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

Текст из файла (страница 5)

.

Выбираем зарядно – подзарядный агрегат типа БСН ПТ – 220 – VI производства ООО «НИИЭФА – ЭНЕРГО».

1. Расчет молниезащиты и напряжения прикосновения

1. Определение зоны защиты молниеотводов

Средством защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод – устройство, рассчитанное на непосредственный контакт с каналом молнии и отводящие ее ток в землю.

Методика расчета молниезащиты, согласно [15].

Объект считается защищенным, если совокупность всех его молниеотводов обеспечивает надежность защиты не менее 0,9.

Рисунок 4.1 – Зона защиты двух стержневых молниеотводов

Радиус защиты молниеотвода на высоте защищаемого оборудования может быть найден по эмпирической формуле, м

, (2.72)

где коэффициент для разных высот молниеотводов, согласно [15], при высоте молниеотвода не более 30 м, при высоте молниеотводов более 30 м;

– высота защищаемого оборудования, м; – высота молниеотвода, м.

Высота защищенной точки посредине между молниеотводами определяем согласно[15], м

, (2.73)

где расстояние между молниеотводами, м.

Половина ширины зоны между молниеотводами на высоте защищаемого оборудования определяем, согласно [15], м

. (2.74)

При произвольных расположениях молниеотводов высота должна быть меньше фиктивной высоты , определенной для каждой отдельно взятой пары молниеотводов.

Высота защищаемого оборудования:

- на ОРУ 110 кВ – 14,0 м, высота молниеотвода – 27,5 м;

- на КРУ 27,5 кВ – 5,0 м, высота молниеотвода – 20 м.

В качестве примера, рассчитаем зону защиты молниеотводов № 1-2. Проведем расчет на высоте 14 м, высота молниеотвода h = 20 м.

Коэффициент , так как высота молниеотвода не более 30 м.

Высота защищенной точки посредине между молниеотводами, в соответствии с выражением (2.73), м

.

Радиус защиты молниеотвода на высоте защищаемого оборудования, в соответствии с выражением (2.72), м

.

Половина ширины зоны между молниеотводами на высоте защищаемого оборудования, в соответствии с выражением (2.74), м

.

Аналогично выполняется расчет для остальных молниеотводов. Результаты вычислений зон защиты молниеотводов на территории подстанции сведены в таблицу Б12 (приложение Б).

ОРУ – 110 кВ защищается молниеотводами № 1­ ­ ­ ­ ­ – 6. КРУ – 27,5 кВ защищается молниеотводами № 7 и 8. Молниеотвод № 9 защищают здание тяговой подстанции и КРУ – 6 кВ.

1. Расчет контура заземления

Целью расчета защитного заземления контура является определение таких его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура, , и напряжения прикосновения, , не превышает допустимых значений. Методика расчета согласно [16].

Длина горизонтальных заземлителей, м

, (2.75)

где площадь заземляющего контура открытой части подстанции, , принимается по плану = 8500 .

Число вертикальных электродов, шт.,

. (2.76)

Длина вертикального заземлителя, м

, (2.77)

где толщина верхнего слоя грунта, м.

Общая длина вертикальных заземлителей, м

. (2.78)

Расстояние между вертикальными заземлителями, м

. (2.79)

Сопротивление заземляющего контура, Ом

. (2.80)

Эквивалентное сопротивление грунта,

, (2.81)

где сопротивление верхнего слоя земли, ; сопротивление нижнего слоя земли, ; А, α– коэффициенты, зависящие от параметров заземлителей.

Коэффициенты , α

, при (2.82)

.

, при (2.83)

.

, при (2.84)

.

, при (2.85)

.

Произведем вычисления в соответствии с выражением (2.75) – (2.85)

,

ш,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Проверяем полученное значение R_з, Ом

, (2.86)

где допустимое значение, 0,5 Ом, согласно [17].

В соответствии с выражением (2.86)

R_з = 0,5 = [R_з] = 0,5 ­ ­ – условие выполняется.

1. Расчет напряжения прикосновения

Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов установлены для путей тока от одной руки к другой и от руки к ногам. Напряжения прикосновения и токи, протекающие через тело человека при нормальном (неаварийном) режиме электроустановки, не должны превышать значений, указанных в [18].

Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов при аварийном режиме производственных электроустановок напряжением до 1000 В с глухозаземленной или изолированной нейтралью и выше 1000 В с изолированной нейтралью не должны превышать значений, указанных в [18].

Предельно допустимые значения напряжений прикосновения при аварийном режиме производственных электроустановок с частотой тока 50 Гц, напряжением выше 1000 В, с глухим заземлением нейтрали не должны превышать значений, указанных в [18].

Напряжение прикосновения рассчитаем согласно [18], В

, (2.87)

где – коэффициент прикосновения.

, (2.88)

_где коэффициент, характеризующий условия контакта с землей, Ом; принимаем равным 0,79 для , согласно [18].

, (2.89)

где сопротивление человека, 1000 Ом; сопротивление растекания тока со ступней, Ом;

(2.90)

Выполним расчет в соответствии (2.87) – (2.90)

,

,

,

.

Проверяем полученное значение ,В

, (2.91)

где допустимое значение, В, согласно [18].

Выполним проверку в соответствии (2.91)

.

Так как условие не выполняется, необходимо произвести подсыпку слоем щебня 0,1 м по территории подстанции, что позволит увеличить значение до 5000 Ом, соглаcно [17].

В соответствии с выражением (2.87) – (2.90) и с учетом принятых условий

,

,

,

.

Выполним проверку в соответствии с выражением (4.20)

.

Условие выполняется, следовательно, электробезопасность обслуживающего персонала обеспечена.

1. АНАЛИЗ СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

На существующей тяговой подстанции переменного тока 110/27,5/6 кВ «Первая речка » для преобразования электрической энергии на собственные нужды используется масляный трансформатор ТМЖ-400/27,5. В качестве изоляционной среды обмоток трансформатора применяется трансформаторное масло. Это небезопасно с точки зрения экологии и пожарной безопасности. Так же необходимо делать ежегодные пробы масла, производить его чистку и другие мероприятия. Для этого нужно выделять денежные средства, что затратно для хозяйства электроснабжения. Поэтому целесообразно применение трансформатора собственных нужд (далее СН) сухого типа. Тем более что стоимость масляного трансформатора дороже, чем трансформатора сухого типа.

В связи с тем, что понизительный трансформатор сухого типа с высшим напряжением 6 кВ дешевле, чем железнодорожный масляный трансформатор на высшее напряжение 27,5 кВ, то возникает необходимость взять в качестве источника питания СН подстанции обмотку 6 кВ силового трансформатора ТДТНЖ-40000/110/27,5/6 кВ [19]. Также применение трансформатора сухого типа напряжением 6 кВ экономически выгоднее потому, что возникнет применение токоограничивающих реакторов на 27,5 кВ. А они по стоимости дороже, чем токоограничивающие реакторы на 6 кВ. Такой вывод сделан в результате анализа схемы питания СН тяговой подстанции от тяговой обмотки силового трансформатора. Была создана модель схемы питания СН от обмотки напряжением 27,5 кВ, произведен расчет токов короткого замыкания на сборных шинах СН. ТКЗ составил порядка 40 кА. Коммутационные аппараты номинальным напряжением 27,5 кВ опять же дороже по стоимости, чем ваккуумные выключатели на напряжение 6 кВ. Итак, можно сделать вывод, что предложенная схема питания СН на номинальное напряжение 6 кВ экономически выгоднее. В графической части дипломного проекта отражена наглядно схема питания СН. Далее произведем выбор трансформатора собственных нужд.

1. Выбор трансформатора собственных нужд

Сведения по присоединенной мощности потребителей собственных нужд переменного тока сведены в таблицу Б.14.

Расчетная мощность трансформатора собственных нужд, кВА

, (3.1)

, (3.2)

где суммарная расчетная активная нагрузка, кВт; суммарная расчетная реактивная нагрузка, кВт.

Расчетная активная нагрузка, кВт

, (3.3)

где коэффициент использования установленной мощности.

Расчетная реактивная нагрузка, кВАр

, (3.4)

где коэффициент мощности.

Произведем вычисления в соответствии с выражением (3.1) – (3.2). Расчетная мощность трансформатора собственных нужд, кВА:

,

.

Согласно [5] выбираем два трансформатора собственных нужд типа ТСЗ – 400/6,6.

Устанавливаем два трансформатора типа ТСЗ – 400/6,6, один из которых находится в работе, а второй в холодном резерве, т.е. в резерве, который содержит один или несколько резервных элементов, находящихся в менее нагруженном режиме, чем основной элемент.

1. Выбор токоограничивающего реактора

Токоограничивающие реакторы последовательного включения (далее «реакторы») предназначены для ограничения токов короткого замыкания в электрических сетях частоты 50 и 60 Гц. При коротком замыкании ток в цепи значительно возрастает по сравнению с током нормального режима. На тяговой подстанции «Превая речка» токи короткого замыкания могут достигать порядка 40 кА, поэтому морально и физически устаревшее коммутационное оборудование и кабельные линии 6 кВ не могут выдержать электродинамические силы, возникающие вследствие протекания этих токов. Таким образом, необходима установка реакторов на вводы 6 кВ, чтобы ограничить токи короткого замыкания, возникающие вследствие аварий на шинах районных потребителей тяговой подстанции. Для выбора кабеля для ошиновки ввода и реактора в КРУ – 6 кВ максимальный рабочий задан в таблице А.1.

Характеристики

Список файлов ВКР