Проект ТП 35/10 кВ "Город" ИРЭС ООО "БашРЭС-Стерлитамак" для электроснабжения по...

Проект ТП 35/10 кВ "Город" ИРЭС ООО "БашРЭС-Стерлитамак" для электроснабжения по...

Ишимбайский нефтяной колледж

Дата выдачи задания «….»……………… 200……………..г. УТВЕРЖДАЮ:

Дата окончания проекта «….»   200…..г.    Зам. директора по учебной работе

«…..»……….г.

Задание

на дипломный проект

Студент Титов Михаил Васильевич

Отделение дневное   группа ЭП-03

Специальность 140613 «Техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт электрического и электромеханического оборудования»

Тема: Проект ТП 35/10 кВ «Город» ИРЭС ООО «БашРЭС-Стерлитамак» для электроснабжения потребителей г.Стерлитамак с разработкой защитного заземления.

Исходные данные: I2 =119 А; I6 =107 А; I7 =90 А; I8 =110 А; I11 =88 А; I12 = 97 А; I13=95 А; I16=98,8 А.

Председатель ПЦК электротехнических дисциплин……….…/Л.П. Мохова/

Руководитель проекта……………………………………………………..……./Г.А.Кочергина/

Консультант по экономической части………………….….…../Г.Я. Ишбаева/

Старший консультант…………………………………..……../Е.Ю. Вахрушина/

Дипломник………………………………………………………/М.В. Титов/

Содержание проекта

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая характеристика объекта и применяемого электрооборудования

1.2 Технические характеристики силового трансформатора

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.2 Расчет и выбор компенсирующего устройства

2.3 Выбор числа и мощности главных трансформаторов

2.4 Технико-экономическое обоснование выбранного трансформатора

2.5 Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных трансформаторах

2.6 Расчет токов короткого замыкания

2.7 Расчет и выбор питающей линии

2.8 Расчет и выбор распределительных сетей

2.9 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания

2.10 Релейная защита

2.11 Автоматика электроснабжения

2.12 Учет и экономия электроэнергии

2.13 Молниезащита

2.14 Расчет заземляющих устройств

2.15 Спецификация на электрооборудование и материалы

3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электросетей

3.2 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электросетей

3.3 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электросетей

3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности

4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Современные экологические проблемы в энергетике

4.2 Охрана окружающей среды на объекте

5 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

5.1 Организация монтажа электрооборудования и электросетей

5.2 Организация ремонта электрооборудования и электросетей

5.3 Организация обслуживания электрооборудования и электросетей

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Расчет трудоемкости ремонтных работ

6.2 Расчет годового фонда заработной платы

6.3 Расчет потребности материальных ресурсов и запасных

частей на ремонт

6.4 Составление плановой калькуляции на ремонт

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лист А Схема электроснабжения ТП

Лист Б План и разрез ТП

Лист В Схема защитного заземления

Лист Г Схема молниезащиты

РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Расчет электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии, группа приемников, цех) рассматривают в качестве нагрузок. Различают следующие виды нагрузок: активную мощность, реактивную мощность, полную мощность и ток.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок: метод коэффициента спроса, статический метод, метод упорядоченных диаграмм и др. В дипломном проекте для определения электрических нагрузок используется метод коэффициента разностновременности максимумов нагрузки.

Определяем активную мощность для каждого фидера Р, кВт, по формуле

,                                       (2.1)

где U - напряжение, кВ;

     I - длительный ток, А;

     сos φ - коэффициент мощности.

Определяем максимальную активную мощность , кВт, по формуле

,                                                        (2.2)

где - активная мощность одного фидера, кВт.

Определяем реактивную мощность Q, квар, для каждого фидера по формуле

                               (2.3)

Определяем максимальную реактивную мощность , квар, по формуле

                                                 (2.4)

Определяем полную максимальную мощность , кВА, по формуле

,                                    (2.5)

где - коэффициент разновременности максимумов нагрузки,

     =0,85-1;

     Рmax - максимальная активная мощность, кВт;

     Qmax - максимальная реактивная мощность, квар.

2.2 Расчет и выбор компенсирующего      устройства

В цепи переменного тока, имеющей чисто активную нагрузку, ток совпадает по фазе с приложенным напряжением. Если в цепь включены электроприемники, обладающие активным и индуктивным сопротивлением (АД, сварочные и силовые трансформаторы), то ток будет отставать от напряжения на некоторый угол φ, называемый углом сдвига фаз (Рисунок 2.1). Косинус этого угла называется коэффициентом мощности.

Рисунок 2.1 - Векторные диаграммы

Из рисунка 2.1 видно, что с увеличением активной составляющей тока Iа и при неизменной величине реактивной составляющей   Iр , угол φ будет снижаться, следовательно, значение cosφ будет увеличиваться. Наоборот, при неизменной величине Iа с увеличением реактивной составляющей тока Iр , угол φ будет увеличиваться, а значение cosφ будет снижаться.

Генераторы переменного тока и трансформаторы характеризуются номинальной мощностью Sном. Электроприемники характеризуются номинальной активной мощностью Pном и cosφ. Полная мощность источника согласно векторной диаграмме

                                 (2.6)

Если нагрузка источника только активная, т.е. φ=0, а cosφ=1, то S=P и наибольшая активная мощность электроприемников может быть равна номинальной мощности источника. Если cosφ=0,8, то P=0,8Sном. Таким образом, величина cosφ характеризует степень использования мощности источника. Чем выше cosφ электроприемников, тем лучше используются генераторы электростанций и их первичные двигатели; наоборот, чем ниже cosφ, тем хуже используются электрооборудование подстанций и электростанций и всех других элементов электроснабжения.

Компенсация реактивной мощности, или повышение cosφ электроустановок, имеет большое народно-хозяйственное значение и является частью общей проблемы КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Повышение cosφ, или уменьшение потребления реактивной мощности элементами системы электроснабжения, снижает потери активной мощности и повышает напряжение; кроме того, увеличивается пропускная способность элементов электроснабжения.

Величина cosφ задается энергоснабжающей  организацией и находится в пределах cosφэ=0,92-0,95.

Для повышения коэффициента мощности потребителей электроэнергии проводят следующие мероприятия, которые не требуют применения специальных компенсирующих устройств:

а) Упорядочение всего технологического процесса, что приводит к улучшению энергетического режима оборудования, а следовательно, и к повышению коэффициента мощности;

б) Переключение статорных обмоток асинхронных двигателей с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%;

в) Устранение режима работы асинхронных двигателей без нагрузки (холостого хода) путем установки ограничителей холостого хода;

г) Замена малозагруженных двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в двигателе и энергосистеме;

д) Замена асинхронных двигателей синхронными двигателями той же мощности, где это возможно по технико-экономическим соображениям;

е) Повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных.

В качестве компенсирующего устройства в дипломном проекте применяется комплектная конденсаторная установка напряжением 10 кВ, что обусловлено ее следующими преимуществами:

а) Небольшие потери активной энергии в конденсаторах;

б) Простота монтажа и эксплуатации;

в) Возможность легкого изменения мощности комплектной конденсаторной установки в результате увеличения или уменьшения числа конденсаторов в фазе;

г) Возможность легкой замены поврежденного конденсатора.

Недостатки комплектной конденсаторной установки:

а) Конденсаторы неустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при коротких замыканиях;

б) При включении конденсаторной установки возникают большие пусковые токи до 10Iном ;

в) После отключения конденсаторной установки от сети на ее шинах остается заряд, который может быть опасен для обслуживающего персонала;

г) Конденсаторы весьма чувствительны к повышению напряжения (повышение напряжения допускается не более, чем на 10% от номинального);

д) После пробоя диэлектрика конденсаторы довольно трудно ремонтировать, чаще всего их приходится заменять новыми.

Определяем

                              (2.7)

Экономически выгодный cosφэ принимаем равным 0,95. Следовательно, =0,32

Находим мощность Qк , квар, компенсирующего устройства

,                      (2.8)

где tgφmax - коэффициент мощности до компенсации;

     tgφэ - экономически выгодный коэффициент мощности.

Предполагаем установить две комплектные конденсаторные установки типа УКЛ-6/10-750 номинальной мощностью 750 квар [6, стр.134, табл. 3.6].

Проверяем соответствие полученного коэффициента мощности заданному

,                   (2.9)

где - максимальная нагрузка с учетом компенсации, кВА;

     Qкн - номинальная мощность компенсирующего устройства,

     квар.

                               (2.10)

Так как коэффициент мощности соответствует заданному, то устанавливаем две комплектные конденсаторные установки типа УКЛ-6/10-750 номинальной мощностью 750 квар.

2.3 Выбор числа и мощности главных   трансформаторов

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения систем электроснабжения. Как правило, трансформаторов на подстанциях должно быть не менее двух. Наиболее экономичны однотрансформаторные подстанции, которые при наличии централизованного (складского) резерва или связей по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питание потребителей второй и третьей категорий.

При проектировании систем электроснабжения установка однотрансформаторных подстанций рекомендуется при полном резервировании электроприемников первой и второй категорий по сетям низкого напряжения и для питания электроприемников третьей категории, когда по условиям подъездных дорог, а также по мощности и массе возможна замена поврежденного трансформатора в течение не более двух суток и при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей первой и второй категорий, при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также если имеются электроприемники особой группы.

Наивыгоднейшая (экономическая) загрузка трансформаторов зависит от категории электроприемников, от числа трансформаторов и способов резервирования:

- при первой категории потребителей устанавливаются два трансформатора с коэффициентом загрузки Кз=0,7 с расчетом на то, что при выходе из строя одного из трансформаторов, второй будет загружен на 140%; трансформаторы снабжаются АВР;

- при второй категории потребителей устанавливается один или два трансформатора с Кз=0,7-0,8; в этом случае предусмотрено ручное переключение резерва;

- при третьей категории потребителей устанавливается один трансформатор с Кз=0,9-0,95; здесь предусматривается складской резерв.

Так как нагрузки преимущественно относятся к первой категории электроснабжения, то выбираем два трансформатора с установкой АВР. Коэффициент загрузки принимаем равным Кз=0,7.

Рассчитываем мощность S, кВА, необходимую для выбора трансформатора:

,                              (2.11)

где n - количество установленных трансформаторов;

     Кз - коэффициент загрузки трансформатора.

Предполагаем к установке ТМН-4000/35 с Sном=4000 кВА [8, с.138, табл. 3.5]

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки

,                             (2.12)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Коэффициент загрузки трансформаторов отличается от нормативного, но так как в схеме снабжения предусмотрено резервное питание от данных трансформаторов, то коэффициент загрузки при включенных резервных фидерах N5 и N11 составит:

,

что соответствует норме.

Проверяем выбранный трансформатор на возможность работы в послеаварийном режиме.

Так как нагрузки первой категории составляют 80%, то проверяем по следующему условию

                            (2.13)

- условие выполняется.

Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем два трансформатора типа ТМН-4000/35.

2.4 Технико-экономическое обоснование    выбранного трансформатора

Число трансформаторов, устанавливаемых на ГПП, часто принимается равным двум. Обычно в начальный период эксплуатации устанавливают один трансформатор, а затем второй. В дальнейшем при росте нагрузки установленные трансформаторы заменяют более мощными, для чего при проектировании предусматриваются фундаменты под трансформаторы, следующие по шкале мощностей, установленной ГОСТ. Для ГПП промышленных предприятий в основном используют трансформаторы с номинальной мощностью 10, 16, 25, 40, 63 МВА. Однако в ряде случаев может быть целесообразной установка сразу трансформаторов большей мощности.

Для решения этого вопроса выполняется технико-экономическое сравнение вариантов. Одновременно с выбором номинальной мощности трансформаторов следует предусматривать экономичные режимы их работы, которые характеризуются минимумом потерь мощности в трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом надо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери реактивной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности.

Принимаем к рассмотрению два варианта: два трансформатора типа ТМ-4000/35 и два трансформатора типа ТМН-4000/35. Технические данные трансформаторов приведены в таблице 2.1.     Таблица 2.1 - Технические данные трансформаторов

Определяем реактивную мощность холостого хода трансформатора , квар, по формуле

,                             (2.14)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

     Ix - ток холостого хода трансформатора, %.

Определяем реактивную мощность короткого замыкания, потребляемую трансформатором при номинальной нагрузке , квар, по формуле

,                           (2.15)

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Определяем приведённые потери холостого хода , кВт, трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе, и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором

,                        (2.16)

где - потери мощности холостого хода трансформатора,

     кВт;

     Ки,п - коэффициент изменения потерь, принимается равным

     0,02 кВт/квар для трансформаторов, присоединяемых непо-

     средственно к шинам подстанции.

Определяем приведённые потери короткого замыкания , кВт по формуле

,                         (2.17)

где - потери мощности короткого замыкания трансформа-

     тора, кВт.

Определяем потери в трансформаторах , кВт, по формуле

                        (2.18)

Определяем приведенные потери в трансформаторах , кВт, по формуле

                       (2.19)

Определяем время наибольших потерь Тп , ч, по формуле

,                 (2.20)

где Тmax.н - время использования максимума нагрузки предпри-

    ятием в году, ч/год; Тmax.н =4008 ч/год.

Определяем годовые потери электроэнергии , кВт-ч, которые для трехфазного двухобмоточного трансформатора составляют

,               (2.21)

где N - число трансформаторов;

     Тг - число часов работы трансформаторов в течение года.

Количество передаваемой энергии за год Эгод , кВт-ч

                        (2.22)

Годовые потери электроэнергии , %, определяем по формуле

                          (2.23)

Технико-экономические показатели и результаты расчета занесем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Технико-экономические показатели и результаты расчетов для сравниваемых вариантов

Исходя из технико-экономической целесообразности, к установке следует применять два трансформатора типа ТМН-4000/35.

2.5 Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных  трансформаторах

Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных трансформаторах предназначено для приближенной оценки расчетным способом экономии электроэнергии (в натуральном и стоимостном выражении) при замене недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности в условиях минимального объема информации о характере электропотребления.

Определяем расчетную мощность трансформатора Sм , МВ·А, заменяющего недогруженный, по формуле

,                           (2.24)

где - максимальная активная мощность, МВА;

     Кз.max - максимальный коэффициент загрузки;

, , кВт-ч по формуле

,     (2.25)

где Тп - полное число часов включения трансформаторов, ч;

     Траб - годовое время работы трансформатора с нагрузкой,

     ч;

     - потери холостого хода в недогруженном трансфор-

     маторе, кВт;

     - потери холостого хода в заменяющем трансформа-

     торе меньшей мощности, кВт;

     - потери короткого замыкания в недогруженном

     трансформаторе, кВт;

     - потери короткого замыкания в заменяющем транс-

     форматоре меньшей мощности, кВт;

     Sн.р - номинальная мощность недогруженного трансформа-

     тора, МВ·А;

     Sн.м - номинальная мощность заменяющего трансформатора

     меньшей мощности, МВ·А;

     Эг - годовой расход активной энергии, определяемый по

     счётчику, установленному на подстанции, тыс. кВт-ч;

     Эг =2604 тыс. кВт-ч.

Определяем стоимость неоправданных потерь электроэнергии в трансформаторах за год А, руб, по формуле

,                            (2.26)

где Сср - среднегодовая стоимость (тариф) электроэнергии, руб/кВт-ч; Сср =1,25 руб/кВт-ч;

     n - число трансформаторов.

По результатам расчёта видно, что применение недогруженного трансформатора типа ТМН-4000/35 экономически нецелесообразно.

2.6 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции - проколы и разрушение кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; старение, т.е. износ изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции; различные набросы на провода воздушных линий; перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений. Короткое замыкание может возникнуть при неправильных оперативных переключениях, например, при отключении нагруженной линии разъединителем, когда возникающая дуга перекрывает изоляцию между фазами.

В системе трехфазного переменного тока могут трехфазные, двухфазные и однофазные короткие замыкания. Чаще всего возникают однофазные короткие замыкания (60-92% общего числа коротких замыканий).

Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы, что приводит к полному или частичному разрушению аппаратов, машин и других устройств; к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электрических машин; к пожару в элементах электроснабжения из-за повышенного нагрева токоведущих частей и изоляции; к нарушению нормального режима работы механизмов из-за снижения напряжения.

Для предотвращения короткого замыкания и уменьшения их последствий необходимо: устранить причины, вызывающие короткое замыкание, уменьшить время действия защиты, действующей при коротком замыкании; применить быстродействующие выключатели; применить АРН для быстрого восстановления напряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыкания и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.

Ограничение токов короткого замыкания может быть достигнуто путем соответствующего построения схемы электроснабжения:

- повышение напряжения сетей приводит к уменьшению рабочих токов и токов короткого замыкания;

- секционирование сетей исключает параллельную работу источников и линий, а следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;

- раздельная работа трансформаторов на шинах вторичного напряжения ГПП, РП, ТП увеличивает сопротивление короткозамкнутой цепи, следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;

- применение реакторов, включаемых последовательно  в цепь при мощности трансформатора более 25МВА;

- применение трансформаторов с расщепленной обмоткой начиная с мощности трансформатора 25МВА.

Расчет токов короткого замыкания будем вести в относительных единицах.

По схеме электрических присоединений составляем расчетную схему и схему замещения:

Рисунок 2.2 - Расчетная схема

Рисунок 2.3 - Схема замещения

Задаемся базисной мощностью Sб =10 МВА

Определяем сопротивления всех элементов схемы.

Сопротивление воздушной линии

,                            (2.27)

где Х0 - индуктивное сопротивление одного километра воздуш-

     ной линии, Ом/км;

     l - длина воздушной линии, км;

     Sб - базисная мощность, МВА;

     Uб - базисное напряжение, кВ.

Определяем сопротивление первой воздушной линии:

Определяем сопротивление второй линии:

Сопротивление трансформатора  находится по формуле

,                           (2.28)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

     Uкз - напряжение короткого замыкания, %.

Определяем токи короткого замыкания в точках К1 и К2

Точка К1

,                              (2.29)

где Iбк1 - базисный ток точки К1 , кА;

     - сопротивление в точке К1 .

                          (2.30)

                      (2.31)

Точка К2

                       (2.32)

Определяем ударные токи в заданных точках

Точка К1

,                           (2.33)

где - ударный коэффициент, равный 1,8.

Точка К2

Определяем мощность короткого замыкания в точках К1 и К2

Точка К1

                         (2.34)

Точка К2

2.7 Расчет и выбор питающей линии

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

,                            (2.35)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

     Uном - номинальное напряжение, кВ.

Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк , мм2, по формуле

,                                (2.36)

где jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока для данного случая            jэк=1 А/мм2 [6, с.85, таб. 2.26]

Из условия S>Sэк выбираем провод АС-70 [8, с.428, таб.7.35].

Проводим проверку выбранного сечения провода по нагреву током нормального режима

,                                (2.37)

где kпопр - поправочный коэффициент; для воздушной линии

     kпопр=1

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

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

Кпер·Iдоп ≥ 2Iдл,                              (2.38)

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

,

что удовлетворяет условию проверки

Проверка на отсутствие короны.

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

                     (2.39)

где m - коэффициент негладкости многопроволочных проводов

     линии, равный 0,82;

     R0 - радиус проводов, см;

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

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 , В, определяется по формуле

,              (2.40)

где l - длина воздушной линии, км;

     R0 - активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

     X0 - индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км.

Сопротивления линии R0=0,428 Ом/км, X0=0,432 Ом/км [8, с. 432, таб. 7.38]

Потеря напряжения для первой ВЛ с длиной 10 км

Выразим потерю в процентах

                           (2.41)

,

что допустимо.

Потеря напряжения для второй ВЛ с длиной 25 км по (2.39)

Выразим потерю в процентах по (2.40)

,

что допустимо.

Проверка на устойчивость токам КЗ

,                               (2.42)

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

     tпр - приведенное время, с;

     С - коэффициент, соответствующий разности выделенной

     теплоты в проводнике после и до короткого замыкания.

Коэффициент С для алюминиевых проводов С=90 [8, с.18, таб.1.15].

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.

2.8 Расчет и выбор распределительных сетей

Распределительные сети напряжением 10 кВ на подстанции выполнены следующим образом: имеется две секции шин, от которых запитываются комплектные распределительные устройства. От комплектных распределительных устройств передача электроэнергии к потребителям осуществляется кабелем.

Выбираем шины

Определяем ток на стороне 10 кВ по (2.34)

Предполагаем к установке шины алюминиевые 25x3 с допустимым током 265А [8, с.395, таб.7.3].

Определяем силу F, кГ, действующую на среднюю фазу, при протекании по ней ударного тока КЗ

,                        (2.43)

где - ударный ток, кА;

     l - расстояние между изоляторами в пролёте, см;

     а - расстояние между токоведущими частями, см;

Определяем момент сопротивления шин W, см3, при укладке их плашмя

,                               (2.44)

где b - толщина шин, см;

     h - ширина шин, см.

Определяем изгибающий момент  действующий на шину

                               (2.45)

Определяем расчетное напряжение  в металле шин

                               (2.46)

Сравниваем расчетное напряжение с допустимым

,                            (2.47)

где - допустимое напряжение; для алюминиевых шин

     =700 кГ/см 2.

3600 кГ/см 2 700 кГ/см 2

Следовательно, шины динамически не устойчивы.

Учитывая, что =700 кГ/см 2, найдем момент сопротивления шин

Выбираем шины алюминиевые 50x6 мм2 с допустимым током 740А, так как их момент сопротивления равен

Тогда напряжение в металле шин будет не превышать допустимого

480 кГ/см 2 < 700 кГ/см 2

Выбираем кабели для каждого фидера

Фидер №1

Ток фидера составляет Iном=45,43 А

Экономическая плотность тока для данного случая            jэк=1,2 А/мм2 [6, с.85, таб. 2.26]

Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк , мм2, по формуле (2.35)

Из условия S>Sэк выбираем кабель ААБ-10-3х50 [8, с.401, таб.7.10] с допустимым током Iдоп=140А.

Проводим проверку выбранного сечения кабеля по нагреву током нормального режима

допустимая наибольшая температура для данного вида кабеля tдоп=60 оС

,                     (2.48)

где tо - начальная температура прокладки кабеля, ;

     tдоп - допустимая температура нагрева для данного вида

     кабеля, ; в нашем случае tдоп=60 оС;

     Iдоп - допустимый ток для данного вида кабеля, А.

Температура нагрева кабеля токами нормального режима не превышает допустимой.

Проверка кабеля на потерю напряжения (в КЛЭП допускается до 5%) по (2.39). Так как в кабельных линиях активное сопротивление больше реактивного, то последним можно пренебречь.

Сопротивление линии R0=0,62 Ом/км [8, с. 421, таб. 7.28]

Выразим потерю в процентах по (2.40)

,

что допустимо.

Проверка на устойчивость токам КЗ по (2.41)

Коэффициент С для кабелей с алюминиевыми жилами 10кВ С=70 [8, с.18, таб.1.15]

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

В нашем случае 14,9 мм2<50 мм2.Значит, кабель устойчив к действию токов КЗ.

Таким образом, выбираем кабель ААБ-10-3х50

Выбор кабелей для остальных фидеров проводим аналогично и результаты расчетов заносим в таблицу 2.3

Таблица 2.3 - Результаты расчетов и выбора кабелей

2.9 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания

На стороне 35 кВ трансформаторной подстанции «Бурлы» установлено следующее оборудование: силовой выключатель, трансформаторы тока и напряжения, разъединители.

На стороне 10 кВ подстанции установлены: силовые выключатели, трансформаторы тока и напряжения. Оборудование 10кВ размещено в ячейках КРУН.

Все высоковольтное оборудование выбирается в соответствии с вычислительными максимальными расчетными величинами (токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и режима короткого замыкания.

Выбираем оборудование на 35кВ

Выбираем разъединитель

Таблица 2.4 - Табличные и расчетные данные для выбора разъединителя

Выбираем разъединитель РНДЗ-2-35/1000 [8, с.260, таб.260].

Выбираем выключатель

Таблица 2.5 - Табличные и расчетные данные для выбора выключателя

Выбираем выключатель ВБГЭ-35-12,5/630 [9].

Выбираем трансформатор напряжения

Выясним, какие приборы подключаются на первичное напряжение силового трансформатора 35/10кВ: на первичной стороне подключаются счетчики активной  и реактивной энергии [6, с.321, таб.9.1].

Потребляемая мощность счетчика активной энергии Sпр=8 ВА, реактивной энергии - Sпр=12 ВА.

Так как ко вторичной стороне трансформатора напряжения подключаются счетчики, то выбираем класс точности 0,5.

Выбираем трансформатор напряжения по условию

Выбираем трансформатор напряжения типа НОМ-35-66 [8, с.326, таб.5.13].

Выбираем трансформатор тока

Таблица 2.6 - Табличные и расчетные данные для выбора трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока типа ТВ-35-100/5 [8, с.310, таб.5.10].

Выбираем оборудование на 10кВ

Выбираем ячейку КРУН

Таблица 2.7 - Табличные и расчетные данные для выбора ячейки КРУН

Выбираем ячейку К59 [9]

Выбираем выключатель

Таблица 2.8 - Табличные и расчетные данные для выбора выключателя

Выбираем выключатель ВВ/ТЕL-10-20/800 [9].

Достоинством выключателя ВВ/ТЕL является:

- простая конструкция привода и высокая надёжность в работе;

- большой коммутационный и механический ресурсы;

- малые габариты;

- возможность работы в любом пространственном положении;

- удобство установки во все типы КРУ и КСО;

- малое потребление тока при включении и отключении (10 и  1,5 А);

- возможность управления по цепям постоянного и переменного оперативного тока;

- защищенность основных узлов от дуговых и механических воздействий;

- низкая трудоёмкость производства;

- умеренная цена.

Выбираем трансформатор тока

Таблица 2.9 - Табличные и расчетные данные для выбора трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-300/5 [8, с.294, таб.5.9]

Выбираем трансформатор напряжения

Выясним, какие приборы подключаются на вторичное напряжение силового трансформатора 35/10кВ: на вторичной стороне подключаются счетчики активной  и реактивной энергии.  [4, с.321, таб.9.1]

Потребляемая мощность счетчика активной энергии Sпр=8 ВА, реактивной энергии - Sпр=12 ВА.

Так как ко вторичной стороне трансформатора напряжения подключаются счетчики, то выбираем класс точности 0,5.

Выбираем трансформатор напряжения по условию

Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10 [8, с.326, таб.5.13].

Выбираем изоляторы

Выбираем изолятор по условию

Выбираем изоляторы типа ОНШ-10-5 [8, с.282, таб.5.7].

Для защиты от перенапряжений применяем ограничители перенапряжений типа ОПН-35 на высокой стороне и ОПН-10 на низкой стороне.

2.10 Релейная защита

В сетях электроснабжения для защиты линий, трансформаторов, двигателей, преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.

Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ повреждённого элемента системы электроснабжения, если данное повреждение представляет собой непосредственную опасность для этой системы, или воздействующие на сигнализацию, если опасность отсутствует.

К релейной защите применяют следующие основные требования:

а) избирательность (селективность) действия, то есть способность релейной защиты отключать только повреждённый участок электрической цепи;

б) быстродействие, то есть способность защиты отключать повреждённый участок электрической цепи за наименьшее возможное время; в случае необходимости ускорения действия защиты допускается её неизбирательная работа с последующим действием АПВ и АВР;

в) надёжность действия, то есть правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;

г) чувствительность, то есть способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случае необходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смежных участках.

При проектировании релейной защиты учитывают наиболее вероятные повреждения и режимы работы элементов системы электроснабжения.

В данном дипломном проекте рассмотрена релейная защита силового трансформатора. Силовой трансформатор имеет следующие виды защит:

- дифференциальная защита с действием на отключение ввода 35 кВ и ввода 10 кВ;

- двухступенчатая газовая защита трансформатора (I ступень с действием на сигнал; II ступень с действием на отключение трансформатора);

- максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 35 кВ;

- максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 35 кВ.

Принимаем для защиты трансформатора от токов короткого замыкания МТЗ на стороне низшего и высшего напряжения и газовую защиту от внутренних повреждений. Дополнительной защитой является дифференциальная защита.

Номинальный ток на стороне ВН Iном=66,06А, на стороне НН Iном=231,2А. На стороне ВН установлен трансформатор тока ТВ-35-100/5 , на стороне НН - ТОЛ-10-300/5 . Трансформаторы тока соединены в неполную звезду .

Принимаем для МТЗ реле типа РТ-40/20 и реле времени типа ЭВ-122 с уставками 0,25-3,5 с.

Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.защ , А, по формуле

,                       (2.49)

где kнад - коэффициент надёжности; kнад =1,1-1,25;

     kс - коэффициент схемы, определяемый схемой соединения

     трансформаторов тока; kс =1;

     kв - коэффициент возврата; kв =0,8-0,85;

     kт.т - коэффициент трансформации; kт.т =60.

Принимаем для уставки реле РТ-40/20 ток срабатывания 5-10А при последовательном соединении катушек.

Определяем коэффициент чувствительности защиты  при двухфазном КЗ на стороне НН трансформатора

,                            (2.50)

где  - ток короткого замыкания после трансформатора, А;

     - ток срабатывания реле РТ-40/20, А;

, что выше допустимого

Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.р , А, устанавливаемой со стороны питания трансформатора, по формуле

                         (2.51)

Определяем коэффициент чувствительности МТЗ при двухфазном КЗ по формуле

,                            (2.52)

где  - ток короткого замыкания до трансформатора, А.

, что выше допустимого

При указанных в расчете токах срабатывания и чувствительности МТЗ при коротких замыканиях будет отключать одновременно трансформатор на сторонах высокого и низкого напряжения.

Для защиты от внутренних повреждений устанавливаем газовое реле типа BF/80Q с действием на отключение при внутренних повреждениях.

2.11 Автоматика электроснабжения

Устройства автоматизации (АПВ, АВР, АЧР и др.) осуществляют автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия в нормальном и аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечить длительное нормальное функционирование СЭС, в кратчайший срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надёжность электроснабжения промышленных потребителей и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, обнаруживать повреждённые участки с наименьшими затратами труда, повысить качество электроэнергии и экономичность работы электроустановок.

Благодаря устройствам автоматизации стало возможным применение подстанций с упрощёнными схемами коммутации.

На подстанциях нашли наибольшее распространение следующие устройства автоматизации: АВР - автоматическое включение резерва, АПВ - автоматическое повторное включение, АЧР - автоматическая частотная разгрузка, АРТ - автоматическая разгрузка по току.

Подстанции работают, как правило, по схеме с односторонним электроснабжением потребителей. Такой режим позволяет снизить токи короткого замыкания сети, применять более дешёвую коммутационную аппаратуру, сократить или полностью исключить обслуживающий персонал подстанций. Однако раздельная работа по сравнению с их параллельной работой обеспечивает меньшую надёжность электроснабжения, что и вызывает необходимость установки устройств автоматики (АУ).

В сетях электроснабжения с раздельным питанием потребителей первой категории от двух подстанций широко применяются устройства АВР, которые повышают надёжность электроснабжения и сокращают время простоя электрооборудования.

По назначению устройства АВР разделяются на АВР линий, трансформаторов, электродвигателей, секционных выключателей на подстанциях. Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям: время действия должно быть минимально возможным; все выключатели, оборудованные АВР, должны иметь постоянный контроль исправности цепи включения; действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать дополнительных включений на не устранившиеся короткое замыкание; действие АВР должно быть обязательным при любой причине исчезновения напряжения на шинах подстанций, исключая отключение цепей с целью проведения ремонтов, осмотров и т. п.

В данном дипломном проекте автоматическое управление схемой осуществляется с помощью автоматического включения резерва секционного выключателя. Устройство АВР-10 кВ работает следующим образом: при исчезновении напряжения на одной из секций шин 10 кВ и наличии на другой, схема АВР-10 кВ отключает обесточенный ввод 10 кВ и включает секционный выключатель 10 кВ.

2.12 Учет и экономия электроэнергии

Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а так же отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называется расчетными счетчиками.

Техническим учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий, зданий, квартир и т.д.. Счетчики устанавливаются  для технического учета, называются контрольными счетчиками.

При определении активной энергии, необходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций; потребленной на собственные нужды электростанций и подстанций; выданную электростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую к оплате.

Кроме того, необходимо контролировать соблюдение потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии и проведения хозрасчета.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:

- для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;

- для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со сторонами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;

- на трансформаторах собственных нужд;

- для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.д.), присоединенных к шинам собственных нужд.

Расчетные счетчики активной электронергии на подстанциях потребителей должны устанавливаться:

- на вводе (приемном конце) линии электропередачи  в подстанцию;

- на стороне ВН трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы;

- на границе раздела основного потребителя и субабонента.

Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации  или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

- на тех элементах схемы, на которых установлены счетчики активной энергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности;

- на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию выданную энергосистеме.

Основными источниками экономии электроэнергии являются: внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода электроэнергии.

На подстанции «Бурлы» 35/10 кВ установлены счетчики электроэнергии типа «Меркурий 230 ART2-00». Счетчики расположены в релейном отсеке ячеек КРУ 10 кВ и подключены через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Эти счетчики предназначены для измерения и учета активной и реактивной энергии в трёх- или четырёхпроводных цепях переменного тока, номинальной частоты 50 Гц. Класс точности счетчиков 0,5. Значение электроэнергии индицируется на жидкокристаллическом индикаторе, находящемся на передней панели счетчика. Обмен информацией со счетчиком происходит через интерфейс связи «САN» или модем «GSM». Счетчик может эксплуатироваться автономно или в автоматизированной системе сбора данных о потребляемой электроэнергии.

Рисунок 2.4 - Схема подключения счетчика к трехфазной трехпроводной сети с помощью трех трансформаторов напряжения и двух трансформаторов тока

Рисунок 2.5 - Схема подключения счетчика к трехфазной трехпроводной сети с помощью двух трансформаторов напряжения и двух трансформаторов тока

2.13 Молниезащита

На изоляцию электрооборудования действуют перенапряжения от грозовых разрядов, которые являются внешними перенапряжениями. В электрическом отношении удар молнией можно считать источником тока, так как он представляет собой электрический разряд между облаком и землёй или между облаками. В облаках накапливается мощные разряды восходящих воздушных потоков и интенсивной конденсации в них водяных паров. По мере концентрации зарядов увеличивается напряжённость электрического поля, и когда она достигает критического значения (20-25 кВ/см) в зависимости от высоты облака над землёй происходит грозовой разряд.

Молния может разрядиться через сопротивление электроустановки или ударить вблизи защищаемого объекта. В этом случае возникает индуцированное перенапряжение, от которого также должна быть предусмотрена защита. В частности на воздушных линиях 35 кВ, выполняемых с помощью железобетонных и металлических опор, в районах с частыми и сильными грозами должны предусматриваться молниезащитные тросы и разрядники.

Открытые токопроводы 6-10 кВ также должны быть защищены от прямых ударов молнии с помощью отдельно стоящих молниеотводов на расстоянии не менее 5 м от токопровода или с помощью тросов, подвешенных на отдельных опорах токопроводов. Заземление молниеприёмных устройств выполняется обособленными заземлителями, не имеющими соединения с заземляющими контурами опор токопровода. На шинах подстанции, к которым подключены токопроводы, устанавливаются вентильные разрядники.

Молниеотвод состоит из четырёх конструктивных элементов: молниеприёмника, несущей конструкции; токопровода; заземлителя. Молниеприёмник непосредственно воспринимает прямой удар молнии, который по токопроводу уходит на землю. Заземлитель служит для снижения потенциала элементов молниеотвода. Несущая конструкция может быть выполнина в виде деревянной, металлической или железобетонной опоры. По типу приёмников токопроводы бывают стержневые и тросовые, представляющие собой горизонтально подвешенные провода, соединенные токопроводом с заземлителями.

Тросовые молниеотводы применяют для защиты токопроводов и гибких связей ОРУ подстанции, а также для защиты воздушных линий длиной 1-3 км на подходе к подстанции.

Здания электростанций и подстанций относятся к объектам первой категории по устройству молниезащиты. Для объектов первой категории защитная зона относится к типу А.

Габариты подстанции: длина А=35 м, ширина В=30 м, высота   h=4,5 м. Принимаем исполнение защиты двумя отдельно стоящими металлическими молниеотводами стержневого типа высотой 20 м, расстояние между молниеотводами L=32 м.

По формулам для двойного стержневого молниеотвода определяем параметры молниезащиты.

Определяем высоту вершины конуса h0 ,м, стержневого молниеотвода

,                                                         (2.53)

где h - полная высота стержневого молниеотвода, м.

Определяем высоту средней части hc , м, двойного стержневого молниеотвода

,              (2.54)

где L - расстояние между двумя стержневыми молниеотводами.

Находим радиус защиты на высоте защищаемого сооружения   rх , м,

,                      (2.55)

где hх - высота защищаемого сооружения, м.

Рассчитываем радиус защиты на уровне земли r0 , м,

                               (2.56)

Определяем радиус средней части зоны двойного стержневого молниеотвода на высоте защищаемого объекта rсх , м,

                                            (2.57)

Радиус средней части зоны двойного стержневого молниеотвода на уровне земли в данном случае равен rс =r0 =21,2 м.

Определяем высоту стержневого молниеприемника hм , м,

                                                 (2.58)

Находим активную высоту молниеотвода hа ,м,

                                                 (2.59)

Рассчитываем угол защиты , град, (между вертикалью и образующей)

                                                (2.60)

В масштабе изображаем зону защиты (Рисунок 2.6)

Рисунок 2.6 - Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

Определяем габаритные размеры защищаемого объекта в зоне молниезащиты.

Ширина В=30 м, высота h=4,5 м.

Находим угол , град,

                           (2.61)

Определяем максимально возможную длину объекта Аmax , м, при которой он находится в зоне молниезащиты

                        (2.62)

Таким образом, А<Аmax (35 м<41,36 м) и все остальные параметры молниезащиты подходят для данных габаритов подстанции, значит, объект находится в зоне молниезащиты.

Изображаем в масштабе подстанцию в зоне молниезащиты (Рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Зона защиты двойного стержневого молниеотвода и защищаемый объект

Следовательно, в данном дипломном проекте применяем для молниезащиты два стержневых молниеотвода высотой 20 м.

2.14 Расчёт заземляющих устройств

Заземление - преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством.

Защитное заземление - заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности.

Заземляющее устройство - совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлителем называют металлический проводник или группу проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Различают естественные и искусственные заземлители.

Естественные заземлители - различные конструкции и устройства, которые по своим свойствам могут одновременно выполнять функции заземлителей: водопроводные и другие металлические трубопроводы (кроме трубопроводов горючих или взрывчатых жидкостей и газов, а также трубопроводов, покрытых изоляцией от коррозии), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, имеющие надежное соединение с землей.

Под искусственными заземлителями понимают закладываемые в землю металлические электроды, специально предназначенные для устройства заземлений. В качестве искусственных заземлителей применяют: для вертикального погружения в землю стальные стержни диаметром 12-16 мм, угловую сталь с толщиной стенки не менее 4 мм или стальные трубы (некондиционные) с толщиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной укладки - стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круглую сталь диаметром 6мм.

Заземляющие проводники служат для присоединения частей электроустановки с заземлителем.

В зависимости от расположения заземлителей относительно заземляющего электрического оборудования различают выносное и контурное заземление.

При выносном заземлители размещают в стороне от заземляющего оборудования и в этом случае корпуса оборудования находятся вне зоне растекания токов в землю.

При контурном (применяется обычно в ОРУ) заземлители располагают вокруг заземляющего оборудования, вблизи от него.

В зависимости от напряжения, на которое рассчитывается заземление и вида присоединения нейтрали сопротивление заземляющего устройства может быть:

а) не более 4 Ом в электроустановках напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью;

б) не более 2; 4; 8 Ом в электроустановках напряжением, равным 660; 380; 220 В с глухозаземлённой нейтралью;

в) не более 0,5 Ом в электроустановках напряжением выше  1000 В с глухозаземлённой нейтралью;

г) в электроустановках напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью сопротивление Rз , Ом,  должно удовлетворять условию:

,                               (2.63)

где Uз =250 В, если заземляющее устройство используется

     только для установок напряжением выше 1000 В;

     Uз =125 В, если заземляющее устройство одновременно ис-

     пользуется и для установок напряжением до 1000 В;

     Iз - расчетный ток замыкания на землю, А.

Расчет заземляющих устройств сводится к расчету заземлителя.

В качестве заземлителя выбираем в дипломном проекте прутковые электроды. Выбираем грунт - глина.

Коэффициент повышения сопротивления для глины  [6, с.260, таб.7.3].

Рассчитываем удельное сопротивление грунта , Ом-м,

,                             (2.64)

где - измеренное значение удельного сопротивления грун-

     та, Ом-м; для глины  [6, с.257];

     - коэффициент повышения удельного сопротивления; для

     глины  [6, с.260, таб.7.3].

Находим сопротивление одиночного заземлиеля R0 , Ом,

                          (2.65)

Определяем ток однофазного короткого замыкания на землю     Iз ,А,

                        (2.66)

где U - номинальное напряжение, кВ;

     lв - протяженность воздушных линий, км;

     lк - протяженность воздушных линий, км..

Определяем сопротивление заземляющего устройства Rз , Ом, при условии, что оно является общим для напряжений 35кВ, 10кВ и 0,4кВ по (2.63)

Выбираем Rз=4Ом согласно ПУЭ для напряжения 0,4кВ.

Находим число n, шт, электродов

,                            (2.67)

где - коэффициент экранирования; [4, с.257, таб.7,1]

Таким образом, заземляющее устройство состоит из пяти прутковых электродов.

2.15 Спецификация на электрооборудование и материалы

Таблица 2.11 - Спецификация на электрооборудование и материалы

Номер обор

Наименование

Тип

Кол-во

1

Силовой трансформатор

ТМН 4000/35

2

2

Трансформатор тока 35 кВ

ТВ-35-100/5

4

3

Разъединитель 35 кВ

РНДЗ-2-35/1000

4

4

Трансформатор напряжения 35 кВ

НОМ-35-66

2

5

Вакуумный выключатель 35 кВ

ВБГЭ-35-12,5/630

2

6

ОПН 35кВ

ОПН-35

2

7

Провод воздушный

АС-70, l=10+25 км

1

8

Вакуумный выключатель 10 кВ

ВВ/ТЕL-10-20/800

11

9

Трансформатор тока 10 кВ

ТОЛ-10

11

10

Трансформатор напряжения 10 кВ

НАМИ-10

2

11

Кабель силовой

ААБ-10-3х50, l=4,2км

6

12

Шины алюминиевые

50х6, l=15 м

2

13

Изоляторы

ОНШ-10-5

30

14

Конденсаторная установка

УКЛ-6/10-750

2

15

Предохранитель 10кВ

ПКТН - 10

4

16

ОПН 10 кВ

ОПН-10

4