Электрическая часть станций и подстанций
Федеральное государственное
образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра «Электрические системы и
электрические сети»
Курсовой
проект
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СТАНЦИЙ И
ПОДСТАНЦИЙ
Задание
На курсовую работу по электрооборудованию и режимам работы станций и
подстанций систем электроснабжения.
Рисунок 1 − Структурная схема узловой подстанции
Таблица 1 Исходные данные
|
Система
|
Потребители на U2
|
Потребители на U3
|
|
U1
|
Sc
|
Хс
|
Lвл с
|
nc+nтр
|
U2
|
n2  P2cos U3n3 P3cos
|
|
|
|
|
|
кВ
|
МВА
|
о.е.
|
км
|
штX МВт
|
кВ
|
штX МВт
|
о.е.
|
кВ
|
штX МВт
|
о.е.
|
|
220
|
2500
|
0,4
|
180
|
2+3
|
35
|
4140,856420,86
|
|
|
|
|
Содержание
1. Определение мощности подстанции и выбор силовых
трансформаторов
. Расчет токов короткого замыкания
. Выбор выключателей и разъединителей на 220 кВ
4. Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ
. Выбор выключателей и разъединителей на 6 кВ
. Выбор сборных шин и ошиновки на 220 кВ
. Выбор сборных шин и ошиновки на 35 кВ
. Выбор сборных шин и ошиновки на 6 кВ
. Выбор контрольно-измерительных приборов и измерительных
трансформаторов
. Выбор ТТ в распределительном устройстве 110 кВ
. Выбор ТТ в распределительном устройстве 35 кВ
. Выбор ТТ в распределительном устройстве 6 кВ
. Выбор ТН в распределительном устройстве 220 кВ
. Выбор ТН в распределительном устройстве 35 кВ
. Выбор ТН в распределительном устройстве 6 кВ
. Расчет заземляющего устройства
. Выбор трансформаторов собственных нужд
. Расчет грозозащиты ОРУ - 220 кВ от прямых ударов молнии
. Защита от перенапряжения
. Технико-экономический расчет
Список литературы
1. Определение мощности подстанции и выбор силовых трансформаторов
Расчетные мощности нагрузок подстанции.
Шины СН:
Рн2 = n2P2 = 4∙14 = 56 МВт;
Qн2 = Рн2∙tg=56∙0,620
= 34,72 Мвар;
Sн2 = Рн2+jQн2 = 56 + j34,72 = 65,9 МВА;
Шины
НН:
Рн3
= n3P3 = 4∙2
= 8 МВт;
Qн3 = Рн3∙tg
= 8∙0,593
= 4,74 Мвар;
Sн3= Рн3+jQн3 = 8 + j4,74 = 9,3 МВА;
Sпс= Sн2 + Sн3 =56 + j34,72 + 8 + j4,74 =64 + j39,46
= 75,2 МВА.
Мощность
устанавливаемых трансформаторов определяется из условия
По
данному условию с учетом номинальных напряжений из [5] выбираем тип
устанавливаемого трансформатора: ТДЦТН-63000/220.
Таблица
2 Характеристики
трансформатора
|
Тип
|
Uном, кВ
|
Sном, МВА
|
 Рхх, кВтUк, %Стоимость, тыс. руб.
|
|
|
|
ВН
|
СН
|
НН
|
|
|
В-С
|
В-Н
|
С-Н
|
|
|
ТДЦТН- 63000/220
|
230
|
38,5
|
6,6
|
63
|
91
|
24
|
12,5
|
10,5 16300
|
|
2.
Расчет токов короткого замыкания
Для расчетов токов короткого замыкания (КЗ) составляем схему замещения и
рассчитываем ее параметры. Расчет удобнее проводить в относительных единицах
при базисных условиях.
Принимаем Sб = Sc = 2500 МВ∙А и Uб = Uср. Определим базисный ток для каждой ступени трансформации:
Iб1= 
= 
Iб2= 
= 
Iб3= 
= 
Сопротивление
системы в относительных единицах:
сопротивление
воздушной линии:
По
паспортным данным трансформатора находим напряжения короткого замыкания для
каждой обмотки и определяем реактивные сопротивления обмоток:
Схема замещения для расчета ТКЗ показана на рис.2.
Рисунок 2 − Схема замещения
Для КЗ в точке К-1 схема замещения представлена на рис.3.
Рисунок 3 − Схема замещения при КЗ в точке К - 1
Результирующее сопротивление относительно точки КЗ определяется как
Значение
периодической составляющей точки КЗ для момента времени t
совпадает со значением его в начальный момент времени (t=0), так как
место КЗ можно считать электрически удаленным.
Абсолютное
значение тока КЗ:
Примем
по 
для энергосистемы, связанной с точкой короткого
замыкания ЛЭП напряжением 220 кВ: Та=0,035 с; Ку=1,75
о.е.
Значение
апериодической составляющей тока КЗ в момент времени t определяется
по выражению:
Время
t определяет собой сумму минимального времени действия
релейной защиты и собственного времени отключения выключателя ВЭК-220
Таким
образом, апериодическая составляющая тока КЗ определится как
Значение
ударного тока КЗ равно
Тепловой
импульс находим по выражению
где
для 220 кВ примем tоткл= 0,15
с:
Для КЗ в точке К-2 схема замещения приведена на рис.4. (в схеме
отсутствуют нулевые индуктивные сопротивления средних обмоток трансформаторов):
Рисунок 4 − Схема замещения при КЗ в точке К - 2.
Эквивалентное сопротивление относительно точки КЗ:
Периодическая
составляющая тока КЗ в начальный момент времени в точке К-2:
Примем
для системы связанной с точкой короткого замыкания через трансформатор с SНОМ = 32÷80 МВА по следующие
значения: Та=0,08 с; Ку=1,9 о.е.
Значение
ударного тока для 
Апериодическая
составляющая тока КЗ определится как
Для
вакуумного выключателя ВР35 tоткл=
0,065 с, тогда тепловой импульс будет
При КЗ в точке К-3 схема замещения приведена на рис.5.
Рисунок 5 − Схема замещения при КЗ в точке К-3
Эквивалентное сопротивление относительно точки К-3
Периодическая
составляющая тока КЗ в начальный момент времени в точке К-3:
Примем
для системы связанной с точкой КЗ через трансформатор с
SНОМ = 32÷80 МВА по
следующие значения: Та=0,08 с; Ку=1,9 о.е.
Значение
ударного тока КЗ для 
Апериодическая
составляющая тока КЗ:
Примем
для 6 кВ tоткл=0,25
с и тогда тепловой импульс будет
Для
точки К-1 необходимо найти еще и периодическую составляющую тока однофазного
короткого замыкания. Расчетная схема замещения приведена на рис.6.
Для
системы сопротивление нулевой последовательности равно сопротивлению прямой
последовательности 
Рисунок
6 − Схема замещения нулевой последовательности
Сопротивление
нулевой последовательности для двухцепной линии 220 кВ больше ее сопротивления
прямой последовательности по в 5,5
раз, и для рассматриваемой схемы равно:
Для
трансформаторов, как и для системы, сопротивления всех последовательностей
чередования фаз равных между собой:
Для
определения суммарного индуктивного сопротивления нулевой последовательности
для схемы, изображенной на рис.6, выполним эквивалентные преобразования:
Для
приближенных расчетов примем сопротивление обратной последовательности равным
сопротивлению прямой последовательности:
Ток
прямой последовательности:
Переведем
относительное значение тока однофазного короткого замыкания в именованные
единицы
Фазный
ток через составляющую прямой последовательности определиться следующим образом
Представим
в табличном виде результаты расчетов токов коротких замыканий.
Таблица 3 Результаты расчетов токов КЗ
|
Точка КЗ
|
IП0, кА
|
IПt, кА
|
iat, кА
|
iуд, кА
|
ВК, кА2∙с
|
IП0(1), кА
|
|
К-1
|
2,99
|
2,99
|
0,762
|
7,4
|
1,65
|
2,09
|
|
К-2
|
5,17
|
5,17
|
3,45
|
13,89
|
3,88
|
-
|
|
К-3
|
18,8
|
18,8
|
6,72
|
50,5
|
116,6
|
-
|
. Выбор выключателей и разъединителей на 220 кВ
Условия выбора выключателя:
по
напряжению установки Uуст 
Uном;
по
длительному максимальному току Iраб.мах Iном;
Определим
максимальный рабочий ток в цепи трансформатора
по
току отключения IПt Iоткл;
по
электродинамической стойкости iуд Iмах.доп;
по
термической стойкости Вк Iт2tт;
по
полному току отключения
Выбираем
по 
выключатель и разъединитель
В
таблице 4 приведены расчетные величины и каталожные данные выключателя и
разъединителя на напряжение 220 кВ.
Таблица 4 Выбор выключателя и разъединителя на 220 кВ
|
Условия выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные
|
|
|
Выключатель ВЭК-220-40/2000У1
|
Разъединитель РНД-220/630Т1
|
|
Uуст Uном220
кВ252 кВ220 кВ
|
|
|
|
|
Iраб.мах Iном221 А2000 А630 А
|
|
|
|
|
IПt Iоткл2990
А40000 А−
|
|
|
|
|
iуд Iмах.доп7400
А102000 А100000 А
|
|
|
|
|
ВК I2тtТ1,65 кА2∙с3200 кА2∙с4800
кА2∙с
|
|
|
|
|
  4990
А70700 А−
|
|
|
|
. Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ
Условия выбора выключателя:
по
напряжению установки Uуст Uном;
по
длительному максимальному току Iраб.мах Iном;
по
току отключения IПt Iоткл;
по
электродинамической стойкости iуд Iмах.доп;
по
термической стойкости Вк Iт2tт;
по
полному току отключения
Определим
максимальный рабочий ток в цепи трансформатора. На стороне среднего напряжения
ток трансформатора в максимальном (послеаварийном) режиме
,
Выбираем
вакуумный выключатель ВР35-35-20/1250У2 и разъединитель РНД-35/2000У1
В таблице 5 приведены расчетные величины и каталожные данные выключателя
и разъединителя на напряжение 35 кВ.
Таблица 5 Выбор выключателя и разъединителя на 35 кВ
|
Условия выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные
|
|
|
Выключатель
ВР35-35-20/1250У2
|
Разъединитель РНД-35/2000У1
|
|
Uуст Uном35 кВ35
кВ35 кВ
|
|
|
|
|
Iраб.мах Iном 988 А 1250 А 2000 А
|
|
|
|
|
IПt Iоткл
5170А 20000А−
|
|
|
|
|
iуд Iмах.доп
13890А 52000А 80000А
|
|
|
|
|
ВК I2тtТ 3,88 кА2∙с1200 кА2∙с3969 кА2∙с
|
|
|
|
|
 10760
A 35350 А−
|
|
|
|
5. Выбор выключателей и разъединителей на 6 кВ
Условия выбора выключателя:
по
напряжению установки Uуст Uном;
по
длительному максимальному току Iраб.мах Iном;
по
электродинамической стойкости iуд Iмах.доп;
по
термической стойкости Вк Iт2tт;
по
полному току отключения
Определим
максимальный рабочий ток в цепи трансформатора. На стороне среднего напряжения
ток трансформатора в максимальном (послеаварийном) режиме
Выбираем
по [3] КРУ типа К-104М со встроенным вакуумным выключателем ВВЭ-М-6-31,5 и
разъединитель [5] РВРЗ-10/4000У3.
В
таблице 6 приведены расчетные величины и каталожные данные выключателя на
напряжение 6 кВ.
Таблица
6 Выбор выключателя и разъединителя на 6 кВ
|
Условия выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные
|
|
|
Выключатель ВВЭ-М-6-31,5
|
Разъединитель
РВРЗ-10/2500У2
|
|
Uуст Uном6 кВ6 кВ10 кВ
|
|
|
|
|
Iраб.мах Iном814 А 1000 А 2500 А
|
|
|
|
|
IПt Iоткл
18800 А 31500А−
|
|
|
|
|
iуд Iмах.доп 50500А
31500А 125000А
|
|
|
|
|
ВК I2тtТ 116,6 кА2∙с4800 кА2∙с8100
кА2∙с
|
|
|
|
|
33300A
55680 А−
|
|
|
|
Примечание: в [5] отсутствуют разъединители 6 кВ на ток более 1000 А,
поэтому используем разъединитель на 10 кВ.
. Выбор сборных шин и ошиновки на 220 кВ
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются,
принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах,
равной току наиболее мощного присоединения
Трансформатор
не может быть нагружен мощностью, больше чем 1,4∙SНОМ.Т = 88 МВА, поэтому
По
принимаем АС - 240/39, q = 240 мм2,
d = 21,6 мм, IДОП = 610 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием
между фазами 300 см.
Проверка
шин на схлёстывание не производится, так как IП0 20 кА.
Проверка
на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми
проводами на открытом воздухе.
Проверка
по условиям коронирования в данном случае могла бы не производится, так как
согласно ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 220 кВ 240 мм2.
Учитывая, что на ОРУ 220 кВ расстояние между фазами меньше, чем на воздушных
линиях, проведем проверочный расчет.
Начальная
критическая напряженность
Напряженность
вблизи провода
Условие
проверки
Условие
не выполнено. Выбираем провод большего сечения АС - 400/51,
q = 400 мм2,
d = 26,6 мм, IДОП = 830 А.
Провод
АС - 400/51 по условиям короны проходит.
7.
Выбор сборных шин и ошиновки на 35 кВ
Так
как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем
сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах: 
Принимаем
два провода АС-240/32, q = 240 мм2, d = 21,6 мм, IДОП=605А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием
между фазами 150 см.
Проверка
шин на схлестывание не производится, так как IП0 20 кА.
Проверка
на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми
проводами на открытом воздухе.
Проверка
по условиям коронирования. Учитывая, что на ОРУ 35кВ расстояние между фазами меньше,
чем на воздушных линиях, проведем проверочный расчет. Расчёт выполним для
одного провода в фазе.
Начальная
критическая напряженность
Напряженность
вблизи провода
Условие
проверки
Таким
образом, один провод АС-240/32 по условиям короны проходит, а при двух проводах
в фазе напряжённость E будет ещё меньше.
8.
Выбор сборных шин и ошиновки на 6 кВ
Расчетный
максимальный ток продолжительного режима 
Выбираем
сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий
трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции. Принимаем
по однополосные шины 60×8 мм2; IДОП = 1025 А.
По
условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:
IMAX
= 814 А IДОП = 1025
А.
Проверяем
шины на термическую стойкость:
что меньше принятого сечения.
. Выбор контрольно-измерительных приборов и измерительных трансформаторов
Контроль над режимами работы основного и вспомогательного оборудования на
подстанции осуществляется с помощью контрольно - измерительных приборов. Эти
приборы относятся к вторичным цепям и связанны с первичными цепями посредствам
измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Подключение измерительных приборов для рассматриваемой подстанции
показано на рис. 7.
Рисунок 7 − Схема подключения измерительных приборов.
. Выбор ТТ в распределительном устройстве 220 кВ
Условия выбора трансформаторов тока:
по
напряжению установки Uуст Uном;
по
максимальному току Iраб.мах Iном;
по
термической стойкости Вк Iт2tт;
по
вторичной нагрузке Z2 Z2ном;
по
классу точности.
По
справочнику [5] выбираем измерительный трансформатор тока ТФЗМ−220Б−III.
Для
проверки ТТ по вторичной нагрузке, пользуясь каталожными данными приборов,
определим нагрузку по фазам (табл. 7).
Таблица
7 Вторичная нагрузка ТТ на 220 кВ
Тип
|
Класс точности
|
Нагрузка фазы, ВА
|
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
Амперметр
|
Э350
|
1,5
|
0,5
|
-
|
-
|
|
Ваттметр
|
Д365
|
1,5
|
0,5
|
-
|
0,5
|
|
Варметр
|
Д365
|
1,5
|
0,5
|
-
|
0,5
|
|
Итого
|
|
|
1,5
|
-
|
0,5
|
Из табл. 7, видно, что наиболее загружен ТТ фазы А. Общее сопротивление
приборов определяется как
При
числе приборов не более трех сопротивление контактов 
Тогда
допустимое сопротивление проводов определяется по выражению
Ориентировочная
длина контрольного кабеля с медными жилами 
L = 100 метров.
На напряжении 220 кВ ТТ соединены в полную звезду и Lрасч = L, тогда сечение контрольного кабеля равно
Принимаем
контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 1,6 мм2. Зная сечение,
определяем реальное сопротивление проводов
Следовательно,
реальная вторичная нагрузка ТТ
Расчетные
и каталожные данные ТТ приведены в табл.8.
Таблица
8 Выбор ТТ на 220 кВ
|
Условия выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные ТФЗМ−220Б−III
|
|
 220
кВ220 кВ
|
|
|
|
 231А300А
|
|
|
|
 1,65 кА2∙с288 кА2∙с
|
|
|
|
 1,2
Ом1,2 Ом
|
|
|
|
Класс точности
|
0,5
|
0,5
|
11. Выбор ТТ в распределительном устройстве 35 кВ
По справочнику [5] выбираем измерительный трансформатор тока ТФЗМ35Б-I.
Так как приборы установленные в распределительном устройстве 35 кВ такие
же как в распределительном устройстве 220 кВ, то проверку ТТ по вторичной
нагрузке не проводим, она останется такой же как в распределительном устройстве
220 кВ.
Расчетные и каталожные данные ТТ приведены в табл. 9.
Таблица 9 Выбор ТТ на 35 кВ
|
Условия выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные ТФЗМ35Б-I
|
|
35 кВ35кВ
|
|
|
|
988 А1500 А
|
|
|
|
3,88 кА2∙с5043 кА2∙с
|
|
|
|
1,2 Ом1,2 Ом
|
|
|
|
Класс точности
|
0,5
|
0,5
|
. Выбор ТТ в распределительном устройстве 6 кВ
По справочнику [5] выбираем измерительный трансформатор тока ТПОЛ-10.
Так как приборы установленные в распределительном устройстве 6 кВ такие
же как в распределительном устройстве 220 и 35 кВ, то проверку ТТ по вторичной
нагрузке не проводим, она останется такой же как в распределительном устройстве
220 и 35 кВ.
Расчетные и каталожные данные ТТ приведены в табл.10.
Таблица 10 Выбор ТТ на 6 кВ
|
Условия выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные ТПОЛ-10
|
|
6 кВ10 кВ
|
|
|
|
814А1500 А
|
|
|
|
116,6 кА2∙с972 кА2∙с
|
|
|
|
1,2
Ом1,2 Ом
|
|
|
|
Класс точности
|
0,5
|
0,5
|
13. Выбор ТН в распределительном устройстве 220 кВ
Условия выбора трансформатора напряжения:
по
напряжению установки
по
вторичной нагрузке 
Приборы,
подключаемые к трансформатору напряжения на высоком напряжении принимаем по
рис.7 и [2]. Счетчики электроэнергии выбираем по [6]. По справочнику [5] выбираем
ТН НКФ-220-58УI.
Расчетные
нагрузки измерительного трансформатора напряжения на стороне высшего напряжения
проектируемой подстанции приведены в табл.11.
Таблица
11 Нагрузка ТН на 220 кВ
|
Прибор
|
Тип
|
Sобм, ВА
|
nобм
|
cos  sin nприбР, ВтQ, Вар
|
|
|
|
|
|
Вольтметр
|
Э335
|
2
|
1
|
1
|
0
|
1
|
2,0
|
-
|
|
Ваттметр
|
Д335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3,0
|
-
|
|
Варметр
|
Д335
|
1,5
|
2
|
1
|
0
|
1
|
3,0
|
-
|
|
Счетчик Wh
|
ЦЭ6822
|
5
|
1
|
0,38
|
0,925
|
1
|
1,9
|
4,6
|
|
Счетчик varh
|
ЦЭ6811
|
1
|
1
|
0,38
|
0,925
|
1
|
0,38
|
0,925
|
|
Вольтметр регистрирующий
|
Н393
|
10
|
1
|
1
|
0
|
1
|
10
|
-
|
|
Частотомер
|
Н393
|
7
|
1
|
1
|
0
|
1
|
7
|
-
|
|
Итого
|
|
|
|
|
|
|
27,3
|
5,53
|
Определим мощность приборов, подключаемых к ТН
Расчетные
и каталожные данные ТН на 220 кВ приведены в табл.12.
Таблица
12
|
Условие выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные
НКФ-220-58У1
|
|
220 кВ 220 кВ
|
|
|
|
27,85 В∙А
400 ВА
|
|
|
. Выбор ТН в распределительном устройстве 35 кВ
Условия выбора трансформатора напряжения:
по
напряжению установки
по
вторичной нагрузке
Приборы,
подключаемые к трансформатору напряжения на высоком напряжении принимаем по
рис.7. Счетчики электроэнергии выбираем по [6]. По справочнику [5] выбираем ТН
НОМ-35-66У1.
Расчетные
нагрузки измерительного трансформатора напряжения на стороне среднего
напряжения проектируемой подстанции такие же как на стороне высшего
напряжения.
Расчетные
и каталожные данные ТН приведены в табл.13.
Таблица
13
|
Условие выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные НОМ-35-66У1
|
|
35 кВ35 кВ
|
|
|
|
27,85 ВА75 ВА
|
|
|
15. Выбор ТН в распределительном устройстве 6 кВ
Приборы, подключаемые к трансформатору напряжения на высоком напряжении
принимаем по рис.7. Счетчики электроэнергии выбираем [6]. По [2] выбираем ТН
НТМИ-6-66У3.
Расчетные нагрузки измерительного трансформатора напряжения на стороне
низшего напряжения проектируемой подстанции такие же как на стороне высшего
напряжения.
Расчетные и каталожные данные ТН приведены в табл.14.
Таблица 14
|
Условие выбора
|
Расчетные величины
|
Каталожные данные НТМИ-6-66У3
|
|
6 кВ6 кВ
|
|
|
|
27,85 ВА640 ВА
|
|
|
6.
Расчет заземляющего устройства
На подстанциях заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов,
аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические
конструкции распределительных устройств, металлические корпуса кабельных муфт,
металлические оболочки и броня кабелей, металлические конструкции зданий и
сооружений.
В нашем случае естественных заземлителей нет.
Определим расчетную длительность воздействия однофазного КЗ
где
− общее время отключения выключателя, 
; 
−
время действия релейной защиты, 
Рисунок 8 − Заземляющее устройство подстанции
С
учетом длительности воздействия, по находим
наибольшее допустимое напряжение прикосновения 
В
реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. В
расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h с
удельным сопротивлением
, нижний с удельным сопротивлением 
. Величины 
определяются
на основе замеров. По принимаем 
Определим
коэффициент прикосновения
где
М − параметр, зависящий от отношения 
; из [2] М=0,806 при = 500/60
= 8,3; S - площадь РУ, занимаемая подстанцией, м2
(см. рис.8); LВ - длина
вертикальных заземлителей, LB=
5 м; LГ - суммарная длина всех горизонтальных заземлителей,
определяется по плану подстанции, LГ = 2757 м; а − расстояние
между вертикальными заземлителями, а = 10 м; 
- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела
человека и сопротивлению растекания тока от ступней
где
Rч = 1000
Ом, Rc =1,5
Коэффициент
прикосновения равен
Определяем
напряжение на заземлителе
Допустимое
сопротивление заземляющего устройства можно определить по выражению
где
Iз, - ток, стекающий с заземлителя при однофазном КЗ на землю,
Для дальнейшего расчета реальное заземляющее устройство подстанции
преобразуем в квадратную модель (рис.9).
Рисунок 9 − Расчетная модель заземляющего устройства.
Замена производиться из условия равенства площадей реального заземляющего
устройства и его модели. Длина сторон модели определяется из следующего
выражения
Определим
число ячеек по стороне квадрата
принимаем
m = 8.
Длина
полос в расчетной модели
Длина
сторон ячейки
Число вертикальных заземлителей по периметру контура
принимаем
= 64.
Общая
длина вертикальных заземлителей
Относительная
глубина при t = 0,7
тогда
при 
находим величину А
По
для условий
находим
тогда 
Найдём
общее сопротивление заземлителя
Общее
сопротивление заземлителя должно быть меньше допустимого
Найдем
напряжение прикосновения
что
не превышает допустимого напряжения 400 В.
17.
Выбор трансформаторов собственных нужд
Состав
потребителей трансформаторов собственных нужд зависит от типа подстанции,
мощности силовых трансформаторов на ней, типа электрооборудования и др.
Для
выбора числа и мощности трансформаторов собственных нужд (ТСН) для подстанции с
двумя силовыми трансформаторами типа ТДЦТН−63000/220 определим
максимальную нагрузку ТСН.
Расчетная
мощность трансформаторов собственных нужд
Устанавливается
два трансформатора собственных нужд, каждый из которых имеет мощность
На
подстанции устанавливаем в качестве трансформаторов собственных нужд
ТСЗ-160/10.
18.
Расчет грозозащиты ОРУ- 220 кВ от прямых ударов молнии
Защита
ОРУ-220 кВ осуществляется стержневыми молниеотводами, установленными на
порталах или, при необходимости, отдельно стоящими. Назначение молниеотводов -
принимать подавляющее число ударов молнии. Проектируемые стержневые
молниеотводы дают вероятность защиты от прямого удара молнии равную Р=0,9990.
Стержневые
молниеотводы выполняют в виде вертикальных металлических стержней,
возвышающихся над защищаемыми объектами РУ на необходимой высоте.
Согласно
главной схеме вычерчиваем план и разрез ячейки распределительного устройства с
указанием основных размеров порталов и мест установки молниеотводов (рис.
10,11).
Рисунок
10 − План ОРУ-220 для расчета грозозащиты
Рисунок 11 − План зоны защиты четырех стержневых молниеотводов
Выявляем
объект требующий защиты от ударов молнии, имеющий наибольшую высоту на ОРУ 
Ориентировочно
выбираем место установки молниеотводов
По
известным величинам а1 и а2; определяем величину D
Используя
соотношение 
где 
т.к.
высота 
находим высоту молниеотвода
Принимаем
высоту молниеотвода h = 28 м.
Зная
высоту молниеотвода определяем радиус защиты одиночного стержневого
молниеотвода на высоте защищаемого объекта hк = 11 м.
Ширина зоны защиты определиться по формулам
Следовательно,
все оборудование ОРУ-220 защищено от ударов молнии.
19. Защита от перенапряжения
На линиях электропередачи возникают волны перенапряжения, в результате
прямых ударов молний в провода, либо перекрытий воздушных промежутков при ударе
молнии в опору. Эти волны перенапряжения доходят до подстанции и могут вызвать
повреждение изоляции.
Для предотвращения этого и защиты оборудования используются нелинейные
ограничители перенапряжений (ОПН). План размещения ОПН представлен на рис.12.
Рисунок 12 − План размещения ОПН на подстанции
20.
Технико-экономический расчет
Целью технико-экономического расчета (ТЭР) является определение
экономической эффективности проектируемых вариантов подстанции. Оценка
производится по методу приведенных затрат:
З =ЕН∙К+И,
где ЕН = 0,125 год-1 − нормативный
коэффициент эффективности капиталовложений в электроэнергетику (при нормативном
сроке окупаемости - 8 лет); И − ежегодные издержки, руб./год; К −
суммарные капиталовложения на сооружение подстанции, (руб./год) определяемые в
соответствии с выражением:
К = (Ктр + Кру + Кпост)∙Kтер,
где Ктр - стоимость ячеек трансформаторов; Кру -
стоимость ячеек распределительных устройств; Кпост - постоянные
затраты на сооружение подстанции; Ктер − территориальный
коэффициент удорожания (для Восточной Сибири Ктер = 1,4).
Подсчет капиталовложений в ценах 2000 г приведен в табл.19.
Таблица 19 Капиталовложения на сооружение подстанции
|
Наименование элемента
|
Расчетная стоимость ед.,
тыс.руб.
|
Кол-во, шт.
|
Сумма
|
|
Трансформатор
ТДЦТН-63000/220
|
16300
|
2
|
32600
|
|
Ячейка ОРУ-220 с
выключателем
|
12800
|
9
|
11520
|
|
Ячейка ОРУ-35 с
выключателем
|
2100
|
7
|
14700
|
|
Ячейка КРУН-6 с
выключателем
|
800
|
7
|
5600
|
|
Постоянная часть
|
72280
|
1
|
72280
|
|
Итого
|
|
|
240380
|
К = 240380∙1,4 = 336532 тыс. руб.
Капиталовложения в ценах 2012 г получим умножением на индекс цен:
К = 6,7∙336532 = 2254476 тыс. руб.
Годовые издержки на подстанции высчитываются в соответствии с выражением:
И = Иобсл. ам + Ипот,
где
Стоимость потерянной энергии в трансформаторах:
где
- стоимость 1
кВт∙ч потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, = 2 руб./ кВт∙ч;
где
- время потерь, определяется в зависимости от ТМ,
которое примем равным 3000 ч/год:
Sм - наибольшая в году суммарная
нагрузка трансформаторов, Sм = 75,2 МВ∙А.
Сопротивления обмоток трансформатора:
Приведённые
затраты:
замыкание трансформатор перенапряжение
Список
литературы
1. Электрическая часть станций и подстанций, Рабочая
программа, методические указания и задания к контрольной и курсовой работе для
студентов специальности 140205 - «Электроэнергетические системы и сети» заочной формы обучения / Сост.
В.П. Возовик, В.А. Тремясов; Красноярск: ИПК СФУ, 2012.
2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и
подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.
3. Балаков, Ю.Н. Проектирование схем электроустановок: учеб.
пособие / Ю.Н. Балаков, М. Ш. Мисрисханов, А.В. Шунтов. - М.: Изд-во МЭИ, 2004.
- 288 с.
4. Возовик В.П., Ермаков В.А. Конструкции открытых
распределительных устройств электрических станций и подстанций: Учеб. пособие /
КГТУ. Красноярск, 1996. 77 с.
5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и
подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования:
Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат,
1989. 608 с.
6. Ермаков В.А. Проектирование электрической части
подстанций: учеб. пособие /В.А. Ермаков, В.А. Тремясов. - Красноярск: ИПЦ КГТУ,
2003.- 102с.