Трансформатор тока выбирают:

по напряжению установки: Uуст < Uном

по току: : Iнорм < Iном Imax < Iном Imax = 297,26А.

по электродинамической стойкости: iуд = Кэд v2 Iном iуд = 3,56 кА

Кэд - кратность электродинамической стойкости по каталогу.

по термической стойкости: вк < (Кт Iном)2• tm

Исходные данные: Uуст = 35 кВ Imax = 297,26 А iуд = 3,56 кА

вк =0,22 кА2с

Выбираем трансформатор тока типа: ТЛК-35-300-У2

Паспортные данные: Uном = 35 кВ Iном1 = 300 А Iном2 = 5 А

iдин = 80 кА Im 2 tm = 2976 кА2с

Вторичная нагрузка трансформаторов тока состоит:

Таблица №3

Наиболее загружена фаза А.

Общее сопротивление приборов: rприб = Sприб/I22, где I2 - вторичный ТА, А.

rприб = Sприб/I22=5,5/52=0,22 Ом.

Допустимое сопротивление проводов: rпр = z2ном - rприб - rконт

где, z2ном=0,4 Ом.

rконт = 0,1 Ом -для 5-ти приборов.

Для ПС с высшим напряжением 35 кВ принимается кабель с алюминиевыми жилами, трансформаторы тока соединены в неполную звезду.

Lрасч = v3 l; для РУ - 35 кВ, l = 5 м.

Сечение провода:

Ом

с = 0,0283 Ом•мм2/м (для алюминия)

 мм2

Согласно требований ПЭУ, по условию механической прочности принимается контрольный кабель марки: АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2. Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие:

r2 = rприб + rпр + rконт

Действительное сечение проводов:

Ом.

r2 = rприб + rпр + rконт = 0,22 + 0,06 + 0,1 = 0,38 Ом.

Для работы ТА в выбранном классе точности должно выполняться условие: r2 < z2 ном; 0,38 Ом < 0,4 Ом.

Следовательно, выбранный ТА будет работать в выбранном классе точности.

2.5 Выбор трансформатора напряжения

3.1 Выбор выключателя отходящей линии

На отходящей линии с рабочим током IЛ =520 А принимаем к установке вакуумный выключатель ВВЭ-10-630-20 с приводом типа ПЭ. Собственное время отключения выключателя tс.в=0,050 с; расчетное время

ф= tэ.min + tс.в = 0,01 + 0,050 = 0,060с

Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания Iп.т = Iп.0= 2,49 кА.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания

Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени ф:

где вном определяется по каталогу на выключатель для ф = 0,06 с.

Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания,

Вк =I2по(tотк+Та) = 2,492 (0,56 +0,05) = 3,78 кА2с,

здесь tотк = tр.з+ tо.в= 0,5 + 0,055 = 0,56 с; tр.з - время действия максимальной токовой защиты линии, равное 0,5 с; tо.в - полное время отключение выключателя ВВЭ-10, равное 0,055 с

Все расчетные и каталожные данные сводим в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Распределительное устройство на напряжении 10 кВ понижающей подстанции принимается комплектным из шкафов КРУ серии КВЭ-1. Разъединители в КРУ встроенные, втычного типа, завод изготовитель гарантирует им необходимые параметры для работы совместно с выключателем ВВЭ-10. Проверка разъединителей КРУ не производится.

3.2 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 10 кВ

В шкафу КРУ КВЭ-1 устанавливается трансформатор тока типа ТЛК-10-600-0,5/Р.

На линии 10кВ устанавливаются: амперметр, счетчик активной и реактивной энергии.

Рис.5 2

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл. 5.3.

Таблица 5.3

Для проверки трансформаторов тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.

Из табл. 5.4 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Общее сопротивление приборов

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5

z2ном=0,4 Ом.

Сопротивление контактов при трех приборах принимаем rконт = 0,05 Ом, тогда допустимое сопротивление проводов

rпр = z2ном - rприб - rконт = 0,4 - 0,22 - 0,05 = 0,13 Ом.

Для подстанций с высшим напряжением 110 кВ принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого в ячейке КРУ-10 кВ l=4м, т.к. трансформаторы тока соединены в неполную звезду, то

По условию механической прочности принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

3.3 Выбор трансформатора напряжения на секции сборных шин 10 кВ

Выбираем ТН НАМИ-10 Uном = 10 кВ, Sном =200 ВА в классе точности 0,5. 3* НАМИ-10. Трансформатор напряжения устанавливается на каждой секции сборных шин. К нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции.

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по ПУЭ или из [4]. На электрической схеме (рис. 5.3) показаны места их установки.

Подсчет вторичной нагрузки приведен в табл. 5.5.

Вторичная нагрузка

Три трансформатора напряжения ЗНОЛ.09-10, соединённых в звезду, имеют мощность 3·200 = 600 ВА, что больше S2У. Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Рис.5.3

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами для упрощения расчётов принимаем по условию механической прочности контрольный кабель АКРВГ с сечением алюминиевых жил 4 мм2.

Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН 001-10УЗ (предохранитель кварцевый для трансформатора напряжения) и втычной разъединитель.

3.4 Выбор соединения силового трансформатора с КРУ-10 кВ

Соединение может осуществляться гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом.

Определяем расчётные токи продолжительных режимов режима (предполагается установка перспективного трансформатора):

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции.

Принимаем однополосные шины; 60x6 мм2, IДОП =870 А [4, 6].

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят:

Imах=769,8 А < Iдоп=870 А.

Проверяем шины на термическую стойкость

где Вк- тепловой импульс, рассчитан при выборе выключателя Q2; С - функция, значение которой для алюминиевых шин равно 91 [А·с1/2/мм2]

qmin=15,15 мм2< 360 мм2.

Проверяем шины на механическую прочность.

Определяем пролёт l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

если шины расположены горизонтально, то

,

Принимаем расположение шин горизонтальное, пролет 1,2 м, расстояние между фазами а = 0,8 м.

Определяем напряжение в материале шин от взаимодействия фаз

что меньше удоп = 90 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

3.5 Выбор изоляторов

Выбираем опорные штыревые изоляторы наружной установки ОНШ-10-5-1УХЛ1 на Uном = 10 кВ, Fразр=5000 Н.

Fдоп = 0,6·Fразр = 0,6·5000 = 3000 Н,

Fрасч=5,8 Н< Fдоп =3000Н.

Изоляторы проходят по механической прочности.

3.6 Выбор трансформатора собственных нужд

Так как отсутствует информация о нагрузке собственных нужд, принимаем мощность ТСН, как 1% от мощности трансформатора ГПП, тогда

Выбираю два трансформатора типа ТМ - 100/10, и устанавливаю их на первой и второй секциях шин ГПП.

3.7 Выбор источников оперативного тока

Оперативный ток на электрических станциях и подстанциях служит для питания вторичных цепей, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушении нормальной работы станции оперативный ток служит также для аварийного освещения и питания особо ответственных механизмов. Применение постоянного оперативного тока, требующее установки дорогостоящих аккумуляторных батарей, увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные расходы, вызывает необходимость сооружения разветвленной сети. Но в связи с тем, что на стороне 10 кВ имеется потребитель I категории, применение постоянного оперативного тока является необходимым для обеспечения надежного и бесперебойного питания схем релейной защиты и автоматики.

В соответствии с ПТЭ напряжение на шинах установки постоянного тока принимается на 5% выше номинального, т.е. 230 В. Число основных элементов аккумуляторной батареи, присоединяемых к шинам в нормальном режиме,

Общее число элементов батареи в конце аварийного режима разряда

Число дополнительных элементов, вводимых элементным коммутатором,

В конце заряда напряжение на элементе поднимается до 2,75 В и минимальное число элементов, подключаемых к шинам,

Задаемся значениями:

- аварийное освещение ;

- релейная защита .

Аварийный ток А, определяется :

Номер батареи N, определяется:

где 1,05 -- коэффициент, учитывающий старение аккумуляторов;

j -- допустимый ток получасового аварийного разряда, приведённый к первому номеру аккумулятора, А/N (принимается j=25 А/N при температуре 25С).

Принимаем типоразмер СК-2.

Толчковый ток А:

где -ток включения привода выключателя.

Определим типоразмер батареи:

где =46 - для 108 элементов из условия обеспечения минимального допустимого напряжения на приводе выключателя 85% Uном с учётом падения напряжения в кабеле 5% .

Выбираем батарею СК-4.

Наибольший ток разряда при толчковом токе, А, определяется:

Напряжение на шинах батареи В:

Выбор зарядного и подзарядного устройств.

Подзарядное устройство находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включенную нагрузку.

Для подзарядного устройства основных элементов:

где, -- ток постоянно включенной нагрузки: = 20 А

N -- типовой размер выбранной АкБ: N = 4

Bыбираем 2 выпрямительных зарядно-подзарядных агрегата ВАЗП-380/260-40/80, выполненных на кремниевых выпрямителях с автоматической стабилизацией напряжения.

Для подзарядного устройства добавочных элементов:

Для зарядного агрегата:

Bыбираем генератор постоянного тока типа П-71 с Pном =13 кВт; Iном = 48 А;Uном=270 В.

Выбранные аккумуляторные батареи будут установлены в специально оборудованном помещении в КРУ 10 кВ, снабженным приточно-вытяжной вентиляцией, поскольку эксплуатация их небезопасна и достаточно сложна

4. Расчет заземляющего устройства

В качестве искусственного заземлителя применяют вертикальные и горизонтальные заземлители.

Вертикальные заземлители - сталь круглая диаметром 22 мм, длиной 5 метров.

Заземлитель горизонтальный выполнен из стальной полосы 30Ч4.

Расстояние между уголками 5 м, глубина заложения проводника от поверхности земли 0,7 м.

Нормируемое сопротивление заземляющего устройства: RЗ.Н. = 0,5 Ом.

Согласно Правил устройства электроустановок, допустимое сопротивление заземляющего устройства с учетом удельного сопротивления грунта сгр равно:

где Rз - допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

Определение сопротивления растекания вертикального заземлителя производится по формуле:

где RВ - сопротивления растекания вертикального заземлителя, Ом;

L - длина заземлителя, м;

d - диаметр поперечного сечения, м;

срасч в - расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом •м;

t? - расчетная (условная) глубина заложения проводника, м.

Определение расчетной (условной) глубины заложения проводника:

Определение удельного сопротивления вертикального заземлителя:

где КС - коэффициент сезонности для вертикальных электродов принимается равным 1,3.

Полученное значение подставляется в формулу:

Определение количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

где n - количество вертикальных заземлителей, шт.;

зв - коэффициент использования вертикальных заземлителей с учетом интерполяции, принимается равным 0,6.

Принимается nВ = 43 шт.

Определение длины горизонтальных заземлителей производится по формуле:

где Lг - длина горизонтальных заземлителей, м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями, м.

Определение сопротивления растекания горизонтального заземлителя производится по формуле:

где RГ - сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

срасч г - расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом •м;

d - диаметр поперечного сечения, м;

где КС - коэффициент сезонности для горизонтальной полосы принимается равным 4 для II климатической зоны.

Определение действительного сопротивления растекания горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования производится по формуле:

где RГ - сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом;

зг - коэффициент использования горизонтальных заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя, принимается равным 0,23.

Определение сопротивления растекания заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя производится по формуле:

Определение уточненного количества вертикальных заземлителей производится по формуле:

Принимается nВ = 42 шт.

5. Расчет молниезащиты

Согласно ПУЭ (4.2.135.), защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприёмниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.д.).

Предусмотрим для защиты ПС от прямых ударов молнии два стержневых молниеотвода.

Радиус действия одного молниеотвода на высоте наиболее выступающих элементов ОРУ:

,

где радиус действия молниеотвода, активная высота молниеотвода, высота наиболее выступающей части ОРУ, высота молниеотвода, для молниеотводов при , для молниеотводов при .

;

.

Рисунок 9. Зона защиты двух молниеотводов

Примем

, , ;

;

;

.

Выбранная нами высота и расположение молниеотводов соответствует зоне защиты силовых трансформаторов и распределительного устройства 35 кВ и 10 кВ.

Защита от грозовых перенапряжений проектируемой ПС осуществляется:

от прямых ударов молний - двумя отдельно стоящими молниеотводами, от набегающих волн с отходящих линий -ограничителями перенапряжения.

Защита от внутренних перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжения.

6. Выбор ОПН