Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Расчет электрической части ТЭЦ
• 1.1 Выбор типа турбогенератора
• 1.2 Выбор и обоснование вариантов структурной схемы электростанции
• 1.2.1 Расчет мощности нагрузки на шинах электростанции
• 1.2.2 Расчет отбора мощности на собственные нужды блоков
• 1.2.3 Обоснование выбора вариантов структурной схемы электростанции
• 1.2.4 Выбор блочных трансформаторов
• 1.2.5 Выбор трансформаторов связи
• 1.3 Разработка упрощенной схемы станции
• 1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электростанции
• 1.5 Разработка схемы собственных нужд станции
• 1.5.1 Выбор и описание схемы собственных нужд
• 1.6 Расчет токов короткого замыкания
• 1.6.1. Расчет трехфазного тока короткого замыкания
• 1.6.2 Расчет однофазного тока короткого замыкания
• 1.7 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов
• 1.7.1 Расчет токов длительных режимов работы I_норм, I_max для основных цепей станции
• 1.7.2 Выбор коммутационных аппаратов в основных цепях станции по номинальным параметрам
• 1.7.3 Ячейка схемы станции с указанием оборудования и измерительных приборов
• 1.7.4 Проверка коммутационных аппаратов в заданной цепи
• 1.7.5 Выбор и проверка измерительных трансформаторов
• 1.7.6 Выбор токоведущих частей и сборных шин ТЭЦ
• 1.8 Описание конструкции распределительного устройства
• 1.8.1 Комплектные токопроводы
• 1.8.2 ОРУ 220 кВ
• 1.9 Выбор способа синхронизации генераторов и сети
• 2. Расчет релейной защиты элемента схемы станции
• 2.1 Защита блока генератор-трансформатор мощностью 110МВт
• 2.2 Продольная дифференциальная защита генератора
• 2.2.1 Расчет защиты
• 2.3 Поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в обмотке статора генератора
• 2.3.1 Расчет защиты
• 2.4 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора
• 2.5 Продольная дифференциальная защита трансформатора блока
• 2.6 Общая продольная дифференциальная защита блока
• 2.7 Газовая защита трансформатора
• 2.8 Защита от внешних симметричных коротких замыканий
• 2.9 Защита от несимметричных коротких замыканий и перегрузок
• 2.10 Защита от симметричных перегрузок
• 2.11 Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю
• 2.12 Защита от асинхронного режима при потере возбуждения генератора
• 2.13 Защита от повышения напряжения на турбогенераторе и трансформаторе при работе блока генератор - трансформатор на холостом ходу
• 2.14 Защита от перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения
• 2.15 Защита от замыканий на землю в одной точке цепи ротора турбогенератора
• 2.16 Автоматический пуск пожаротушения
• 3. Расчёт заземляющего устройства
• 4. Специальное задание
• 4.1 Защита от перенапряжений подстанции
• 4.2 Расчет грозозащиты электрической части проектируемой подстанции
• 4.3 Защита от атмосферных и внутренних перенапряжений
• 4.4 Конструкция устройств ОПН
• 4.5 Монтаж ОПН
• 4.6 Эксплуатация ОПН
• 5. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда на производстве
• 5.1 Общие сведения
• 5.2 Действие электрического тока на организм человека
• 5.3 Средства защиты для производственного персонала
• 6. Экономическая часть расчет технико-экономических показателей ТЭЦ
• 6.1 Расчет абсолютных вложений капитала в новое строительство
• 6.2 Расчет энергетических показателей работы станции
• 6.3 Расчет проектной себестоимости производства энергетической продукции
• Заключение
• Список использованных источников и литературы

Введение

ТЭС - тепловая электрическая станция, на которой химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбогенератор (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для ТЭС служит уголь или газ. Электроэнергия, вырабатываемая станцией, выдается на напряжении 6-10,5 кВ в местную сеть и с шин 110 кВ и выше в энергосистему.

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль - электрическая станция, которая обеспечивает комбинированную выдачу тепловой и электрической энергии для небольшого промышленного района. Размещается вблизи нагрузки.

Дипломный проект включает разработку рационального проектного решения электрической части электростанции, с последующим расчетом ее технико-экономических показателей. Рассматриваются вопросы выбора главной схемы электрических соединений, схемы электроснабжения собственных нужд электростанции. Выбирается коммутационная аппаратура, измерительные трансформаторы и токоведущие части. Разрабатывается компоновка распределительных устройств. Для заданного элемента производится расчет уставок и выбор защит. В качестве специального задания к дипломному проекту рассматривается вопрос защиты оборудования от атмосферных перенапряжений.

1. Расчет электрической части ТЭЦ

1.1 Выбор типа турбогенератора

Генераторы, устанавливаемые на проектируемой электростанции, выбираются единой унифицированной серии. Количество и мощность генераторов соответствует заданию.

Таблица 1.1 - Технические параметры генераторов

Тип турбогенератора или гидрогенератора	Номинальные значения	Сверхпереходное индуктивное сопротивление xd”, о.е.	Переходное индуктивное сопротивление xd', о.е.	Система возбуждения	Охлаждение обмотки статора	Охлаждение обмотки ротора	Охлаждение стали статора	Масса общая, т	Масса ротора, т
	Частота вращения, об/мин	Мощность, МВА	cos ц	Напряжения статора, кВ	КПД, %
ТЗВ-63-2	3000	78,75	0,8	10,5	98,4	0,139	0,256	ТС	НВ	НВ	НВ	100	-
ТЗВ-110-2	3000	137,50	0,8	10,5	98,6	0,153	0,227	ТС	НВ	НВ	НВ	192	-

ТЗВ-63-2 - турбогенератор, с полным водяным охлаждением (условно система охлаждения называется "3 воды", т. е. охлаждение обмотки статора, обмотки ротора и стали сердечника осуществляется тремя контурами с дистиллированной водой, общее охлаждение - воздушное), система возбуждения - тиристорная, имеет две параллельных ветви обмотки статора.

Рассчитывается реактивная мощность генераторов:

1.2 Выбор и обоснование вариантов структурной схемы электростанции

1.2.1 Расчет мощности нагрузки на шинах электростанции

Производится расчет полной мощности нагрузок на шинах НН для двух режимов: максимального и минимального:

где n - количество линий, отходящих от шин генераторного напряжения, шт.;

P_max(min)- мощность одной линии в максимальном (минимальном) режиме, МВТ;

К_одн - коэффициент одновременности, о.е.

1.2.2 Расчет отбора мощности на собственные нужды блоков

где б - норма максимального расхода на собственные нужды, для газомазутной ТЭЦ принимается 7%.

1.2.3 Обоснование выбора вариантов структурной схемы электростанции

Про исходным данным к рассмотрению предлагаются два варианта ТЭЦ смешанного типа. Это вид станции, когда часть генераторов присоединена к шинам ГРУ, а остальные соединены в блоки с повышающими трансформаторами.

На проектируемой ТЭЦ в 1 варианте предлагается подключить к шинам ГРУ 3 генератора, во 2 варианте 2 генератора по 63 МВт для обеспечения местной нагрузки в максимальном режиме, избыток мощности передается на шины РУ ВН через трансформаторы связи. Остальные генераторы работают в блоке с повышающими трансформаторами и выдают электроэнергию на шины РУ ВН, которая передается в энергосистему по высоковольтным ЛЭП. На рисунке 1 приведены варианты структурной схемы ТЭЦ

а) вариант 1 б) вариант 2

Рисунок 1.1 - Схема ТЭЦ

1.2.4 Выбор блочных трансформаторов

Мощность блочного трансформатора выбирается по максимальному перетоку мощности при условии, что ТСН включен:



Вариант 1

Выбирается ТДЦ-200000/220

Вариант 2

Выбирается ТД-80000/220

ТДЦ-200000/220

Таблица 1.2 - Технические параметры блочного трансформатора

Тип трансформатора	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт
	ВН	НН	х.х.	к.з.
ТД-80000/220	242	10,5	79	315	11	0,45
ТДЦ-200000/220	242	10,5	130	660	11	0,4

1.2.5 Выбор трансформаторов связи

Вариант 1

Мощность трансформаторов связи на ТЭЦ выбирается по наибольшему перетоку в одном из следующих режимов:

1 режим - максимальный: в работе все генераторы, работающие на шины ГРУ, нагрузка на шинах ГРУ максимальная:

2 режим - минимальный: в работе все генераторы, работающие на шины ГРУ, нагрузка на шинах ГРУ минимальная:



3 режим - ремонтный, один генератор ГРУ выведен в ремонт, нагрузка на шинах ГРУ максимальная. Собственные нужды выведены из работы.

4 режим - аварийный: аварийно отключено один из трансформаторов связи при наибольшем перетоке в предыдущих режимах:

Трансформатор связи выбирается по условию:

Выбираются:

2ЧТДЦ-125000/220

Вариант 2

Производится расчет перетока мощности в тех же эксплуатационных режимах.

2 режим

3 режим

Расчетное значение получилось отрицательным, что соответствует обратному направлению перетока мощности

4 режим

Выбирается ТС по условию

Выбирается 2ЧТД-80000/220

Таблица 1.3 - Технические характеристики трансформаторов связи

Тип трансформатора	Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Uк.з., %	Iх.х., %
	ВН	НН	х.х.	к.з.
ТД-125000/220	242	10,5	120	380	11	0,55

Выбор токоограничивающих реакторов:

В схемах ГРУ для ограничения токов короткого замыкания устанавливаются секционные реакторы.

Выбор производится по условиям:

В ГРУ ТЭЦ применяются реакторы только для внутренней установки.

Выбираются РБДГ-10-4000-0,105.

1.3 Разработка упрощенной схемы станции

Выбираются типовые схемы РУ, рекомендованные для заданного напряжения при расчетном количестве присоединений.

Вариант 1

РУ ВН 220 кВ - рекомендуется типовая схема №7 "Две рабочие и обходная системы шин"

ГРУ 10,5 кВ - рекомендуется схема №3 "Одиночная, секционированная выключателем система шин с применением КРУ и реакторов для питания потребителей".

Вариант 2

РУ ВН 220 кВ - рекомендуется типовая схема №7 "Две рабочие с обходной системой шин"

ГРУ 10,5 кВ - рекомендуется схема №4 "Две системы шин с применением КРУ и реакторов для питания потребителей"

Рисунок 1.2 - Упрощенная схема ТЭЦ. Вариант 1



Рисунок 1.3 - Упрощенная схема ТЭЦ. Вариант 2

1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электростанции

Технико-экономическое сравнение вариантов производится по минимуму приведенных затрат.

где К - капиталовложения в сооружение электроустановки, тыс.руб. Капиталовложения при выборе оптимального варианта схемы определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. При подсчете учитывается стоимость силовых трансформаторов и автотрансформаторов, ячеек генераторных и трансформаторных выключателей, а также ячейки секционного реактора с выключателем, линейных групповых реакторов;

Р - нормативный коэффициент экономической эффективности, Р=0,125;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./г. определяется по формуле:

где И_а - издержки на амортизацию и обслуживание, тыс.руб.;

И_п - издержки от потерь электроэнергии, тыс.руб.

где Р_а - норма отчислений на амортизацию;

Р_о - норма отчислений на обслуживание.

Всего издержки на амортизацию и обслуживание (Ра+Ро) для силового оборудования и распределительных устройств электростанций следует принять для РУ ВН 220 кВ - 8,4%

где - стоимость 1кВт ч потерь электроэнергии, принять 6 коп./кВт·ч;

- потери электроэнергии в трансформаторах, кВт·ч.

Предварительно следует рассчитать потери электроэнергии в трансформаторах.

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./г. Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты имеют существенное различие по надежности питания. В данном дипломном проекте оба варианта считаются равнонадежными.

Расчет оформляется в табличной форме.

Таблица 1.4 - Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электростанции

Оборудование	Стоимость единицы, тыс.руб.	Варианты
		первый	второй
		количество единиц	общая стоимость, тыс.руб.	количество единиц	общая стоимость, тыс.руб.
ТД-80000/220	123,00	-	-	3	369,00
ТДЦ-200000/220	290,00	1	290,00	2	580,00
ТДЦ-125000/220	243,00	2	486,00	-	-
Ячейки ОРУ 220 кВ	78,00	7	546,00	8	624,00
Ячейки ГРУ:
Генератор, трансформатор связи		5	75,00	4	80,00
Секционный выключатель с реактором		3	63,00	1	25,50
Шинно-соединительный выключатель	17,00	-	-	2	34,00
Реактор линейный, групповой, сдвоенный.	14,54	3	43,62	1	14,54
Ячейки КРУ	1,90	30	57,00	30	57,00
Итого К:			1560,62		1784,04
			131,09		149,86
Ип			407,61		409,72
			538,7		559,58
			733,78		782,59

Расчет потер электроэнергии в трансформаторах

Для двухобмоточных трансформаторов:

где Р_х - потери холостого хода, кВт;

Вариант 1

Вариант 2

Вывод: к дальнейшему рассмотрению предлагается вариант 1.

1.5 Разработка схемы собственных нужд станции

На ТЭС энергия расходуется на приготовление и транспортировку топлива, подачу питательной воды и воздуха в паровые котлы и удаление дымовых газов.

В состав механизмов собственных нужд ТЭС входят рабочие машины обслуживающие машинное и котельное отделения, а также общестанционные нагрузки. Потребители собственных нужд относятся к 1 категории по надежности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников.

Основным напряжением в схеме собственных нужд (С.Н.) ТЭЦ является напряжение 6 кВ. Основными источниками питания собственных нужд являются понижающие трансформаторы (10/6 кВ) или реактированные линии (если напряжение на шинах ГРУ 6,3 кВ), подключенные непосредственно к выводам генераторов или к генераторному распределительному устройству. Резервные источники питания собственных нужд тоже связаны с общей электрической сетью, т.к. обычно присоединяются к РУ ВН станций или обмоткам НН трансформаторов связи.

На проектируемой ТЭЦ число секций С.Н. в неблочной части равно числу котлов, а в блочной части составляет две секции на блок. Рабочее питание С.Н. неблочной части осуществляется от сборных шин ГРУ, а блочной - через ответвления от блоков. Резервных ТСН принимается два. РТ 1 подключается к шинам ГРУ, РТ 2 - к шинам РУ ВН.

Мощность рабочего ТСН выбирается по условию:

где К_с - коэффициент спроса для ТЭЦ - 0,8;

б - норма расхода на С.Н. для станций в зависимости от типа и вида топлива.

Выбираются:

ТСН 1-3: ТМНС-6300/10

ТСН 4: ТДНС-10000/35

Резервные ТСН:

Выбирается:

РТ 1: ТДНС-10000/35

РТ 2: ТРДН-32000/220.

1.5.1 Выбор и описание схемы собственных нужд

Распределительное устройство собственных нужд выполняется по схеме с одной секционированной системой шин.

Все ТСН должны иметь регулирование напряжения под нагрузкой (РПН). турбогенератор электростанция замыкание трансформатор

При выборе схемы питания собственных нужд ТЭЦ следует учесть:

- на стороне 6 кВ всех ТСН устанавливаются выключатели;

- каждая секция 6 кВ должна иметь рабочий и резервный ввод;

- резервирование осуществляется от резервной магистрали, присоединенной к РТСН;

- резервная магистраль секционируется на две части при наличии двух резервных ТСН.

Рабочие ТСН не блочной части ТЭЦ присоединяются к шинам ГРУ, в блоке отпайкой от выводов генераторов. Число секций собственных нужд 6 кВ выбирается равным числу котлов. Рабочие ТСН питают секции 1ВА и 2ВА, к которым кроме основной нагрузки присоединены потребители общестанционных собственных нужд. Возможно выделение специальных секций для общестанционной нагрузки.

Рисунок 1.4 - Схема С.Н. ТЭЦ

1.6 Расчет токов короткого замыкания

1.6.1. Расчет трехфазного тока короткого замыкания

Расчет производится с целью проверки оборудования по воздействию токов КЗ.

Составляется расчетная схема установки, в которую включают все элементы, оказывающие влияние на ток КЗ - энергосистема, генераторы, трансформаторы, линии электропередач, связывающие шины ВН подстанции и систему, реакторы.

Рисунок 1.5 - Расчетная схема установки

Составляется схема замещения. На схеме замещения, в цепи расчетного присоединения или сборных шин, намечаются точки КЗ, в которых необходимо определить значения токов КЗ.



Рисунок 1.6 - Схема замещения

Расчет производится в относительных базисных единицах. За базисные условия принимают:

S_б- базисная мощность, принимается равным 1000 МВА.

U_б- базисное напряжение, принимается среднее напряжение той ступени, где находится точка КЗ, кВ.

I_б- базисный ток, кА

X_б - базисные сопротивления, расчет включен в формулы каждого элемента схемы замещения.

Производится расчет индуктивных сопротивлений схемы замещения.



Рисунок 1.7 - Расчетная схема замещения

Упрощается схема замещения для расчета токов трехфазного короткого замыкания в заданных точках.

Рисунок 1.8 - Упрощенная схема замещения



Рисунок 1.9 - Расчетная схема замещения для заданных точек

Преобразуется схема замещения для расчета в точке К 1.

Рисунок 1.10 - Результирующая схема замещения в точке К 1

Преобразуется схема замещения для расчета в точке К2, эквивалентируются С и G1-G3 в общий источник.



Рисунок 1.11 - Результирующая схема замещения в точке К 2

Расчет токов КЗ сводится в таблицы 5 и 6.

Таблица 1.5 - Расчет токов трехфазного короткого замыкания в точке К1

Параметры	Расчет
1	2
Точка КЗ	К-1
Uср, кВ	230
Источники	С	G1-G3	G4
Sном, МВА	2300	78,75•3=236,25	137,5
Х*рез, о.е.	1,374	1,073	1,663
	1	0.96	0.92

Таблица 1.6 - Расчет токов трехфазного короткого замыкания в точке К2

Параметры	Расчет
Точка КЗ	К-1
Uср, кВ	10,5
Источники	С и G1-G3	G4
Sном, МВА	2300+78,75•3=2536,25	137,5
Х*рез, о.е.	1,153	1,113
	1	0.85

1.6.2 Расчет однофазного тока короткого замыкания

Расчет производится по формуле:

где: - результирующие сопротивления схем замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Расчет сопротивления прямой и обратной последовательностей производится аналогично расчету трехфазного тока короткого замыкания. Результирующая схема замещения прямой последовательности представлена на рисунке 10. Рассчитывается результирующее сопротивление прямой последовательности. Схема замещения обратной последовательности отличается от схемы замещения тем. Что в ней отсутствуют ЭДС источников, сопротивления всех элементов схемы аналогичны схеме прямой последовательности, т.к. пути протекания токов одинаковые.

Составляется схема замещения нулевой последовательности. Пути протекания токов: от точки короткого замыкания на землю через заземленные нейтрали трансформаторов и энергосистемы.

Рисунок 1.12 - Схема замещения нулевой последовательности

При расчете сопротивлений ЛЭП учитывается наличие заземленных тросов. BW1, BW2 - одноцепные со сталним тросом, к=3.

.

Рисунок 1.13 - Расчетная схема замещения нулевой последовательности

Рисунок 1.14 - Результирующая схема замещения нулевой последовательности

1.7 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, измерительных трансформаторов

1.7.1 Расчет токов длительных режимов работы I_норм, I_max для основных цепей станции

Расчет производится в таблице 7.

1.7.2 Выбор коммутационных аппаратов в основных цепях станции по номинальным параметрам

Выбор производится по номинальным параметрам по условиям:

Таблица 1.7 - Выбор коммутационных аппаратов

Цепь	, кВ	, А	Тип выключателя	Тип разъединителя
1	2	3	4	5
Генератор	10,5		МГГ-Ю 45У 3	РВЗ-20
Трансформатор связи	10,5		ВГМ-20-90УЗ	РВП-20
			ВГТ-220 II-40/2500 У 1	РГ-220/1000 УХЛ1
Блок	220		ВГТ-220 II-40/2500 У 1	РГ-220/1000 УХЛ1
ЛЭП	10,5		Шкаф КРУ выключателем ВВ/ЕУД-10-12,5УХЛ 2	-
	220		ВГТ-220 II-40/2500 У 1	РГ-220/1000 УХЛ1
ТСН			Шкаф КРУ выключателем ВР 6-6-40	-
	10,5		Шкаф КРУ выключателем ВВ/ЕУД-10-12,5УХЛ 2	-
РТСН	6,3		Шкаф КРУ выключателем ВР 6В-6-40	-
	220		ВГТ-220 II-40/2500 У 1	РГ-220/1000 УХЛ1
	10,5		Шкаф КРУ выключателем ВВ/ЕУД-10-12,5УХЛ 2	-

1.7.3 Ячейка схемы станции с указанием оборудования и измерительных приборов

Рисунок 1.15 - Ячейке: блок генератора и трансформатора

1.7.4 Проверка коммутационных аппаратов в заданной цепи

Таблица 1.8 - Выбор коммутационных аппаратов

Условия выбора и проверки	Расчетные данные	ВГТ-220 II-40/2500 У 1	РГ-220/1000 УХЛ 1
			-
			-

1.7.5 Выбор и проверка измерительных трансформаторов

Выбор измерительных трансформаторов тока

Таблица 1.9 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Амперметр регистрирующий	Н-394	-	10	-
Ваттметр регистрирующий	Н-394	10	-	10
Счетчик активной энергии	СЭТЗа-01-01	0,05	-	0,05
Датчик активной мощности	Е-829	1	-	1
Датчик реактивной мощности	Е-830	1	-	1
Итого:

Выбор и проверка трансформаторов тока производится в таблице 10

Таблица 1.10 - Выбор трансформаторов тока

Условия выбора и проверки	Расчетные данные	ТШВ
		Не проверяется

Производится выбор контрольно-измерительного кабеля для подключения трансформатора тока и приборов:

Рассчитывается допустимое сопротивление кабеля:

где r_каб - сопротивление контактов. Принять равное: 0,1 Ом;

Z_2расч - расчетное сопротивление приборов, Ом.

Рассчитывается допустимое сечение кабеля:

где с- удельное сопротивление материала кабеля. На ТЭС с генераторами 100 МВт и более применяют только контрольные кабели с медными жилами, с=0,0175 Омм.

Контрольный кабель выбирается марки КРСГ 2,5 мм ².

Определяется действительная нагрузка на ТА:

Проверяется выполнение условия:

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Таблица 1.11 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип прибора	Мощность, потребляемая одной обмоткой, ВА	Число обмоток	Число приборов	Суммарная потребляемая мощность, ВА
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	3
Варметр	Д-335	1,5	2	1	3
Вольтметр	Э-335	2,0	1	1	2
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10,0	1	1	10
Частотометр	Э-362	1,0	1	1	1
Счетчик активной энергии	СЭТЗа-01-01	1,0	2	1	2
Датчик активной мощности	Е-829	10,0	2	1	20
Датчик реактивной мощности	Е-830	10,0	2	1	20
Итого:					61

Таблица 1.12 - Выбор трансформатора напряжения

Условия выбора	Расчетная величина	ЗНОЛ.06

Рисунок 1.16 - Схема подключения КИП к измерительным трансформаторам

1.7.6 Выбор токоведущих частей и сборных шин ТЭЦ

В соответствии с заданием выбираются токоведущие части в цепи генератора, работающего в блоке.

Выбор комплектного токопровода.

Токоведущие части выполняются пофазно-экранированным комплектным токопроводом. Условия выбора:

Выбираются комплектный токопровод пофазно-экранированный генераторного напряжения ТЭНЕ-20.

Проверка по условиям:

1.8 Описание конструкции распределительного устройства

1.8.1 Комплектные токопроводы

На тепловых электростанциях для соединения генераторов с повышающими трансформаторами в блоках применяются комплектные пофазно экранированные токопроводы.

Для проектируемой ТЭЦ для электрических соединений в цепях трехфазного переменного тока с силовыми повышающими трансформаторами, трансформаторами собственных нужд выбран токопровод ТЭНЕ-20.

Пофазно-экранированные токопроводы с непрерывным кожухом имеют выемные изоляторы, с помощью которых крепится токоведущая алюминиевая шина цилиндрической формы. Кожух обеспечивает безопасность обслуживания, защищает проводники и изоляторы от пыли, влаги, случайного попадания посторонних предметов, исключает возможности междуфазных замыканий в пределах токопровода. Три фазы токопровода крепят на стальной балке.

Каждая фаза ТЭНЕ состоит из алюминиевой шины и алюминиевой цилиндрической оболочки - экрана. Шина центрируется и закрепляется в оболочке - экране по сечению тремя изоляторами, расположенными под углом 120°.

1.8.2 ОРУ 220 кВ

ОРУ 220 кВ выполнено по схеме две рабочие и обходная система шин.

В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными.

Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин Такое расположение (килевое) позволяет выполнять соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединять выключатель

Ошиновка ОРУ выполнена гибким сталеалюминевым проводом.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами -стандартные, железобетонные.

Шинные разъединители 1 системы шин расположены на типовой опорной конструкции ниже сборных шин, причём все три полюса - под средней фазой. Разъединители крепятся на опорных конструкциях высотой 2,5 метра.

Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

Все элементы ОРУ размещаются на бетонных основаниях.

На напряжении 220 кВ под устройствами, которые используют для работы масло (трансформаторы) создаются маслоприемники - заполненные гравием углубления. Эта мера направлена на снижение вероятности возникновения пожара и уменьшения повреждений при аварии на таких устройствах.

Кабели оперативных цепей, цепей управления релейной защиты, автоматики и воздухопровода прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без заглублений их в почву или металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ. Территория на которой располагаются ОРУ, в обязательном порядке огораживаются, по территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

1.9 Выбор способа синхронизации генераторов и сети

Включение генератора в сеть может быть выполнено по способу точной синхронизации или самосинхронизации.

Включение турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток в нормальных условиях должно осуществляться способом точной синхронизации.

В аварийных условиях, когда напряжение и частота в сети могут сильно колебаться, операция по включению генератора способом точной синхронизации может затянуться на продолжительное время или сопровождаться включением с большим углом расхождения векторов напряжения генератора в сети. В этих условиях турбогенераторы мощностью до 200 МВт включительно разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации.

Для включения генератора по способу точной синхронизации без броска тока в статоре и без резкого изменения вращающего момента ротора должны быть соблюдены три условия: равенство значений напряжения генератора и сети; совпадение этих напряжений по фазе; равенство частот генератора в сети.

Включение генератора в сеть при значительном неравенстве напряжений по значению и при большом угле расхождения по фазе вызовет появление в генераторе уравнительного тока и связанных с ним последствий. Особенно опасно включение генератора при несовпадении напряжений по фазе.

Однако точное соблюдение трех вышеуказанных условий, особенно двух последних, замедлило бы процесс синхронизации. Поэтому практически допускается возможность появления незначительных, неопасных толчков при включении генератора и синхронизация с соблюдением следующих, несколько отличающихся от указанных выше идеальных условий:

- напряжение генератора должно быть выше напряжения сети, но не более чем на 5%, с тем, чтобы он после включения принял на себя реактивную нагрузку;

- импульс на включение выключателя должен подаваться до подхода стрелки синхроноскопа к красной черте на угол, соответствующий времени включения выключателя, с расхождением не более 8-12°;

- частота вращения генератора должна быть близкой к частоте сети, чтобы стрелка синхроноскопа вращалась с частотой не более 2-3 об/мин.

Точная синхронизация проводится при помощи автоматического синхронизатора, а там где его нет - вручную.

По способу самосинхронизации генератор включается в сеть без возбуждения при частоте вращения, близкому к синхронной, после чего включается АГП, генератор возбуждается и в течение 1-2 с втягивается в синхронизм. Регулировочный реостат перед включением генератора должен быть установлен в положение ХХ. Во избежание пробоя изоляции обмотки ротора из-за появления перенапряжений она должна быть замкнута до включения АГП на резистор самосинхронизации.

Скорость подъема активной нагрузки после включения турбогенератора в сеть определяется допустимой скоростью набора нагрузки на турбину и котлоагрегат.

У турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток скорость набора реактивной нагрузки в нормальных условиях не должна превышать скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях не ограничивается.

2. Расчет релейной защиты элемента схемы станции

2.1 Защита блока генератор-трансформатор мощностью 110МВт

В соответствии с ПУЭ на блоках генератор-трансформатор мощностью 110 МВт предусматриваются следующие защиты:

1) От многофазных коротких замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах - продольная дифференциальная защита генератора;

2) От коротких замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора - поперечная дифференциальная токовая защита;

3) От замыканий на землю в обмотке статора генератора - защита первой и третьей гармоники напряжения нулевой последовательности, не имеющая зоны нечувствительности;

4) От всех видов коротких замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах - продольная дифференциальная токовая защита трансформатора;

5) Для резервирования действия основных продольных дифференциальных защит - общая продольная дифференциальная защита блока;

6) От замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла - газовая защита трансформатора;

7) От внешних симметричных коротких замыканий и для резервирования защит блока - дистанционная защита;

8) От внешних несимметричных коротких замыканий и перегрузок, а также для резервирования основных защит блока - токовая защита обратной последовательности с интегральной время-токовой характеристикой;

9) От симметричных перегрузок - токовая защита с использованием тока одной фазы;

10) От внешних коротких замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;

11) От асинхронного режима при потере возбуждения генератора - защита на реле сопротивления;

12) От повышения напряжения на турбогенераторе и трансформаторе при работе блока генератор-трансформатор на холостом ходу - защита от повышения напряжения;

13) От перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения - токовая защита с интегрально-зависимой характеристикой выдержки времени;

14) От замыканий на землю в одной точке цепи ротора турбогенератора - защита с наложением переменного напряжения частотой 25 Гц;

15) Автоматический пуск пожаротушения.

2.2 Продольная дифференциальная защита генератора

Защита выполняется на реле с тормозным действием и насыщающимся трансформатором ДЗТ-11/5. Реле имеет рабочую обмотку (144 витков) и тормозную обмотку (36 витков).

Тормозная обмотка включается во вторичную цепь трансформатора тока со стороны линейных выводов генератора. Она имеет дискретное регулирование числа витков (общее число витков 36).

Защита действует без выдержки времени на отключение выключателя блока, отключение выключателя трансформатора собственных нужд, на гашение поля генератора, на остановку турбины.

2.2.1 Расчет защиты

Определяется минимальный вторичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения:



где - магнитодвижущая сила срабатывания реле, Aв;

=100 Aв;

-число витков рабочей обмотки со стороны линейных выводов;

=144 витка.

Определение числа витков тормозной обмотки реле.

Определяется ток асинхронного хода:

где - сопротивление генератора

- сопротивление блочного трансформатора

- результирующие сопротивление системы (необходимо преобразовать расчётную схему таким образом, чтобы это сопротивление было результирующим от всех источников питания).

Определяется минимальный расчетный ток небаланса:

где - коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 0,5 при одинаковых трансформаторах тока на выводах генератора и в нейтрали;

E - полная погрешность трансформаторов тока, принимается равной 0,1;

- периодическая составляющая тока трехфазного к.з. на выводах генератора. Если ток асинхронного хода больше тока трехфазного короткого замыкания на выводах генератора, для расчета тока небаланса берется ток асинхронного хода.

Определяется намагничивающаяся сила, создаваемая током небаланса в рабочей обмотке реле при внешнем коротком замыкании:

где - коэффициент отстройки, принимается 1,6;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока линейных выводов генератора, равный =20000/5

Магнитодвижущая сила тормозной обмотки в условиях минимального торможения определяется по тормозной характеристике реле.

Определяется расчетное число витков тормозной обмотки:

Принимается ближайшее большее число =13 витков

Определяется коэффициент чувствительности защиты при отсутствии торможения, при двухфазном к.з. на выводах генератора в режиме работы на холостом ходу:

Чувствительность защиты в режиме торможения обеспечивается.

2.3 Поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в обмотке статора генератора

Защита выполняется на токовом реле РТ-40/Ф с фильтром высших гармоник и включается на трансформатор тока, установленный в перемычке между двумя нейтралями ветвей обмотки генератора.

Защита действует без выдержки времени на отключение выключателя блока, отключение выключателя ТСН, на гашение поля генератора, на остановку турбины.

2.3.1 Расчет защиты

Определяется первичный ток срабатывания защиты

где - номинальный ток статора генератора, А.

Определяется ток срабатывания реле:

где - коэффициент трансформации трансформаторов тока, установленных в перемычку между нейтралями параллельных обмоток статора генератора, принимается равным 1500/5.

Выбираем реле РТ - 40/Ф с диапазоном уставок 5 - 10 А .

2.4 Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора

На генераторах энергоблоков в качестве защиты от замыканий на землю, как правило, устанавливается блок-реле БРЭ -1301, состоящий из органов напряжения первой и третьей гармоник охватывающее всю обмотку статора без зоны нечувствительности. БРЭ 1301 выпускаются в двух исполнениях: на генераторах мощностью 300МВт и более устанавливается 33Г -11.

Орган первой гармоники в обоих исполнениях называется "реле напряжения" и выполняется одинаково. Он реагирует на напряжение нулевой последовательности первой гармоники; его уставки могут регулироваться в пределах 5 -20В. В БРЭ 1301 предусмотрена блокировка этого органа при однофазных коротких замыканиях на стороне ВН блока с помощью реле напряжения обратной последовательности.

Орган третьей гармоники в защите ЗЗГ -11 реагирует относительное результирующее сопротивление третьей гармоники обмотки статора со стороны нейтрали на землю и называется "реле сопротивления" (или "реле с торможением"). Уставки относительного сопротивления срабатывания (в относительных единицах) могут изменяться в пределах 0,3-3 (этому соответствуют коэффициенты торможения Кт=1/с.р.)

К органам защиты подается напряжение нулевой последовательности от трансформаторов напряжения соответственно через фильтры первой и третьей гармоник.

В защите 33Г-11 реле напряжения включается на трансформатор напряжения со стороны нейтрали, а к реле сопротивления (реле с торможением) подается выпрямленная сумма напряжений третьей гармоники от трансформаторов напряжения в нейтрали и на выводах генератора.

2.5 Продольная дифференциальная защита трансформатора блока

В дифференциальной защите, выполненной на реле ДЗТ-21(23). Для отстройки от бросков токов намагничивания (); содержащих большую апериодическую составляющую, используется время- импульсный принцип, реализованный посредством специального реагирующего органа.

Для улучшения отстройки от разнополярных бросков тока намагничивания выполняется торможение от второй гармоники в токе .

Использование время - импульсного принципа в сочетании с торможением от второй гармоники позволяет значительно повысить чувствительность защиты.

Минимальный ток срабатывания:

В реле ДЗТ-21 предусмотрены также цепи торможения от токов в плечах защиты (цепи "процентного торможения") при внешних коротких замыканиях. Торможение от токов плеч выполняется через промежуточные трансформаторы тока и выпрямители таким образом, чтобы результирующее торможение было пропорционально полу сумме тормозных токов (токов плеч).

Дифференциальная защита предназначена для защиты трансформаторов от коротких замыканий между фазами, на землю и от замыканий витков одной фазы.

2.6 Общая продольная дифференциальная защита блока

Общая продольная дифференциальная защита блока предусматривает выдержку времени около 0,3с для отстройки по времени от дифференциальной защиты генератора и трансформатора.

2.7 Газовая защита трансформатора

Газовая защита реагирует на газообразование внутри блока трансформатора, возникающее в результате разложения масла или разрушения изоляции под действием значительных повышений температур. Газовая защита реагирует также на понижение уровня масла.

Газовое реле имеет сигнальный элемент, срабатывающий на сигнал при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием, и отключающий элемент, срабатывающий на отключение при повреждениях

внутри блока трансформатора. Отключающий элемент действует без выдержки времени на отключение блока с остановом котла и турбины.

Защита выполняется на реле типа РГТ - 80.

2.8 Защита от внешних симметричных коротких замыканий

Для защиты от внешних симметричных коротких замыканий предусматривается дистанционная защита. Защита выполняется односистемной, одноступенчатой на одном из трех реле сопротивление в блок-реле БРЭ 2801.

На реле сопротивления подается разность токов трансформаторов тока, установленных на двух фазах линейных выводов генератора, и междуфазное напряжение от трансформатора напряжения со стороны линейных выводов генератора. Угол максимальной чувствительности реле градусов. Защита действует на отключение блока, гашение поля генератора и возбудителя и на останов турбины.

2.9 Защита от несимметричных коротких замыканий и перегрузок

На турбогенераторах 110 МВт токовая защита обратной последовательности выполняется с зависимой вдержкой времени, соответствующей нагрузочной характеристике генератора выполняется на фильтр реле типа РТФ - 6М.

Как правило, генераторы такого типа работают в режиме блока. Защита содержит ФТОП (фильтр токов обратной последовательности), две отсечки, сигнальной, пусковой и интегральный органы.

2.10 Защита от симметричных перегрузок

Защита предназначена сигнализировать о возникновении симметричной перегрузки и для ликвидации не допустимых перегрузок обмотки статора.

Защита выполняется на реле РТВК с высоким коэффициентом возврата (Кв=0.9), включенном в одну из фаз вторичной цепи трансформатора тока. Номинальный ток РТВК - 5А. Защита подключается к трансформатору тока одной фазы со стороны линейных выводов генератора и действует при перегрузках на отключение с зависимой от тока статора выдержкой времени.

Пусковой орган срабатывает без выдержки времени и осуществляет пуск интегрального органа.

2.11 Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю

На блоках с заземленной нейтралью защита выполняется с помощью двух токовых реле, включенных на ток нейтрали трансформатора блока.

Для обеспечения опережающего отключения при коротком замыкании на землю в сети блоков, работающих с разземленной нейтралью трансформатора, защита этих блоков должна иметь более высокую чувствительность, чем токовая защита нулевой последовательности блоков, у которых нейтрали трансформаторов заземлены.

При применении на блоках с разземленной нейтралью токовой защиты обратной последовательности расчетным режимом для согласования чувствительности является короткое замыкание на линии, отключившейся с другого конца быстродействующей защитой.

2.12 Защита от асинхронного режима при потере возбуждения генератора

Защита выполняется с помощью одного реле блок - реле БРЭ 2801. При потере возбуждения генератор работает в режиме потребления реактивной мощности из сети и при этом продолжает нести активную нагрузку.

В ряде случаев асинхронный режим мощных генераторов может оказаться недопустимым из - за глубокого снижения напряжения в сети, обусловленного дефицитом реактивной мощности, и в подобных случаях генератор должен быть отключен. Для чего и используется защита от потери возбуждения.

2.13 Защита от повышения напряжения на турбогенераторе и трансформаторе при работе блока генератор - трансформатор на холостом ходу

Защита предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения и действует на гашение поля в режиме холостого хода.

При отключении генератора от сети защита автоматически вводится в действие с выдержкой времени около трех секунд, перекрывающей длительность кратковременного повышения напряжения на выводах генератора из - за сброса нагрузки.

Выполняется на максимальном реле напряжения РСН 14- 30 с высоким коэффициентом возврата (кв=0,95) ; питание логической схемы реле осуществляется постоянным током 220 В .

Пусковой орган защиты (реле напряжения РСН 14 - 33 - 5 - 04) включен на линейное напряжение трансформатора напряжения, установленного на выводах генератора.

2.14 Защита от перегрузки ротора турбогенератора током возбуждения

Защита предназначена для предотвращения повреждения генератора при перегрузке обмотки ротора.

Для осуществления защиты применяется устройство РЗР - 1М - с двумя ступенями действия, каждая из которых имеет свою зависимую интегральную характеристику выдержку времени. Первая ступень используется для двухступенчатого развозбуждения генератора, а вторая действует на отключение.

РЗР - 1М выпускается в двух исполнениях, отличающихся выдержками времени. При двойной кратности тока выдержка времени второй ступени I исполнения 20 секунд, а II исполнения 30 секунд. Выдержка времени первой ступени в обоих исполнениях ниже второй ступени на 20 %.

В защите имеется входное преобразовательное устройство, позволяющее настроить РЗР - 1М на заданный номинальный вторичный ток ротора при его значениях (0,7 - 1,2) I _ном устройства. В защите имеются сигнальный и пусковой органы. Диапазон уставок сигнального органа (1 - 1,2) I_{рот.ном} - рекомендуется 1,05, пускового органа (1,05 - 1,25) I_{рот.ном} - рекомендуется 1,1.

2.15 Защита от замыканий на землю в одной точке цепи ротора турбогенератора

Защита выполняется на реле типа КЗР - 3. Данная защита замещает сопротивление изоляции обмотки ротора относительно земли. Защита является переносной. Выполняется с наложением на цепь возбуждения первичного тока с частотой 25 Гц, который подводиться от отдельного источника при помощи специальной контактной щетки. Защита имеет две уставки:

- при снижении сопротивления в цепи возбуждения до 10 кОм - с действием на сигнал;

- при снижении сопротивления в цепи возбуждения до - 4 кОм - с действием на отключение.

2.16 Автоматический пуск пожаротушения

Первичный ток срабатывания защиты нулевой последовательности в схеме пуска устройства тушения пожара выбирается по условию обеспечения надежной работы этого реле при замыкании на корпус трансформатора блока. Реле тока нулевой последовательности включается на трансформатор тока с коэффициентом трансформации К_I=(300/5 - 600/5) и ориентировочно принимается реле типа РТ - 40/2.

3. Расчёт заземляющего устройства

Заземление какой-либо части электроустановки - это преднамеренное соединение ее с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или ее элементов в выбранном режиме. На подстанции предусмотрено 3 типа заземления:

Рабочее - заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или установки, например, заземление нейтралей трансформатора.

Заземление молниезащиты (грозозащитное) - заземление, предназначенное для отвода в землю тока молнии и атмосферных перенапряжений от молниеотводов, защитных тросов и разрядников и для снижения потенциалов отдельных частей установки по отношению к земле. Заземления грозозащиты по своему назначению делятся на два типа: заземления, входящие в комплекс защиты от прямых ударов молнии и заземления, входящие в комплекс защиты от вторичных проявлений молнии.

Защитное - заземление, предназначенное для защиты персонала от опасных напряжений прикосновения. Все металлические части электроустановки нормально не находящиеся под напряжением, но, способные оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надёжно соединиться с землёй.

Заземление обязательно во всех электроустановках при напряжении 380В и выше переменного тока, 440В и выше постоянного тока. Для всех трёх типов заземления используется одно заземляющее устройство. Для его выполнения используются естественные и искусственные заземлители.

В качестве естественных заземлителей используются водопроводные трубы, металлические трубопроводы, проложенные в земле, свинцовые оболочки кабелей, заземлители опор линии.

В качестве искусственных заземлителей применяют прутковую круглую сталь или полосовую сталь, толщиной не менее 4 мм. Количество заземлителей определяется расчётом в зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения прикосновения. Размещение искусственных заземлений производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади занятой оборудованием. Для этого на территории ОРУ прокладывают заземляющие полосы на глубине - 0,5-0,7 м вдоль рядов оборудования и выравнивающие полосы в поперечном направлении, то есть образуется заземляющая сетка, по периметру располагают вертикальные заземлители.

Рисунок 3.1 - Сложный заземлитель

Параметры заземляющего устройства в основном определяются нормативным сопротивлением заземлителя и характеристикой грунта.

Грунт, в котором устанавливается заземлитель, многослойный, но для упрощения расчётов выполняется как двухслойный. Толщина верхнего слоя принимается равной h=2м (глубина промерзания). Характеристикой грунта является удельное сопротивление: - верхнего слоя, - нижнего слоя.

Для проектируемой подстанции 220 кВ принимается грунт - суглинок с удельными сопротивлениями , .

Составляется действительный план заземляющего устройства.

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим контуром, так чтобы они в совокупности образовали замкнутой контур. В целях выравнивания потенциала следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку. Продольные заземлители должны быть проложены вдоль рядов электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м и на расстоянии 0.8-1,0 м от фундамента или основания оборудования. Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах среди оборудования на глубине 0,5-0,7 м. расстояние между ними рекомендуется увеличивать от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое, начиная от периферии и последующие расстояния не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0; и 20,0м.

Длина ячейки 81 м, шаг ячейки 15,4 м.

Площадь ОРУ 220 кВ определяется в соответствии с выбранной схемой.

Рисунок 3.2 - Действительный план заземляющего устройства

Рассчитывается длина горизонтальных полос.

Ток однофазного короткого замыкания рассчитан в разделе расчет токов замыкания на землю. Для расчетной точки короткого замыкания составляет 2269 А.

Расчёт заземляющего устройства

Коэффициент прикосновения.

Потенциал на заземлителе.

Сопротивление заземляющего устройства.

Действительный план заземляющего устройства преобразуется в расчётную квадратную модель со сторонами .

Число ячеек по стороне квадрата.

Принимаем m=12.

Длина полос в расчётной модели.

Длина сторон ячейки.

Число вертикальных заземлителей по периметру контура

Общая длина вертикальных заземлителей

Относительная глубина.

Найдём напряжение прикосновения.

4. Специальное задание

4.1 Защита от перенапряжений подстанции

Молниезащита (грозозащита) подстанций - система, позволяющая защитить подстанцию от воздействий молнии. Она включает в себя внешние и внутренние устройства. Устройство молниезащиты подстанций является обязательным мероприятием и регламентируется нормативными документами:

Расчет и автоматическое построение зон молниезащиты выполняются в соответствии со следующими нормативными документами:

- СО 153?34.21.122?2003 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных предприятий";

- РД 34.21.122?87 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений";

- СТО Газпром 2?1.11?170?2007 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и коммуникаций ОАО "ГАЗПРОМ";

- РД-91.020.00-КТН-276?07 "Нормы проектирования молниезащиты объектов магистральных нефтепроводов и коммуникаций ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ" и дочерних акционерных обществ";

- ДСТУ Б В.2.5?38:2008 "Устройство молниезащиты зданий и сооружений".

Формируемая документация строго соответствует требованиям российских государственных и отраслевых стандартов.

Суть молниезащиты состоит в том, чтобы электрический разряд, возникший в результате удара молнии, пропустить к земле по специальному защитному контуру в обход оборудования электроустановки.

Защита от прямых ударов молнии ОРУ 220 кВ и выше должна быть выполнена стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми, как правило, на конструкциях ОРУ. Следует использовать также защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т. п.). Установка молниеотводов на порталах, расположенных вблизи трансформаторов или шунтирующих реакторов, допускается при выполнении требований: На трансформаторных порталах, порталах шунтирующих реакторов и конструкциях ОРУ, удаленных от трансформаторов или реакторов по магистралям заземления на расстояние менее 15 м, молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон не более 350 Ом·м и при соблюдении следующих условий:

Расстояние по воздуху от конструкций ОРУ, на которых установлены молниеотводы, до токоведущих частей должно быть не менее длины гирлянды.

Соответственно, в общем случае, система молниезащиты состоит из:

- молниеотвода, принимающего на себя атмосферный разряд;

- защитного контура;

- заземляющего устройства.

Если подстанция является отдельным сооружением (открытой), то ее система молниезащиты должна содержать все три компонента.

4.2 Расчет грозозащиты электрической части проектируемой подстанции

Защита ОРУ-220кВ выполняется стержневыми молниеотводами установленными на линейных или трансформаторных порталах, либо отдельно стоящих.

Стержневые молниеотводы выполняются в виде металлических стержней молниеприемника.

Зоной защиты принято называть пространство вокруг молниеотвода, попадание в которое разрядов молнии маловероятно. Рассчитываемая подстанция защищается четырьмя стержневыми молниеотводами, зона защиты которых превышает сумму зон защиты одиночных или двойных молниеотводов.