Дипломная работа: Повышение надежности электроснабжения потребителей н.п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"

Выбираем ячейку К-59 с масленым включателем ВК-10, имеющий электромагнитный привод.

Межсекционный масленый включатель выбираем по тем же условиям. Линейная ячейка выбирается с масленым выключателем ВК-10 с Iрасч = 630 А.

Расчет МТЗ-10 кВ

ПС «Орлово»

			250
			250

Рис.6 Схема распределительной сети

1. Суммарная мощность сети:

                                                                                         (3.38)

где РТП – мощность ТП-10/0,4 кВ

S = 100+250+160+250 = 760 кВА

2. Определяем номинальный ток

                                                                                    (3.39)

где UН – номинальное напряжение, равное 10,5 кВ

3. Определяем ток срабатывания защиты

                                                                           (3.40)

где КН – коэффициент надежности, равный 1,1,

КСЭП – коэффициент самозапуска, равный 1,

КВ – коэффициент возврата реле РТ-40, равный 0,8.

4. Определяем сопротивление трансформаторов

                                                                                     (3.41)

где UК – напряжение КЗ силового трансформатора

S – мощность силового трансформатора, равная 6,3 кВА

UН – номинальное напряжение с высокой стороны, равное 115 кВ, так как Sнm1 = Sнm2, то

При номинальной работе Т1 и Т2

 (3.42)

5. Определяем коэффициент перевода со стороны 110 кВ на сторону 10 кВ

6. Определяем сопротивление на шинах 10,5 кВ.

Для этого к сопротивлению системы прибавляем сопротивление трансформатора.

Таблица 6

Расчет для Т1 и Т2

Из расчетов определили сопротивление на шинах 10 кВ ХСmin = 2,2 Ом.

7. Для определения тока КЗ в самом удаленном участке распределительной сети необходимо определить сопротивление проводов линии 10 кВ.

Длина линии АС – 70 ℓ = 4,0 км.

АС-70-4(0,42+j0.4) = 1.68 + j1.6

Длина линии А – 50

ℓ = 1,4 + 6,4 + 1,6 = 9,4 км

А – 50 – 9,4(0,576 + j0,4) = 5,4 + j3,76.

Сопротивление до точки К1 рис.3,6

1,68 + j1,6

5,49 + j3.76

 + j2.2

7.08 + j7.56

Определяем косвенное сопротивление

8. Опре5деляем ток КЗ в точке К1

                                                                                       (3.42)

                                                                                    (3.43)

9. Определяем ток срабатывания защиты

                                                                                          (3.44)

где Кч – коэффициент чувствительности защиты, равный 1,5.

На электромагнит отключения подается ток I = 5 А.

Выбираем коэффициент запаса КЗ = 1,2

I = 5·1,2 = 6 А

Принимаем уставки

IСЗ = 200 А

t = 0,7 сек

РТ 40/20

КТТ = 100/5

Перенапряжение в СЭС

Защита линий электропередачи от грозовых перенапряжений.

Показателем грозоупорности ВЛ является удельное число грозовых отключений линии на 100 км длины и 100 грозовых часов в году. Для конкретных линий рассчитывается число грозовых отключений на полную длину и один год.

Молниезащиты ВЛ имеет целью уменьшение до экономически обоснованного числа грозовых отключений линии.

К основным средствам молниезащиты ВЛ относят:

1. Защита от прямых ударов молнии с помощью тросовых молниеотводов, подвешенных на линиях напряжением 110 кВ и более на металлических и железобетонных опорах.

2. Выполнение сопротивления заземления опор.

3. Увеличение числа изоляторов в гирлянде часто поражаемых опор, в частности очень высоких переходных опор, что повышает импульсную прочность линейной изоляции.

4. Применение трубчатых разрядников для защиты ослабленной изоляции или отдельных опор.

5. Соблюдение нормативных расстояний по воздуху при пересечении воздушных линий между собой и с линиями связи, а в случае линий на деревянных опорах применение трубчатых разрядников, которые устанавливаются на опорах, ограничивающих пролет пересечения.

Рассмотрим на примере расчета, требуется ли установка на ВЛ-110 кВ питающих РПС «Орлово» 110 кВ защитного троса.

При ударе молнии в провод ВЛ в месте удара возникает напряжение пробоя.

Uпр ≈100·IМ                                                                                     (3.46)

Где IМ – ток молнии.

Если это напряжение превысит импульсное 50% - Ное разрядное напряжение U50% гирлянды изоляторов (Uпр> U50%), она будет перекрыта при токе молнии:

IМ ≥ IЗ = U50%/100                                                                                     (3.47)

Где IЗ – ток «защитного уровня» линии.

Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах гирлянда состоит из 7 изоляторов, имеющих высоту 167 мм; общая строительная высота гирлянды равна 1169 мм. Импульсная прочность U50% такой гирлянды равна кВ. Следовательно «защитный уровень» ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах составит:

IЗ = U50%/100 = 550/100 = 505 кА

Вероятность ударов молнии с током 5,5 кА и более от общего количества ударов определим по графику зависимости вероятности перекрытия от тока молнии показанному на рисунке №3.7. Он составляет приблизительно 85%. Следовательно:

Р пер = 0,85

Примем среднюю высоту подвеса Rср = 10м,  = 0,7 для ВЛ – 110 кВ коэффициент перехода импульсной искры в силовую.

При 50 грозовых часах в году (ПУЭ, Тюменская область) удельное число отключений:

nоткл = h·hc·Рпер·                                                                                     (3.48)

nоткл = 2·10·0,85·0,7

Следовательно, ВЛ-110 кВ будет работать ненадежно. Принимаем к установке грозозащитный трос.

Особое внимание должно уделяться грозозащиты подстанции (РПС), на которую с воздушных линий электропередачи набегают импульсы перенапряжений.

Для повышения надежности подстанций применяется прокладка на проходе линии металлических полос в земле, соединяющих заземлители опор (устройство противовесов); специальные схемы с выносом РВ или ОПН с подстанции на линию (каскадный принцип грозозащиты).

Рис.7 Схема грозозащиты ВЛ-110 кВ

Ограничение амплитуды импульса перенапряжения со стороны линий 10 кВ осуществляется с помощью трубчатого разрядника. В нашем случае при соединении с РПС ВЛ-10 кабельной перемычкой, устанавливаем трубчатый разрядник. Схема защиты РПС и распредсетей 10 кВ показана на рисунке 3.8

Рис.8 Схема грозозащиты ВЛ-10 к В

Для защиты от внутренних перенапряжений (коммутационных) используют шунтирующие реакторы, электромагнитные трансформаторы. Но наиболее широкое применение получили коммутационные разрядники (комбинированные) за их простоту, надежность и дешевизну. Разрядник ограничивает любые виды коммутационных перенапряжений, рассчитывая в своем резисторе часть энергии Такое глубокое ограничение внутренних перенапряжений обеспечивает ОПН..

Рис.9 Токовые цепи дифференциальной защиты

Рис. 10 Токовые цепи МТЗ-110

Рис. 11 Операционные цепи дифференциальной защиты, МТЗ-110, газовой защиты

Работа схемы, состав.

Схема дифференциальной защиты состоит из трансформаторов тока с высокой стороны вторичные обмотки соединяются по схеме ∆, а с низкой стороны неполной Ỵ.

Такое соединение нужно, чтобы убрать сдвиг по фазе 330º в силовом трансформаторе.

SQ1-3 – токовые блоки БИ-4.

КАW1-2 – реле ДЗТ-11.

Токовая цепь МТЗ-110 кВ.

Берется второй комплект трансформаторов тока и обмотки соединяются по схеме ∆.

РА1 – амперметр тока (ток с высокой стороны силового трансформатора).

КАБ – установлено в шкафу АРН блокировки реле.

Блокируют работу РПН при КЗ на питающей линии 110 кВ

КА1 – реле тока РТ-40, защищает от перегрузки, работает на сигнал.

КА2-КА4 – реле РТ-40 на них сработано МТЗ-110 кВ.

Оперативные цепи.

U1 220 – через автомат подается на оперативные линии.

KSG1 – блок контакта верхнего поплавка газового реле.

KSG 2 – блок контакта нижнего поплавка.

SX1-5 – электрические накладки.

KH1-5 – бленкер.

HL1-2 – сигнальные лампы.

KT1-2 – реле времени.

KL1-2 – промежуточное реле.

Работа дифференциальной защиты.

При КЗ в зоне действия дифференциальной защиты сработает реле ДЗТ-11 и контакты 1 – 2.1 замыкаются и набирается цепь:

«+»КАW1.1 - КАW2.1. – КН3 – SX3 -  «-».

Сработает бленкер КНЗ и укажет, что сработала дифференциальная защита. Сработает KL1, от него пойдет команда на отключение масляника ввода. Сработает KL2 и пойдет команда на отключение трансформаторного масляника. Трансформатор отключается от сети.

Работа МТЗ-110.

При КЗ за зоной действия дифференциальной защиты (внешенее КЗ) дифференциальная защита не работает так как ее работа тормозится тормозной обмоткой реле ДЗТ-11. В этом случае срабатывает МТЗ-110 кВ. Сработает реле КА2, КА3, КА4 и контакт КА 2.1., КА3.1, КА4.1 замкнуты. Набирается цепь

«+»КА2.1 – КА3.1. – КА4.1 – КТ1 - «-»

Сработает КТ1 реле времени и контакт ее КТ1.1 замыкается. И набирается цепь:

«+»КТ1.1 – КН4 – SX4 – KL1 – KL2 - «-»

В цепи сработает КН4 и укажет что сработала МТЗ-110 кВ, сработает KL1 и пойдет команда на отключение масляника ввода.

СработаетKL2 и пойдет команда на отключение трансформаторного масленого выключателя.

Работа газовой защиты

Газовая защита работает при КЗ внутри бака силового трансформатора. При малых повреждениях внутри бака или утечка масла из бака силового трансформатора срабатывает верхний поплавок газового реле и блок контакт KSG 1.1 замкнется: набирается цепь:

«+» - KSG1 – SX1 – KH1 – HL1 –«-»

Сработает бленкер КН1 – сработал верхний поплавок газовой защиты и загорится HL1.

При больших повреждениях внутри бака, сработает нижний поплавок KSG2 и блок контакт KSG2.1 – замкнется. Набирается цепь:

«+»КSG2.1–SX2 – КН2 –  «-»

Сработает КН2 – укажет, что сработает нижний поплавок газовой защиты. Сработает KL1 и даст команду на отключение масляника ввода. Сработает КL2 и даст команду на отключение трансформаторного масляника.

Защита от перегрузки

Если ток в силовом трансформаторе увеличивается на 1,25 Iн , то срабатывает защита от перегрузки выполнения реле КА4 включенного в фазу «В» и контакт его КА4.1 замкнется. Набирается цепь:

«+» - КА1.1 – SX5 – КТ2 – «-»

Сработает реле времени КТ2 и с установленной вздержкой времени замкнется КТ2.1 и набирается цепь:

«+» - КТ2.1 – КН5 – НL2 – «-»

Сработает бленкер КН5 и укажет, что сработает защита от перегрузок и загорается сигнальная лампа.

Рис.12 Схема электрического АПВ двукратного действия с комплектным устройством РПВ – 258

Схема применяется на линии 10 кВ с электромагнитным приводом масленого выключателя.

Состав схемы:

SA1 – ключ управления, служит для отключения и включения масленого выключателя. Ключ управления трех позиционный.

KQT1 – реле повторитель, повторяет команду ключа, отключено.

РПВ – 258 – комплексное устройство.

Состоит:

КТ1- реле времени типа РВ-235.

КТ1.1 – размыкающий контакт РВ-235.

КТ1.2 – проскальзывающий контакт Рв-235

КТ1.3 – упорный контакт РВ-235

С1, С2 – конденсатор

С1МБМ-100МкФ-450В

С2 – МБМ-20МкФ-450В

KL1 – промежуточное реле с двумя обмотками

КН1 – указательное реле, бленкер указывает, что пришел первый цикл АПВ

R1-R5- сопротивление

KQ1 – реле фиксации в положении масленого выключателя

KL1 – промежуточное реле с двумя обмотками

SX1 – электрическая накладка, служит для вывода АПВ из работы

SX2 – электрическая накладка, делает из двух кратного АПВ однократное.

Работа автоматики:

- Делаем КЗ устойчивое.

- Сработает МТЗ-10кВ.

- РЗА – КL2 – SQ0 – УАТ

Сработает электромагнит отключения.

Масляник отключения

SQ0 - разомкнется

SQВ – замкнется.

Начинается цикл АПВ и набирается цепь:

R6 – RQ1 – K∟2<2 – SQВ – КМ1

Сработает реле положение фиксации, а магнитный пускатель не сработает, так как не хватает тока.

KQ1.1 - замыкание.

Набирается цепь:

«+» - КТ1.1 – КТ1 – KQ11 – «-».

Срабатывает реле времени.

КТ1.1 – размыкается.

R1 – KT1 – KQ1.1

Последовательно с обмоткой включается R1, чтобы реле не сгорело. Через 2 секунды КТ1.2 – замыкается проскальзывающий контакт и начинается разряд емкости.

«+» – С1 – КТ1.2 – КН1 – КL – С1 – «-».

Сработает КН1 – прошел первый цикл АПВ и сработает KL1 и контакт KL1.1 замкнется.

KL1 – KL1.1 – КНЗ – SX1 – KL2.2 – SQB – КМ1.

КНЗ – прошел общий цикл АПВ и сработал магнитный пускатель и подает напряжение на электромагнит выключения и масляник включится.

Если на линии неустойчивое КЗ, то линия становится под напряжение. А если КЗ устойчивое на линии, снова сработает МТЗ 10 кВ.

«+» - С1 – КТ1.2 – КН1 – KL1 – С1 – «-».

KL1.1 замкнется.

Должен произойти разряд емкости, но емкость разряжаться не будет, так как не успела зарядиться.

KL1 сработает.

KL1 – KL1.1 – КНЗ SX1 – KL2.2 – SQВ – КМ1

И своими контактами КМ1 подает напряжение на электромагнит включения и масляник включится.

Если на линии КЗ не устойчивое, то линия встает под напряжение, а если КЗ устойчивое, то снова сработает МТЗ 10 кВ. Набирается цепь:

РЗА – KL2 – SQo – УАТ

R6 – KQ1 – KL2.2 – SQ3 – KM1

Третий цикл АПВ проходит так как емкости С1 и С2 разряжены и зарядиться не успели, поэтому реле KL1 не работает и на контакте KL1.1 прохождение третьего цикла АПВ блокируется.

Вывод: при двух кратном АПВ дважды подается напряжение на линию, а третий цикл блокируется.

Рис13 Главная цепь

Рис. 14 Токовая цепь. МТЗ-10 кВ.

Состав главной цепи:

-Цепь СШ-10 кВ.

- Ставиться линейный масляный выключатель, на фазу А и С установлены трансформаторы тока, фаза В- пустая.

Трансформаторы тока имеют первичную обмотку Л1 и Л2 и две вторичных обмотки ТА1 и ТА2.

Из обмоток ТА1-А и ТА1-С собирается токовая цепь. ТА2-С и ТА1-С используется для измерительных приборов (амперметр, счетчики активной и реактивной мощности). К секции шин подключается трансформаторное напряжение НТМИ-10, состоит из пятистержневого магнитопровода, на который обматывается три обмотки (высоковольтная соединяется в звезду и снимается переменное напряжение 100 В).

Вторая, в разорванный треугольник, с него снимается напряжение №U0.

Подается на измерительные приборы, на счетчики, запитываются обмотки сложных релейных защит.

С помощью ТН производятся измерения напряжения на СШ-10 кВ. В рабочем положении напряжение с разорванного треугольника не поступает, но а 100 В постоянно.

При обрыве фазного провода на линии МТЗ не чувствует, потому что сеть 10 кВ работает с изолированной нейтралью.

В этом случае появляется на разорванном треугольнике напряжение равное 3Uо, а к этому треугольнику подключена обмотка промежуточного реле центральной сигнализации.

Состав токовых цепей

Из вторичных обмоток трансформатора тока собирается схема не полной звезды КА1 и КТ2 – реле тока типа РТ-40 устанавливается установка по току срабатывания.

Токовые цепи должны быть заземлены.

1.Запрещается отключать токовые цепи от земли

2.Токовые цепи должны всегда быть замкнуты накоротко или на нагрузку.

Если произойдет разрыв на токовых цепях, то на вторичной обмотке наведется 2 кВ.

Состав оперативных цепей.

На оперативные щинки подается постоянное напряжение ±220 В; подается с трансформаторов собственных нужд через выпрямительный блок.

КТ1 – обмотка реле времени.

КА1.1 и КА2.1 – замыкающие контакты реле тока типа РТ-40.

КТ1.1 – замыкающий контакт с выдержкой времени при срабатывании, устанавливается время срабатывания защиты tСЗ МТЗ-10-0,7 С.

SX1 – электрическая накладка.

Работа схемы

При КЗ на ВЛ-10 кВ ток от места КЗ направляется в сторону генератора, проходит по первичным обмоткам токового трансформатора и наводится во вторичные и токовые реле КАЗ, КАЧ. Срабатывают и контакты КАЗ1 и КАЧ1 замыкается и набирается цепь:

«+» - КАЗ1 – КТ1 –«-»

Срабатывает реле времени КТ1 и КАЧ1 и через установленную выдержку времени замыкается КТ1.1 и набирается цепь

КТ1.1 – SX1 – КН1 – KL1

Сработает КН1 и укажет, что сработала МТЗ-10 кВ и сработает KL1 и масленый выключатель отключится на ВЛ-10кВ.

Техника безопасности

РПС – это объект повышенной опасности поражения электрическим током. Исходя из этого, на РПС особое внимание уделяется вопросам охраны труда.

При выборе месторасположения РПС учтены требования ПУЭ и СН и П: РПС максимально приближена к центру электрических нагрузок, произведена увязка с генеральным планом района, учтен рельеф и геология местности.

Территория подстанции ограждена внешним сетчатым забором высотой 1,8 м.

В ОРУ 110 кВ предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а так же передвижных лабораторий.

Ширина проезда 3,5 м.

Планировка площадки ОРУ 110 кВ выполнена с уклоном для отвода линевых вод за пределы территории. Кабели проложены в траншеях.

Для обеспечения безопасности работ и осмотров ОРУ выдержаны следующие расстояния: от токоведущих частей до конструкций или ограждений высота не менее 900-1000 мм; от токоведущих частей до максимального габарита транспортируемого оборудования – 1650 мм; от не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий – 3600 мм; между токоведущими частями разных щелей по горизонтали с обслуживанием одной щели при не отключенной другой – 2900 мм; от контакта или ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки, присоединенной ко второму контакту – 1100 мм.

Силовые трансформаторы мощностью 6300 кВА установлены в низком фундаменте из сборного железобетона. К ним обеспечен подъезд для пожарных машин, доставки и вывода трансформаторов. Трансформаторы установлены так, чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близко установленное оборудование, кабельные муфты и ошиновку. Для осмотров и ревизий трансформаторы снабжены станционной лестницей.

Правило окраски токоведущих частей: фаза А – желтый, фаза В – зеленый, фаза С – красный.

Все оборудование РПС в местах присоединений имеет таблички с полным адресом, маркой и сечением. В таблице приведен перечень защитных средств, находящихся на подстанции. Все защитные средства, принятые в эксплуатацию, проходят систематическую проверку и испытания.

Таблица 7

Перечень защитных средств

Общие правила электробезопасности

Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-110 кВ приняты к установке разъединители РНДЗ с заземляющими ножами, предусмотрена механическая блокировка, не позволяющая включить заземляющие ножи при включенных главных и наоборот. Наличие заземляющих ножей исключает необходимость установки переносных заземлений, что значительно повышает безопасность работ и снижает аварийность.

Все ячейки КРУН-10 к В имеют механическую блокировку, которая исключает возможность выката тележки при включенном выключателе, возможность закатить тележку при выключенных заземляющих ножах, включить заземляющие ножи при включенном выключателе.

Постоянный контроль изоляции в сети тока производителя по показаниям приборов, присоединенных к трансформаторам напряжения 3х3 09 – 10. Для контроля изоляции также применяются трансформаторы тока типа установленные в КРУ на каждой отходящей линии.

Расчет контура заземления

Рассчитываем заземление ПС со следующими данными:

- наибольший ток КЗ на стороне 110 кВ, равен 4 кА,

- на стороне 10 кВ ток КЗ равен 3,4 кА,

- климатический район III,

- грунт вместе сооружения двух слойный, глубина залегания второго слоя равна 1,7,

- удельное сопротивление слоев Р1 = 130 Ом·м, Р2 = 45 Ом·м.

Со стороны 110 кВ требуется сопротивление заземления не более 0,5 Ом, а со стороны 10 кВ – 10 Ом.

1. Сопротивление искусственного заземлителя рассчитываем с учетом использования естественного заземления системы – тросы, опоры.

где Rиз – сопротивление заземления со стороны 110 кВ не более 0,5 Ом.

RС – сопротивление естественного заземления системы: тросы, опоры, равное 2 Ом.

2. Расчетное удельное сопротивление верхнего слоя грунта

где Кс – коэффициент сезонности многослойной земли, равный 2,7.

3. Расчет нижнего слоя грунта

ρ2р = ρ2

ρ2 = 45 Ом·м

4. Определяем сопротивление растекания одного вертикального электрода – уголка СТ 50 длиной 2,5 м при погружении его ниже уровня земли на 0,6 м.

RО.В.Э = А·ρ2

Где А – коэффициент зависимости от ρ1/ ρ2 = 7,8 от ℓ = 2,5 м, от эквивалентного диаметра уголка d = 0,95·b = 0,95·0,08 = 0,076 м и равный 0,314.

RО.В.Э = 0.314·45 = 14.13 Ом

5. Принимаем число вертикальных заземлителей

где Квиэ – коэффициент использования, равный 0,68

6. Определяем сопротивление растекания горизонтальных электродов (полос 40х4) приваренных к вертикальным заземлителям по глубине 0,6 м от поверхности.

RГЭ = ρ2·В

где В – коэффициент зависимости, равный 0,31

RГЭ = 45·0,31 = 13,95.

7. Определяем действительное сопротивление горизонтальных электродов

где Кигэ – коэффициент использования, равный 0,29.

8. Уточняем сопротивление вертикальных электродов

9. Уточняем число вертикальных электродов

где Rивэ – коэффициент использования вертикальных электродов, равный 0,41

Принимаем 51 вертикальных электродов.

10. Проверим горизонтальный заземлитель (полоса 4х40) на термическую стойкость и токам КЗ на землю.

55,5 мм2<40х4 = 160 мм2

где IКЗ – 4 кА,

tn - время потекания тока КЗ, равное 1сек.,

ℓ - длина полосы – 72 м.

Следовательно, полоса 40х4 удовлетворяет условию термической стойкости.

Рис.15 Схема заземления ПС

Пожарная безопасность

Территория ОРУ 110 кВ относится к категории Г по пожарной опасности. Конструкции ОРУ выполнены из несгораемых материалов (железобетон, метал). Здание ЗРУ выполнено из огнестойких панелей ( предел огнестойкости не менее 3 ч.). Отходящие кабели 10 кВ проложены в траншее. Под трансформаторами ТМН-6300, согласно ПУЭ, выполнены маслоприемники с бортовыми организациями, заполненные чистым гравием. Объем маслоприемника рассчитан на прием 100% масла трансформаторов. Маслоприемники соеденены с маслосборниками, выполненными в виде подземного резервуара при помощи трубопроводов. Расстояние в свету между трансформаторами 11 метров, предусмотрим распределительную перегородку с пределом огнестойкости не менее 1,5 часа, шириной равной ширине маслоприемника и высотой, равной высоте вводов 110 кВ.

ЗРУ 10кВ имеет 3 выхода, расположенных с противоположных торцов здания. Двери открываются наружу и имеют самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны ЗРУ.

На РПС предусмотрен противопожарный водопровод с гидрантом, питающимся от центральной сети водоснабжения.

Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-8 в количестве 8 штук и ОП-5 в количестве 3 шт. На РПС также имеется передвижной уплотненный огнетушитель ОУ-25, извещатель ручной, типа ПК, ящик с песком 0,5х3м и совок к нему.

Расчет мощности РПС

РПС располагается в зоне с 40-60 градовыми часами в году. Следовательно, по требованиям ПУЭ нужно организовать защиту подстанции от ПУМ. Защите подлежат ошиновка, и аппараты ОРУ, трансформаторы, шинные мосты 10 кВ от трансформаторов до здания ЗРУ и само здание ЗРУ.

Для защиты РПС от ПУМ примем два стоящих напротив молниеотвода. Один установим на ОРУ-11 кВ, другой на ЗРУ 10 кВ.

Расстояние между молниеотводами типа СМ-30м. высота молниеотвода 18 м. Зона защиты СМ-конус. Вершина конуса на расстоянии от земли

h0 = 0,85·28 = 23.8 м.

На уровне земли зона защиты образует круг радиусом r0.

r0 = (1,1 – 0,002h)h = (1,1 – 0,002)·28 =29,2 м.

Радиус защиты rх на высоте hх = 8 м защищаемого оборудования:

rх = (1,1 – 0,002R)(h - hх/0,85)

= (1,1 – 0,002·28)(28 – 8/0,85) = 19,4 м.

Высота зоны защиты hс над землей в середине между молниеотводами:

hс = h0 – (0,017 + 3·10-4R)(ℓ - h)

hс = 23,8– (0,017 + 3·10-428)(30 - 28) = 23,4 м.

Широта зоны защиты на высоте 8 м в середине между молниеотводами:

Зона защиты двойного молниеотвода представлена на рисунке.

Рис.16. Схема двойного молниеотвода

Расчет вентиляции помещения аккумуляторной батареи РПС

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5