Черепанов 220-10-137,8. Расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений 5 Выбор числа и мощности понижающих трансформаторов 7

• Название: Расчет суммарных нагрузок на шинах всех напряжений 5 Выбор числа и мощности понижающих трансформаторов 7
• Дата: 25.04.2023
• Размер: 0.54 Mb.
• Имя файла: Черепанов 220-10-137,8.docx
• Тип: Реферат; #1089865
• страница: 4 из 4

S_расч = (52)
S_расч = = 119,6 кВ ∙ А
Выбираем два трансформатора ТМ 200/10.

При отключении одного трансформатора второй будет загружен:
k_загр = (53)
k_загр = = 0,6
k_загр = 0,6 < 1,4 = k_ав – условие выполняется, трансформаторы выбраны правильно.



Рисунок 5 – Схема питания СН подстанции

9 ВЫБОР ОСНОВНЫХ КОНСТРУКЦИЙ И РЕШЕНИЙ
На напряжение 220 кВ принимаем открытое распределительное устройство, так как позволяют климатические условия, и нет ограничения площади для размещения подстанции. На этом напряжении ОРУ обладает существенными преимуществами по сравнению с ЗРУ: меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ; легче выполняются расширение и реконструкция, все аппараты доступны для наблюдения. Все сооружения на площадке подстанции размещаются таким образом, чтобы при строительстве и монтаже, а так же при ремонтах оборудования можно было использовать различные передвижные и стационарные грузоподъемные устройства. Проезд по дороге возможен вдоль ряда выключателей 220 кВ. Для ревизии трансформаторов 220 кВ предусматривается площадка около трансформаторов с возможностью использования автокранов. Опоры под оборудованием выполнены из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. На подстанции кабельные каналы к аппаратам следует выполнять раздельными, чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих КЛ.

Питающие линии 220 кВ выполняются проводом М-70, отходящую линию 220 кВ на завод выполняется проводом АС-10/1,8. Сборные шины 220кВ и подвод к трансформаторам выполняем проводом М-70. Вся аппаратура ОРУ расположена на железобетонных основаниях и с векторным уклоном для стека ливневых вод.

Трансформаторы устанавливаются на рельсы, для возможности выкатки их на ремонтные площадки. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслосборочные ямы покрытые решетками, с засыпкой не меньше 25 см гравием и чистым (помытым) щебнем.

На территории подстанции предусматриваем маслоприемник. Подвод к нему от маслосборочных ям, выполняем асбестовыми трубами.

РУ-10 кВ выполняем из шкафов КРУН КН-59. Использование готовых шкафов позволяет сократить время монтажа. Кабельные каналы к аппаратам и потребителям на подстанции выполнены раздельно, чтобы была исключена возможность одновременной потери взаиморезервирующих кабелей. Кабельные каналы выполнены из несгораемых материалов с пределом огнестойкости 0,7. Покрытие каналов выполняется бетонными съемными плитами, используемыми как «ходовые» дорожки для обслуживающего персонала.

На территории подстанции предусматривается помещение ОПУ, в котором установлены щиты управления, релейная защита, устройство связи. Подстанция по периметру окружена забором из металлических сеток и освещается прожекторами. Предусматриваются въездные ворота и проезды по подстанции для специального транспорта.
10 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ, РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ
10.1 Расчет заземления
На РПП предусматривается защитное заземление, обеспечивающее защиту обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения к металлическим частям, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции. В расчете заземления не учитываются естественные заземлители, которые на РПП, как правило, отсутствуют. Поэтому расчет осуществляется только для заземлений, выполняемых искусственно.

Для установок 110 кВ и выше искусственное заземляющее устройство выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос положенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м. Граница заземляющего устройства должна находиться на территории подстанции на расстоянии не менее 2 м от ограждения.

Составляем условную расчетную модель заземляющего устройства.


Рисунок 6 – Расчетная модель заземлительного устройства
Расчет производим в следующем порядке:

Определяем допустимое сопротивление заземляющего устройства R_доп.

В начале рассчитаем наибольшее допустимое напряжение прикосновения.

Расчетная длительность воздействия:
t_в = t_рз + t_ов; (54)
t_в = 0,01 + 0,08 = 0,09.
где t_рз = 0,01 – время действия релейной защиты;

t_ов = 0,08 – полное время отключения.

S_пс = 104 ∙ 94 = 9776 м² – площадь подстанции.

S_з = 100 ∙ 90 = 9000 м² – площадь заземления.

l_в = 5 – длина вертикальных заземлений.

t = 0,7 м – глубина размещения заземления.

Определяем k_п – коэффициент напряжения прикосновения определяется по формуле:
k_п = (55)
k_п = = 0,08
где l_в – длина вертикального заземления (м).

L_г – длина горизонтального заземления (м).

а – расстояние между вертикальными заземлениями (м).

S – площадь заземляющего устройства (м²).

М – из /6/

β – коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_ч сопротивлению растекания тока от ступеней R_c.
β = ; (56)
β = = 0,86
В расчете принимаем: R_ч = 1000 Ом; R_с = 1,5 ∙ ρ_вс (ρ_вс – удельное сопротивление верхнего слоя земли).

Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения U_пр.доп = 500 В – из /6/ по таблице 1. Определяем напряжение на заземлителе:
U_з = (57)
U_з = = 6250 В
Что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

Допустимое сопротивление заземляющего устройства должно быть:
R_доп = (58)
R_доп = =3,9 Ом
где I_з – расчетный ток однофазного КЗ в рассматриваемой установке, определяется как :
I⁽¹⁾ = 0,5I⁽³⁾_по (59)
I⁽¹⁾ = 0,5 ∙ 6284 = 3142 кА
I_з = 0,5 I⁽³⁾_по (60)
I_з = 0,5 ∙ 3142 = 1571 кА
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратичную модель со стороной:
= = 94,87 м²
Число ячеек по стороне квадрата:
т = (61)
т = = 18,98
Принимаем т = 19.

Длина полос в расчетной модели:
L_г = 2 ∙ (m + 1) (62)
L_г = 2 ∙ ∙ (21 + 1) = 3794,4 м
Длина стороны ячейки:
b= = 4,99
Число вертикальных заземлителей по периметру контура: при а/l_в = 1
n_b = (63)
n_b = = 75,9
Принимаем n_b = 76.

Общая длина вертикальных заземлений:
L_в = l_b∙n_b (64)
L_в = 5 ∙ 76 = 380 м
Относительная глубина:
= = 0,06 < 0,1
A = 0,444 – 0,84∙ (65)
A = 0,444 – 0,84∙ = 0,39
Общее сопротивление сложного заземления:
R_з = A ∙ + (66)
R_з = 0,39 ∙ + = 0,48 Ом
где ρ_э = 110 Ом – эквивалентное удельное сопротивление грунта.

R_з = 0,48 < R_доп = 3,9 Ом – сопротивление искусственного заземлителя РПП, не превышает допустимое.

Условие выполняется, заземление подстанции выполнено правильно.


10.2 Расчет молниезащиты
Одним из важнейших условий бесперебойной работы подстанции является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования подстанции.

Правильно выполненная молниезащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. В то же время дополнительные затраты на устройство молниезащиты по сравнению с общими затратами на строительство предприятия, как правило, весьма незначительны (не более 0,5 %). Необходимость молниезащиты различных сооружений и установок связана с тем, что при ударах молнии на них оказывается определенное воздействие, представляющее опасность, как для самих сооружений, так и для находящихся в них людей.

Аварийное отключение подстанции высокого напряжения приводит к большому народнохозяйственному ущербу, так как от подстанции, как правило, отходит целый ряд линий, питающих большое число потребителей. Авария на подстанции приводит к длительному перерыву в электроснабжении этих потребителей. Положение может существенно осложниться за счет развития аварии на подстанции в системную аварию. Кроме того, время, необходимое для ликвидации аварии на подстанции, особенно при повреждении внутренней изоляции аппаратов, может быть весьма значительным. Поэтому к молниезащите подстанций предъявляются значительно более жесткие требования, чем к молниезащите электропередачи и других объектов, и, хотя подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки, необходима весьма гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии.

Защита ОРУ подстанции от прямых ударов молнии выполняется стержневыми молниеотводами. Молниеотводы № 1,2,3– устанавливаются на линейных порталах, их высота 19,35 м, высота защищаемого оборудования

11,35 м. Молниеотводы номер 4,5 – устанавливаются на трансформаторных порталах, их высота так же 19,35 м, а высота защищаемого оборудования 11,35 м. В качестве молниеотводов № 6,7 – используем ПМЖ-24,3 их высота 24,3 м, а высота защищаемого оборудования 7,85 м. Они устанавливаются между М7 и М9, и между М6 и М8, немного в стороне от них.

Защитное действие молниеотводов характеризуется зоной защиты одиночного молниеотвода. Определяем зоны защиты в нашем случае.

Для молниеотводов 1-5 определяем:

Активная высота молниеотвода:
h_а = h - h_x (67)
h_а= 19,35 – 11,35 = 8 м
где h_x = 11,35 м – наиболее высокий элемент защищаемого объекта.

Радиус действия молниеотвода:
(68)

где р=1, при h< 30 м.
Для молниеотводов 6,7.

Активная высота молниеотвода:
h_а = h - h_x (69)
h_a = 24,3 - 7,85 = 16,45 м
где h_x – наиболее высокий элемент защищаемого объекта. h_х = 7,85 м.
Радиус действия молниеотвода:
(70)

Наименьшая ширина зоны защиты в середине между молниеотводами:
, (71)
где а – расстояние между двумя молниеотводами.
B_X1,2= B_X2,3= B_X3,4= B_X4,5= =12,9м.; = 6,45 м.
B_x8,9= B_x6,7= м.; = 5,45 м.
Оборудование, расположенное в прямоугольнике между молниетводами 4 -5 будет защищено, если:
Д ≤ 8·h_a·р,
4
4,6 ≤ 8·8·1 = 64 – Условие выполняется.
Рисунок 7 – Зона защиты стержневых молниеотводов
м.; м.
м.; м.
м.; м.
м.; м.
м.; м.
Таким образом, все конструкции и оборудование подстанции защищены от прямых ударов молнии.

11 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВИДА УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ЭЛЕКТРОИЗМЕРЕНИЙ
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электростанциях и подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.
Таблица 8 – Измерительные приборы вводной ячейки

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, (В ∙ А)
		А	В	С
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Счетчик активной	И-674	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной	И-673	2,5	-	2,5
ИТОГО:		6	0,5	6

Таблица 9 – Измерительные приборы, подключаемые к трансформатору напряжения со стороны 10 кВ

Прибор			Тип		S, одной обмотки, В∙А		Число обмоток		Соs φ		Sin φ		Число приборов		Общая потребляемая мощность
															Р, Вт		Q, Вар
Вольтметр (сб.шины)			Э-335		2		1		1		0		1		2		-
Ввод 10 кВ, от тр-ра	Ваттметр	Д-335		1,5		2		1		0		1		3		-
	Варметр	Д-335		1,5		2		1		0		1		3		-
	Счетчик актив	И-674		3 Вт		2		0,38		0,925		1		6		14,5
	Счетчик реакт	И-673		3 Вт		2		0,38		0,925		1		6		14,5
Линиипотре	Счетчик актив	И-674		3 Вт		2		0,38		0,925		4		24		58
	Счетчик реакт	И-673		3 Вт		2		0,38		0,925		4		24		58
ТСН	Счетчик актив	И-674		3 Вт		2		0,38		0,925		1		6		14,5
ИТОГО:															74		159,5

Таблица 10 –Вторичная нагрузка ТН – 220 кВ НКФ – 220 -58

Прибор	Тип	S, одной обмотки, В∙А	Число обмоток	Соs φ	Sin φ	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт		Q, Вар
Вольтметр(сб.шины)	Э-335	2	1	1	0	3	6		-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	7	21		-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	7	21		-
Счетчик активный	И-674	3 Вт	2	0,38	0,925	7	42		101,5
Счетчик реактивный	И-673	3 Вт	2	0,38	0,925	7	42		101,5
ИТОГО:								132		203

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проведенной курсовой работы проведен расчет электрической части подстанции, определены токи короткого замыкания, выбран тип подстанции. На основании расчетов выбраны различные виды электрических аппаратов и построена схема первичной коммутации подстанции 220/10 кВ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. 
   Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции. – 4-е издание., М.: Энергоатомиздат., 2015 - 336 с.
   
2. 
   Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – 3-е издание., М.: Энергоатомиздат., 2017 – 535 с.
   
3. 
   Правило устройства электроустановок. – 6-е издание, Минэнерго СССР М.: 2016 – 640 с.
   
4. 
   Электрические системы, электрические сети. – под редакцией Веникова В.А., Строева В.А. – 362 с.
   
5. 
   Кутенов С.А. Проектирование электрической части электрических станций и подстанций. – учебное пособие, Новочеркасск, ГОС. Тех. Ун-т: издательство НГТУ, 2015 – 312 с.
   
6. 
   Электрический справочник в 3 т. Электрические издания и устройства. Под общей редакцией профессоров МЭИ: Орлова И.Н. и др., 2016 – 282с.
   
7. 
   Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор. М.: Энергоиздат., 2012 – 235 с.
   
8. 
   Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие / Н.В. Коломиец, Н.Р. Пономарчук В.В. Шестакова– Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2017. – 143 с.
   
9. 
   Расчёт коротких замыканий и выбор электрооборудования: учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев и др. – М.: Академия, 2015. – 416 с.
   
10. 
    Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В.Чиркова. – М.: Издательский центр Академия,2014–448 с.
    

3

39

Черепанов Е.В.



Провер.

Листов

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм

Лист


Лит

Разраб.

Н.контр.

Утв.

КП.13.02.03.00.00.12.ПЗ



Расчет электрической части подстанции U=220/10 кВ, мощностью S= 137,8 МВА

з