Реконструкция ПС-110/10 «Граничная»

метки: Подстанция, Реконструкция, Трансформатор, Напряжение, Защита, Выбор, Потребитель, Мощность

2. Определение электрических нагрузок

2.1 Общая часть

2.2 Потребители электроэнергии и их классификация

2.3 Расчет электрических нагрузок

2.4 Выбор мощности трансформаторов

2.5 Выбор сечения проводов питающей ВЛ-110кВ

2.6 Расчет токов короткого замыкания

2.7 Разработка реконструируемой схемы подстанции

3. Выбор и проверка токоведущих частей и электрических аппаратов

3.1 Общее положение

3.2 Выбор высоковольтных выключателей

3.3 Выбор трансформаторов напряжения

3.4 Выбор трансформаторов тока

3.5 Выбор ограничителей перенапряжения

3.6 Выбор разъединителей

3.7 Выбор ячеек КРУ

4. Проектирование релейной защиты и автоматики

4.1 Защиты трансформаторов

4.1.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора

4.1.2 Газовая защита трансформаторов

4.1.3 Максимальная токовая защита

4.1.4 Защита от перегрузки

4.1.5 Требования к устройствам АВР

4.1.6 Выбор уставок УАВР

4.1.7 Требования к устройствам

4.1.8 Выполнение и выбор параметров УАЧР

4.1.9 Согласование действия устройств АВР, АПВ, АЧР

4.2 Защита кабельныхлиний 10 кВ

4.3 Основные характеристики защиты БМРЗ

4.3.1 Максимальная токовая защита (МТЗ)

4.3.2 Защита от однофазных замыканий на землю (033)

4.3.3 Смена программ МТЗ и 033

4.3.4 Защита минимального напряжения (ЗМН)

4.3.5 Защита от снижения напряжения при включении выключателя (ЗСН)

4.3.6 Дальнее резервирование при отказе защит или выключателей, отходящих от шин линий (ДР)

4.4 Функции автоматики и управления выключателем

4.4.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)

4.4.2 Резервирование отказов выключателя (УРОВ)

4.4.3 Логическая защита шин (ЛЗШ)

4.4.4 Автоматическое включение резерва (АВР)

4.6 Измерения и контроль

4.7 Технические возможности

4.8 Защита сборных шин

4.9 Регулирование напряжения трансформаторов

4.9.1 Назначение устройства АРТ-1Н

4.9.2 Технические данные АРТ-1Н

4.10 Оперативный ток

4.11 Конструкция и состав

4.12 Система автоматизации и диспетчерского управления MicroSCADA

4.12.1 Функции АСУ Э на базе MicroSCADA

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Экономический эффект от реконструкции подстанции

Измерительные трансформаторы напряжения и тока

... амперметры, токовые обмотки ваттметров, счётчиков и т.д. Часто один и тот же трансформатор тока может быть использован как для целей измерения, так и для целей защиты. Измерительные трансформаторы напряжения ...

5.2 Методика определения показателей экономической эффективности проекта

5.3

Исходные данные для расчета показателей экономической эффективности

5.4 Определение капитальных вложений по проектам

5.5 Определение эксплуатационных расходов

5.6 Определение показателей экономической эффективности

5.7 Выводы

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Безопасность труда

6.1.1 Общая оценка условий труда

6.1.2 Заземляющие устройства

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны.

Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства России, является стержнем строительства экономики нашего общества.

Развитие многих отраслей промышленности базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения, к качеству электрической энергии, к ее экономному и рациональному расходованию.

Успех работы энергетиков во многом будет определяться повышением культуры проектирования и эксплуатации, ростом знаний теории и передовой практики.

Энергетической системой называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты.

Электрической частью энергосистемы называется совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы. Электроэнергетической системой называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

Создание Единой энергетической системы России, объединяющей энергосистемы европейской части Росси, Урала, Сибири и Северного Казахстана, позволило с единого диспетчерского пункта управлять потоками электроэнергии, направляемыми из восточных районов в европейскую часть страны и в другие страны, повысить надежность электроснабжения, использовать резервы мощностей.

Для передачи больших мощностей на далекие расстояния сооружают линии электропередачи (ЛЭП).

Подстанции сооружаются для преобразования электроэнергии в целях ее использования или дальнейшей передачи. Они являются неотъемлемыми элементами электрических сетей, определяющими их структуру и свойства. В то же время размещение подстанций, их схема и мощность зависят от сетей, для питания которых они предназначены. Подстанции могут быть классифицированы по следующим признакам:

• местоположение подстанции;
• назначение и роль в энергосистеме;
• присоединение к сети;
• главная схема электрических соединений;
• способ управления и обслуживания.

В зависимости от выполняемой функции различают подстанции трансформаторные и преобразованные.

К элементам подстанции относятся: трансформаторы, автотрансформаторы и преобразователи; распределительные устройства; комплектующие устройства; устройства управления.

Потребители электрической энергии ПС-110 кВ. «Граничная», могут быть условно разбиты на три группы: производственные, жилые дома и общественно-коммунальные учреждения. Эти группы имеют разные закономерности формирования основных показателей электропотребления. При этом имеется в виду то, что электропотребление жилых домов определяется укладом жизни населения, в то время как электропотребление коммунальных учреждений зависит от особенностей их технологического процесса.

Проектирование электрической части подстанции

... месторасположения и другие исходные условия. В данной курсовой работе производиться расчет электрической части подстанции. Для этого производится выбор типа подстанции, определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Определение токов нормального и утяжеленного ...

Основную группу потребителей реконструируемой подстанции составляет жилые дома. Электрическая нагрузка домов определяется освещением квартир и использованием различных электробытовых приборов. Практически расход электрической энергии определяют наиболее мощные электроприемники повседневного применения. К ним относятся электронагревательные приборы, холодильники, теле- и радиоприемники и т.д.

Для современной застройки характерно использование кухонных электроплит мощностью от 5,6 до 8 кВт, использование кондиционеров и электроводонагревателей.

Увеличение электропотребления квартир происходит за счет насыщения электроприборами. В то же время появляются приборы с улучшенными электрическими характеристиками. Прогнозируя основные факторы, можно установить показатели электропотребления квартир на расчетный срок.

Ряд показателей определяется из типовых графиков нагрузки. При этом выделяются суточные графики для характерных дней летнего и зимнего периодов, а также годовые графики. Показатели коммунально-бытовых учреждений в связи с их развитием и совершенствованием системы обслуживания населения отличаются многообразием и недостаточно стабильны. По этой причине проводимые обобщенные показатели имеют ориентировочное значение.

1. Существующая схема подстанции

В качестве исходных данных при реконструкции подстанции использована существующая схема подстанции представленная на рисунке 1.1.

Существующая подстанция Тюменской области 110/10кВ «Граничная» введена в эксплуатацию в 1965 году с масляными выключателями серии ВМТ-110 кВ в цепях трансформаторов и разъединителями РДЗ-110 кВ. в секционной перемычке, с силовыми трансформаторами с нерасщепленной обмоткой мощностью 16000 кВА, с двумя секциями шкафов КРУН-10 кВ. типа К-47 и К-37, с масляными выключателями серии ВМГ-133с пружинными приводами ПП-61. Оперативный ток выпрямленный, 220 В.

Питание потребителей собственных нужд переменного тока 380/220 В. осуществляется от двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) напряжением 10/0,4 кВ мощностью по 63 кВА типа ТМ-63/10, установленных в отдельно стоящих шкафах КРУН наружной установки, и подключенные через высоковольтные предохранители к токопроводам 10 кВ.

2. Определение электрических нагрузок

2.1 Общая часть

Создание каждого промышленного объекта начинается с проектирования. Определение ожидаемых значений электрических нагрузок является первым и основополагающим этапом проектирования системы электроснабжения (СЭС).

Расчетная максимальная мощность, потребляемая электроприемниками (ЭП), всегда меньше суммы номинальных мощностей этих ЭП. Это вызвано неполной загрузкой некоторых ЭП, не одновременностью их работы, случайным вероятностным характером включения и отключения ЭП, зависящим от особенностей технологического процесса. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени бесперебойности их питания имеют большое народнохозяйственное значение. От этого расчета зависят исходные данные для выбора всех элементов (СЭС) предприятия и денежные затраты при установке, монтаже и эксплуатации выбранного электрооборудования.

При проектировании СЭС ЭП рассматриваются как нагрузки активной, так реактивной и полной мощностей. В настоящее время используемым методом определения электрических нагрузок является метод коэффициента спроса. Этот метод применим для данной группы электроприемников.

2.2 Потребители электроэнергии и их классификация

Систематизацию потребителей электроэнергии, а, следовательно, и их нагрузок осуществляют обычно по следующим основным эксплуатационно-техническим признакам:

• производственному назначению;
• производственным связям;
• режимам работы;
• мощности и напряжению;
• роду тока;
• требуемой степени надежности питания;
• плотности нагрузки;
• стабильности расположения электроприемников.

Однако при определении электрических нагрузок промышленного предприятия достаточно систематизировать потребителей электроэнергии по режимам работы, мощности, напряжению, роду тока и требуемой степени надежности питания, считая остальные признаки вспомогательными.

По режимам работы все потребители электроэнергии могут быть распределены на ряд групп, для которых предусматриваются три режима работы:

• продолжительный режим, в котором электрические машины могут работать длительное время, причем превышение температуры отдельных частей машины не выходит за пределы, устанавливаемые стандартом;
• кратковременный режим, при котором рабочий период не настолько длителен, чтобы температуры отдельных частей машины могли достигнуть установившегося значения, период же остановки машины настолько длителен, что машина успевает охладиться до температуры окружающей среды;
• повторно-кратковременный режим, при котором рабочие периоды чередуются с периодами пауз, а длительность всего цикла не превышает 10 мин.

При этом нагрев не превышает допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды.

Самостоятельную группу электроприемников составляют нагревательные аппараты и электропечи, работающие в продолжительном режиме с постоянной или мало меняющейся нагрузкой, и электрическое освещение, отличительной особенностью режима работы которого, является резкое изменение нагрузки почти от нуля до максимума в зависимости от времени суток и постоянство нагрузки во все время, когда освещение включено.

По мощности и напряжению все потребители электроэнергии могут быть разделены на две группы:

• потребители большой мощности (80-100 кВт и выше) на напряжение 6-10 кВ, получающие питание непосредственно от сети 6-10 кВ. К этой группе относятся мощные печи сопротивления и дуговые печи для плавки черных и цветных металлов, питаемые через собственные трансформаторы;
• потребители малой и средней мощности (ниже 80-100 кВт), питание которых возможно и экономически целесообразно только на напряжении 380-660 В.

Категории электроприемников по надежности электроснабжения определяются в процессе проектирования системы электроснабжения на основании нормативной документации, а также технологической части проекта.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

первой категории

первой категории

Электроприемники второй категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

третьей категории

первой категории

особой группы

особой группы

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

первой категории

второй категории

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

третьей категории

2.3 Расчет электрических нагрузок

В зависимости от назначения и способов присоединения к энергосистеме, значение потребляемой энергии, режимов электропотребления, требований к надежности и качеству электроэнергии, в связи с этим потребители электроэнергии делятся на промышленные, производственные, сельскохозяйственные, бытовые и общественно-коммунальные.

Определение нагрузок начинают с конечной точки сети, к которым подключаются электроприемники и делят их на характерные группы в зависимости от режима их работы.

Для определения электрических нагрузок подстанции принимаем заявленные нагрузки предполагаемых потребителей. Среди потребителей электроэнергии присутствуют бытовые, общественно-коммунальные, производственные потребители.

Таблица 2.1 — Потребители электрической энергии

№	Наименование фидера	Кол-во	потребитель	Установленная мощность, МВт.
1	РП-29-1	1	Горэлектросеть	1.4
2	РП-15-1	2	Горэлектросеть	3.5
3	РП-31-1	1	Горэлектросеть	2.3
4	РП-30-1	2	Горэлектросеть	3.4
5	РП-26-1	2	Горэлектросеть	3.2
6	ДК Тюмень-1	1	Дом культуры	0.3
7	ТП-258-1	1	Горэлектросеть	0.5
8	ГКБ-3	1	Городская клиническая больница №3	1.8
9	Интернат	1	Детский интернат	1.5
10	РП-28-1	1	Горэлектросеть	2
11	РП-13-1	1	Горэлектросеть	2
12	Резерв	—
13	РП-29-2	1	Горэлектросеть	1.4
14	РП-15-2	2	Горэлектросеть	3.5
15	РП-31-2	1	Горэлектросеть	2.3
16	РП-30-2	1	Горэлектросеть	1.7
17	РП-26-2	2	Горэлектросеть	3.2
18	ДК-Тюмень-2	1	Дом культуры	0.3
19	ТП-258-2	1	Горэлектросеть	0.5
20	Мясокомбинат	1	Мясокомбинат	1.3
21	РП-28-2	1	Горэлектросеть	2
22	РП-13-2	1	Горэлектросеть	2
23	Торговый центр	1	Торговый центр	1
24	Резерв	—		—
25	Всего:	41.1

При определении расчетных электрических нагрузок вводного оборудования используем метод коэффициента спроса. Метод коэффициента спроса используется на стадии проектирования для определения расчетной максимальной мощности питающих предприятий, цехов.

Для определения расчетной мощности по этому методу необходимо знать суммарную установленную мощность потребителей Р ном, коэффициенты мощности cos и коэффициент спроса Кс .

Расчетная мощность по этому методу определяется по формулам:

Pp=Kc*Pмощ

(2.2)

(2.3)

Расчеты мощности сведены в таблицу 2.2

Таблица 2.2

Потребители	Установленная мощность	Количество фидеров	cosц	Kc	Pp	Qp	Sp
РП-29	2.8	2	0.9	0.74	2.1	1.01	2.33
РП-15	7	2	0.9	0.74	5.18	2.49	5.75
РП-31	4.6	2	0.9	0.74	3.4	1.63	3.77
РП-30	5.1	2	0.9	0.74	3.85	1.85	4.27
РП-26	6.4	2	0.9	0.74	4.74	2.28	5.25
ДК Тюмень	0.6	2	0.85	0.7	0.42	0.26	0.49
ТП-258	1	2	0.9	0.74	0.74	0.36	0.82
ГКБ-3	1.8	1	0.85	0.7	1.26	0.78	1.48
Интернат	1.5	1	0.9	0.7	1.05	0.51	1.17
РП-28	4	2	0.9	0.74	2.96	1.42	3.28
РП-13	4	2	0.9	0.74	2.96	1.42	3.28
Мясокомб.	1.3	1	0.85	0.85	1.11	0.69	1.31
Торг. центр	1	1	0.95	0.7	0.7	0.23	0.74
всего	33.94

такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки не более 5 суток. Для двух трансформаторных подстанций выбираем однотипные трансформаторы.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

(2.6)

на основании расчетов:

кВА.

Выбираем мощность трансформатора 25000 кВА.

>33.94 кВА.

Коэффициент загрузки:

По справочнику [ 5 ] выбираем два трансформатора ТРДН — 25000/110-80У1.

Параметры трансформаторов:

номинальная мощность S _ном , МВА 25

номинальное напряжение обмотки ВН, кВ 115

номинальное напряжение обмоток НН, кВ 10.5

потери холостого хода P ₀ , кВт25

потери короткого замыкания P _к , кВт 120

напряжение короткого замыкания U _к ,_, % 10.5

ток холостого хода i ₀ ,_, % от номинального 0.65

2.5 Выбор сечения проводов питающей ВЛ-110 кВ

Сечение проводов определяем следующими факторами по ГОСТ 13109-97:

1. В нормальном режиме допустимые отклонения U в конце линии не должны превышать 5% от Uном;

2. В послеаварийном режиме допустимые отклонения U в конце линии не должны превышать 10% от Uном и I не должен превышать предельно допустимых значений.

Для выбора сечения в нормальном режиме, потери мощности должны быть экономически обоснованы.

Экономически целесообразное сечение проводников определяется:

(2.7)

где Ip — расчетное значение тока, А;

jэк — экономическая плотность тока, А/

Для нормально работающих линий в качестве расчетного тока принимают ток после аварийного режима, когда одна из питающих линий вышла из строя.

Экономическую плотность тока выбираем по справочнику [12] при продолжительности использования максимума нагрузки Тmax=4960ч.

jэк=1.4 А/

(2.8)

По справочнику [12] выбираем провод марки АС-150 с допустимой длительной нагрузкой Iдоп=450 А.

2.6 Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора устройств релейной защиты. Расчетным является трехфазное короткое замыкание, так как Iкз в этом случае имеет максимальное значение.

В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин.

Наиболее тяжелый режим работы может наступить при коротком замыкании в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, то есть когда секционированные выключатели включены. Этот режим и принимаем за расчетный.

Расчет проведем в относительных единицах.

Задаемся базисной мощностью Sб = 100 МВА. , И базисное напряжение : UбI = 115 кВ. , UбII = 10.5 кВ. , Определим базисные токи:

(2.9)

кА.

При расчетах токов К.З. в начальный момент процесса К.З. учитываем обобщенную нагрузку, так как у приемников электрической энергии отсутствуют синхронные и асинхронные электродвигатели, которые могут повлиять на работу энергосистемы.

Для обобщенной нагрузки сверх переходное сопротивление выраженное в относительных единицах при среднем номинальном напряжении той ступени к которой подключена нагрузка, равна

Система с неизменным напряжением на шинах 115 кВ.

S”к.с.=490 МВА.

Ток К.З. в точках К1 и К2 (на шинах 115 кВ.) равен

(2.10)

кА.

Ударный ток в точке К1

(2.11)

где Куд — ударный коэффициент по справочнику [13] принимаем Куд=1.8

кА.

Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2

Для расчета сопротивления трансформаторов с расщепленной обмоткой определяем коэффициент расщепления

(2.12)

(2.13)

(2.14)

Сопротивление нагрузки:

(2.15)

Короткое замыкание в точке К.З.

Рассчитаем общее сопротивление

(2.16)

Периодическая составляющая тока трехфазного К.З. от системы в точке К3

(2.17)

кА.

Ударный ток КЗ в точке К.З.

кА.

Аналогично проводим расчет токов трехфазного К.З. в точке К4.

Результаты расчетов К.З. приведены в таблице 2.3 , Таблица 2.3

Точка К.З.	Iкз(3). кА.	iуд.кА.	Iк(2).кА.
К1;К2	2.5	6.36	2.16
К3	7.64	19.45	6.6
К4	7.8	19.8	6.75

Токи двухфазного короткого замыкания, необходимые для проверки чувствительности релейной защиты определяются по формуле:

(2.18)

Результаты расчетов токов двухфазного короткого замыкания в точках К1,К2,К3,К4 приведены в таблице 2.3

2.7 Разработка реконструируемой схемы подстанции

Настоящим проектом предусматривается установка силовых трансформаторов ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткой, трансформаторов тока ТФЗМ-110 на ТГ- 110кВ, замена существующих выключателей на ВГТ-110II-40/2500У1, установка ограничителей перенапряжений в цепях силовых трансформаторов, замена трансформаторов собственных нужд ТМ-63/10 на ТМ-160/10.

Кроме того, предусматривается установка ЗОН-110 и ОПН-110 в нейтрали силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения, присоединяемых к шинам 110 кВ. Для размещения панелей РЗА, собственных нужд и телемеханики предусматривается отдельно стоящее ОПУ в кирпичном исполнении.

На стороне 10 кВ сооружается ЗРУ с четырьмя секциями шкафов типа К-63 с вакуумными выключателями типа ВБТЭ-М-10-20/630,1600 расположенными в два ряда с линейными ячейками. Оперативный ток на подстанции выпрямленный 220 В. Предусматривается аккумуляторная батарея и два аппарата управления оперативным током АУОТ-20-220-УХЛ4. Наружное освещение подстанции предусматривается прожекторами типа ПКН-1000, устанавливаемыми на крышах зданий ОПУ и ЗРУ 10кВ.

Молниезащита реконструируемой подстанции выполняется существующими молниеотводами на порталах ОРУ 110кВ.

Защита оборудования подстанции от грозовых перенапряжений, набегающих с линий, выполняется с помощью ограничителей перенапряжений, присоединяемых к шинам 110 и 10кВ.

Заземление вновь устанавливаемого оборудования выполнено присоединением его полосовой сталью 30 х 4мм. к существующему контуру заземления. Предусматривается прокладка выравнивающих полос для присоединения проектируемых элементов.

Силовые и контрольные кабели на территории ПС прокладываются в наземных железобетонных лотках и земляных траншеях.

Согласно произведенным расчетам устанавливаемое оборудование ПС устойчиво к действию токов короткого замыкания.

3. Выбор и проверка токоведущих частей и электрических аппаратов

3.1 Общее положение

Согласно ПУЭ электрические аппараты выбираются по справочным данным, исходя из условий нормального режима работы электроустановки с учетом влияния окружающей среды. Типы и число аппаратов определяют по главной схеме подстанции и распределительного устройства. Электрические аппараты выбирают по роду установки (наружная или внутренняя), конструктивному исполнению, номинальному напряжению и номинальному току, сравнивая параметры указанные в каталоге, с требующимися для проектируемой электроустановки. Значения номинальных параметров аппаратов должны быть больше или равны аналогичных параметров электрической сети.

3.2 Выбор высоковольтных выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному выполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость.

Условия выбора:

(3.1)

электродинамическая стойкость выключателя определяется по величине ударного тока короткого замыкания сети в мести его установки:

(3.2)

где — соответствующая амплитудное и действующее значение предельного сквозного тока К.З. по каталогу , кА.

• начальное действующее значение апериодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя.

На термическую стойкость высоковольтные выключатели проверяют по условию:

(3.3)

где — действующее значение установившегося тока КЗ;

• tпр- приведенное (фиктивное) время действия короткого замыкания;
• It — ток термической стойкости выключателя в течении времени t, которое указывается в каталоге.

Под приведенным временем понимают время tпр. В течении которого установившейся ток КЗ выделяют тоже количество теплоты что и изменяющийся во времени ток КЗ за действительное время t. Приведенное время складывается из времени действияпериодической и апериодической составляющих тока КЗ;

(3.4)

Периодическую составляющую времени определяют по кривым зависимости

[ 15 ]

При питании от сети неограниченной мощности

Приведенное время апериодической составляющей:

(3.5)

Расчет теплового импульса тока при коротком замыкании в точке К4 для выключателя Q4:

кА

tпр.п = 1 секунда; при t = 1 cек. (время действия релейной защиты МТЗ)

tпр.а = 0.005 сек.

Приведенное время:

tпр = 1+0.005=1.005 сек.

Тепловой импульс тока:

(3.6)

Тепловой импульс тока для выбранного выключателя:

то есть:

61.14<<486.75

Результаты сравнения параметров сети и номинальных параметров выбранных выключателей приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 — Таблица выбора высоковольтных выключателей.

Место установки выключателей	Тип выключателя	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные выключателей
Q1,Q2	ВГТ110II-40/2500У1		110 кВ. 170 А. 2.5 кА. 6.01 кА. 6.28	110 кВ. 2500 А. 40 кА. 100 кА. 4800
Q3-Q6	ВБТЭ-М-10-20/1000У3		10 кВ. 901,2 А. 7.64 кА. 19.45 кА. 61.8	10 кВ. 1000 А. 20 кА. 80 кА. 1200
Q7-Q8	ВБТЭ-М-10-20/1000У3		10 кВ. 901,2 А. 7.8 кА. 19.8 кА. 61.8	10 кВ. 1000 А. 20 кА. 80 кА. 1200
Q9-Q26	ВБТЭ-М-10-20/630У3		10 кВ. 260 А. 7.8 кА. 19.8 кА. 160	10 кВ. 630 А. 20 кА. 80 кА. 1200

3.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются из условий:

U _ном U_{ном.сети} (3.7)

S _ном S₂ (3.8)

где S ₂ — суммарная мощность, потребляемая катушками приборов и реле.

Предполагая, что эта мощность не выйдет за пределы 200 Вт, выбираем трансформатор напряжения НТМИ-10-66-УХЛ1 с классом точности 1.

Параметры трансформатора НТМИ-10-66-УХЛ1:

На высокой стороне U _ном = 10 кВ = U_{ном.сети} ;

На низкой стороне U _ном = 100; 100/3 В;

Номинальная мощность S _ном = 200 ВА.

3.4 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению U _ном , номинальному первичному току I_1ном , номинальному вторичному току I_2ном , классу точности. Затем их проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при коротких замыканиях.

Условия выбора:

Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ.

Расчетный ток равен I _рас =170 А, U_ном =110 кВ.

По справочнику [ 6 ] выбираем трансформатор тока ТГ-110УХЛ1.

Параметры выбранного трансформатора тока:U _ном =110 кВ, I_ном =200 А, 2К_дин I_1ном = 20 кА. Класс точности 10Р. n_ТА =300/5.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем приведенным к нему требованиям.

Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ. приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2

Место установки трансформаторов тока	Тип тр-ра тока	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Ввод-1,2,3,4	ТОЛ-10		10 кВ. 980 А. 19.8 кА. 7.8 кА.	10 кВ. 1000 А. 90 кА. 36 кА.
Ф. ДК-Тюмень-1,2	ТОЛ-10		10 кВ. 100 А. 75 кА. 12 кА.	10 кВ. 100 А. 75 кА. 12 кА.
ТП-543-1,2 ТП-258-1,2 Ф.Интер нат ТП-272	ТОЛ-10		10 кВ. 200 А. 75 кА. 12 кА.	10 кВ. 200 А. 75 кА. 12 кА.
РП-29-1,2 ТП-461 ТП-564	ТОЛ-10		10 кВ. 300 А. 75 кА. 12 кА.	10 кВ. 300 А. 110 кА. 14 кА.
РП-30-1,2 РП-31-1,2 РП-26-1,2 РП-15-1,2	ТОЛ-10		10 кВ. 400 А. 110 кА. 14 кА.	10 кВ. 400 А. 110 кА. 14 кА.

Выбранные трансформаторы тока удовлетворяют всем приведенным к ним требованиям.

3.5 Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне высшего напряжения 110 кВ установим вентильные разрядники ОПН-110ПНУХЛ1. Параметры выбранных ограничителей перенапряжения: U _доп = 100 кВ, минимальное пробивное напряжение U_пр = 170 кВ, максимальное пробивное напряжение U_пр = 195 кВ. На стороне низшего напряжения 10 кВ — ОПН-10У1, минимальное пробивное напряжение U_пр = 15 кВ, максимальное пробивное напряжение U_пр = 18 кВ.

3.6 Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по конструктивному исполнению, месту установки, по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Условия выбора:

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.

Расчеты выбора разъединителей аналогичны расчетам выбора выключателей.

По справочнику [4] выбираем разъединитель типа SGF 123n-100+2E/2НА/1МТ50 , SGF 123n-100+1E/2HA/1MT50 (ЗАО АББ УЭТМ город Екатеринбург).

Параметры выбранного разъединителя:U _ном = 110 кВ, I_ном = 1600 А, i_дин = 100 кА. , 2 заземлителя, 2 ручных привода типа НА 31-80 и один электродвигательный привод для главных контактов.

3.7 Выбор ячеек КРУ

В качестве распределительного устройства 10 кВ применим закрытое комплектное распределительное устройство заводского изготовления.

Для комплектования ЗРУ выберем шкафы серии К-63, разработанные ОАО «Самарский завод “Электрощит”». КРУ серии К-63 предназначены для приема и распределения электроэнергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 и 60Гц напряжением 6 и 10 кВ. Применяются в качестве распределительных устройств 6-10 кВ, в том числе распределительных устройств трансформаторных подстанций 220/110/35/6-10 кВ, 110/6-10 кВ, 110/35/6-10 кВ.Данные ячейки имеют двухсторонний коридор обслуживания, выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ. В качестве основного коммутационного аппарата применяются выключатели типа BБТЭ-М-10-20/630,1000,1600.

Вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20 предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока с изолированной нейтралью частотой 50Гц

Шкафы вводов и отходящих линий рассчитаны как на кабельный, так и на воздушный ввод до 1600 А. Для секционирования применяются два шкафа: в одном шкафу размещается секционный выключатель, а во втором шкафу разъединяющие контакты, установленные на выдвижном элементе. Роль разъединителей главных цепей выполняют разъемные контакты, подвижная часть которых находится на выдвижном элементе, а неподвижная — в корпусе шкафа.

На выдвижных элементах размещаются выключатели с приводами, трансформаторы напряжения, разрядники и предохранители 10 кВ.

Трансформатор собственных нужд устанавливается стационарно.

Для разъединения вспомогательных цепей выдвижного элемента с корпусом применяются разъемные контакты с гибким шлангом.

КРУ серии К-63 это:

• надежность в течение всего срока службы;
• простота монтажа, эксплуатации и тех. обслуживания;
• безопасность персонала;
• высокая технологичность;
• высокочувствительная дуговая защита двойного действия;
• большой выбор коммутационных аппаратов;
• широкий выбор вида защит и автоматики;
• удобные блокировки, предотвращающие ошибочные операции;
• минимальные затраты на текущее обслуживание;
• возможность стыковки с любым видом КРУ;
• полный контроль работоспособности.

4. Проектирование релейной защиты и автоматики

4.1 Защиты трансформаторов

Согласно рекомендациям для трансформаторов номинальной мощностью 25 000 кВА, установленных на подстанциях 110/10 кВ «Граничная» применяем следующие виды защит:

• продольная дифференциальная защита с действием на отключение (1=0)-от многофазных КЗ в обмотках, на выводах и соединениях трансформатора с шинами;
• газовая защита с действием: I ступень — на «сигнал», II ступень — на отключение — от повреждений внутри бака с выделением газа, понижения уровня масла;
• максимальная токовая защита (МТЗ) с пуском минимального напряжения и действием на отключение с выдержкой времени — от внешних многофазных КЗ;
• МТЗ с выдержкой времени и действием на сигнал — от перегруза.

4.1.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора

В зависимости от чувствительности дифференциальная защита трансформатора может быть выполнена на реле типа РНТ или ДЗТ.

Произведем расчет данной защиты на реле типа ДЗТ-21.

Дифференциальная защита с торможением предназначена для использования в качестве основной защиты трехфазных силовых трансформаторов при всех видах коротких замыкании.

Устройство защиты: дифференциальная защита ДЗТ-21 выполнена в трех фазном исполнении и состоит трех дифференциальных реле, а также общего трехфазного усилителя, параметрического стабилизатора питания и выходных промежуточных реле. Конструктивно дифференциальное реле каждой фазы выполнено в виде отдельных модулей. Усилитель параметрический стабилизатор питания полупроводниковых цепей и выходных промежуточных реле размещен в модуле питания и управления.

Защита имеет фиксированные диапазоны выравнивания токов плеч, также независимую регулировку начального тока срабатывания и коэффициента торможения, что позволяет упростить выбор ее уставок.

Расчет дифференциальной защиты выполняется в следующем порядке:

Определяются первичные токи Iвн и Iнн

(4.1)

А.

А.

Определяем вторичные токи iвн и iнн

(4.2)

А.

А.

Одно из плеч дифзащиты принимаем за основную сторону.

(4.3)

Значение коэффициента К _АТосн . принимается по таблице приложения 1 так, чтобы величина iосн. была на 15-20% больше одного из значений iвн или iнн.

Принимаем К _АТосн .=1.077 и Iдоп=5.91 А.

А.

По таблице 2 справочника [8]выбирается ближайшее ответвление на основной стороне:

• Iотв.эф=2.46;
• Iном=2.5;
• Wэф.осн=24.4

Если в качестве основной стороны принята сторона вн то проверку произведем по формуле:

(4.4)

Определяем число ампер-витков по основной стороне по формуле:

(4.5)

Ав.

Определяем коэффициент увеличения числа ампер-витков:

(4.6)

Если второй неосновной стороной является сторона нн то для трансформаторов используется формула:

(4.7)

Производится проверка баланса второй неосновной стороны с основной стороной по ампер-виткам:

(4.8)

Определяем номера ответвлений числа витков и ток начала торможения:

(4.9)

по приложению выбираем Wтор=12 вит.; Iотв.тор.=2.5 А.; отв.-4

(4.10)

А.

На не основной стороне:

• ;
• Wнн=8 вит.;
• отв.-2

А.

Определяем первичный ток начала торможения:

(4.11)

А.

Определяем составляющую тока небаланса на стороне вн:

(4.12)

Определяем полный первичный ток небаланса:

(4.13)

А.

Определяем ток срабатывания защиты:

Отстройки от первичного тока небаланса в режиме начального торможения:

(4.15)

отстройка от тока небаланса переходного режима:

(4.16)

Принимаем Iсз=80 А.

Определяем токи срабатывания чувствительного органа защиты:

Вторичный ток срабатывания для выравнивающих АТ

(4.17)

А.

Ток срабатывания на вводе в трансформатор:

(4.18)

А.

Ампер-витки срабатывания реле:

Определяем по стороне низкого напряжения:

А.

Ток срабатывания защиты iсз.нн=4.72 А.

Первичный ток срабатывания по стороне нн:

(4.19)

А.

Определяем расчетные коэффициенты торможения при максимальном значении тока внешнего КЗ.

(4.20)

Определяем коэффициент торможения:

(4.21)

Дифференциальная защита предназначена для использования в качестве основной защиты трехфазных силовых трансформаторов при всех видах коротких замыканий.

Защита имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с защитой, выполненной на базе реле ДЗТ-11: высокую чувствительность, более высокое быстродействие и относительно малое потребление мощности.

4.1.2 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита — специфическая защита маслонаполненного трансформатора, получившая широкое распространение благодаря своей относительной простоте и чувствительности к большому числу видов внутренних повреждений трансформаторов и их переключающих устройств.

Внутренние повреждения трансформатора, как правило, сопровождаются разложением масла и других изоляционных материалов с образованием летучих газов. Газы, будучи легче масла, поднимаются к крышке трансформатора и при надлежащей установке трансформатора и расширителя неизбежно попадают в расширитель. Поэтому крышка бака трансформатора должна иметь подъем 1,0-1,5% в сторону точки присоединения маслопровода к расширителю, а маслопровод, в свою очередь, должен иметь подъем в сторону расширителя 2-4%. В случае значительных внутренних повреждений, связанных с интенсивным газообразованием, в баке трансформатора создается повышенное давление, возникает перетекание масла по маслопроводу в сторону расширителя. Заметим, что все сказанное полностью применимо и к баку контактора устройства РПН.

Основные факторы, на которые реагирует газовая защита, — наличие газов и движение струи масла; кроме того, обычно обеспечивается срабатывание газовой защиты также и при недопустимом снижении уровня масла.

Конструкцию газового реле, совмещающего также и функции струйного реле, рассмотрим на примере типа ВF80/Q, устанавливаемого в настоящее время на отечественных трансформаторах мощностью более 10 МВ

• А.

Основой реле является корпус, верхняя часть которого является своеобразным карманом, улавливающим попавшие в реле пузырьки газа. Корпус снабжен двумя застекленными смотровыми окнами, позволяющими визуально определять наличие газа и его приблизительный объем; на крышке корпуса имеется кран для выпуска газа, а в днище — отверстие для слива масла и шлама, заглушенное вывинчивающейся пробкой.

Изнутри на крышке закреплена выемная часть реле, состоящая из трех реагирующих элементов, связанных с ними постоянных магнитов и управляемых этими магнитами герметичных контактов (герконов).

Цепи герконов присоединены к выводам реле и далее специальным кабелем введены в релейную схему газовой защиты трансформатора.

Два из реагирующих элементов реле ВF80/Q представляют собой шарообразные пластмассовые пустотелые поплавки, эксцентрично насаженные на горизонтальную ось и свободно вращающиеся на ней. Третий реагирующий элемент имеет форму лопасти, также свободно вращающейся на горизонтальной оси; лопасть размещена рядом с нижним поплавком.

При медленном выделении газа в баке трансформатора, характерном для небольших повреждений, происходит постепенное вытеснение масла из кармана корпуса реле. Когда объем газа в корпусе реле достигается 250 — 300 см, верхний поплавок опускается вместе с уровнем масла, при этом связанный с поплавком магнит замыкает соответствующий геркон.

Аналогичным образом срабатывает и нижний поплавок при полном уходе масла из газового реле, при этом по мере ухода масла сперва замыкается контакт верхнего поплавка, а затем — нижнего.

При значительном повреждении внутри бака, сопровождающимся появлением в маслопроводе струи масла или газо-маслянистой смеси, движущейся в направлении расширителя, лопасть под давлением этой струи отклоняется на определенный угол, воздействуя на тот же контакт, что и нижний поплавок.

Следовательно, рассматриваемое реле представляет собой комбинацию двухэлементного газового и струйного реле.

Таким образом, газовое реле ВF80/Q способно различать степень повреждения трансформатора, что обычно реализуется путем использования геркона верхнего поплавка в качестве датчика сигнала, а геркона нижних элементов — для подачи команды на отключение.

Реле допускает регулировку чувствительности лопастного элемента, который может быть настроен на срабатывание при определенной скорости потока масла.

Также реле ВF80/Q снабжено устройством контроля работоспособности, состоящим из подпружиненной кнопки и рейки: нажатием на кнопку можно последовательно отвести вниз сперва верхний, а затем нижний поплавки; при этом должны замкнуться соответствующие контакты.

4.1.3 Максимальная токовая защита

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от наибольшего рабочего тока [15].

Для повышения чувствительности применим МТЗ с пуском минимального напряжения

На трансформаторах с расщепленными обмотками низкого напряжения 10 кВ по условию селективности в цепи каждой обмотки, питающей соответствующую секцию шин, необходимо устанавливать МТЗ с двумя токовыми реле, подключенными к ТТ соединенным по схеме неполной звезды.

Защиты стороны НН, расположенные в шкафах КРУ выключателей вводов 10 кВ с первой выдержкой времени действуют на отключение своих выключателей (Q3, Q4, Q5, Q6), а со второй — на отключение выключателей ВН (Q1 и Q2).

Ток срабатывания МТЗ определяется из условия возврата токовых реле при максимальном токе нагрузки с учетом само запуска, при видах напряжения: включение трансформатора от АПВ на не отключенную нагрузку, автоматическое подключение нагрузки при действии АВР в случае исчезновения напряжения на соседней секции

Iс.з. = Кн(IIраб.макс + Кс.з.п. IIIраб.макс)/КВ;

• где IIраб.макс — максимальное значение тока нагрузки секции от которой при действии АВР подается напряжение;
• IIIраб.макс — максимальное значение тока нагрузки секции на которую подается напряжение.

Ток срабатывания защиты на выключателе Qз:

Iс.з. = 1,1(1000 + 3

• 901)/0,96 = 4073,3 А

Коэффициент чувствительности защиты

Кч = Iк.мин/Iс.з. = 6750/4073,3 = 1,66

Кч = 1,66 > Кч.доп. = 1,5, что больше чем 1,5 [15].

4.1.4 Защита от перегрузки

Выполняется с помощью реле тока, включенного в одну фазу, и реле времени и действует на сигнал. Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

(4.22)

где кн — коэффициент надежности, кн == 1,05.

Ток срабатывания реле определяется

А.

4.1.5 Требования к устройствам АВР

В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по замкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток к.з., упростить релейную защиту, создать необходимый режим по напряжению, уменьшить потери электроэнергии. Однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой, чем в замкнутых, так как отключение единственного источника приводит к прекращению всех его потребителей. Электроснабжения потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника (УАВР).

Применяют различные схемы УАВР, однако все они должны удовлетворять изложенным ниже основным требованиям.

1. Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервном для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание, линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть отключена выключателем со стороны шин потребителей. Отключенное состояние этого выключателя контролируется его вспомогательными контактами или реле положения, и эти контакты должны быть использованы в схеме включения выключателя резервного источника. признаком прекращения питания является исчезновение напряжения на шинах потребителей, поэтому воздействующей величиной устройства АВР обычно является напряжение. При снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит в действие.

2. Иметь минимально возможное время срабатывания. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. Минимальное время определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети, связанных с рабочим источником питания, если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряжения срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключаются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику питания.

3. Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.

4. Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.

5. Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.

В схему УАВР вводят пусковой орган, в котором обычно применяют минимальные реле напряжения. В общем случае УАВР содержит также орган выдержки времени. Для удовлетворения основных требований, предъявляемых к УАВП, параметры пускового органа и органа выдержки времени выбирают следующим образом.

4.1.6 Выбор уставок УАВР

Для пускового органа:

а) напряжение срабатывания реле минимального напряжения выбирается исходя из следующих условий:

• пуск должен происходить при снижении напряжения до значения, при котором не обеспечивается нормальная работа потребителя;
• реле не должно срабатывать при перегорании одного из предохранителей в цепях трансформатора напряжения.

Как правило, принимается Uс.р. — 25-40% Uн.

б) уставка срабатывания реле понижения частоты выбирается по согласованию с параметрами срабатывания устройства АЧР и составляет, как правило,

fc.р = 46,5 ч 47,5 = Гц.

Для органа выдержки времени:

• а) при использовании в качестве ПО реле минимального напряжения выдержка времени выбирается на ступень селективности (0,5 с) и больше выдержки времени защит линий, отходящих от шин резервируемой секции;
• б) при использовании в качестве ПО реле понижения частоты выдержка времени может быть принята около 0,5 с.

Параметры срабатывания реле контроля напряжения на резервном источнике выбираются равными минимальным значениям Uрез и fрез, обеспечивающим возможность подключения дополнительной нагрузки и самозапуска электродвигателей после АВР, и ориентировочно могут быть приняты: