Кляшторный (1204532), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Большую опасность для изоляции трансформаторов представляет установка молниеотводов на трансформаторных порталах, т.к. при поражении молнией молниеотвода, находящегося вблизи трансформатора, кожух трансформатора приобретает потенциал молниеотвода, который может привести к обратному перекрытию изоляции трансформатора [8]. Допускается устанавливать молниеотводы на трансформаторных порталах и конструкциях ОРУ, удаленных от порталов трансформаторов на расстояние менее 15 метров, если удельное сопротивление грунта на площадке подстанции в грозовой сезон не превышает 350 Ом·м.

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или нецелесообразна по конструктивным соображениям, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом.

Поскольку на подстанции вне здания подстанции находятся оба понизительных трансформатора и их выводы, то необходимо защитить их от прямых ударов молнии. Однако, как говорилось выше, установка молниеотводов вблизи трансформаторов опасна. Рассмотрим вариант молниезащиты подстанции при помощи концевых опор ЛЭП-35 кВ.

Зона защиты многократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов.

Методику расчета молниезащиты подстанции принимаем из [12]. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высотой до 150 метров показана на рисунке 5.1.

L – расстояние между молниеотводами, м;

h – высота молниеотводов, м;

h_о – высота вершины защитного конуса, м;

h_x – высота защищаемого оборудования, м;

h_c – минимальная высота зоны защиты между молниеотводами, м;

r_o – радиус защиты молниеотводов на уровне земли, м;

r_x – радиус защиты молниеотводов на высоте защищаемого оборудования, м;

r_cx – половина ширины зоны защиты между молниеотводами на высоте защищаемого оборудования, м.

Рисунок 5.1 – Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

Торцовые области зоны защиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов по формулам, м

h₀ = 0,85 · h , (5.8)

где h₀ - высота молниеотвода, м; h - высота вершины защитного контура, м

r₀ = 1,5 · h , (5.9)

где r₀ - радиус защиты молниеотвода на уровне земли, м

, (5.10)

где r_x - радиус защиты молниеотвода на высоте защищаемого оборудования, м; h_x - высота защищаемого оборудования, м.

Остальные размеры зоны защиты находятся по следующим формулам:

при L h

h_c = h_o м, (5.11)

r_cx = r_x м, (5.12)

при L > h

h_c = h_o , (5.13)

, (5.14)

Основным условием защищенности площади подстанции является выполнение для всех попарно взятых молниеотводов следующего условия

r_cx > 0 , (5.15)

Произведем расчет зоны защиты молниеотводов в виде опор. Высота защищаемого оборудования равна - 9,15 м. Высота металлических анкерных опор равна 31 м. Расстояние между молниеотводами равно 12 м. Расчет выполняется по формулам (5.8 5.15):

Высота вершины защитного конуса равна

h_o = 0,85·27 = 22,95 м.

Радиус зоны защиты молниеотводов на уровне земли равен

r_o = 1,5·27 = 40,5 м.

Радиус зоны защиты молниеотводов на высоте защищаемого оборудования равен, м

.

Поскольку L h то минимальная высота зоны защиты между молниеотводами равна

h_с =22,95 м.

Минимальный радиус зоны защиты посередине между молниеотводами равен

r_cx = 25,58 м.

На рисунке 5.2 изображены зоны защиты молниеотводов 1 и 2 на уровне 9,15 м. Как видно из представленного рисунка все оборудование на подстанции будет защищено от прямых ударов молнии, за исключением левой части здания ЗРУ-35/10 кВ. Для защиты этой части здания, как говорилось выше будут применены молниеприемную сетку на крыше здания и соединяем ее с заземляющим устройством при помощи спуска из полосовой стали размерами 40х4 мм.

Рисунок 5.2 – Зоны защиты молниеотводов 1 и 2 на уровне оборудования

Соответственно можно сделать вывод, что все объекты на территории подстанции будут защищены от прямых ударов молнии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения выпускной квалификационной работы было сделано следующее:

- для ЗРУ 35 кВ была принята схема главных электрических соединений 5Н “Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий” обеспечивая секционирование ВЛ, на случай отключения трансформаторов;

- для ЗРУ 10 кВ выбрана схема главных электрических соединений - одинарная секционированная выключателем система шин;

- произведена проверка мощности установленных понижающих трансформаторов согласно контрольным замерам суточного расхода электроэнергии;

- произведен расчет токов короткого замыкания на всех присоединениях подстанции согласно исходных данных;

- произведен выбор и проверка основного оборудования подстанции. Для ЗРУ 35 кВ вместо устаревших масляных выключателей предлагается устанавливать элегазовые баковые выключатели типа ВБГЭ-35-12,5/630 УХЛ1. Также для ЗРУ 35 кВ выбрано следующее оборудование: разъединители типа РГП-2-35/1000 УХЛ1 и РГП-1-35/1000 УХЛ1, трансформаторы тока типа ТОЛ-35-ІII- 0,5/10Р-200/5 У1, трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ 35-III-УХЛ1, ограничители перенапряжения типа ОПН-П1-35 УХЛ2;

- ЗРУ 10 кВ выполняется в виде комплектного распределительного устройства ячейками марки D-12 компании «Таврида Электрик». Эти ячейки комплектуются вакуумными выключателями типа ВВ/TEL-10-20/630 УХЛ2.

- для питания собственных нужд подстанции произведен выбор ТСН, необслуживаемых аккумуляторных батарей типа ESPACE 6-RG-70 и зарядно-подзарядного агрегата типа НРТ-60.220.

- выполнен расчет заземляющего устройства и защиты открытой части подстанции от прямых ударов молнии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Быстрицкий, Г. Ф. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов: учебное пособие для вузов / Г.Ф. Быстрицкий, Б.И. Кудрин [Текст] - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 176 с.

2. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [Текст] /Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 144 с.

3. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35–750 кВ. Типовые решения [Текст] : СТО 59012820–29.240.30.003–2009 : ввод. в действие с 01.01.10. – М. : Энергосетьпроект, 2009. – 143 с.

4. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст] / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

5. Гайсаров, Р.В. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию [Текст] / Р.В. Гайсаров, И.Т. Лисовская − Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2002.- 59 с.

6. Силовое оборудование тяговых подстанций железных дорог (сборник справочных материалов). ОАО «Российские железные дороги», филиал «Проектно-конструкторское бюро по электрификации железных дорог» [Текст] - М., «ТРАНСИЗДАТ», 2004 г.- 384 с.

7. ЗАО "Арматурно-изоляторный завод" Каталог продукции. [Электронный ресурс]. http://www.insulators.ru

8. Сагирова, И.С. Аппараты высокого напряжения. Том 2. Разъединители и заземлители. Часть 1. Разъединители внутренней установки: Справочник [Текст]/ И.С Сагирова, Т.Н. Давыдова − М.: Информэлектро, 2000.

9. Каталог продукции компании Oldham “Аккумуляторы свинцово–кислотные герметизированные стационарные серии ESPACE RG, HI, FTR”, [Текст] 1999. – 23 с.

10. Комплектные распределительные устройства напряжением 6-10 кВ «Классика» Серии D-12Р Техническое описание КЛВЕ 674512.001 ТО [Электронный ресурс].

11. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения [Текст] - Энергосетьпроект, 2007 г.

12. Методическое пособие по расчету систем оперативного тока, собственных нужд, заземляющих устройств и молниезащиты подстанций 35 кВ и выше [Текст]/А.В. Иванов, Т.В. Колчин.– Н.Новгород, 2000. – 40с.:ил.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

Рисунок А.1 – Принципиальная схема 35-5Н

Рисунок А.2 – Схема главных соединений КРУ – 10 кВ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(обязательное)

Обработка результатов контрольных замеров активной и реактивной мощности по подстанции

Рисунок Б.1 – Суточный график нагрузок по фидеру - 1

Рисунок Б.2 – Суточный график нагрузок по фидеру - 3

Рисунок Б.3 – Суточный график нагрузок по фидеру - 4

Рисунок Б.4 – Суточный график нагрузок по фидеру - 5

Рисунок Б.5 – Суточный график нагрузок по фидеру - 6

Таблица Б.1 Наибольшая активная и реактивная мощности по фидерам 10 кВ (включая фидера АБ и ТСН)

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(обязательное)

Рисунок В.1 – Структурная

схема подстанции

Рисунок В.2 - Расчетная схема с указанием точек короткого замыкания

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Характеристики

Список файлов ВКР