рим с.з (1226854), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Напряжённости определяются по следующим формулам [8]:

Е₀=30,3·m· ; (1.31)

, (1.32)

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82); r₀=0,57 см – радиус провода АС–70/11 [4]; D=85 см – расстояние между фазами на ОРУ 35 кВ;

Е₀=30,3·0,82· =34,69 кВ/см;

=9,56 кВ/см.

Проверяем выполнение условия отсутствия короны (1.30):

1,07Е=1,07·9,56=10,23 кВ/см  0,9Е₀=0,9·34,69=31,22 кВ/см.

Таким образом, ошиновка ОРУ 35 кВ коронировать не будет.

В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000 А применяются одно- и двухполосные шины. Выбор сечения шин производится по допустимому току. Выбранные шины проверяются на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. [8]

Для РУ 10 кВ реконструируемой подстанции по I_max=323,3 А выбраны однополосные шины прямоугольного сечения 304 мм из алюминия марки АДО с допустимым током I_доп=0,95·365=346 А [8]:

I_доп=346 А > I_max=323,3 А.

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

q_min= =27,9 мм².

Следовательно, выбранные шины выдержат термическое действие токов КЗ:

q_min=27,9 мм² < q=30·4=120 мм².

Для проверки механической прочности шин определяем напряжение в материале шины _расч, МПа, возникающее при воздействии изгибающего момента:

, (1.33)

где i_уд – ударный ток КЗ, А; l – пролёт между изоляторами, принимаем l=2 м; а=0,2 м – расстояние между соседними фазами, принятое по межполюсному расстоянию выключателя BB/TEL–10–630/12,5У2 [9]; W – момент сопротивления шин относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³.

Для однополосных шин, при горизонтальном расположении плашмя, момент сопротивления шин W, рассчитывается по выражению [8]:

W= , (1.34)

где b – толщина шины, см; h – ширина шины, см;

W= =0,6 см³;

=17,9 МПа.

Шины механически прочны, если выполняется следующее условие [8]:

_доп=0,7_разр  _расч, (1.35)

где _доп – допустимое механическое напряжение в материале шин, МПа ; _разр – разрушающее напряжение, МПа.

Для шин из алюминия марки АДО _разр=60–70 МПа, _доп=40 МПа [8].

Условия проверки жёстких шин сведены в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 – Проверка жёстких шин в РУ 10 кВ

Таким образом, проверка жёстких шин в РУ 10 кВ показала, что шины механически прочны, и не будут разрушены при любых расчётных нагрузках.

1.6 Выбор и проверка изоляторов

В РУ шины крепятся на подвесных, опорных и проходных изоляторах. Для крепления гибкой ошиновки ОРУ 35 кВ на линейных и трансформаторных порталах используются подвесные изоляторы, которые выбираются по номинальному напряжению и проверяются на механическую прочность по разрушающей электромеханической нагрузке. Жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, которые выбираются по напряжению и допустимой нагрузке. Проходные изоляторы дополнительно выбираются по номинальному току.

Предварительно принимаем в качестве поддерживающих и натяжных изоляторов для ошиновки ОРУ 35 кВ линейные полимерные изоляторы ЛК70/35, имеющие массу 3,6 кг и рассчитанные на механическую разрушающую силу при растяжении не менее 70 кН [10].

Проверка выбранных изоляторов на механическую прочность выполняется по расчётной электромеханической разрушающей нагрузке Р, Н, по условию:

, (1.36)

где р₁ – единичная нагрузка от собственного веса провода ошиновки, Н/м; l_вес=15 м – весовой пролет ошиновки ОРУ 35 кВ; G_из – масса изолятора; g=9,81 м/с² – ускорение свободного падения.

Единичная нагрузка от массы провода ошиновки определяется по формуле:

, (1.37)

где G₀=0,276 кг/м – масса 1 м провода АС–70/11 [4];

р₁=9,81·0,276=2,71 Н/м.

Проверяем выбранные полимерные изоляторы ЛК70/35, рассчитанные на разрушающую нагрузку Р=70 кН:

Р=70 кН > 5·(2,7115+3,69,81)=380 Н=0,4 кН.

Выбранные изоляторы ЛК70/35 выдержат расчётную нагрузку.

Наибольшая расчётная нагрузка F_расч, Н, на опорный изолятор при горизонтальном расположении изоляторов всех фаз и при расположении шин плашмя:

. (1.38)

Допустимая нагрузка опорного изолятора определяется по его разрушающей нагрузке:

F_доп=0,6·F_разр, (1.39)

где F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб.

Расчётные нагрузки на опорные изоляторы на сторонах 35 и 10 кВ подстанции :

F_расч35= =66 Н;

F_расч10= =54 Н.

Для ОРУ 35 кВ выбраны высоковольтные опорные стержневые полимерные изоляторы ИОСПК-4-35/190-III-УХЛ1 с защитной оболочкой из кремнийорганической резины, для РУ 10 кВ – изоляторы ИОСПК-2-10/75-IV-УХЛ3 [12]:

F_расч35=66 Н < F_доп35=0,6·4000=2400 Н;

F_расч10=54 Н < F_доп10=0,6·2000=1200 Н.

Расчётная нагрузка на проходной изолятор:

F_расч=0,5· ; (1.40)

F_расч=0,5· =27 Н.

Выбираем проходной изолятор ИП-10/630-750УХЛ1 для наружно-внутренней установки [4] с разрушающей нагрузкой F_доп:

F_доп=0,6·7,5=4,5 кН > F_расч=27 Н.

Проверяем проходной изолятор ИП-10/630-750УХЛ по номинальному току:

I_ном=630 А > I_max=323,3 А.

Условия выбора для всех изоляторов выполнены.

1.7 Выбор трансформаторов собственных нужд

Так как ПС 35/10 кВ является двухтрансформаторной, то на данной подстанции необходимо установить два трансформатора собственных нужд (ТСН) [8]. Нагрузка ТСН определена в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Потребители собственных нужд ПС

Установленная полная мощность потребителей собственных нужд S_уст, кВА, при cos=1:

S_уст= ; (1.41)

S_уст= =26,8 кВА.

Расчётная мощность потребителей собственных нужд S_расч, кВА, на подстанции находится следующим образом [8]:

S_расч=k_с·S_уст, (1.42)

где k_с=0,8 – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки [8];

S_расч=0,8·26,8=21,4 кВА.

Требуемая мощность трансформаторов собственных нужд S_ТСН на подстанциях без постоянного дежурства [8]:

S_ТСН  S_расч. (1.43)

Таким образом, на подстанции необходимо установить два трансформатора собственных нужд типа ТМ–25/10 [13]:

S_ТСН=25 кВА > S_расч=21,4 кВА.

Принимаем, что на подстанции используется система переменного оперативного тока, следовательно, ТСН необходимо подключать отпайкой ко вводам силовых трансформаторов со стороны низкого напряжения через предохранители.

Предохранитель – это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определённое значение. В большинстве предохранителей отключение цепи происходит за счёт расплавления плавкой вставки, которая нагревается протекающим через неё током защищаемой цепи.

Максимальный ток в цепи ТСН:

I_{max ТСН}=1,3· ; (1.44)

I_maxТСН=1,3· =1,9 А.

Выбираем плавкий предохранитель ПКТ101-10-2-12,5У3 [4]. Проверка предохранителя сведена в таблицу 1.7.

Таблица 1.7 – Проверка предохранителя ПКТ101-10-2-12,5У3

2. УЧЁТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ИЗМЕРЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ

2.1 Измерительные приборы

Система учёта электроэнергии и измерений на подстанции состоит из электрических счётчиков, измерительных приборов и измерительных трансформаторов тока и напряжения, питающих приборы учёта и измерений.

На тупиковой подстанции 35/10 кВ должны устанавливаться следующие приборы [8]:

- в цепях линий 35 кВ – амперметр;

- в цепях НН трансформаторов – амперметр, счётчики активной и реактивной энергии;

- в цепях отходящих присоединений 10 кВ – амперметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии;

- на сборных шинах 10 кВ – вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трёх фазных напряжений.

Характеристики

Список файлов ВКР