диплом (1226972), страница 6

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

Текст из файла (страница 6)

Мощность трансформатора собственных нужд

По [4] выбираем на ПС ближайший по мощности трансформатор типа ТМ–160/10–74У1., его характеристики представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7 – Потери мощности и напряжения трансформатора собственных нужд.

Тип	Pк , Кв	Pх , кВт	Uк , %
ТМ–160/10–74У1	3,10	0,51	4,50

4.13 Выбор кабеля

Кабели выбирают, прежде всего, по напряжению установки, по конструкции и по максимальному рабочему току. Рассчитаем максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора собственных нужд, по которому будем выбирать кабель. Исходя из условий, А

; (4.44)

где U_н – номинальное напряжение, U_н = 0,4 кВ; к_п – коэффициент перегрузки, к_п = 1,4; S_Н.ТСН – номинальная мощность трансформатора собственных нужд, для выбранного трансформатора, S_Н.ТСН =160 кВА.

Трансформатор присоединяется к шинам 0,4 кВ кабелями, которые необходимо выбрать по условию из [2]

(4.45)

где - максимально допустимый ток параллельно включенных кабелей, А; - количество включенных кабелей, шт; - длительно допустимый ток для принятого сечения кабеля, А.

Произведем расчет по выражениям (4.44 – 4.45).

Максимальный рабочий ток вторичной обмотки трансформатора собственных нужд

.

Выбираем по [12, с.401], 4^х жильный кабель ААБ-4*120мм² с алюминиевыми жилами, прокладываемый в земле. Длительно допустимый ток такого кабеля I_доп = 350, А. Длину кабеля принимаем 30, м.

Для данного кабеля по [4]

R₀ = 0,258, Ом/км,

Х₀ = 0,076, Ом/км.

На электродинамическую стойкость кабели не проверяют, так как по конструкции кабель представляет собой балку, имеющую бесконечно много близких точек закрепления.

4.14 Расчет токов короткого замыкания в точке К3

Перед тем как начать расчеты необходимо упростить схему до точки К3 это показано на рисунке 4.5.

Активное сопротивление трансформатора собственных нужд, Ом

, (4.46)

Полное сопротивление трансформатора собственных нужд, Ом

, (4.47)

Реактивное сопротивление трансформатора собственных нужд, Ом.

, (4.48)

Активное и индуктивное сопротивления кабельной линии длинной 30 м определим по формулам из [4], Ом

Х_К = Х₀ · l_К, (4.49)

R_К = R₀ · l_К, (4.50)

где X₀ и R₀ – соответственно паспортные удельные индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км; l_К – длина кабеля, км;

Сопротивление контактов автомата и рубильников (переходные) оценивают R_Р = 0,6 мОм на один контакт.

Рисунок 4.5 - Схемы замещения цепи собственных нужд непреобразованная, преобразованная

Приведенное сопротивление точки К2 к напряжению 0,4 кВ определяется по выражению, Ом

(4.51)

Суммарные полное, активное и реактивное сопротивления до точки К3 находим по следующему выражению, Ом

, (4.52)

(4.53)

(4.54)

Чтобы определить периодическое значение тока короткого замыкания воспользуемся формулой, кА

.

Для определения ударного тока найдем постоянную времени затухания τ_а, с

, (4.55)

Ударный коэффициент находим по формуле

, (4.56)

Ударный ток короткого замыкания

, (4.57)

Произведем расчет сопротивлений ТСН по выражениям (4.46 – 4.57).

Активное сопротивление трансформатора собственных нужд

Полное сопротивление трансформатора собственных нужд

Реактивное сопротивление трансформатора собственных нужд

Активное и индуктивное сопротивления кабельной линии

Х_К = 0,076·0,03 = 2,28 мОм

R_К = 0,258·0,03 = 7,74 мОм

Приведенное сопротивление точки К2 к напряжению 0,4 кВ

Суммарные полное, активное и реактивное сопротивления до точки К3

Периодическое значение тока короткого замыкания

Постоянная времени затухания

Ударный коэффициент находим по формуле:

Ударный ток короткого замыкания

.

4.15 Выбор трансформатора автоблокировки

Расчётная мощность потребителей автоблокировки (S_АБ.РАС) определяется по формуле, кВА

, (4.58)

где P_аб.рас, и Q_аб.рас – соответственно активная и реактивная мощность потребителей линий АБ (по таблице Б1 в приложении Б),

Мощность трансформатора АБ (S_{ТСН.РАС}), кВА

, (4.59)

где к_С – коэффициент спроса, принимаемый для потребителей линий АБ равным 1.

Произведем расчет мощности трансформатора АБ по формулам (4.58 – 4.59). Расчётная мощность потребителей АБ

.

Мощность трансформатора собственных нужд

.

По [4] выбираем ближайший по мощности трансформатор АБ типа ТМ–100/10–74У1.

5 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ

ЗАЩИТЫ МОЛНИЕОТВОДОВ

5.1 Расчет заземляющего устройства

Методика расчета заземляющего устройства представлена в приложении Ж.

Произведем расчет заземляющего устройства для подстанции по приведенной методике.

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов. Известно, что эквивалентное сопротивление грунта на подстанции составляет 130 Ом·м. Тогда

.

Определяем сопротивление, одного вертикального заземлителя. Согласно паспорту заземления подстанции вертикальные заземлители выполнены из стали круглого сечения диаметром 25 мм и длиной 2,5 м. ЗУ располагается на глубине 0,5 м. Тогда

.

Допустимое сопротивление заземляющего устройства для данной подстанции, согласно [3, 12], равняется 4 Ом. Определяют количество вертикальных заземлителей

.

Определим сопротивление горизонтальных заземлителей, (соединительной полосы контура). Для этого необходимо знать общую длину горизонтальных заземлителей. Для этого вычертим схему расположении ЗУ на территории подстанции (ДП 14020565.022.004).

Горизонтальные заземлители расположены на расстоянии 1 м от здания ЗРУ-35/10 кВ. Черными кругами показано расположение вертикальных заземлителей. Пунктирной линией показаны горизонтальные заземлители, общая длина которых составляет 152 м. Горизонтальные заземлители выполняем стальной полосой размером 40х4 мм.

По выражению Ж.1 определим расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных заземлителей.

,

Тогда

,

С учетом коэффициента использования определяем сопротивление сложного горизонтального заземлителя. Коэффициент использования горизонтальных заземлителей η_Г = 0,45. Тогда

,

Определяем необходимое общее сопротивление вертикальных заземлителей с учетом использования соединительной полосы

,

Определяем уточненное количество вертикальных заземлителей

.

Поскольку уточненное количество вертикальных заземлителей меньше первоначального, тогда схема заземляющего устройства будет выглядеть следующим образом (ДП 14020565.022.005)

Соединение вертикальных и горизонтальных заземлителей выполняем при помощи сварки. Соединение внутреннего контура заземления с контуром заземления подстанции выполняем болтовым.

5.2 Определение зоны защиты молниеотводов

Согласно[3, 12], одним из важных условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования. Защита подстанций от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми и тросовыми молниеотводами.

Открытые подстанции и ОРУ напряжением 20-500 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется: для подстанций напряжением 20 и 35 кВ с трансформаторами единичной мощностью 1600 кВА и менее - независимо от числа грозовых часов в году; для всех ОРУ и подстанций напряжением 20 и 35 кВ в районах с числом грозовых часов в году не более 20.

Здания ЗРУ и закрытых подстанций следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20. Защиту зданий ЗРУ и закрытых подстанций, имеющих металлические покрытия кровли или железобетонные несущие конструкции кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий (конструкций). Для защиты зданий ЗРУ и закрытых подстанций, крыша которых не имеет металлических покрытий либо железобетонных несущих конструкций или не может быть заземлена, следует устанавливать стержневые молниеотводы или молниеприемные сетки непосредственно на крыше зданий.

От стоек конструкции ОРУ с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в трех-четырех направлениях для ОРУ-35 кВ. Кроме того, должно быть установлено соответственно два-три или один-два вертикальных электрода длиной 3-5 м на расстоянии не меньшем длины электрода от стойки с молниеотводом.

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;

Характеристики

Список файлов ВКР