Оборудование открытых распределительных устройств и подстанций. Открытое распределительное устройство

В ОРУ (ТП) предусматривают проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий; габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте (рис. 1).
Гибкие шины монтируют из многопроволочных проводов. Соединения гибких шин выполняют в петлях у опор сваркой, а ответвления в пролете - способом, не требующим разрезания шин.
Шины ОРУ подвешивают на одинарных гирляндах изоляторов. Сдвоенные гирлянды применяют лишь в случаях, когда одинарная гирлянда не удовлетворяет условиям механической прочности. Применение разделительных (врезных) гирлянд не допускается закрепления гибких шин и тросов в натяжных и подвесных зажимах в отношении прочности должны соответствовать требованиям, приведенным в ПУЭ. При определении нагрузок на гибкие шины учитывают вес гирлянд изоляторов и спусков к аппаратам и трансформаторам, а при расчете нагрузок на конструкции дополнительно вес человека с инструментом и монтажными приспособлениями.
Коэффициент запаса механической прочности для подвесных изоляторов при нагрузках должен быть не менее 3 по отношению к испытательной нагрузке. Расчетные механические усилия, передающиеся при коротком замыкании жесткими шинами на опорные изоляторы, принимают в соответствии с требованиями ПУЭ.
Коэффициент запаса механической прочности в сцепной арматуре для гибких шин при нагрузках должен быть не менее 3 по отношению к разрушающей нагрузке.
Для крепления и изоляции проводов и грозозащитных тросов в открытых распределительных устройствах (ОРУ) применяют подвесные изоляторы, которые состоят из изолирующего тела (стеклянного ПС или фарфорового ПФ), шапки из ковкого чугуна, стального стержня. С помощью цементной связки шапка и стержень армированы в изолирующем теле. Изоляторы ПС и ПФ предназначены для работы в районах с незагрязненной атмосферой, а ПСГ и ПФГ - в районах с загрязненной атмосферой.

Рис. 1. План и разрезы типовой ГПП 110/6-10 кВ с двумя трансформаторами мощностью 40 MB А:
а - план; б- разрез; 7 - ОРУ 110 кВ; 2 - ЗРУ 6-10 кВ; 3 - трансформатор; 4- BЛ 110 кВ; 5 - ремонтная площадка; 6 - молниеотвод; 7- защитный трос; 8- разъединитель; 9- отделитель; 10- короткозамыкатель; 11 - разрядник; 12 - железнодорожный путь; 13 - выводы от расщепленных обмоток трансформатора

Рис. 2. Выключатель МКП-35 в разрезе по полюсу:

1- приводной механизм; 2, 5 - вводы; 3 - крышка; 4 - трансформатор тока; 6 - труба; 7- штанга; 8 - дугогасительное устройство; 9- подвижные контакты

Силовые масляные выключатели предназначены для включения, отключения и переключения рабочих токов при нормальном и токов КЗ при аварийных режимах, которые могут возникнуть в линиях ОРУ. В зависимости от дугогасительной среды выключатели разделяют на жидкостные и газовые. Наиболее распространенными жидкостными выключателями являются масляные, которые в зависимости от объема классифицируют на много- и малообъемные. Для наружных РУ подстанций напряжением 35 кВ широко применяют многообъемные масляные выключатели серий С, МКП, У и др.
Выключатели МКП относят к масляным быстродействующим трехфазным аппаратам с отдельным баком на каждую фазу. Все полюсы выключателей связаны между собой и управляются приводом. Выключатели имеют два разрыва на полюс и применяются на токи 0,63 и 1 кА для напряжений 35-110 кВ и наружной установки. В выключателях на 35 кВ три бака (фазы) смонтированы на общем каркасе, а на 110 кВ каждый бак устанавливается отдельно на фундаменте. Все выключатели имеют встроенные трансформаторы тока.
Конструкция выключателя МКП-35 на напряжение 35 кВ показана на рис. 2. На крышке 3 смонтированы два ввода 5, наружная часть которых защищена фарфоровыми изоляторами 2 Под крышкой
установлены трансформаторы тока 4 и приводной механизм /, собранный в сварном корпусе. В нижней части корпуса укреплена бакелитовая направляющая труба 6 с внутренним масляным буфером. Через буфер и направляющую трубу проходит изолирующая штанга 7, внизу которой укреплены подвижные контакты 9. На нижнем конце токопроводящего стержня укреплены неподвижный контакт и дугогасительное устройство 8, выполненное по принципу поперечно-щелевой камеры масляного дутья.
Воздушные выключатели ВВУ-35А являются также коммутационными аппаратами, устанавливаемыми на ОРУ высокого напряжения для разрыва электрических цепей под нагрузкой и отключения токов КЗ.
Дугогасительная камера такого выключателя имеет два главных разрыва. Каждый разрыв шунтирован своим активным сопротивлением с вспомогательными контактами. Равномерное распределение напряжения между двумя разрывами обеспечивается шунтирующими конденсаторами, помещенными в фарфоровую покрышку. Вводы в дугогасительную камеру выполнены из эпоксидного компаунда и защищены от увлажнения фарфоровыми покрышками. Дугогасительные камеры выключателей на напряжение 35 кВ устанавливают на опорной колонне из полых фарфоровых изоляторов.
Внутри опорной изоляции камеры проходят два воздухопровода из стеклопластика: один - для подачи сжатого воздуха в дугогасительные камеры, другой - для импульсной подачи воздуха при отключении и его сброса при включении.
Основанием полюса или его элемента служит рама с цоколем, который соединен медными трубами с распределительным шкафом выключателя. Шкаф подсоединен к воздухопроводу компрессорной установки подстанции.
Для ручного включения и отключения обесточенных участков электрических цепей, находящихся под напряжением, а также заземления отключенных участков, если они снабжены стационарными заземляющими устройствами, применяют разъединители.
Разъединители серии РНД (3) горизонтально-поворотного типа изготовляют в виде отдельных полюсов. Стальная рама, на концах которой закреплены два подшипниковых узла, служит основанием каждого полюса.
В подшипниках вращаются валы с опорными изоляционными колоннами, на верхних фланцах которых закреплены ножи контактной системы и контактные выводы. Последние соединены с главными ножами гибкими проводниками из ленточной меди. Разъемный контакт главных ножей контактной системы состоит из ламелей, связанных между собой попарно стяжной шпилькой или болтом с пружиной, обеспечивающей необходимое контактное давление.
Полюс разъединителя, к которому присоединяется привод, называется ведущим, остальные полюсы, присоединяемые тягами к ведущему,- ведомыми. При оперировании разъединителем контактные ножи поворачиваются на угол 90°.
Заземляющий нож представляет собой стальную трубку, один конец которой снабжен ламельным контактом, другой приварен к его валу. Неподвижный контакт заземляющего ножа укреплен на контактном ноже разъединителя. Заземляющие ножи включаются и отключаются ручным, а главные контактные ножи - ручным, электродвигательным или пневматическим приводом.
Для автоматического отключения обесточенного поврежденного участка линии или трансформатора используют отделители. Однополюсные отделители на напряжение 35 кВ соединяют в один трехполюсный аппарат. Привод отделителя обеспечивает автоматическое отключение и ручное включение аппарата.
Короткозамыкатели КРН-35 предназначены для создания искусственного КЗ, вызывающего отключение защитной питающей линии выключателя.
Короткозамыкатель состоит из основания, изоляционной колонки, на которой закреплен неподвижный контакт, и заземляющего ножа, соединяется с приводом тягой. Основание короткозамыкателя представляет собой сварную конструкцию, предназначенную для установки изоляционной колонки с неподвижным контактом. Для совместной работы короткозамыкателя с отделителем в цепь заземления встраивают трансформатор тока ТШЛ-0,5, вторичные обмотки которого соединяются с реле привода отделителя. Основание короткозамыкателя изолируют от земли изоляторами. Тяга привода имеет изолирующую вставку. После включения короткозамыкателя ток проходит по цепи: подводящая шина - неподвижный контакт - нож заземления - гибкая связь - шина, расположенная на изолирующей планке основания,- шина заземления, пропущенная через окно трансформатора тока,- земля.
Трансформаторы тока ТФЭМ-35 изготовляют одноступенчатыми. Они состоят из первичной и вторичной обмоток, помещенных в фарфоровую покрышку, заполненную трансформаторным маслом. Обмотки выполняют в виде двух звеньев, вставленных одно в другое. Первичную обмотку изготовляют из двух или четырех секций, которые соединяют последовательно, параллельно и смешанно в зависимости от коэффициента трансформации. Переключение секций осуществляется перемычками на выводах первичной обмотки.
Трансформаторы напряжения представляют собой обычные понижающие трансформаторы малой мощности. Их изготовляют одно- и трехфазными. Вторичное (низшее) напряжение, на которое включают измерительные приборы и приборы защиты, всех трансформаторов напряжения равно 100 В. Такие трансформаторы служат для питания катушек напряжения измерительных приборов.
Силовые трансформаторы предназначены для повышения или понижения напряжения переменного тока (рис. 3).
В настоящее время применяют различные силовые трансформаторы, которые характеризуются номинальной мощностью, классом напряжения, условиями и режимами работы, конструктивным исполнением. В зависимости от номинальной мощности и класса напряжения их подразделяют на несколько групп (габаритов).
По условиям работы, характеру нагрузки или режиму работы различают силовые трансформаторы общего назначения, регулировочные и специальные (шахтные, тяговые, преобразовательные, пусковые, электропечные).


Рис. 3. Трехфазный трехобмоточный трансформатор мощностью 16 MB * А 110/38, 5/11 кВ:
1 - вводы высокого напряжения (в.н.); 2 - вводы среднего напряжения (с.н.); 3- изоляционный цилиндр; 4 - вводы низкого напряжения (н.н.); 5 - привод переключателя; 6- выхлопная труба; 7- расширитель; 8- магнитопровод; 9 - переключатель ответвлений обмотки (в.н.); 10- обмотка (в.н.); 11 - экранирующие витки обмотки (в.н.); 12 - термосифонный фильтр; 13 - тележка; 14 - бак трансформатора; 15- трубчатый радиатор; 16 - электрические вентиляторы

Условное обозначение различных трансформаторов состоит из букв, характеризующих количество фаз и обмоток, вид охлаждения и переключения ответвлений, и цифр, характеризующих номинальную мощность и класс напряжения, год выпуска трансформатора данной конструкции (две последние цифры), климатическое исполнение и категорию размещения.
Буквой Т обозначают трехобмоточные трансформаторы (двух- обмоточные обозначения не имеют), буквой Н - трансформаторы с устройством РПН. Применяют и другие буквы: А (для автотрансформаторов перед обозначением числа фаз), Р (для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН после обозначения числа фаз), 3 (для герметичных масляных трансформаторов или с негорючим жидким диэлектриком с защитной азотной подушкой после обозначения вида охлаждения), С (для трансформаторов собственных нужд в конце буквенного обозначения).
Номинальную мощность и класс напряжения указывают через тире после буквенного обозначения в виде дроби (числитель - номинальная мощность в киловольт-амперах, знаменатель - класс напряжения трансформатора в киловольтах).
Исполнения трансформаторов, предназначенных для работы в определенных климатических районах, обозначают буквами У, XЛ, Т (с умеренным, холодным, тропическим климатом).
В настоящее время электротехническая промышленность изготовляет масляные трансформаторы I и II габаритов (мощность до 630 кВ * А, класс напряжения до 35 кВ) типов ТМГ и ТМВГ новой серии. Отличительной особенностью этих трансформаторов является разъемная герметизированная конструкция бака, позволяющая исключать контакт внутреннего объема трансформатора с окружающей средой.
Эти трансформаторы полностью, до крышки, заполнены трансформаторным маслом, и температурные колебания его объема компенсируются за счет изменения объема бака с гофрированными стенками. Трансформаторы заполняют дегазированным маслом под глубоким вакуумом.
В зависимости от типа трансформатора бак изготовляют овальной или прямоугольной формы. Он состоит из верхней уголковой рамы, гофрированной стенки из тонкой листовой стали нижней обечайки с приваренным дном. Из конструкции бака исключены маслорасширитель, термосифонный и воздушный фильтры и радиаторы охлаждения. Герметичное исполнение и применение гофрированных стенок бака позволяют существенно снижать массу и габариты. Срок службы трансформаторов составляет 25 лет при сокращенном объеме текущего ремонта и без проведения капитальных ремонтов. Однако трансформаторы типов ТМГ и ТМВГ требуют более высокого уровня монтажа и эксплуатации. Гофрированные стенки бака выполнены из тонколистовой стали и чувствительны к механическим воздействиям. Поэтому монтажный и эксплуатационный персонал должен соблюдать повышенную осторожность при транспортировке, монтаже и текущих ремонтах герметизированных трансформаторов. При транспортировке трансформаторов раскрепление их с применением пластин не допускается.
В настоящее время внедряют новую серию трансформаторов 35 кВ мощностью 1000-6300 кВ * А. Масса трансформаторов новой серии и потери холостого хода снижены в среднем на 20 %.

Определение требуемого типа изоляторов в гирляндах ЛЭП, показателя грозоупорности и длины защитного подхода к подстанции. Подсчёт импульсного сопротивления контура заземления для периода грозового сезона. Размещение на территории ОРУ молниеотводов.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

КАФЕДРА ТЭВН

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА

ЗАЩИТА ОТКРЫТОГО РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА (ОРУ) ПОДСТАНЦИИ

Вариант: 11

Группа: Э - 4 - 01

Студент: Карпов В.Н.

Преподаватель: Калугина И.Е.

Исходные данные

U ном =500 кВ - номинальное напряжение ОРУ;

a=80 м - длина ОРУ;

b=40 м - ширина ОРУ;

l рв =12 м - расстояние от разрядника до защищаемого объекта - трансформатора;

n вл =2 - число воздушных ЛЭП, подходящих к ОРУ

r з =25_--Ом·м -измеренное при средней влажности почвы удельное сопротивление грунта в районе расположения ОРУ;

II - степень загрязнения атмосферы;

n ч =40 ч/год - число грозовых часов за год в районе расположения подстанции;

l пр = 200 м - длина пролёта линии;

C об =1300 пФ - эквивалентная ёмкость защищаемого объекта.

1. Определение требуемого числа и типа изоляторов в гирляндах ЛЭП, подходящих к ОРУ и гирлянд на опорах в ОРУ, принимая, что одна ЛЭП имеет тоже напряжение, что и ОРУ, а остальные на класс ниже

Из табл. 8.17 и 8.18 с.399-401 справочника по электрическим установкам высокого напряжения выбираем железобетонные опоры: типа ПБ330-7Н (промежуточная одно-цепная свободностоящая портальная) - для ЛЭП с U ном =330 кВ и типа ПБ500-1 (про-межуточная одноцепная на оттяжках) - для ЛЭП с U ном =500 кВ.

Провод: 2ЧАС 300/39 Провод: 3ЧАС 330/43

Трос: С 70 Трос: С 70

1.1 Выбор числа изоляторов по рабочему режиму

Поскольку в условии задана механическая нагрузка, действующая на изоляторы, в 120 кН, то из табл.31.1 с. 395 учебника «ТВН» В.В. Базуткин, В.П. Ларионов, Ю.С. Пинталь (далее БЛП) выбираем изолятор типа ПС12-А со следующими параметрами:

H=140 мм - строительная высота;

D=260 мм - диаметр;

L у1 =325 мм - длина пути утечки;

K=1.2 - коэффициент эффективности;

E мр =2.3 кВ/см - расчётная средняя мокроразрядная напряжённость.

K H 0 - коэффициент, учитывающий высоту над уровнем моря, при H 0 1 км K H 0 =1.0

K K - коэффициент эффективности составной конструкции, K K =1.0

По табл.17.1 БЛП с.174 определяем удельную эффективную длину пути утечки для ОРУ и обеих линий (поскольку значение для ОРУ совпадает со значением для ВЛ 500, то здесь и далее при расчёте параметров ВЛ 500, предполагаем аналогичное и для ОРУ):

l эф (500) =1.5 см/кВ l эф (330) =1.5 см/кВ

По табл.15.1 БЛП с. 154 определяем наибольшие рабочие напряжения:

U раб. наиб. (500) =1.05·U ном =1.05·500=525 кВ;

U раб. наиб. (330) =1.1·U ном =1.1·330=363 кВ;

Округляя до большего, получаем: n рр (500) =30

n рр (330) =21

1.2 Выбор числа изоляторов по внутренним перенапряжениям

Расчётная кратность внутренних перенапряжений БЛП с. 384:

K р (500) =2.5 K р (330) =2.7

Округляя до большего, получаем:n вп (500) =24

n вп (330) =18

1.3 Окончательный выбор числа изоляторов в гирлянде

n г (500) =max(n рр (500) , n в п (500)) +2

n г (33 0) =max(n рр (330) , n вп (330)) +2

Получаем:n г (500) =32

Длина гирлянды изоляторов: H г (500) = H· n г (500) =0.14·32=4.48 м

H г (330) = H· n г (330) =0.14·23=3.22 м

2. Определение параметров контура заземления (длины и числа вертикальных электродов, шага сетки), обеспечивающих допустимую величину его стационарного сопротивления заземления

Для устройства заземлителей применяются вертикальные и горизонтальные электроды. Выполним заземляющий контур в виде сетки из горизонтальных полос с вертикальными электродами в узлах сетки по её периметру. Шаг сетки обычно лежит в диапазоне 3-10 м, а длина вертикальных электродов в пределах 2-10 м.

Возьмём шаг сетки 4 м, а длину вертикальных электродов l в =10 м.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Количество полос:

по ширине: 40/4+1=11

по длине: 80/4+1=21

Длина полос:

по ширине: 11·80=880 м,

по длине: 21·40=840 м.

Суммарная длина всех горизонтальных полос: L = 880+840= 1720 м.

Количество вертикальных электродов: n в =(11+19)·2=60

Площадь подстанции: S= a·b = 80·40 = 3200 м 2 ,

По отношению: путём интерполяции выбираем по БЛП с. 227 коэффициент:

Сезонный коэффициент при средней влажности грунта: k с =1.4

Удельное расчётное сопротивление грунта: с= k с ·? з?1.4·???=350 Ом·м

Стационарное сопротивление заземления:

Достичь сопротивления R с?0.5 Ом невозможно, так как по значению L достигнут предел диапазона (к тому же оно вносит незначительный вклад), а при максимальном количестве вертикальных стержней, равном 231 (под каждым узлом сетки) и их максимально возможной длине (из учёта ограничения данных на А), равной (при этом А=0.26) получаем значение R с =1.651 Ом.

Альтернативным вариантом уменьшения сопротивления заземления является увеличение площади подстанции, но данный шаг должен быть экономически оправдан, а расчёт данного характера не входит в исходное задание.

3. Подсчёт импульсного сопротивления контура заземления для периода грозового сезона

В большинстве случаев молнии бывают отрицательными, то есть переносят на землю отрицательный заряд.

Статистическое распределение токов молнии

первые компоненты отрицательных и положительных молний;

первые компоненты отрицательных молний;

последующие компоненты отрицательных молний.

Амплитуда токов первых компонентов отрицательных молний соответствующих 50%- ной вероятности, составляет 30 кА, а последующих компонентов - только 13 кА. Разница в распределениях 1 и 2 указывает на то, что при положительных разрядах то-ки молнии бывают больше, чем при отрицательных.

Выберем I М =60 кА (P=0,1).

Импульсный коэффициент для протяжённых заземлителей ():

Импульсное сопротивление заземления: R и =a и ·R с =1.098·1.651=1.813 Ом

4. Определение длины защитного подхода к подстанции (опасной зоны) и ожидаемого числа повреждений изоляции на подстанции от ударов молнии в ЛЭП на длине защитного подхода, используя упрощённую расчётную схему замещения подстанции (разрядник - ОПН, соединительная шина, защищаемый объект - силовой трансформатор).

По следующему графику (БЛП с. 84) определяем значение 50%-ного разрядного напряжения в зависимости от длин гирлянд изоляторов (используем зависимость при отрицательном разряде, так как в 90 % случаев молнии являются отрицательными).

при положительном разряде грозовых импульсов

U 50% (500) ? 2600 кВ

U 50% (330) ? 1900 кВ

Коэффициент, учитывающий количество проводов в фазе (БЛП с. 272):K (500) =1.45

Стрела провеса провода:

Средняя высота подвеса проводов:

Стилизованная расчётная волна имеет максимальное значение U max , равное 50%-ному разрядному напряжению U 50% .

Удлинение фронта полного импульса (на 1 км) под действием импульсной короны (БЛП с. 271):

По БЛП с. 278 определяем допустимые напряжения силовых трансформаторов по условию работы внутренней изоляции:

U доп(500) =1430 кВ

U доп(330) =975 кВ

Для защиты подстанционного оборудования из справочника по электрическим установкам высокого напряжения табл. 10.23 с. 580 выбираем следующие ограничители перенапряжений: типа ОПН-330 - для ЛЭП с U ном =330кВ и типа ОПН-500 - для ЛЭП с U ном =500кВ с соответствующими параметрами:

Остающееся напряжение, кВ, не более, при импульсном токе с фронтом 8 мкс с амплитудой:

Приняв скорость распространения грозового импульса v=300 м/мкс (линия без потерь) и Z в =400 Ом получаем уравнение на основе эквивалентной схемы замещения: U P =2 U 50% - I P Z в, решая которое графически совместно с ВАХ ОПН, получаем значе-ния остающихся напряжений:

U ост(500) ? 941 кВU ост(330) ? 688 кВ

Определяем критические крутизны импульса напряжения:

Определяем длины защитных подходов (БЛП с. 279):

Стрела провеса троса:

Средняя высота подвеса тросов:

Для линий с двумя тросами (БЛП с. 264) д=0.15

Примем импульсное сопротивление заземление опоры, равным R и =15 Ом (на основании условия R и?20 Ом (БЛП с. 260)), тогда критический ток перекрытия при ударе в опору (БЛП с. 263):

Вероятность перекрытия изоляции при ударе молнии в опору (БЛП с. 213):

Учитываем только влияние каждого троса на ближайший крайний провод (пренебрегаем влиянием троса на провод посередине, так как считаем, что вероятность прорыва молнии через тросовую защиту стремится к нулю, а влияние троса на противоположный провод считаем незначительным).

Таким образом, угол защиты, образованный вертикалью, проходящей через трос, и прямой, соединяющей трос с проводом определим, по параметрам опор как:

Вероятность прорыва молнии через тросовую защиту (БЛП с. 264):

Критический ток перекрытия при ударе молнии в провод (БЛП с. 254):

Вероятность перекрытия изоляции на опоре при ударе молнии в провод:

Наименьшее расстояние между тросом и проводом:

Напряжение между тросом и проводом:

U тр-пр (500) =500·L (500) =500·10.093=5046.5 кВU тр-пр (330) =500·L (330) =500·8.522=4261 кВ

Коэффициент связи между проводами с учётом импульсной короны (БЛП с. 254):

Крутизна фронта тока молнии (БЛП с. 258):

Вероятность пробоя промежутка трос-провод при ударе молнии в трос в середине пролёта (БЛП с. 213):

Вероятность возникновения устойчивой дуги при перекрытии изоляции опоры (БЛП с. 251):

Вероятность возникновения устойчивой дуги при пробое воздушной изоляции в пролёте:

Удельное число отключений линий с тросами (БЛП с. 265):

Ожидаемое число повреждений изоляции на подстанции от ударов молнии в ЛЭП на длине защитного подхода (БЛП с. 217):

5. Размещение на территории ОРУ молниеотводов для защиты электрооборудования ОРУ от прямых ударов молнии, определение их минимально необходимого числа и высоты

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h?150 м представляет собой круговой конус с вершиной на высоте h 0

Примем в качестве максимальной высоты защищаемого оборудования наибольшую из высот подвеса провода на подходящих к подстанции линиях, то есть: h x =18.072 м

Обычно молниеотвод выбирается на 10-15 м выше защищаемого объекта, тогда примем высоту молниеотвода равной: h=31 м

При заданной вероятности прорыва молнии через границу зоны защиты P пр =0.005, определим параметры одиночного молниеотвода (БЛП с. 221):

Радиуса r x явно недостаточно для защиты всей территории ОРУ, поэтому попробуем обеспечить защиту с помощью нескольких молниеотводов. изолятор подстанция грозоупорность заземление

Для защиты территории ОРУ наиболее целесообразно установить 8 стержневых молниеотводов со следующими параметрами и размещением на территории:

l 1 =34 м > h l 2 = l 4 = 37 м > h l 3 = 25.125 м < h

6. Определение числа повреждений в год изоляции электрооборудования ОРУ от прямых ударов молнии в молниеотводы и прорывов молниезащиты

За высоту подстанции принимаем высоту установленных на ней молниеотводов, так как их молниеприёмники являются наивысшими точками подстанции.

Число ударов молнии в подстанцию за 100 грозовых часов (БЛП с. 217):

Среднее число перекрытий изоляции подстанции из-за прорывов молнии в зону за-щиты (БЛП с. 280):

Критический ток обратного перекрытия гирлянд изоляторов на порталах с молниеотводами (БЛП с. 281):

Вероятность обратного перекрытия при ударе молнии в молниеотвод (БЛП с. 213):

Число обратных перекрытий изоляции при ударах молнии в молниеотводы (БЛП с. 280):

7. Определение показателя грозоупорности подстанции

Среднее годовое число перекрытий изоляции подстанции вследствие набегания на неё опасных импульсов грозовых перенапряжений (БЛП с. 281):

Показатель грозоупорности подстанции (число лет её безаварийной работы):

8. Методы повышения грозоупорности подстанции

Для уменьшения импульсного сопротивления заземления в местах присоединения молниеотводов к заземляющему контуру подстанции устраиваются дополнительные сосредоточенные заземлители в виде вертикальных электродов.

Для подстанций, расположенных в местностях с повышенным удельным сопротивлением грунта, целесообразным решением является установка молниеотводов, имеющих отдельные заземлители, электрически не связанные с заземляющим контуром подстанции. При установке таких молниеотводов должны соблюдаться безопасные расстояния по воздуху и в земле от молниеотводов и их заземлителей до элементов распределительного устройства.

На сопротивление грунта влияет степень уплотнения (плотность взаимного прилегания частиц) оказывает непосредственное влияние на его удельное сопротивление (чем лучше утрамбован грунт, тем меньше его удельное сопротивление), поэтому нужно как можно плотнее утрамбовывать грунт. Если же грунт каменистый, (горные подстанции, подстанции расположенные в зоне вечной мерзлоты) для защиты от перекрытий вблизи подстанций на опорах используют разрядники, так как невозможно получить необходимое значение статического, а, следовательно, и импульсного сопротивления.

Молниеотводы на трансформаторных порталах, как правило, не устанавливаются вследствие низкого импульсного разрядного напряжения вводов низшего напряжения 6-10 кВ. Более того, для уменьшения вероятности повреждения изоляции трансформаторов корпуса их должны заземляться на расстоянии не менее 15 м (вдоль полосы заземлителя) от точек присоединения к заземлителю молниеотводов. При необходимости установки молниеотвода на трансформаторном портале обмотки низшего напряжения следует защищать вентильными разрядниками, включенными непосредственно у вводов 6-10 кВ или на расстоянии не менее 10 м от вводов 35 кВ.

Подстанционные здания и сооружения защищаются путем заземления металлической кровли или, если крыша неметаллическая, посредством сетки размером 5Ч5 м 2 из стальной проволоки диаметром 8 мм, которая располагается на крыше и присоединяется к заземлителю.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Выбор изоляторов для соответствующих классов напряжений. Параметры контура заземления подстанции, обеспечивающие допустимую величину стационарного заземления. Построение зависимости импульсного сопротивления контура заземления подстанции от тока молнии.

курсовая работа , добавлен 18.04.2016


План и боковой разрез открытого распределительного устройства. Определение необходимого количества молниеотводов. Сечение зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода. Конструкция заземления опор, обеспечивающая нормированное значение сопротивления.

контрольная работа , добавлен 27.02.2013


Анализ электрических нагрузок. Выбор числа и мощности компенсирующих устройств, схемы электроснабжения, числа и мощности трансформаторов, типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства. Расчет экономического сечения питающей линии.

дипломная работа , добавлен 19.06.2015


Выбор схемы и основного электрооборудования подстанции. Технико-экономическое сравнение двух вариантов схем проектируемой подстанции. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов. Тип и конструкция распределительного устройства.

курсовая работа , добавлен 18.03.2015


Проект расширения подстанции 110/35/10 кВ для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Расчет мощности и выбор главных понижающих трансформаторов. Компоновка распределительного устройства 110 кВ. Расчет устройств заземления и молниезащиты.

дипломная работа , добавлен 29.04.2010


Значение освещения в промышленности, устройство осветительного прибора. Определение расчетной высоты осветительной установки, общего количества светильников на подстанции, условной освещенности в контрольной точке. Расчет светового потока источника.

практическая работа , добавлен 29.04.2010


Расчет мощности силового трансформатора, капитальных вложений и токов короткого замыкания. Выбор типа распределительного устройства и изоляции. Определение экономической целесообразности схемы. Схема электрических соединений проектируемой подстанции.

курсовая работа , добавлен 12.12.2013


Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.

курсовая работа , добавлен 27.08.2012


Понятие коэффициента спроса. Определение мощности подстанции методом коэффициента спроса. Сущность явления перенапряжения. Устройство стержневых и тросовых молниеотводов. Осуществление контроля за исправностью защитного заземления измерителем М-416.

контрольная работа , добавлен 18.10.2015


Структурная схема тяговой подстанции. Выбор типа силового трансформатора. Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции. Определение расчетных токов короткого замыкания. Выбор и проверка изоляторов, высоковольтных выключателей, аккумуляторной батареи.

Распределительным устройством (РУ) называют электроустановку, служащую для приема и распределения электроэнергии и содержащую коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства зашиты, автоматики и измерительные приборы.

Распределительные устройства электроустановок предназначены для приема и распределения электричества одного напряжения для дальнейшей передачи потребителям, а также для питания оборудования в пределах электроустановки.

Если все или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе., оно называется открытым (ОРУ): при его расположении в здании - закрытым (ЗРУ). Распределительное устройство, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов и блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде называют комплектным и обозначают для внутренней установки КРУ, для наружной - КРУН.

Центр питания - распределительное устройство генераторного напряжения или распределительное устройство вторичного напряжения понизительной подстанции, к которые присоединены распределительные сети данного района.

Распределительные устройства (РУ) классифицируют по нескольким критериям, ниже приведем их виды и особенности конструкции.

Распределительные устройства до 1000 В

Распределительные устройства до 1000 В выполняются, как правило, в помещениях в специальных шкафах (щитах). В зависимости от назначения распределительные устройства 220/380 В (класс напряжения 0,4кВ) могут быть выполнены для питания потребителей либо исключительно для собственных нужд электроустановки.

Конструктивно распределительные устройства 0,4 кВ имеют защитные аппараты (автоматические выключатели, плавкие предохранители), рубильники, выключатели-разъединители и соединяющие их сборные шины, а также клеммные колодки для подключения кабельных линий потребителей.

Помимо силовых цепей в низковольтных щитах может быть установлен ряд дополнительных устройств и вспомогательных цепей, а именно:

приборы учета электроэнергии и трансформаторы тока;

цепи индикации и сигнализации положения коммутационных аппаратов;

измерительные приборы для контроля напряжения и тока в различных точках распределительного устройства;

устройства сигнализации и защиты от замыканий на землю (для сетей конфигурации IT);

устройства автоматического ввода резерва;

цепи дистанционного управления коммутационными аппаратами с моторными приводами.

К низковольтным распределительным устройствам можно также отнести щиты постоянного тока, осуществляющие распределение постоянного тока от преобразователей, аккумуляторных батарей для питания оперативных цепей электрического оборудования и устройств релейной защиты и автоматики.

Высоковольтные распределительные устройства

Распределительные устройства класса напряжения выше 1000 В могут быть выполнены, как вне помещений – открытого типа (ОРУ) , так и внутри помещений – закрытого типа (ЗРУ) .

В закрытых распределительных устройствах оборудование размещается в сборных камерах одностороннего обслуживания КСО либо в комплектных распределительных устройствах типа КРУ .

Камеры типа КСО более предпочтительны для помещений ограниченной площади, так как они могут устанавливаться вплотную к стене либо друг к другу задними стенками. Камеры КСО имеют несколько отсеков, закрытых сетчатыми ограждениями либо сплошными дверцами.

КСО комплектуются различным оборудованием, в зависимости от их назначения. Для питания отходящих линий в камеру устанавливается высоковольтный выключатель, два разъединителя (со стороны шин и со стороны линии), трансформаторы тока, на лицевой стороне размещаются рычаги управления разъединителями, привод выключателя, а также низковольтные цепи и устройства защиты, реализованные для защиты и управления данной линией.

Камеры данного типа могут быть укомплектованы трансформаторами напряжения, разрядниками (ограничителями перенапряжения), предохранителями.

Распределительные устройства типа КРУ представляют собой шкаф, разделенный на несколько отсеков: трансформаторов тока и отходящего кабеля, сборных шин, выкатная часть и отсек вторичных цепей.

Каждый отсек изолирован друг от друга для обеспечения безопасности при обслуживании и эксплуатации оборудования шкафов КРУ. Выкатная часть шкафа, в зависимости от назначения присоединения может быть укомплектована выключателем, трансформатором напряжения, разрядниками (ОПН), трансформатором собственных нужд.

Выдвижной элемент относительно корпуса шкафа может занимать рабочее, контрольное (разобщенное) или ремонтное положение. В рабочем положении главные и вспомогательные цепи замкнуты, в контрольном - главные цепи разомкнуты, а вспомогательные замкнуты (в разобщенном последние разомкнуты), в ремонтном - выдвижной элемент находится вне корпуса шкафа и его главные и вспомогательные цепи разомкнуты. Усилие, необходимое для перемещения выдвижного элемента, не должно превышать 490 Н (50 кГс). При выкатывании выдвижного элемента проемы к неподвижным разъемным контактам главной цепи автоматически закрываются шторками.

Токоведущие части КРУ выполняются, как правило, шинами из алюминия или его сплавов; при больших токах допускается применение медных шин, при номинальных токах до 200 А - стальных. Монтаж вспомогательных цепей производится изолированным медным проводом сечением не менее 1,5 кв. мм, присоединение к счетчикам - проводом сечением 2,5 кв. мм, паяные соединения - не менее 0,5 кв. мм. Соединения, подвергающиеся изгибам и кручению, выполняются, как правило, многожильными проводами.

Гибкая связь вспомогательных цепей стационарной части КРУ с выдвижным элементом осуществляется с помощью штепсельных разъемов.

Шкафы КРУ, а также заземляющие ножи должны удовлетворять требованиям по электродинамической и термической стойкости к сквозным токам короткого замыкания. Для обеспечения требований по механической стойкости регламентировано количество циклов, которые должны выдерживать шкафы КРУ и его элементы: разъемные контакты главных и вспомогательных цепей, выдвижной элемент, двери, заземляющий разъединитель. Количество циклов включения и отключения встроенного комплектующего оборудования (выключатели, разъединители и др.) принимается в соответствии с ПУЭ.

Для обеспечения безопасности шкафы КРУ снабжаются рядом блокировок. После выкатывания выдвижного элемента все токоведущие части главных цепей, которые могут оказаться под напряжением, закрываются защитными шторками. Эти шторки и ограждения не должны сниматься или открываться без помощи ключей или специальных инструментов.

В шкафах КРУ стационарного исполнения предусматривается возможность установки стационарных или инвентарных перегородок для отделения частей оборудования, находящихся под напряжением. Не допускается использовать для заземления болты, винты, шпильки, выполняющие роль крепежных деталей. В местах заземления должны быть надпись «земля» или знак заземления.

Вид шкафа КРУ определяется схемой главной цепи КРУ. Основным электрическим аппаратом, определяющим конструкцию шкафа, является выключатель: применяются маломасляные, электромагнитные, вакуумные и элегазовые выключатели. Схемы вторичных цепей чрезвычайно разнообразны и полностью пока не унифицированы.

Комплектные устройства могут иметь различную конструкцию, например, с элегазовой изоляций – КРУЭ либо предусмотренные для наружной установки – КРУН , которые можно монтировать вне помещений.

Распределительные устройства открытого типа предусматривают установку электрического оборудования на металлических конструкциях, на бетонных фундаментах, без дополнительной защиты от внешних воздействий. Вспомогательные цепи оборудования ОРУ монтируют в специальных шкафах, имеющих защиту от механических воздействий и влаги.

Распределительные устройства, как закрытого, так и открытого типов классифицируются по нескольким критериям, в зависимости от их конструктивного исполнения (схемы).

Первый критерий – способ выполнения секционирования . Различают распределительные устройства с секциями шин и системами шин. Секции шин предусматривают питание каждого отдельного потребителя от одной секции, а системы шин позволяют переключать одного потребителя между несколькими секциями. Секции шин соединяются секционными выключателями, а системы шин – шиносоеденительными. Данные выключатели позволяют запитывать секции (системы) друг от друга в случае потери питания на одной из секций (систем).

Второй критерий – наличие обходных устройств – одной или нескольких обходных систем шин, которые позволяют выводить в ремонт элементы оборудования без необходимости обесточения потребителей.

Третий критерий – схема питания оборудования (для открытых РУ) . В данном случае возможно два варианта схемы – радиальная и кольцевая. Первая схема упрощенная и предусматривает питание потребителей через один выключатель и разъединители от сборных шин. При кольцевой схеме питание каждого потребителя осуществляется от двух-трех выключателей. Кольцевая схема более надежная и практичная в плане обслуживания и эксплуатации оборудования.

Открытое распределительное устройство

Распределительное устройство (РУ) - электроустановка, служащая для приёма и распределения

РУ с секционированием сборных шин и обходным устройством

Схема РУ с двумя секциями сборных шин и обходным устройством

Простое секционирование не решает проблемы планового ремонта отдельных выключателей секции. В случае если необходимо провести ремонт или замену выключателя любого отходящего присоединения, приходится отключать всю секцию, что в некоторых случаях недопустимо. Для решения проблемы используется обходное устройство. Обходное устройство представляет собой один или два обходных выключателя на две секции, обходные разъединители и обходную систему шин. Обходную систему шин подключают через обходные разъединители к разъединителям выключателей присоединений с противоположной от основной системы шин стороны. В случае, когда необходимо провести плановый ремонт или замену какого-либо выключателя, включают обходной выключатель, включают соответствующий нужному выключателю обходной разъединитель , затем этот выключатель вместе с его разъединителями отключают. Теперь питание отходящего присоединения осуществляется через обходной выключатель. Подобные системы получили распространение в РУ на напряжении 110-220 кВ.

По числу систем сборных шин

С одной системой сборных шин

К этим РУ относятся описанные выше.

С двумя системами сборных шин

Подобное РУ похоже по устройству на РУ с секционированием сборных шин и обходным устройством, но, в отличие от него, обходная система шин используется как рабочая, нагрузки на систему распределяют между обеими системами шин. Это делается для повышения надёжности электроснабжения. Отсутствие питания на одной из систем шин допускается только временно, пока ведутся ремонтные работы на другой системе шин.

К достоинствам этой системы относятся:

• Возможность планового ремонта любой системы шин, без вывода из эксплуатации всего РУ.
• Возможность разделения системы на две части, для повышения надёжности электроснабжения.
• Возможность ограничения тока короткого замыкания

К основным недостаткам следует отнести:

• Сложность схемы
• Увеличение вероятности повреждений на сборных шинах из-за частых переключений разъединителей.

Наибольшее распространение система получила в РУ на напряжение 110-220 кВ

По структуре схемы

Радиального типа

Этому типу присущи следующие признаки:

• Источники энергии и присоединения сходятся на сборных шинах, поэтому авария на шинах приводит к выводу всей секции (или всей системы)
• Вывод из эксплуатации одного выключателя из присоединения приводит к отключению соответствующего присоединения.
• Разъединители кроме своей основной функции (изоляция отключенных элементов от РУ), участвуют в изменениях схемы (например, ввод обходных выключателей), что снижает надёжность системы.

Кольцевого типа

Кольцевой тип схемы отличается следующими признаками:

• Схема выполнена в виде кольца с ответвлениями присоединений и подводов питания
• Отключение каждого присоединения осуществляется двумя или тремя выключателями.
• Отключение одного выключателя никак не отражается на питании присоединений
• При повреждениях (КЗ или отключениях) на РУ, выходит из строя лишь незначительная часть системы.
• Разъединители выполняют только основную функцию - изолируют выведенный из эксплуатации элемент.
• Кольцевые схемы удобнее радиальных в плане развития системы и добавления новых элементов в систему.

Открытое распределительное устройство (ОРУ)

Масляный выключатель на ОРУ

Конструктивные особенности

Все элементы ОРУ размещаются на бетонных или металлических основаниях. Расстояния между элементами выбираются согласно ПУЭ. На напряжении 110 кВ и выше под устройствами, которые используют для работы масло (масляные трансформаторы , выключатели, реакторы) создаются маслоприемники - заполненные гравием углубления. Эта мера направлена на снижение вероятности возникновения пожара и уменьшение повреждений при аварии на таких устройствах.

Сборные шины ОРУ могут выполняться как в виде жёстких труб, так и в виде гибких проводов. Жёсткие трубы крепятся на стойках с помощью опорных изоляторов, а гибкие подвешиваются на порталы с помощью подвесных изоляторов .

Территория, на которой располагается ОРУ, в обязательном порядке огораживается.

Преимущества

• ОРУ позволяют использовать сколь угодно большие электрические устройства, чем, собственно, и обусловлено их применение на высоких классах напряжений.
• Изготовление ОРУ не требует дополнительных затрат на строительство помещений.
• ОРУ удобнее ЗРУ в плане расширения и модернизации
• Возможно визуальное наблюдение всех аппаратов ОРУ

Недостатки

• Эксплуатация ОРУ затруднена в неблагоприятных погодных условиях, кроме того, окружающая среда сильнее воздействует на элементы ОРУ, что приводит к их раннему износу.
• ОРУ занимают намного больше места, чем ЗРУ.

Комплектное распределительное устройство (КРУ)

Камеры КСО

КРУ - такое РУ, оборудование которого располагается в полностью или частично закрытых металлических шкафах. Каждый шкаф называется ячейкой КРУ.