибкая ошиновка.

Трансформатор тока встроенный - ТА.

Выключатель наружной установки - Q.

Разъединитель наружной установки - QS.

Выбор выключателя и разъединителя.

Выбран выключатель ВГБУ-110У1 элегазовый баковый, усиленный по скорости восстанавливающего напряжения.

Выключатели выбранной серии разработаны на базе принципа гашения дуги. Гашение дуги, возникающее при срабатывании выключателя, происходит за счет выбрасывания через контакты выключателя сжатого элегаза.

Такая конструкция дугогасительных камер и используемых в них принцип гашения хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУ) и выключателях с элегазовой изоляцией, которые стоят отдельно. Данные выключатели соответствуют российским и международным стандартам. Эксплуатируются в районах с холодным и умеренным климатом - исполнение У1 и УХЛ1, на открытом воздухе.

Достоинства: простота конструкции; повышенная надежность и безопасность (заземленный резервуар); необходимость в обслуживании минимальна; встроенные трансформаторы тока; время монтажа минимально; пластиковые вводы с кремнийорганической резиной.

По каталогу выбран разъединитель типа РНДЗ.2-110/1000У1 - двухколонковый разъединитель наружной установки; с двумя, с одним заземляющими ножами; напряжением 110 кВ; усиленной изоляцией; номинальный ток 2000 А; для работы в умеренном холодном (ХЛ) климате, категория размещения на открытом воздухе.

Таблица 1.4 - Данные для выбора ТТ

Условия выбора	Данные оборудования	Расчетные данные
	РНДЗ.2-110/1000У1	ВГБУ-110У1
	110 кВ	110 кВ	126 кВ
	1000 А	185 А	2000 А
	-	4,3	20,36
	31,5 кА	6,9 кА	50 кА
	80 кА	15,6 кА	125 кА
	402•3=4800 кА2•с	25,47 кА2•с	502•3=7500 кА2•с
Привод	ПРГ - 6	Моторный	-

Проверка по отключающей способности находим по формуле:

,	(1.36)

А

Выбор трансформатора тока.

Выбран трансформатор тока встроенный, класс точности 0,5 тип ТВ-110.

Рисунок 1.6 - Схема соединения вторичных цепей ТТ

Данные трансформатора и данные для выбора трансформатора тока сводим в таблицы 1.5 и 1.6.



Таблица 1.5 - Данные трансформатора

Тип	Номинальный ток	Uн, кВ	Z2, ВА	Динамическая стойкость	Термическая стойкость
	I1ном	I2ном			КД	iдин	KТ	IТ	tТ
ТВ-110	200	5	110	60	16	-	-	20	3

Таблица 1.6 - Данные для выбора трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТВ-110
U= 110 кВ	U= 110 кВ
Iраб.макс= 185 А	Iном= 200 А

Выбор гибких шин.

Шины в пределах расчетных условиях выбраны, согласно ПУЭ, с учетом минимального сечения по коронированию по допустимому току:

Выбираем провод марки АС-7ОЛ1 с параметрами: d=11,4 мм Iдоп=265 А>IPmax=185 А

Так как Iпо? 20 кА, поверка на схлестывание не производится.

По условию коронирования выбрано минимальное сечение 70 мм2.

Так как на ОРУ- 110 кВ расстояние меньше по сравнению с ВЛ, то проведен расчет параметров:

Начальная критическая напряженность по формуле:

,	(1.37)

где r0 - радиус поворота равный 0,57 см;

m - коэффициент, который учитывает шероховатость поверхности провода, равный 0,82.

кВ/см

Напряженность электрического поля вокруг не расщепленного провода определяем по формуле:

,	(1.38)

где U - максимальное линейное напряжение, равное 121 кВ;

Дср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, равный 378 см.

кВ/см

Условие образования короны записывается в виде формулы:

,	(1.39)

Провод АС-70/11 проходит по условию коронирования.

Выбраны 8 штук подвесных изоляторов типа ПС-70Д для крепления проводов на опоры.

Оборудование на стороне 35 кВ.

Рабочий ток определяем по формуле:

,	(1.40)

А

Гибкая ошиновка.

Трансформатор тока - ТА.

Разъединитель - QS.

Элегазовый выключатель - Q.

Выбор выключателя и разъединителя.

Выбран выключатель элегазовый баковый наружной установки типа ВГБ-35У1. Используется для осуществления коммутации при нормальных и аварийных режимах электрических цепей. Может работать в стандартных циклах при АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ. Выключатель состоит из привода, шести высоковольтных вводов и одного газоплотного алюминиевого сварного бака, внутри, которого размещены дугогасительные устройства 3-х фаз.

Данные выключатели используются для замены маломасляных выключателей ВМК-35-20/1000 У1 ‚ ВМУЭ-35II-25/1250 УХЛ1 и масляных баковых выключателей С-35М-630-10 У1, МКП-35-20/1000 У1, ВТ-35-12,5/630 У1. Выбранные выключатели требованиям ГОСТ 687-78, ГОСТ 18397-86, КУ-ЮЖ.674153.003ТУ соответствуют.

Выбираем разъединитель типа РНД-35/1000У1 - разъединитель наружной установки двухколонковый; напряжение 35 кВ; номинальный ток 1000 А. Предназначен для работы в умеренном климате, категория размещения на открытом воздухе.

Таблица 1.7 - Сводные данные для выключателя и разъединителя

Условия выбора	Данные оборудования	Расчетные данные
	РНД-35/1000У1	ВГБ-35-12,5/1000
	35 кВ	35 кВ	35 кВ
	1000 А	1000 А	305 А
	-	12,5	1,84
	40 кА	31,5 кА	3,1 кА
	63 кА	64 кА	5,09 кА
	152•4=1024 кА2•с	252•4=2500 кА2•с	5,4 кА2•с
Привод	ПРГ - 01 - 5 УХЛ1	Моторный	-

Проверка по отключающей способности находим по формуле:

,	(1.41)

кА

Выбор трансформатора тока.

Выбран трансформатор типа тока - встроенный ТФЗМ-35А с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа маслонаполненный, вариантом А (для работы на открытом воздухе), класс точности 0,5.

Данные трансформатора и данные для выбора трансформатора тока сводим в таблицы 1.8 и 1.9.

Таблица 1.8 - Сводные данные трансформатора

Тип	Номинальный ток	Uн, кВ	Z2, ВА	Динамическая стойкость	Термическая стойкость
	I1ном	I2ном			КД	iдин	KТ	IТ	tТ
ТФЗМ-35А-400/5	400	5	35	2	16	63	-	10	3

Таблица 1.9 - Данные для выбора трансформатора тока

Условия для выбора	Данные каталога	Расчетные данные
	ТФЗМ-35А-400/5
	35 кВ	35 кВ
	400 А	305 А
	11,8 кА	8 кА
	102•3=3000 кА2•с	5,4 кА2•с

По динамической и термической стойкости ТТ проходит.

Проверка ТТ по классу точности: Rкат ? Rконт + Rприб + Rпров.

Сопротивление переходных контактов: Rконт = 0,05 Ом.

Сопротивление приборовопределяем по формуле:

Rприб = ,	(1.42)

где I2mm - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока;

Sa - мощность фазы, имеющей наибольшую загрузку.

Rприб = 1,3/25 = 0,052 Ом,

Сопротивление проводов определяем по формуле:

,	(1.43)

где Rкат - номинальная нагрузка для класса точности трансформатора тока равного 0,5.

Ом

Таблица 1.10 - Данные по вторичной нагрузке ТТ

Тип прибора	Обозначение	Нагрузка по фазам
ПСЧ-4АР.05.2	PI, PK	0,3	-	0,3
Э8021	PA	0,5	-	-
Д-335	PW	0,5	-	-
Итого:	1,3	-	0,3

Расчетная длина проводов определяется по формуле:

lр= Kcx•l,	(1.44)

где Ксх - коэффициент, определяющий зависимость от схемы соединения трансформаторов тока.

lр= 1,73•40=69,2 м

Минимальное допустимое сечение проводов определяем по формуле:



,	(1.45)

мм2

По условию механической прочности выбран контрольный кабель марки АКВРГ 4 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения.

Данные по вторичной нагрузке на ТТ приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Данные по вторичной нагрузке ТН

Тип прибора	Обозначение	Кол-во приборов	Кол-во обмоток	S В•А	S Обм.
ПСЧ-4АР.05.2	PI, PK	2	1	4	2
Э-335	PV	1	1	2	2
Д-335	PW	1	2	3	1,5

Производим выбор ТН согласно рассчитанной мощности:

по конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор наружной установки со схемой включения звезда.

по напряжению установки:

,	(1.46)

35 кВ ? 35 кВ

по вторичной нагрузке:

,	(1.47)

9 ВА ? 3•150=450 ВА

по классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.

Выбран к установке ЗНОМ-35-72У1 напряжения трансформатор однофазный, с масленым охлаждением на 35кВ, для умеренного климата.

Выбор гибких шин.

Сечение сборных шин выбирается по условию нагрева согласно ПУЭ.

Наибольший ток присоединения рассчитывается по формуле:

,	(1.48)

А

С учетом минимального сечения по коронированию принят провод марки АС-95/16, с параметрами Iдоп =330 А и d=13,5 мм.

Шины не проверяются на термическую и электродинамическую стойкость, согласно ПУЭ. Проверка по условию коронирования не производится.

Выбраны подвесных изоляторы типа ПС-7ОД пять штук в трансформатор и З штуки в линии для крепления проводов на опоры.

Оборудование стороне 10кВ.

Выключатель вакуумный - Q.

Трансформатор тока - TA.

Трансформатор напряжения - TV.

Жёсткие шины.

Рабочий ток определяем по формуле:

,	(1.49)

А



На данной стороне ПС принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2-10. Оно используется для работы в электрических установках трёхфазного переменного тока частоты 50 Гц напряжением 6, 10 кВ для систем с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасящий реактор. Основные параметры КРУ 2-10 вносим в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 - Основные параметры КРУ 2-10

Uном, кВ	6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7,2; 12
Iном главных цепей шкафов с вакуумным выключателем, А	630; 1000; 1600; 2000; 3150
Iном сборных шин, А	1000; 1600; 2000; 3150
Iном отключения выключателей: - для элегазовых, кА - для других, кА	40 20; 31,5
Iтерм, кА	34,5; 54,5
Iдинам главных цепей, кА	51; 81
Sном трансформаторов, кВА	До 40

Выбор выключателя.

Выбираем элегазовый выключатель НD4/GT 12.12.32. В данных выключателях в качестве изолирующей и дугогасительной среды применяется эпегаз - гекса - фпорид серы SF6. Обеспечения длительного срока службы выключателя и ограничения температурных, диэлектрических и динамических, нагрузок на установку за счет отключения в элегазе, которое происходит без среза тока и без перенапряжений. Полюса выключателя, выполнены герметично и не нуждающиеся в обслуживании системы, Давление в них устанавливается, в соответствии со стандартами IEC 62271-100 и CEI 17-1, один раз на весь срок службы.



Таблица 1.13 - Данные для выбора выключателя

Условия	Данные каталога	Расчетные данные
	HD4/GT
	10 кВ	10 кВ
	1250 А	625
	22,5 кА	4,57 кА
	16 кА	7,2 кА
	100 кА	18,47 кА
	31,52•1=992,5 кА2•с	27,4 кА2•с
Привод	привод с ручным взводом пружины

Проверка по отключающей способности:

,	(1.50)

кА

Для вводных и секционной ячеек и выбраны выключатели HD4/GT IH=1250 A.

Выбор трансформатора тока.

Выбран трансформатор тока типа ТЛМ-10-2-У3. Данные ТТ внесенны в таблицу 1.14.

Таблица 1.14 - Данные ТТ

Тип	Номинальный ток	Uн, кВ	Z2, ВА	Динамическая стойкость	Термическая стойкость
	I1ном	I2ном			КД	iдин	KТ	IТ	tТ
ТФЗМ-35А-400/5	1500	5	10	0,4	-	100	-	17,5	1

По динамической и термической стойкости ТТ проходит.

Проверка ТТ по классу точности: Rкат ? Rконт + Rприб + Rпров.

Сопротивление переходных контактов: Rконт = 0,05 Ом.

Сопротивление приборов определяем по формуле:

Rприб = ,	(1.51)

где I2mm - номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока;

Sa - мощность фазы, имеющей наибольшую загрузку.

Rприб = 1,3/25 = 0,052 Ом

Таблица 1.15 - Данные для выбора трансформатора тока

Условия для выбора	Данные каталога	Расчетные данные
	ТЛМ-10-2-У3
	10 кВ	10 кВ
	400 А	1150 А
	11,8 кА	18,47 кА
	172•1=306 кА2•с	27,4 кА2•с

Сопротивление проводов определяем по формуле:

,	(1.52)

где Rкат - номинальная нагрузка для класса точности трансформатора тока равного 0,5.

Ом

Данные вторичной нагрузки ТТ внесены в таблицу 1.16.

Таблица 1.16 - Данные вторичной нагрузки ТТ

Тип	Прибор	Нагрузка в фазах, ВА
		А	В	С
Д-335	Ваттметр	0,5	0,5	0,5	-
Э-335	Амперметр	0,5	0,5	-	-
ПСЧ-4АР.05.2	Счетчик акт. и реакт. энергии	0,3	0,5	-	0,3
Итого:	1,3	0,5	0,3

Расчетная длина проводов определяется по формуле:

lр= Kcx•l,	(1.53)

где Ксх - коэффициент, определяющий зависимость от схемы соединения трансформаторов тока.

lр= 1,73•40=69,2 м

Минимальное допустимое сечение проводов определяем по формуле:

,	(1.54)

мм2

Выбираем контрольный кабель АПВ-(1х4).

Выбор трансформатора напряжения. Данные вторичной нагрузки ТН внесены в таблицу 1.17

Прибор	Тип	Число приборов	Число обмоток	Мощность одной обмотки	Общая потребляемая мощность, ВА
Ваттметр	Ввод 10 кВ	Д-335	1	2	1,5	3
Счетчик активной и реактивной энергии		ПСЧ-4АР.05.2	1	1	2	2
Счетчик активной и реактивной энергии	Линии 10 кВ	ПСЧ-4АР.05.2	4	1	2	8
Вольтметр (сборные шины)	Э-335	1	1	2	2
Итого	13

Выбран ТН согласно рассчитанной мощности.

Выбор производим:

по конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор внутренней установки со схемой включения звезда.

по классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.

по напряжению установки

по напряжению установки:

,	(1.55)

10 кВ ? 10 кВ

по вторичной нагрузке:

,	(1.56)

13 ВА ? 3•50=150 ВА

К установке принят ТН ЗНОЛ.09-10Т2. - однофазный, литой изоляцией на 10 кВ. Выбор шин. Данные для выбора шин приведены в таблице 1.18.

Таблица 1.18 - Данные для выбора шин

Кt	1
Кр	0,95
Кn	1
Кпопр=Кt • Кn • Кр	0,95
tc	0,25 с
U	10 кВ
Ip	1150 А
iy	18,47 кА
I”	7,2 кА
L	1000 мм
б	250 мм
ф0	70°C

Рисунок 1.7 - Способ расположение ошиновки на изоляторах

Допустимый ток определяем по формуле:

А	(1.57)

Выбираем алюминивые шины прямоугольного сечения

Минимальное сечение по термической стойкости рассчитываем по формуле:

мм2	(1.58)

Шина термически устойчива.

Проверка шины на динамическую устойчивость.

Сила взаимодействия определяется по формуле:



,	(1.59)

Изгибающий момент рассчитываем по формуле:

= 24 H/м	(1.60)

Момент сопротивления шин определяем по формуле:

= 2,5 см3	(1.61)

Напряжение в металле находим по формуле:

МПа	(1.62)

Шина динамически устойчива. Выбор по экономической плотности тока не производится.

1.9 Расчет заземления и молниезащиты

Атмосферное электричество (молния) представляет собой электрический разряд в атмосфере между облаками и землей или между разноименными зарядами облаков.

В большинстве случаев нижняя часть грозовых облаков заряжается отрицательно, а на поверхности индуцируется положительные заряды. Так образуется как бы гигантский заряженный конденсатор, одной обкладкой которого служит грозовое поле, а другое земля. По мере концентрации зарядов увеличивается напряженность электрического поля этого конденсатора при достижении величины 300 кВ/м создается условие для возникновения молнии.

Молния - поражает здание и установки (непосредственно удар молнии), молния оказывает вторичное воздействие, объясняемые электростатической и электромагнитной индукцией.

Электростатическая индукция проявляется тем, что на изолированных металлических предметах наводятся опасные электрические потенциалы, вследствие чего возможно искрение между отдельными металлическими элементами конструкций и оборудования.

В результате электромагнитной индукции, обусловленными быстрыми изменением значения тока молнии в металлических незамкнутых контура, наводятся электродвижущие силы, что приводит к опасности искрообразования между ними в местах сближения этих контуров.

Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты, они подразделяются на три категории. Предусмотрена молниезащита зданий и сооружений в зависимости от назначения, интенсивности грозовой деятельности в районе их расположения, а также от ожидаемого количества поражений молний в год по одной из трех категорий устройства молниезащиты и с учетом типа зоны защиты. Зона защиты молниеотвода - это часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Зона защиты типа А - надежность 99,5% и выше, зона Б - надежность 95% и выше.

Наружные установки, отнесенные по устройству молниезащиты ко второй категории, защищают от прямых ударов молнии и статической индукции, а отнесенные к третьей категории - только от прямых ударов молнии.

Наиболее часто возникают линейные молнии, длительность которых составляет десятые доли секунды. Такие молнии наиболее опасны при прямом ударе. В основном они поражают предметы, имеющие большую высоту, чем другие расположены по близости, поэтому для защиты от молний используют молниеотводы, которые представляют собой возвышающиеся над защищаемым объектом металлические устройства, воспринимающие прямой удар молнии и отводящие молнии в землю.

Данные для расчета молниезащиты:

Площадь подстанций: S = 92Ч120 м2.

Высота защищаемого объекта, равна 8м.

Высота металлического молниеотвода, равна 25м.

Расстояния между молниеотводами: a1=57 м; a2=50м ; a3=72м ; a4=74 м.

Молниеотвод состоит следующих элементов: молниеприемника, непосредственно принимающего удар молнии; несущей конструкции, предназначенной для установки молниеприемников; токоотвода, обеспечивающего вывод тока молнии в землю.

Рассчитываем зону защиты на уровне шинного моста подстанций.

Радиус зоны защиты рассчитываем по формуле:

,	(1.63)

Ширину зоны зашиты определяем по формуле:

,	(1.64)

где ha - активная часть молниеотвода, равна 17 м;

a - расстояние между молниеотводами.

Тогда:

При полной высоте молниеотвода h ? 30м должно соблюдаться условие:

,	(1.65)

77 ? 8•17=136

85 ? 8•17=136

Рисунок 1.8 - Зона защиты молниеотводов

Из рисунка 1.8 видно, что зона действия молниеотвода, охватывает не всю территорию подстанции, поэтому устанавливаем дополнительно два одиночных стержневых молниеотвода радиусом 13,7 м.

Расчет заземления.

Защитное действие заземления основано на снижении напряжения прикосновения, что достигается путем уменьшения напряжения на корпус оборудования относительно поверхности земли или за счет малого сопротивления заземления.

Защитное заземление является эффективной мерой для электроустановок, питающихся напряжением 1000В с изолированной нейтралью и напряжением выше 1000В с любым режимом нейтрали источника питания.

Различают три вида заземлений: рабочее заземление, защитное заземление и заземление грозозащиты, причем в ряде случаев один и тот же заземлитель может выполнять два или три назначения одновременно. К рабочему заземлению относится заземление нейтралей силовых трансформаторов, генераторов, дугогасящих аппаратов, измерительных трансформаторов напряжения, реакторов, заземление фазы при использовании земли в качестве рабочего провода и пр.

Защитное заземление выполняется для обеспечения безопасности людей, обслуживающих электрическую установку, путем заземления металлических частей установки (например, баков трансформаторов), которые нормально имеют нулевой потенциал, но могут оказаться под напряжением при перекрытии или пробое изоляции.

Заземление грозозащиты служит для отвода тока молнии в землю от защитных разрядников, стержневых и тросовых молниеотводов или других конструкций, в которые произошел удар молнии.

Данные для расчета заземления:

Длина контура заземления 110 м, ширина 82 м, площадь S=92Ч120м2, грунт двухслойный, удельное сопротивление верхнего слоя с1=70 Ом•м, нижнего с2=60 Ом•м. Толщина верхнего слоя h=2м. По периметру территории подстанции в грунт забиты вертикальные элементы длиной lв=5м, соединенные стальной полосой на глубине t=0,7м.

Длительность воздействия определяем по формуле:

,	(1.66)

Наибольшее допустимое напряжение прикосновения: 400 В.

Коэффициент прикосновения определяем по формуле:

,	(1.67)

где lв - длина вертикального заземлителя, равна 5 м;

Lr - длина горизонтального заземлителя, равна 2176 м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями, равно 9,5м;

S - площадь контура заземления;

М - параметр, зависящий от с1/с2, равен 0,5;

в - коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению расстояния тока от ступней Rc.

,	(1.68)

В расчетах принимаем ,

Тогда:

Потенциал на заземлителе определяем по формуле:



,	(1.69)

Сопротивление заземляющего устройства определяем по формуле:

,	(1.70)

,	(1.71)

примерный ток однофазного КЗ на землю.

Действующий план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель.

Число ячеек по стороне квадрата определяем по формуле:

,	(1.72)

Длина полос в расчетной модели определяется по формуле:

,	(1.73)

Длину сторон ячейки определяем по формуле:

,	(1.74)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура определяем по формуле:

	(1.75)

Общую длину вертикальных заземлителей рассчитываем по формуле:

,	(1.76)

Относительная глубина рассчитывается по формуле:

,	(1.77)

Тогда:

Для ; :

Определим сэ/с2=1,4, тогда эквивалентное сопротивление земли определяем по формуле:



Общее сопротивление сложного заземлителя определяем по формуле:

,	(1.78)

Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства 110 кВ и выше должно быть

Найдем напряжение по формуле:

,	(1.79)

Что меньше допустимого значения: 400 В.

Определяем по формуле наибольший допустимый ток, стекающий с заземляющей подстанций при однофазном КЗ:

	(1.80)



Рисунок 1.9 - Заземление подстанции

1.10 Релейная защита и автоматика на подстанции

Силовые масляные трансформаторы - самые дорогостоящие элементы оборудования распределительных подстанций. Трансформаторы рассчитаны на продолжительный срок службы, но при условии, что они будут работать в нормальном режиме, и не будут подвергаться недопустимым токовым перегрузкам, перенапряжениям и другим нежелательным режимам работы.

Для предотвращения повреждения трансформатора, продления его срока службы и обеспечения его работы в нормальном режиме нужны различные устройства защиты и автоматики.

Рассмотрим, какие устройства защиты и автоматики предусмотрены в силовых масляных трансформаторах.

Газовая защита трансформатора.

Газовая защита является одной из основных защит трансформатора. Данная защита предназначена для отключения трансформатора 110 кВ от сети в случае возникновения внутренних повреждений в баке силового трансформатора.

Данное защитное устройство устанавливается в маслопроводе, который соединяется бак трансформатора с его расширителем. Основной конструктивный элемент газового реле - поплавок и две пары контактов, которые соединяются при опускании поплавка. При нормальном режиме работы газовое реле заполнено трансформаторным маслом, и поплавок находится в верхнем положении, при этом обе пары контактов разомкнуты.

В случае возникновения межвитковых коротких замыканий обмоток трансформатора, либо в случае так называемого горения стали (нарушения изоляции листов стали магнитопровода) в баке появляются газы, образующиеся при разложении электротехнических материалов под воздействием электрической дуги.

Образующийся газ попадает в газовое реле и вытесняет из него масло. При этом поплавок опускается и замыкает контакты. В зависимости от количества скапливаемого газа могут замыкаться контакты, действующие на сигнал либо на полное отключение трансформатора от сети.

Срабатывание газового реле может быть также по причине значительного снижения уровня масла в баке силового трансформатора, что свидетельствует о полном отсутствии масла в расширителе. То есть данное устройство также выступает в роли защиты от чрезмерного снижения уровня масла в трансформаторе.

Струйная защита бака РПН.

Силовые трансформаторы 110 кВ имеют, как правило, встроенное устройство регулировки напряжения под нагрузкой (РПН). Устройство РПН находится в отдельном отсеке бака трансформатора, изолированного от основного бака с обмотками. Поэтому для данного устройства предусмотрено отдельное защитное устройство - струйное реле.