Электроэнергетика

Данная микропроцессорная защита прекрасно зарекомендовала себя на российском рынке благодаря повышенной надежности, быстродействию, хорошо продуманному интерфейсу человек-машина и другим достоинствам. При проектировании релейной защиты ПС учитываются следующие особенности:
- трансформатор установлен на двух трансформаторной подстанции, питание трансформаторов осуществляется со стороны высшего напряжения;
- на стороне высшего напряжения предусмотрена параллельная работа трансформаторов, на низшего напряжения (10 кВ) - раздельная работа;
- трансформаторы имеют встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РНП) в нейтрали высшего напряжения в пределах ± 12 % номинального напряжения.
С учетом этого на силовых трансформаторах ТРДН-40000/110 подстанции 110/10 кВ устанавливаются шкаф типа ШЭ 2607 152.
Шкаф типа ШЭ2607 152 предназначен для защиты трансформатора (Т), управления выключателем стороны ВН трансформатора, регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН).
Шкаф типа ШЭ2607 152 состоит из трех комплектов.
Релейная часть комплекта А1 выполнена на базе микропроцессорного терминала типа БЭ2704 041 и электромеханических реле.
Комплект А2 реализует функции:
автоматики управления выключателем (АУВ);
АПВ;
УРОВ;
максимальной токовой защиты ВН (МТЗ ВН) с комбинированным пуском по напряжению от многофазных КЗ (двухфазных, двухфазных на землю, трехфазных);

Защита трансформатора терминалом БЭ2704 041.
Устройство БЭ2704 041 предназначено для быстрой, селективной защиты трансформаторов и принадлежит к поколению полностью цифровых терминалов защиты, т.е. аналого-цифровое преобразование входных переменных выполняется непосредственно после входных трансформаторов и вся дальнейшая обработка сигналов выполняется уже в цифровой форме микропроцессорами и управляется программами.
Характеристики функций терминала:
- нелинейная токозависимая характеристика срабатывания (см. Рисунок 2);
- высокая стабильность при внешних КЗ и при насыщении ТТ;
- малое время срабатывания;
- трехфазное измерение;
- отстройка от бросков тока намагничивания:

- используя вторую гармонику,
- определяя наибольший фазный ток,
- определяя ток нагрузки;
- выравнивание коэффициентов трансформации ТТ.
Кроме функций защиты, программное обеспечение терминала обеспечивает:
- измерение текущего значения токов, напряжений и частоты;
- регистрацию дискретных и аналоговых событий;
- осциллографирование токов, напряжений и дискретных сигналов;
- непрерывную проверку функционирования и самодиагностику.
Основные принципы выполнения ДЗТ.
Шкаф через промежуточные трансформаторы тока подключен к основным трансформаторам тока всех сторон трансформатора. В этом случае, для группы соединения трансформатора Y/D-11 программно производится подстройка величины тока и фазового угла. Если измерительные ТТ трансформатора стороны ВН соединены в "треугольник", тогда для группы соединения трансформатора Y/D-11 подстройка не нужна, но необходимо при расчете базисного тока учесть коэффициент схемы .
Для всех сторон предусмотрена возможность выравнивания различий по коэффициентам трансформации трансформаторов тока присоединений в пределах от 0,25 до 16 А.
Погрешность выравнивания составляет не более (2 % от базисного тока стороны (IБАЗ. СТОР.)(под базисным током стороны (IБАЗ.СТОР.) понимается значение вторичного тока в плече защиты на определенной стороне при передаче на эту сторону номинальной мощности трансформатора).
ДЗТ выполнена в виде двухканальной дифференциальной токовой защиты, содержащей чувствительное реле и отсечку.
Чувствительное реле ДЗТ имеет токозависимую характеристику с уставкой по начальному току срабатывания (IД0), изменяемой в диапазоне от 0,2 до 1,0 IБАЗ.СТОР,
Средняя основная погрешность ДЗТ по начальному току срабатывания не более ( 5 % от уставки.
Дифференциальная отсечка предназначена для обеспечения надежной работы при больших токах повреждения в зоне действия защиты. Отсечка отстраивается от броска тока намагничивания по уставке.
Ток срабатывания отсечки (IОТС.) изменяется в диапазоне от 6,5 до 12,0 IБАЗ.СТОР.
Средняя основная погрешность по току срабатывания отсечки не более ( 5 % от уставки.
Реле ДЗТ состоит из нескольких узлов:
- формирователя дифференциального и тормозного сигналов (ФДТС);
- токового органа;
- блокировки от бросков тока намагничивания;
- дифференциальной отсечки.
Дифференциальный ток (IД) определяется как модуль геометрической суммы всех токов, поступающих на входы реле ДЗТ. В зависимости от угла между токами и значение тормозного тока (IТ) может составить
, если 90º < α < 270º,
, если -90º < α < 90º или = 0,
где α - угол между векторами токов и .
На Рисунок 9.1 показано, как определяются дифференциальный и тормозной токи при внешнем КЗ и при КЗ в зоне действия ДЗТ.


Рисунок 9.1 – Определение дифференциального и тормозного токов ДЗТ

Токовый орган ДЗТ имеет характеристику срабатывания, приведенную на Рисунок 9.2. Характеристика срабатывания имеет:
горизонтальный участок, определяемый уставкой "ток начала торможения";
наклонный участок, определяемый уставкой "коэффициент торможения";
вертикальный участок, определяемый уставкой "ток торможения блокировки".
Горизонтальный участок характеристики срабатывания позволяет обеспечить чувствительность ДЗТ при малых токах КЗ.
Коэффициент торможения влияет на устойчивость ДЗТ при внешних КЗ. Он равен отношению приращения дифференциального тока к приращению тормозного тока в условиях срабатывания.
Ток торможения блокировки определяет переключение характеристики срабатывания ДЗТ с наклонного участка на вертикальный: если оба тока и превышают значение тока торможения блокировки, то это означает появление внешнего КЗ с большим сквозным током. В этом режиме ДЗТ блокируется.
Дифференциальная отсечка обеспечивает быстрое отключение трансформатора при внутренних КЗ. Уставка срабатывания дифференциальной отсечки должна быть отстроена по величине от броска намагничивающего тока.

Рисунок 9.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ
Максимальная токовая защита на всех сторонах трансформатора выполняется в трехфазном исполнении и содержит:
реле максимального тока, при этом МТЗ НН имеет две ступени;
реле выдержки времени для действия на различные выключатели всех сторон трансформатора;
пусковые органы напряжения первой и второй секций низшего напряжений.
Реле тока МТЗ ВН включаются:
- на расчетные линейные токи, полученные из фазных токов "звезды" и умноженные на , при соединении ТТ сторон ВН в "звезду" при схеме соединения трансформатора Y/D-11 (коэффициент схемы ТТ равен КСХ=1);
- на фазные токи при соединении главных ТТ стороны ВН в "треугольник" при схеме соединения трансформатора Y/D-11 (коэффициент схемы ТТ равен КСХ=);
- на фазные токи при соединении главных ТТ стороны ВН в "звезду" при схеме соединения трансформатора D/D-0 (коэффициент схемы ТТ равен КСХ=1).
10. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В данной работе произведён расчет подстанции 110/10 кВ, выбрано основное оборудование РУ 110, 10 кВ.
Опыт эксплуатации современных подстанций приводит к улучшению технических и технико-экономических показателей: снижение эксплуатационных издержек, более высокий срок службы, более высокое качество электроэнергии и меньшие потери энергии, простота эксплуатации, меньшие габариты и т.д. При этом возникает ряд технико-экономических проблем, связанный с необходимостью оптимального выбора комплекса нового оборудования.

10.1. Составление сметы затрат
Для определения стоимостных показателей составим спецификацию основного силового электрооборудования табл. 10.1.
На основании спецификации составляем смету капитальных затрат табл.10.2.
Доли затрат на сооружение проектируемого объекта составляют: капитальные вложения на оборудование 80 %, монтажные работы и пусконаладочные 14%, строительные работы 4%, прочие расходы 2%.
РУ -110 кВ выполняем открытого типа, а РУ -10 кВ выполняем в закрытых модулях, изготавливающая модули с оборудованием заказчика. Модули имеют систему отопления и освещения, в стоимость модуля входят цены за оборудование.

Таблица 10.1 Спецификация основного оборудования
Наименование оборудования и материалов Тип Ед.изм. Кол-во Обозначение ОРУ 110 Силовой трансформатор ТРДН-40000 110/10 Шт. 2 Т Выключатель ВГТ-110II-40/2500 У1 Шт. 2 Q Разъединитель РНДЗ.1-110/1000 ХЛ1 Шт.
6

QS Трансформатор тока ТФЗМ-110Б1 ХЛ1  300/5
ТФЗМ-110Б1 ХЛ1  400/5 Шт. 6 ТА Трансформатор напряжения НАМИ-110 Шт. 2 ТV РУ-10 Трансформатор СН ТМ-40/10/0,4 Шт. 2 ТМ Выключатель 10 кВ ВВЭ-10-20-2000
ВВЭ-10-20-630 Шт.
Шт. 6
24
Q Трансформаторы тока ТЛМ-10-2000/5
ТЛМ-10-1500/5
ТМК-10-20/5
ТЛМ-10-150/5 Шт.
Шт.
Шт.
Шт. 72


ТА Трансформаторы напряжения НАМИ-10
Шт. 4 TV
Таблица 10.2 – Калькуляция затрат на оборудование и материалы
№ п/п Наименование оборудования Единица измерения Кол-во Стоимость ед., тыс. руб. Итого тыс. руб. 1 Силовой трансформатор ТРДН-40000 110/10 шт. 2 8523,84 17047,7 2 Выключатель ВГТ-110-40/2500У1 шт. 2 1205,00 2410 3 Разъединитель РНДЗ.1-110/1000 ХЛ1 шт 6 119,00 714 4 Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б1 ХЛ1  400/5 шт. 6 278.0 1668 5 Трансформатор напряжения НАМИ-110 шт. 2 294,45 588,9 6 МОДУЛЬ 10 кВ шт. 4 3543,50 14174 7 Трансформатор СН ТМ-40/10/0,4 шт. 2 67.5 135  8 Модуль аккумуляторная шт 1 1475,00 1475 Итого: 38212,6



Таблица 10.3 Смета капитальных затрат
Наименование
оборудования Единица измерения Количество Стоимость единицы, тыс. руб. Общая стоимость, тыс. руб. Оборудование Монтаж Строительные работы Прочие затраты Всего Оборудование Монтаж Строительные работы Прочие затраты Всего ОРУ-110 кВ ТРДН-40000 110/10 шт. 2 8523,84 937,6 237,0 102,3 9800,7 17047,7 1875,2 473,9 204,6 19601,4 ВГТ-110II-40/2500 У1 шт. 3 1205 132,6 33,5 14,5 1385,5 2410,0 265,1 67,0 28,9 2771,0 РНДЗ.1-110/1000 ХЛ1 шт. 8 119 13,1 3,3 1,4 136,8 714,0 78,5 19,8 8,6 821,0 ТФЗМ-110Б1 ХЛ1  400/5 шт. 11 278 30,6 7,7 3,3 319,6 1668,0 183,5 46,4 20,0 1917,9 НАМИ-110 шт. 2 294,45 32,4 8,2 3,5 338,6 588,9 64,8 16,4 7,1 677,1 МОДУЛЬ 10 кВ шт. 4 3543,5 389,8 98,5 42,5 4074,3 14174,0 1559,1 394,0 170,1 16297,3 ТМ-40/10/0,4 шт 2 67,5 7,4 1,9 0,8 77,6 135,0 14,9 3,8 1,6 155,2 Модуль аккумуляторная шт. 1 1475 162,3 41,0 17,7 1696,0 1475,0 162,3 41,0 17,7 1696,0 Всего: 17829,1 38212,6 4203,3 1062,3 458,5 43936,8 10.2. Численность персонала и ежегодные издержки на эксплуатацию
Обслуживание подстанции осуществляется оперативно-выездной бригадой. Нормативы численности персонала приняты в соответствии с нормами [12].
Численность рабочих по ремонту и техническому обслуживанию КЛ – 110кВ составляет:
ЧКЛ рем обсл = НКЛ ( L/100 = 3,2 ( 26/100 = 0,832 чел.,
где НКЛ = 3,2 – норматив численности на 100 км;
L = 26 км – длина линии.
Норматив численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию ПС составляет:
ЧПС обсл = 0,66 чел. На одну подстанцию.
Численность рабочих по ремонту трансформаторов ПС составляет:
ЧТР рем = НТР ( n/100 = 3,77 ( 2/100 = 0,07 чел.
Где НТР = 3,77 – норматив численности на 100 трансформаторов;
n =2 – число трансформаторов на ПС.
Численность рабочих по ремонту присоединений с вакуумными выключателями составляет:
ЧВ рем = НВ ( n/100 = 1,38 ( 26/100 = 0,359 чел.
Где НВ = 1,38 – норматив численности на 100 присоединений;
n =26 – число присоединений.
Суммарная численность рабочих при округлении результата до ближайшего большего числа составляет:
Ч( = ЧКЛ рем обсл + ЧПС обсл + ЧТР рем + ЧВ рем =
= 0,832+0,66+0,07+ 0,359 = 1,92 чел.
Численность персонала ИТР определяется штатным расписанием сетевой организации.
Затраты по заработной плате определяются на основании данных о количестве обслуживающего персонала и средней заработной платой.
Средняя основная заработная плата составляет:
Зср = 20 тыс. руб./мес.
Начисления на зарплату состоят из единого социального налога и отчисления на пенсионное страхование – 22%.
Годовой фонд заработной платы составляет:
Изп = 12 ( Зср Ч( Кд.з. Кнач = 12(20(1,92·1,4(1,262 = 814,14 тыс. руб/год,
где 12 – количество месяцев в году;
Кд.з =1,4 – коэффициент дополнительной заработной платы;
Кнач = 1,262 – коэффициент, учитывающий начисления на зарплату.
Ежегодные издержки на эксплуатацию подстанции включают в себя:
- амортизационные отчисления;
- издержки на ремонт и обслуживание оборудования;
- заработную плату персонала;
- стоимость потерь электроэнергии.
Отчисления от капитальных затрат на амортизацию оборудования оставляют 6 %.
2636,2 тыс. руб.
Отчисления от капитальных затрат на ремонт и обслуживание оборудования – 5,9 %.
2592,2 тыс. руб.
Потери электроэнергии в кабельных линиях и трансформаторах подстанции
Условное время наибольших потерь мощности
(м=8760((0,124+2 ,ч/год, (10.1)
где Тм – число максимумов нагрузки, Тм =5000 ,ч/год.
(м = 8760((0,124+2 =3410,9 ч/год.
Потери электроэнергии в кабельных линиях 110 кВ
(WКЛ=3(Iр2 r0 L ( /4МВт(ч/год. (10.2)
где Iр.max – максимальный рабочий ток на линии 110 кВ, Iр.max = 232 А;
L – длина воздушной линии; L=26 км;
r0 – активное сопротивление кабеля, = 0,12 Ом/км.
(WКЛ = 3(2322(0,12(26(3410,9/4 =517129,6 кВт(ч/год.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
(WТ=((Рх(8760+Кз2((Ркз ((м)(nт, кВт(ч/год., (10.3)
где (Рх – потери холостого хода, (Рх = 22 кВт;
Кз – коэффициент загрузки трансформатора, Кз=0,53;
(Ркз – потери короткого замыкания, (Ркз =170 кВт;
nт – количество трансформаторов, nt = 2.
(WТ =(22(8760+(170∙3410,9) (2 = 711201,4 кВт(ч/год.
Суммарные потери электроэнергии:
(W(= (WТ+(WКЛ, кВт(ч/год; (10.4)
(W(= 517129,6 +711201,4=1228331 кВт(ч/год.
Стоимость потерь электроэнергии:
ИW= Спэ (W(, тыс. руб./год. (10.5)
где Спэ – стоимость единицы электроэнергии.
Спэ = (Сэсв + 12*Смсв/Тм+ 12*Тсэс/ Тм + Тпэс )* (1+СН*гп /100), руб./кВтч, (10.6)
где Сэсв – прогнозируемая стоимость одного кВтч электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в первый год эксплуатации, в 2015 году Сэсв ( 1100 руб./МВтч;
Смсв – прогнозируемая стоимость мощности на ОРЭМ в первый год эксплуатации, в 2015 году Смсв ( 309909,44 руб./МВт в месяц;
Тсэс, Тпэс – прогнозируемые ставки тарифа на услуги по передаче электроэнергии, соответственно, на содержание электрических сетей (руб./МВт/мес.) и на компенсацию потерь в электрических сетях (руб./кВтч), Тсэс =180196,69 руб./МВт/мес., Тпэс =72,75 руб./кВтч;
СН*гп–относительная прогнозируемая сбытовая надбавка гарантирующего поставщика , СН*гп =3,33 %.
Спэ цк=(1 100 + 12*309909,44 /5000+12*180 196,69/5000+72,75)*(1+ 3,33 /100)= = 2427,2 руб./МВтч = 2,4 руб./кВтч.
Тогда
ИW = 2,4 (1228331·10-3 = 2947,9тыс. руб./год.
Себестоимость передачи и трансформации электроэнергии и основные ТЭП проекта
Годовые издержки на эксплуатацию системы электроснабжения
И= Иа( + Иро( + ИЗП+ ИW, тыс. руб./год; (10.7)
И = 2636,2 +2592,2 +814,14+2947,9=8990,44тыс. руб./год.

Годовое потребление электроэнергии
W= Smax (Тм; (10.8)
W = 40(5000 = 200000МВт(ч.
Себестоимость передачи и распределения энергии
С=, руб/кВт(ч, (10.9)
С= =0,044 руб/кВт(ч.
Полученная себестоимость передачи и распределения электроэнергии укладывается в допустимые пределы от 0,044 руб/кВт(ч до 1,38 руб/кВт(ч.
Основные технико-экономические показатели проекта системы электроснабжения сведены в табл.10.4.

Таблица 10.4 – Основные технико-экономические показатели проекта
Наименование показателя Наименование показателя Величина ТРДН -40000/110/10
ОРУ-110 кВ
Модуль-10 кВ
Модуль аккумуляторной шт.
шт.
шт.
шт. 2
1
4
1 Капиталовложения в систему электроснабжения,
в том числе:
Оборудование ОРУ-110 кВ
Оборудование РУ-10 кВ
Аккумуляторная тыс. руб.

43936,8
25943,6
16193,08
1696,0
Ежегодные эксплуатационные издержки,
в том числе:

амортизационные отчисления

отчисления на обслуживание и ремонт

заработная плата обслуживающего персонала

потри электроэнергии
тыс. руб./год 8990,44

2636,2

2592,2

814,14

2947,9 Себестоимость передачи и распределения
электроэнергии руб. /кВт(ч 0,044
11. Заземление и молниезащита ГПП

11.1 Расчёт защитного заземления ГПП
Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей.
В электрических установках заземляются: корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования. В качестве искусственных заземлителей применяются металлические стержни, уголки, полосы, погруженные в почву для надежного контакта с землей. Количество заземлителей определяется расчетом в зависимости от необходимого сопротивления ЗУ или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладываются заземляющие полосы на глубине 0,5 – 0,7 м вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, образуя заземляющую сетку, к которой присоединяется заземляемое оборудование.
При пробое изоляции в каком-либо аппарате его корпус и заземляющий контур окажутся под некоторым потенциалом:
(11.1)
- ток однофазного замыкания на землю, А;
- сопротивление заземлителя, Ом
Растекание тока с электродов заземления приводит к постепенному уменьшению потенциала почвы вокруг них. Внутри контура заземления потенциалы выравниваются, поэтому, прикасаясь к поврежденному оборудованию, человек попадает под небольшую разность потенциалов (напряжение прикосновения), которое составляет некоторую долю потенциала на заземлителе:
(11.2)
где - коэффициент напряжения прикосновения, значение которого зависит от условий растекания тока с заземлителя и человека.

Согласно ПУЭ заземляющие устройства выше 1 кВ с эффективно заземлённой нейтралью выполняются с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.
Расчёт по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному расходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройст подстанций небольшой площадью, не имеющих естественных заземлителей.
Опыт эксплуатации распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины . Обоснованием этого служат следующие соображения. В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию, находящемуся под потенциалом, часть сопротивления заземлителя шунтируется сопротивлением тела человека и сопротивлением растекания тока от ступней в землю:
(11.3)
где - удельное сопротивление верхнего слоя земли, Ом м;
На тело человека фактически будет действовать напряжение:
(11.4)
где - падение напряжения в сопротивлении растеканию с двух ступней в землю, В.
Ток, протекающий через человека:
(11.5)
где - сопротивление тела человека, Ом;
В расчётах принимают ;
Опасность поражения зависит от тока и его длительности протекания через тело человека.
Зная допустимый ток, можно найти допустимое напряжение прикосновения:
(11.6)
Чем больше , тем большее напряжение прикосновения можно допустить.
За расчетную длительность воздействия тока на человека принято:
(11.7)
где - время действия основной релейной защиты на стороне 110 кВ ГПП;
- полное время включения короткозамыкателя;
- полное время отключения на головном выключателе ВГТ-110II-40/2500 У1 линии 110 кВ подстанции энергосистемы.
Заземляющее устройство, выполненное по нормам напряжения прикосновения, должно обеспечить в любое время года ограничение до нормированного значения в пределах всей территории подстанции.
Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.
Сложный заземлитель (рисунок 11.1) заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.
Площадь используемая под заземлитель подстанции:













Рисунок 11.1 - Замена расчётного заземлителя упрощённой моделью

а) Заземляющее устройство подстанции
б) Расчётная модель
, принимаем .
На подстанции прокладываются горизонтальные проводники () длиной .
Общая протяженность горизонтальных проводников сетки составляет:
.
- длина вертикальных заземлителей, м; .
В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. Как правило, верхние слои имеют большее удельное сопротивление, а нижние, увлажненные слои – меньшее сопротивление. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний – толщиной , с удельным сопротивлением , нижний с удельным сопротивлением . Величины , , принимаются на основе замеров с учетом сезонного коэффициента .
Удельное сопротивление нижнего слоя грунта :.
Удельное сопротивление верхнего слоя грунта определим по выражению:
(11.8)
где - коэффициент сезонности, учитывающий увеличения удельного сопротивления верхнего слоя грунта в следствии сезонных изменений.
Толщина верхнего слоя грунта: .

Для находим допустимое напряжение прикосновения .
Коэффициент прикосновения определяется по выражению:
(11.9)
где - длина вертикальных заземлителей, м; .
- расстояние между вертикальными заземлителями, м; .
- параметр, зависящий от ;
- коэффициент, определяемый по и :

- Общая протяженность горизонтальных проводников сетки, м .

Определяем потенциал на заземлителе:
(11.10)

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).
Допустимое сопротивление заземляющего устройства:
(11.11)
где - ток однофазного замыкания на землю в РУ 110 кВ, А; .

- общая длина вертикальных заземлителей, м,
, (11.12)
где - число вертикальных заземлителей, шт. шт.
.
Сопротивление заземлителя из сетки, уложенной на глубине t можно определить:
(11.13)
где - эквивалентное сопротивление грунта, Ом(м;
По табличным данным для и ,
, тогда
А - коэффициент, зависящий от отношения длины вертикальных электродов и .
, при (11.14)
, при (11.15)
где - длина вертикальных заземлителей.
при , тогда

Общее сопротивление сложного заземлителя:
,
что меньше допустимого .
Напряжение прикосновения:
,
что меньше допустимого значения .

11.2 Расчёт молниезащиты ГПП
Одним из важнейших условий бесперебойной работы ГПП является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования.
Опасные грозовые перенапряжения в РУ подстанции возникают как при непосредственном поражении их молнией, так и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ, в результате поражения ВЛ молнией или удара молнией в вершину опоры или трос.
Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20-500 кВ.
Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами, отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.
Защита зданий ЗРУ, имеющих металлическое покрытие кровли, выполняется заземлением этих покрытий.
Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельно стоящие молниеотводы.
Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м. Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители.
Согласно ПУЭ от стоек конструкций ОРУ 110 кВ с молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух-трех направлениях. Место присоединения конструкции со стержневым молниеотводом к заземляющему контуру подстанции расположено на расстоянии более 15 м по магистралям заземления от места присоединения к нему трансформатора.
Защита подстанции от волн перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-110УХЛ1.
Защита открытых распределительных устройств ГПП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле:
(11.16)
где h- высота молниеотвода, м;
- активная высота молниеотвода, м;
(11.17)
p - коэффициент для разных высот молниеотводов, равный: для молниеотводов при ; для молниеотводов при .
Принимаем четыре молниеотвода высотой . Наиболее высокими объектами на ГПП являются трансформаторы. Высота трансформаторов ТРДН-40000/110 равна 6,4 м.
Принимаем , тогда активная высота молниеотвода будет равна:

Схема защиты молниеотводами ГПП от прямых ударов молнии представлена на рисунке 11.2.
Наименьшая ширина зоны защиты определяется по выражению:
11.18)
где а – расстояние между молниеотводами, м;
Зона защиты молниеотводов М1-М4:



где , .
Объект высотой внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие:
(11.19)
где D - диагональ четырехугольника, м.

Проверяем условие :
.

Рисунок 11.2 – Защита ГПП от прямых ударов молнии

Таким образом, вся территория ГПП на высоте защищена от прямых ударов молнии. Стержневые молниеотводы М1, М2 выполняем на прожекторных мачтах ОРУ 110 кВ. Стержневые молниеотводы М3, М4 выполняем отдельностоящими с собственными заземлителями.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте была спроектирована подстанция 110/10 кВ, выполнен выбор оборудования и разработано конструктивное исполнение.
При выполнении дипломного проекта были рассмотрены варианты подключения новой подстанции к существующей сети энергоснабжения района.
В результате разработки электрической части дипломного проекта установлено, что для электрообеспечения района города с соответствующим количеством общественных и коммунальных учреждений и промышленных предприятий, необходимо в центре нагрузки района города установить ГПП с двумя трансформатора типа ТРДН мощностью 40000 кВА каждый.
В связи с тем, что основную часть потребителей в микрорайоне составляют электроприемники I и II категории, то, в соответствии с [8], трансформаторные подстанции приняли двухтрансформаторными.
Распределительная сеть низкого напряжения выполняется по двухлучевой схеме (для потребителей I и II категории), которая является наиболее надежной и простой для данной застройки микрорайона и радиальной схеме для потребителей III категории.
Таким образом, в данном дипломном проекте были рассмотрены все основные вопросы проектирования и эффективной работы подстанции.
Выполнены мероприятия по электробезопасности объекта (расчёт молниезащиты и заземления подстанции).



Список использованной литературы
Козлов В.А. Городские распределительные электрические сети. – Л.: «Энергоиздат», 1982.
Козлов В.А. Электроснабжение городов. ( Л.: «Энергоатомиздат», Ленинградское отделение, 1988. – с изменениями и дополнениями.
ПУЭ. 6 издание. Дополненное с исправлениями. – М.: ЗАО «Энергосервис», 2000. Козлов В.А., Библик Н.И. Справочник по проектированию электроснабжения городов. – Л.: «Энергоатомиздат», 19810.
Тулчин И.К., Нудлер Г.И. Электрические сети и электроснабжение жилых и общественных зданий. – М.: «Энергоатомиздат», 1990.
Акимкин А. Ф., Антипов К. М. Инструкция по проектированию городских электрических сетей.
Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. – М.: «Энергоатомиздат», 19810.
Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: «Энергия», 1979.
Электротехнический справочник: в 3 томах. Раздел 46 Электроснабжение городов и населённых пунктов, раздел 56 Электрическое освещение (под общей редакцией профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (главный редактор) и другие) 7-е изд., испр. и доп. – М.: «Энергоатомиздат», 1988.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: «Энергоатомиздат», 1989.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: «Энергоатомиздат», 1989.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: «Энергия», 1987.
Базуткин В.В. и др. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. – М.: «Энергоатомиздат», 19910.
РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» с изменениями и дополнениями, утвержденные Приказом Минтопэнерго РФ от 29.010.99 № 213
СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»
Стольников В.Н. Методические указания по организационно-экономической части дипломного проекта. – М.: Изд. «МГОУ», 1988.
Павлов С.П., Наумов В.В., Качалов А. Г. Безопасность и экологичность проектных решений. Методические указания по дипломному проектированию. – М.: Изд. «МГОУ», 1997.
Правила эксплуатации электроустановок потребителей (5-е издание, с дополнениями и изменениями) – М.: «Энергосервис», 2000.
Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. – М.: «Высшая школа», 1985.
Дарьялов А.Ф., Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электрических систем. – М.: Изд. «МЭИ», 2000.
Овчаренко Н.И. Релейная защита и автоматика комплектных распределительных устройств. В книге Комплектные электротехнические устройства. Справочник в трех томах. Том 1 – КРУ. Часть 2. – М.: «Информэлектро», 1999.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: «Энергоатомиздат», 1985.
Электронная версия журнала «Новости электротехники» 05-2001 http://news.elteh.ru/arh/2001/11/10.php
Электронная библиотека нормативных документов по строительству. Декабрь 2002г.








4

85


27

R

x

=9,6 м

B

x 2-3

=3,692 м

B

x 1-2

=5

,

609 м

D

=

60,605

м

48 м

53 м

37 м

40 м

М1

М

2

М4

М3