Объем ВКР 71 с., 8 рис, 22 табл., 10 источников.

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА, ТРАНСФОРМАТОРЫ, ШИНЫ, ВЫКЛЮЧАТЕЛИ, ИЗОЛЯТОРЫ, РАЗЪЕДИНИТЕЛИ

Объектом исследования является понизительная трансформаторная подстанция напряжением 35/10 кВ.

Цель работы - техническое перевооружение подстанции в виде замены устаревшего оборудования для повышения надежности электроснабжения потребителей.

В процессе работы проводились расчеты нагрузок подстанции, токов короткого замыкания на шинах РУ 35 кВ, РУ 10кВ. Также была проведена оценка загруженности силового трансформатора, проверено имеющееся оборудование по критериям надежности.

Также была проведена оценка целесообразности замены вентильных разрядников на нелинейные ограничители перенапряжения.

Содержание

Составляем схему замещения, в которой элементы расчетной схемы энергоснабжения представлены в виде эквивалентных сопротивлений. В связи с тем, что активное сопротивление пренебрежимо мало, оно не учитывается. При расчетах основным является индуктивное сопротивление расчетной схемы замещения (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 ? Расчетная схема замещения

В качестве базисных условий принимаем: SБ=10 МВА, UБ1=35 кВ, UБ2=10кВ.

Базисные токи находятся по формуле:

(4.1.1)

Сопротивление системы составляет:

(4.1.2)

Сопротивление линии составляет:

(4.1.3)

где Худ- удельное сопротивление линии равное 0,33 для АС-95.

Сопротивление обмотки ВН силового трансформатора составляет:

(4.1.4)

По полученным данным изобразим схему замещения с рассчитанными параметрами, рисунок 4.3

Рисунок 4.3 ? схема замещения с расчетными параметрами

4.2 Определение тока короткого замыкания на стороне ВН в точке К1

Преобразуем схему на рисунке 4.3 для расчета токов К.З. в точке К1:

(4.2.1)

По полученным данным рисуем схему замещения, рисунок 4.4.

Рисунок 4.4 ? схема замещения для точки К1

Определяется реальная величина токов короткого замыкания на шинах низкого и высокого напряжения:

(4.2.2)

где

Определение ударного тока:

(4.2.3)

где Ку=1,7

4.3 Определение тока короткого замыкания на стороне НН в точке К2

Преобразуем схему на рисунке 4.3 и на рисунке 4.4 для расчета токов К.З. в точке К2.

(4.3.1)

По полученным данным рисуем схему замещения, рисунок 4.5:

Рисунок 4.5 ? Схема замещения для точки К2

Определяется реальная величина токов короткого замыкания на шинах низкого и высокого напряжения.

(4.3.2)

где

Определение ударного тока:

(4.3.3)

где К_у=1,608

Результаты расчетов заносятся в сводную ведомость токов короткого замыкания, таблица 3.1.

подстанция ток трансформатор разрядник

Таблица 3.1 ? Сводная ведомость токов короткого замыкания

5. Выбор электрических аппаратов

Оборудование подстанции должно надежно работать при любых режимах его работы. Также должно выполняться требование к уменьшению потерь в токоведущих частях при как можно меньшей стоимости самого оборудования. При этом в обязательно обеспечивается устойчивость оборудования к максимальным токам КЗ, которые могут возникнуть при работе оборудования.

5.1 Выбор и проверка оборудования РУ 35 кВ

Установленные на подстанции выключатели ВМ-35 и ВТ-35 являются масляными, которые имеют меньшую надежность и худшие технические характеристики относительно вакуумных и элегазовых того же класса напряжения. Поэтому целесообразно заменить данный выключатель на элегазовые.

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению, отключающей способности, климатическому исполнению.

Современные рекомендации по проектированию подстанции указывают, при напряжениях установки 35 кВ необходимо применять вакуумные или элегазовые выключатели, в РУ напряжением 10(6) кВ необходимо применять вакуумные выключатели.

Расчетные параметры сети необходимые для выбора и проверки выключателя представлены ниже:

Максимальный рабочий ток:

(5.1.1.1)

Периодическая составляющая начального тока трехфазного КЗ:

Значение ударного тока:

Выбранный выключатель ВГТ-35 имеет технические характеристики, представленные в таблице 5.1.

Таблица 5.1 ?Технические характеристики ВГТ-35

Условные обозначения, принятые в таблице 4.4:

U_ном, кВ - номинальное напряжение;

I_ном., А - номинальный ток;

I_ном.о, А - номинальный ток отключения;

, % - нормированное содержание апериодической составляющей тока КЗ;

i_ном.д, А - предельный сквозной ток;

i_ном.в, А - наибольший ток пика включения;

I_ном.T/Т, кА/с - ток термической стойкости/допустимое время его действия;

Т_o, с - полное время отключения;

Т_со, с - собственное время отключения.

Выбранный выключатель, должен удовлетворять условиям:

Проверка на коммутационные способности выключателя.

1 Проверка по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения

(5.1.1.2)

б) проверка на отключение апериодической составляющей тока КЗ

(5.1.1.3)

(5.1.1.4)

(5.1.1.5)

где ф- расчётное время размыкания дугогасительных контактов;

Т_а=0,2- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

t_р.з.-минимальное время действия релейной защиты(примем равное 0,01 );

t_с.в.-собственное время отключения выключателя(оно равно 0,03 с).

Найдем i_а.ном :

(5.1.1.6)

где -номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения.

Условие выполняется:

2. Проверка по включающей способности:

(5.1.1.7)

3. Проверка на электродинамическую стойкость:

(5.1.1.8)

4. Проверка на термическую стойкость:

(5.1.1.9)

где I_тер=50 кА - ток термической устойчивости; t_тер=3с - время протекания тока термической устойчивости.

После того как был выбран выключатель и стали известны его технические характеристики, а именно собственное время отключения выключателя, можно определить интеграл Джоуля.

Рассчитаем интеграл Джоуля:

(5.1.1.10)

Условие выполняется:

Произведенный расчет показал, что выбранный элегазовый выключатель ВГТ-35 вместо масляных ВМ-35 и ВТ-35 удовлетворяет всем требованиям, предъявляемым к нему и пригоден к установке в открытом распределительном устройстве 35 кВ.

5.1.2 Проверка разъединителей ОРУ 35 кВ

На подстанции 35/10 Средний Икорец в ОРУ 35 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-35/1000 и РНДЗ-2-35/1000, соответственно с одним и двумя заземляющими ножами. Для данных разъединителей необходимо провести проверку.

Проверка разъединителей проводят по напряжению установки, по максимальному рабочему току, по конструкции, по роду установки.

Расчетные параметры сети необходимые для в проверки разъединителя представлены ниже:

Максимальный рабочий ток:

(5.2.2.1)

Периодическая составляющая начального тока трехфазного КЗ:

Значение ударного тока:

Разъединитель должен соответствовать следующим условиям:

Технические характеристики разъединителя представлены в таблице 5.

Таблица 5.2 ? Технические характеристики разъединителей

Проверка разъединителя на динамическую стойкость:

(5.2.2.2)

Условие выполняется:

Проверка разъединителя по термической стойкости:

(5.2.2.3)

где I_тер=25 - ток термической устойчивости; t_тер=3с - время протекания тока термической устойчивости.

(5.2.2.4)

Условие выполняется:

.

5.1.3 Выбор токопровода ОРУ 35 кВ

Как сказано в рекомендациях справочной и учебной литературы, на подстанциях в ОРУ в качестве токопроводов применяют гибкие провода АС или жёсткие шины. Выбор токопроводов проводится по допустимому току в форсированном режиме:

Определим максимальный рабочий ток для СН:

(5.2.3.1)

где -номинальная мощность трансформатора.

По условию:

(5.2.3.2)

Согласно таблице Т 1.3.30 в ПУЭ для круглого и трубчатого сечений выберем:

- внутренний диаметр трубы равен 13 мм;

- наружный диаметр трубы равен 16 мм;

- допустимый ток равен 295 А.

.

Выбранный токопровод проверим по термической стойкости при КЗ по условию:

(5.2.3.3)

Найдем :

(5.2.3.4)

где

термический коэффициент для неизолированных алюминиевых шин и проводов, выбираемый по справочным таблицам.

Рассчитаем сечение труб:

(5.2.3.5)

где и - внешний и внутренний диаметры алюминиевой трубы.

Проверки на термическую стойкость при коротких замыканиях выполняется:

.

Проверка токопровода на электродинамическую стойкость.

Определим наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ :

(5.2.3.6)

где расстояние между фазами шинной конструкции (согласно таблице ПУЭ №4.2.5 наименьшее расстояние в свету между токоведущими частями разных фаз в ОРУ (подстанций) напряжением составляет а=440 мм).

Вычислим изгибающий момент:

(5.2.3.7)

где длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции.

Найдем напряжение в материале шин под действием изгибающего момента:

(5.2.3.8)

где W- момент сопротивления шины оси перпендикулярной действию усилия.

Момент сопротивления шины определяется по формулам в зависимости от конструкций шин:

(5.2.3.9)

Напряжение в материале шин под действием изгибающего момента:

(5.2.3.10)

Допустимое напряжение алюминиевых шин материала АДЗЗТ из справочной таблицы:

.

Так как

,

то выбранные шины удовлетворяют условию динамической устойчивости.

5.1.4 Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ

Для крепления жестких шин применяют опорные изоляторы. Их выбирают по номинальному напряжению:

(5.2.4.1)

По допустимой нагрузке:

(5.2.4.2)

где F_РАСЧ - расчетная сила, действующая на головку изолятора,

F_ДОП - допустимая нагрузка на головку изолятора, - мощность установки.

Тип выбранного опорного-стержневого изолятора для наружной установки и его параметры представлены в таблице 5.3

Таблица 5.3 ? Параметры опорного-стержневого изолятора ОНС 35-1000

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

(5.2.4.3)

где -разрушающая нагрузка на изгиб.

Рассчитаем :

(5.2.4.4)

где а=440 мм - расстояние между фазами;

l=2 м - длина пролета между изоляторами;

=8345 А-ударный ток КЗ на стороне ВН;

К_h- поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро. К_h =1,т.к шина трубчатого сечения.

Так как , то допустимая нагрузка на головку изолятора

Выбранный опорно-стержневой изолятор наружной установки РУ 35 кВ соответствует:

5.1.5 Замена разрядников РВС-35 на ОПН

На стороне 35 кВ для защиты обмоток трансформаторов установлены разрядники РВС-35. Из-за ряда недостатков вентильных разрядников по сравнению с ОПН целесообразно провести замену оборудования.

Ограничители перенапряжения предназначены для защиты изоляции оборудования подстанции от атмосферных и коммутационных перенапряжений. Для установки на стороне высокого напряжения рекомендуется ограничитель перенапряжения ОПН-П1-35/40,5/10/2УХЛ1

Выбранный ограничитель перенапряжения имеет технические характеристики, представленные в таблице 5.4

Таблица 5.4 ? Технические характеристики ОПН 35 кВ

5.1.6 Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ

До технического перевооружения на подстанции не было трансформаторов тока в ОРУ 35. Я принял решения выбрать и установить трансформаторы тока.

Условия выбора трансформатора тока:

(5.2.6.1)

(5.2.6.2)

Данные условия удовлетворяет трансформатор тока ТФНД-35. Выбранный трансформатор тока необходимо проверить на электродинамическую и термическую стойкость. Технические характеристики представлены в таблице 5.5

Таблица 5.5 ? Технические характеристики трансформатора тока ТФНД-35

Проведем проверку выбранного трансформатора тока.

1 Проверка на электродинамическую стойкость:

(5.2.6.3)

где - коэффициент электродинамической стойкости.

,

2 Проверка на термическую стойкость:

, (5.2.6.4)

где - коэффициент термической стойкости.

,

.

Проверка показала, что выбранный трансформатор тока может быть установлен в силовую цепь. Условия выполняются.

5.1.7 Выбор трансформатора напряжения 35 кВ

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до значения 100 или 100/1,732 и для отделения цепей измерения и релейной защиты от цепей высокого напряжения.

При выборе трансформатора напряжения учитываются следующие условия:

1. Номинальное напряжение первичной обмотки должно быть равно номинальному напряжению сети.

2. Для защиты ТН от повреждений в цепи нагрузки во вторичную цепь включается предохранитель. Ток защитных аппаратов равен току нагрузки.

3. Для питания счётчиков электроэнергии используются ТН класса 0,5. Для щитовых приборов используются ТН класса 1,0 и 3,0. Требования к ТН со стороны низкого напряжения диктуются условиями работы релейной защиты и мощностью потребляемой измерительными приборами. Суммарная нагрузка ТН не должна превышать номинальное значение при требуемом классе точности.

Мной выбран трансформатор напряжения ЗНОМ-35, который имеет следующие технические характеристики, представленные в таблице 5.6.

Таблица 5.6 ? Технические характеристики ЗНОМ-35

Так как к данному трансформатору напряжения подключены не только устройства релейной защиты, а также вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений, то его необходимо проверить по классу точности и вторичной нагрузке.

Установленные вольтметры имеют следующие технические характеристики, представленные в таблице 5.7

Таблица 5.7 ? Технические характеристики установленных вольтметров

Трансформатор будет работать в классе точности 1 в этом классе точности .

Проверим выбранный трансформатор по вторичной нагрузке

(5.2.7.1)

(5.2.7.2)

5.2 Выбор и проверка оборудования 10 кВ

5.2.1 Описание конструкции КРУ 10 кВ

Трансформаторная подстанция 35/10 кВ комплектуется шкафами КРУН КРН-III-10У1, состоящих из отдельных шкафов, соединённых между собой и общего коридора управления. Комплектное распределительное устройство (КРУ) - защищенное электротехническое устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии и состоящее из шкафов КРУ со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, а также с несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами. В них установлен выключатель BB/TEL-10-20/1000, трансформаторы тока ТПЛ-10, трансформаторы напряжения НАМИ-10.

5.2.2 Проверка выключателей 10 кВ

Расчетные параметры сети необходимые для проверки выключателя представлены ниже:

Максимальный рабочий ток:

(5.3.2.1)

Периодическая составляющая начального тока трехфазного КЗ:

Значение ударного тока:

Установленный на подстанции выключатель BB/TEL-10-20/1000 имеет технические характеристики, представленные в таблице 5.8

Таблица 5.8 ? Технические характеристики выключателя BB/TEL-10-20/1000

Условные обозначения, принятые в таблице 5.5:

U_ном, кВ - номинальное напряжение;

I_ном., А - номинальный ток;

I_ном.о, А - номинальный ток отключения;

, % - нормированное содержание апериодической составляющей тока КЗ;

i_ном.д, А - предельный сквозной ток;

i_ном.в, А - наибольший ток пика включения;

I_ном.T/Т, кА/с - ток термической стойкости/допустимое время его действия;

Т_o, с - полное время отключения;

Т_со, с - собственное время отключения.

Выбранный выключатель, должен удовлетворять условиям:

Проверка на коммутационные способности выключателя.

1 Проверка по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

(5.3.2.2)

б) проверка на отключение апериодической составляющей тока КЗ:

(5.3.2.3)

(5.3.2.4)

(5.3.2.5)

где ф- расчётное время размыкания дугогасительных контактов;

Т_а=0,18- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

t_р.з.-минимальное время действия релейной защиты(примем равное 0,01 с);

t_с.в.-собственное время отключения выключателя(оно равно 0,015 с).

Найдем :

(5.3.2.6)

-номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения.

Условие выполняется:

2. Проверка по включающей способности:

(5.3.2.7)

3 Проверка на электродинамическую стойкость:

(5.3.2.8)

4 Проверка на термическую стойкость:

(5.3.2.9)

где Iтер=20 кА - ток термической устойчивости;

tтер=3с - время протекания тока термической устойчивости.

После того как был проверен выключатель и стали известны его технические характеристики, а именно собственное время отключения выключателя, можно определить интеграл Джоуля.

Рассчитаем интеграл Джоуля:

(5.3.2.10)

Условие выполняется:

Произведенные расчеты показывают, что установленный вакуумный выключатель BB/TEL-10-20/1000 удовлетворяет представленным к нему требованиям по надежности.

5.2.3 Проверка разъединителей 10 кВ

Проверка разъединителя в цепи ТСН.

В цепи трансформатора собственных нужд установлен разъединитель типа РВЗ-10/400 I, технические характеристики которого представлены в таблице 5.9

Таблица 5.9 ? Технические характеристики РВЗ-10/400 I

Расчетные параметры сети необходимые для в проверки разъединителя представлены ниже:

Максимальный рабочий ток:

(5.3.3.1)

Периодическая составляющая начального тока трехфазного КЗ:

Значение ударного тока:

Разъединитель должен соответствовать следующим условиям:

Проверка разъединителя на динамическую стойкость:

(5.3.3.2)

Условие выполняется:

Проверка разъединителя по термической стойкости:

(5.3.3.3)

где I_тер=20 - ток термической устойчивости; t_тер=3с - время протекания тока термической устойчивости.

(5.3.3.4)

Условие выполняется:

.

5.2.4 Выбор токопровода 10 кВ

На стороне 10 кВ выберем жесткую ошиновку. Проверка ведется как при выборе токопровода 35 кВ.

Определим максимальный рабочий ток для НН:

(5.3.4.1)

где -номинальная мощность трансформатора.

По условию:

(5.3.4.2)

Принимаем шины алюминиевые однополюсные прямоугольного сечения:

- высота равна 40 мм;

- ширина равна 4 мм;

- допустимый ток равен 480 А.

.

Выбранный токопровод проверим по термической стойкости при КЗ по условию:

(5.3.4.3)

Найдем :

(5.3.4.4)

Найдем сечение шин :

(5.3.4.4)

где -высота шин,-ширина шин.

.

Проверка токопровода на электродинамическую стойкость.

Определим наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ:

(5.3.4.5)

где расстояние между фазами шинной конструкции (согласно таблице ПУЭ №4.2.5 наименьшее расстояние в свету между токоведущими частями разных фаз в ОРУ (подстанций) напряжением составляет а=220 мм).

Вычислим изгибающий момент:

(5.3.4.6)

где длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции.

Найдем напряжение в материале шин под действием изгибающего момента:

(5.3.4.7)

Момент сопротивления шины:

(5.3.4.8)

Напряжение в материале шин под действием изгибающего момента:

Допустимое напряжение алюминиевых шин материала А1 из справочной таблицы:

.

Так как , то выбранные шины удовлетворяют условию динамической стойкости.

5.2.5 Выбор опорных изоляторов 10 кВ

Выбор и проверка опорных изоляторов производится для жесткой ошиновки производится аналогично выбору изоляторов для ОРУ 35 кВ.

Их выбирают по номинальному напряжению:

По допустимой нагрузке:

где F_РАСЧ - расчетная сила, действующая на головку изолятора, F_ДОП - допустимая нагрузка на головку изолятора, - мощность установки.

Тип выбранного опорного-стержневого изолятора для наружной установки и его параметры представлены в таблице 5.10

Таблица 5.10 ? Технические характеристики изолятора ОНС 10-2000

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

(5.3.5.1)

где -разрушающая нагрузка на изгиб.

Рассчитаем :

(5.3.5.2)

где а=220 мм - расстояние между фазами;

l=2 м - длина пролета между изоляторами;

К_h- поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на ребро.

Рассчитаем К_h:

(5.3.5.3)

где -высота изолятора,

. (5.3.5.4)

Так как , то допустимая нагрузка на головку изолятора:

Выбранный опорно-стержневой изолятор наружной установки РУ 10 кВ соответствует:

(5.3.5.5)

(5.3.5.6)

5.2.6 Выбор проходных изоляторов

Проходные изоляторы устанавливаются для ввода токопроводов КРУН или ЗРУ. Их выбирают по номинальному напряжению установки

;

по допустимой нагрузке

,

по максимальному рабочему току. Проходные изоляторы выбираются только для НН.

Проходные изоляторы наружной установки в РУ 10 кВ:

(5.3.6.1)

(5.3.6.2)

(5.3.6.3)

Расчетная сила, действующая на головку изолятора:

(5.3.6.4)

где -расстояние от вывода до опорного изолятора. Это расстояние лежит от 1 м до 3 м. Принимаем =3 м;

f_ф- максимальная сила, действующая на среднюю фазу:

(5.3.6.5)

где -расстояние между фазами шинной конструкции;

=6740 А-ударный ток КЗ на стороне НН.

Максимальный рабочий ток берем из ведомости наргузок в контрольный день.

В таблице 5.11 представлены тип выбранного проходного изолятора для наружной установки и его параметры

Таблица 5.11 ? Параметры ИП-10/630-750 У1

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

Выбранный проходной изолятор наружной установки РУ 10 кВ соответствует:

5.2.7 Проверка ТСН

Трансформаторы собственных нужд 10/0,4 кВ, которые установлены на подстанции необходимы для обеспечения питания цепей автоматики, обогрева и освещения, цепи завода пружин выключателей и т.п.

Трансформаторы собственных нужд постоянно находятся под напряжением.

Трансформаторы собственных нужд подключены к стороне низкого напряжения через разъединитель и предохранители.

Как уже было сказано выше, ТСН должен полностью обеспечивать всю нагрузку собственных нужд подстанции. Расчет потребной мощности для подстанции сведен в таблицу 5.12

Таблица 5.12 ? Потребители ТСН, их мощность и количество

На подстанции установлены трансформаторы собственных нужд типа ТМ-25, имеющие технические характеристики, представленные в таблице 5.13.

Таблица 5.13 ? Технические характеристики ТСН

Мощность трансформатора собственных нужд определяется по формуле:

(5.3.7.1)

где k_c - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять k_c=0,8;

Q_уст - реактивная мощность двигательной нагрузки при .

Трансформатор собственных нужд удовлетворяет требованиям

Схема подключения ТСН к сети НН ПС зависит от системы оперативного тока. Если оперативный ток переменный или выпрямленный, то ТСН подключается непосредственно к выводу обмотки НН силового трансформатора до вводного выключателя. Если используется постоянный оперативный ток, то ТСН подключается к сборным шинам НН. Если мощность ТСН не превышает 63 кВА, то он устанавливается в одну из ячеек КРУН. ТСН, имеющий мощность более 63 кВА, устанавливается на отдельную площадку.

5.2.8 Выбор предохранителя ТСН

Для защиты ТСН от КЗ используют плавкие предохранители, устанавливаемые на высокой стороне трансформатора.

Выбор предохранителя для защиты трансформатора собственных нужд.

Выбор предохранителя происходит по следующим условиям:

(5.3.8.1)

(5.3.8.2)

(5.3.8.3)

(5.3.8.4)

Выберем предохранитель типа ПКТ, технические характеристики которого представлены в таблице 5.14.

Таблица 5.14 ? Технические характеристики предохранителя ПКТ

(5.3.8.5)

5.2.9 Проверка трансформатора напряжения 10 кВ

На подстанции установлен трансформатор напряжения НАМИ-10, имеющий характеристики, представленные в таблице 5.15.

Таблица 5.15 ? Технические характеристики НАМИ-10

Проверка производится таким же образом как у ТН 35 кВ.

Вторичные нагрузки трансформатора напряжения представлены в таблице 5.16.

Таблица 5.16 ? Вторичные нагрузки трансформатора напряжения

Трансформатор работает в классе точности 0,5. Его мощность равна 200 ВА.

Проверим выбранный трансформатор по вторичной нагрузке:

(5.3.9.1)

(5.3.9.2)

(5.3.9.3)

Проверка условия:

.

Для защиты трансформатора напряжения от аварийных ситуаций выберем предохранитель по напряжению. Типа предохранителя ПКН 001-10У1 и его параметры представлены в таблице 5.16

Таблица 5.16 ? Технические характеристики предохранителя ПКН

5.2.10 Проверка трансформаторов тока 10 кВ

На стороне 10 кВ подстанции 110/35/10 Добрино установлены трансформаторы тока типа ТПЛ-10.Их проверка ведется в том же порядке что и проверка трансформаторов тока 35 кВ, а также ТТ 10 кВ проверяются по вторичной нагрузке.

Параметры установленного на подстанции трансформатора тока представлены в таблице 5.17.

Таблица 5.17 ? Технические характеристики трансформатора тока ТПЛ-10

На стороне 10 кВ установлено несколько трансформаторов тока ТПЛ-10 с различными номинальными токами. Проверим трансформатор, имеющий наименьший номинальный ток. Это ТПЛ-10 50/5 , установленный в линии ВЛ-10-2.

Характеристики приборов устанавливаемых, для измерения велечин на стороне НН представлены в таблице 5.18.

Таблица 5.18 ? Характеристики приборов подключенных к ТТ

Проведем проверку трансформатора тока ТПЛ-10 50/5:

I_тер=4 кА; I_дин=25 кА; t_тер=1с

1 Проверка на электродинамическую стойкость:

(5.3.10.1)

где - коэффициент электродинамической стойкости.

2 Проверка на термическую стойкость:

(5.3.10.2)

где - коэффициент термической стойкости.

,.

3 Проверка по вторичной нагрузке:

(5.3.10.3)

где - номинальная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

- вторичная нагрузка.

Предполагается, что индуктивное сопротивление токовых цепей мало, получаем

(5.3.10.4)

Формула для расчета :

(5.3.10.5)

где - сопротивление приборов;

- сопротивление соединительных проводов;

- сопротивление контактов.

Рассчитаем сопротивление приборов:

(5.3.10.6)

Сопротивление контактов берем равное , т.к. 3 прибора.

Рассчитаем сопротивление проводов:

(5.3.10.7)

.

Рассчитаем :

.

Проверяем условие:

(5.3.10.8)

.

Вычислим сечение провода в цепи.

В данной измерительной цепи используется алюминиевый провод.

Рассчитаем сечение алюминиевого провода:

(5.3.10.9)

где - удельное сопротивление материала;

- расчетная длина, которая зависит от схемы соединения трансформатора.

Схема соединения трансформатора: включение в неполную звезду. В этом случае . в расчетном проектировании принимают следующим от 3,2 до 4,8 м - для цепей 6-10 кВ. Принимаем , следовательно,.

.

Выберем провод АКВРГ сечением по условию механической прочности для алюминиевых проводов.

После проверки трансформатора тока ТПЛ-10 50/5 можно сделать вывод о том, что остальные трансформаторы также удовлетворяют условиям проверки, так как имеют больший номинальный ток, а, следовательно, и большие токи термической и динамической стойкости.

5.2.11 Замена разрядников на стороне 10 кВ на ОПН

Выбор ограничителя перенапряжения на стороне 10 кВ аналогичен выбору ОПН на стороне 35 кВ

Выбранный ОПН имеет характеристики, представленные в таблице 5.19.

Таблица 5.19? Характеристики ОПН 10 кВ

6. Специальный вопрос

Под перенапряжением обычно понимают повышение до опасных величин разности потенциалов на изоляции, возникающие при различных кратковременных процессах в электрической цепи. Перенапряжения разделяются на внешние и внутренние. К внешним относятся, например, атмосферные перенапряжения, которые возникают при поражении электроустановок разрядами молнии.

Внутренние перенапряжения возникают при различных аварийных процессах: при резких нарушениях установившегося режима работы электрической цепи, при включениях и отключениях линий электропередачи, трансформаторов, при внезапных изменениях нагрузки и т. п. Они разделяются на коммутационные и резонансные.

Коммутационные перенапряжения определяются быстродействием коммутационных аппаратов и величинами емкости и индуктивности цепи. Они не превышают испытательных напряжений изоляции электрического оборудования и обычно бывают кратковременными (за исключением дуговых замыканий на землю), а поэтому не очень опасны для оборудования электроустановок.

Резонансные перенапряжения возникают вследствие изменения соотношений между индуктивностями и емкостями в результате коммутационных операций или при неудачном их сочетании в данной цепи. Резонансные перенапряжения могут существовать продолжительное время.

Основным видом перенапряжений, от которых необходимо защищать электроустановки, являются перенапряжения, вызываемые атмосферными явлениями.

Атмосферные перенапряжения являются следствием воздействия на установку прямых грозовых разрядов или напряжений, индуктированных в элементах установки при грозовых разрядах вблизи нее. Атмосферные перенапряжения возникают в воздушных линиях электропередачи и поэтому опасны для изоляции всех элементов электроустановки, связанных с воздушными сетями.

Наиболее опасный вид поражения от атмосферных перенапряжений - прямой удар молнии в тот или иной объект. Ток молнии, протекая через заземленный объект с сопротивлением заземления, создает на нем падение напряжения. Вследствие больших значений силы тока молнии такое напряжение может достигать сотен тысяч и миллионов вольт, в результате чего изоляция будет неизбежно нарушена. В целях защиты объекта устанавливают молниеотводы.

ОРУ и открытые подстанции напряжением 35--220 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Не подлежат такой защите подстанции напряжением 35 кВ с трансформаторной мощностью менее 2500 кВА и все ОРУ и подстанции 35 кВ в районах, где число грозовых часов в году менее 10.

Защита от прямых ударов молнии ОРУ и открытых подстанций напряжением 35-220 кВ осуществляется стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ или прожекторных мачтах, а также отдельно стоящими молниеотводами. Зона защиты стержневых молниеотводов характеризуется пространством вокруг него. Грозовые разряды возникают по направлению наибольших напряженностей поля между молнией и самыми высокими объектами. Учитывая это, молниеотвод располагают выше находящихся вблизи сооружений, и практически все разряды молнии в этом случае будут попадать в стержень молниеотвода.

Зона защиты трех и более стержневых молниеотводов значительно превышают сумму зон защиты одиночного молниеотвода, поэтому подстанция будет защищаться с помощью трех молниеотводов. Два стержневых молниеотвода устанавливают внутри подстанции. Третий молниеотвод устанавливается за пределами подстанции, высота которого немного больше высоты молниеотводов, установленных внутри подстанции.

Отдельно стоящие молниеотводы устанавливаются только тогда, когда это целесообразно по технико-экономическим соображениям, а также при грунтах с удельным сопротивлением более 1000 Ом·м. Опоры отдельно стоящих молниеотводов изготовляют в виде стоек из стальных труб одного диаметра; стоек из труб разного диаметра, собранных в виде телескопической конструкции; мачт решетчатой конструкции в сочетании с трубчатыми стойками. Молниеприемники тросовых молниеотводов выполняются из стального многопроволочного оцинкованного троса. Для соединения молниеприемников с заземлителями используются токопроводы из полосовой или круглой стали с помощью сварки или болтов.