Разработка оптимального варианта понизительной подстанции для электроснабжения промышленных и гражданских потребителей городского района

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Реферат

Целью дипломного проекта является разработка наиболее оптимального варианта понизительной подстанции для электроснабжения промышленных и гражданских потребителей городского района.

Проект состоит из расчетно-пояснительной записки на 106 страницах машинописного текста, включая 10 иллюстраций и 30 таблиц, а также графической части на 8 листах формата А1. Библиография — 18 наименований.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ПОТРЕБИТЕЛИ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ПОДСТАНЦИЯ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ТРАНСФОРМАТОР, ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ОСВЕЩЕНИЕ.

Объектом проектирования является понизительная подстанция для электроснабжения потребителей Кировского района города Саратова.

Целью проектирования является выбор силовых трансформаторов, высоковольтных аппаратов, токоведущих частей и другого оборудования подстанции; расчет освещения, заземления и молниезащиты подстанции; разработка организационно-экономических вопросов.

В результате проведенных расчетов принята типовая комплектная трансформаторная подстанция из блоков заводского изготовления типа КТПБ 110/10 — 5 — М — 2 х- 10 000 — 59 У1

Выводы, сделанные при разработке темы для углубленной разработки (спецвопрос), могут быть использованы в проектной и эксплутационной практике.

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика объекта проектирования

2. Обработка графиков нагрузок подстанции

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.1 Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов проектируемой подстанции

4. Выбор главной схемы электрических соединений

5. Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор основного оборудования и токоведущих частей

6.1 Выбор высоковольтных выключателей

6.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения

6.4 Выбор предохранителей

6.5 Выбор заземлителей нейтралей

6.6 Выбор токоведущих частей

6.7 Выбор изоляторов

6.8 Выбор измерительных трансформаторв тока и напряжения

7. Выбор релейной защиты и автоматики

8. Измерение и учет электроэнергии

9. Выбор оперативного тока и источников питания

10. Собственные нужды подстанции

11. Регулирование напряжения на проектируемой подстанции

12. Выбор конструкции распредустройств, компоновка сооружений на площадке подстанции

13. Меры по предотвращению поломок опорно-стержневых изоляторов 35−220 кВ

14. Освещение подстанции

15. Молниезащита подстанции

16. Заземление подстанции

17. Безопасность проектируемой подстанции 110/10 кВ

18. Заключение

19. Список использованных источников

Приложение

Введение

Рост объема промышленного, сельскохозяйственного производства, а также бытовых потребителей приводит к увеличению электрической нагрузки в распределительных и питающих сетях объединенной энергосистемы по сравнению с предыдущими годами. Это требует значительного обновления энергетических сетей, так как оборудование, находящееся в эксплуатации, в большинстве своем выработало свой ресурс, многое оборудование морально и физически устарело на фоне появления более современных электрических трансформаторных подстанций.

Дипломный проект выполнен в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, Инструкции по проектированию городских электрических сетей и других документов. В дипломном проекте использованы типовые решения по главным схемам электрических соединений, схемам релейных защит и устройств автоматикиаппаратов и технологий производства и передачи электроэнергии.

1. Краткая характеристика объекта проектирования

По условиям подключения, выданных энергосистемой, питание проектируемой подстанции должно осуществляться двухцепной ВЛ-110кВ.

Фрагмент схемы электроснабжения представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 — Фрагмент схемы электроснабжения.

От подстанции получает питание часть Кировского района, имеющие в своём составе потребителей I, II и III категорий.

Питание всех потребителей осуществляется по воздушным линиям 10 кВ по радиально-магистральной схеме.

Генеральный план сетевого района представлен на листе КФБН 1004. 01. 366 ГП графической части дипломного проекта.

2. Обработка графиков нагрузок подстанции

По суточным графикам нагрузки потребителей электрической энергии на напряжении 10 кВ строим суточный график нагрузки.

Рисунок 2 — Суточный график нагрузки

По суточному графику нагрузки (рисунок 2) строим годовой график нагрузки по продолжительности (рисунок 3). При построении примем, что на зимний период приходится 183 суток, а на летний — 182.

Рисунок 3 — Годовой график нагрузки по продолжительности

По годовому графику нагрузки по продолжительности (рисунок 3), рассчитаем технико-экономические показатели проектируемой подстанции.

Энергия, потребляемая за год

(1)

где

активная мощность i-той ступени графика нагрузки, МВт;

продолжительность i-той ступени графика нагрузки, ч.

= 84 340 МВтч.

Среднегодовая нагрузка:

(2)

где число часов в году, ч (= 8760 ч).

МВт

Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:

(3)

Где максимальная нагрузка, подключенная на данном напряжении, МВт.

Энергия, потребляемая за сутки (по рисунку 2).

Энергия, потребляемая за сутки () определяется по формуле (1) отдельно для летнего и зимнего суточных графиков нагрузки.

Для летнего периода

МВтч.

Для зимнего периода.

МВтч

Среднесуточная нагрузка:

(4)

Где число часов в сутках, ч (= 24 ч).

Для летнего периода.

МВт.

Для зимнего периода.

МВт

Коэффициент заполнения суточного графика нагрузки:

(5)

Для летнего периода.

Для зимнего периода.

Время использования максимума нагрузки:

(6)

ч.

Время наибольших потерь:

(7)

ч.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Так как от проектируемой подстанции получают питание потребители I и II категории надежности, то согласно ПУЭ [2] на ней должно быть установлено 2 силовых трансформатора.

Технически приемлемая мощность трансформаторов:

(8)

где

— коэффициент мощности нагрузки;

— коэффициент участия потребителей I и II категории надежности в максимуме нагрузки;

— коэффициент аварийной перегрузки.

Определим коэффициент аварийной перегрузки для трансформаторов проектируемой подстанции.

Согласно ПУЭ [2] в аварийных режимах трансформатор можно перегружать на 40% на время максимумов общей продолжительностью 6 часов в сутки в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75. Если хоть одно из этих условий не выполняется, то ПТЭ [3] разрешают перегрузку на 30%, в течение 120 минут.

Примем коэффициент аварийной перегрузки, так как общая длительность максимума нагрузки составляет 5 часов, а коэффициент заполнения суточного графика нагрузки.

МВА.

По шкале стандартных значений мощностей трансформаторов ГОСТ 9680– —77, выбираем следующие варианты для технико-экономического сравнения:

а) трансформаторы с номинальной мощностью

б) трансформаторы с номинальной мощностью

Исходя из напряжений, необходимых для питания потребителей, подключенных к подстанции, технико-экономическое сравнение производится для следующих типов трансформаторов:

а) ТДН — 10 000/110;

б) ТДН — 16 000/110.

Параметры этих трансформаторов приняты по таблице 3.6 [4] и сведены в таблицу 1.

Таблица 1 — Параметры силовых масляных трансформаторов, участвующих в технико-экономическом сравнении

Тип

U,

кВ

Потери, кВт

Uк, %

Iхх,%

Масса, Т

Цена, тыс. руб.

Рхх

Рк

полная

масла

ТДН- 10 000/110

110/10

18,0

60,0

10,5

0,9

42,0

14,5

1400

ТДН- 16 000/110

110/10

26,0

85,0

10,5

0,85

54,5

19,7

1680

В таблице 1 использованы следующие обозначения:

U — номинальное напряжение обмоток трансформатора, кВ;

— потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

— потери холостого хода трансформатора, кВт;

Uк — напряжение короткого замыкания, %;

ток холостого хода трансформатора, %

3.1 Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов проектируемой подстанции

Интегральные показатели экономической эффективности и их использование.

При оценке экономической эффективности необходимо обязательно рассмотрение двух и более вариантов технических решений, обеспечивающих достижение одной цели.

Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся [3].

-интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

-индекс доходности (ИД);

-внутренняя норма доходности.

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

, (9)

где Rt — результат (доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета; Зt — затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета; Т- продолжительность расчетного периода или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

,(10)

— коэффициент дисконтирования; Е — норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта); t — номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Величина дисконтированных капиталовложений:

, (11)

— сумма дисконтированных капиталовложений; - капиталовложения на t-ом шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений

,(12)

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн (ВНД) является решением уравнения:

,(13)

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости — минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это — период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически, после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности.

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются: рентабельность производства, рентабельность продукции, коэффициент ликвидности.

Рентабельность производства определяется:

, (14)

где — валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т, (т. руб. /год); - среднегодовая стоимость производственных фондов (т. руб.).

Рентабельность продукции определяется:

, (15)

где — чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т (т. руб. /год); - суммарная выручка от реализации (т. руб. /год).

В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать натуральные, в том числе, производительность труда, удельные расходы и потери энергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.

Полученные значения экономической и финансовой эффективности, для сравниваемых вариантов, сводятся в таблицы 2 и 3.

Исходные данные:

При определении капиталовложений были использованы справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [7] с учетом коэффициента удорожания Куд=35.

1) 2·ТДН- 10 000/110 ДW1= 1393 тыс. кВт ч/год;

2·ТДН- 16 000/110 ДW2 = 1888 тыс. кВт ч/год

2) К1=2800 тыс. руб.

К2=3360 тыс. руб.

Норма доходности рубля принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10%).

При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений

Примем продолжительность строительной стадии — 3 года, причём с начала третьего года подстанция будет введена в работу, распределим капиталовложения по первому, второму и третьему году строительства- 20%, 40% и 40% соответственно.

Примем продолжительность расчётного периода (горизонт расчёта) равным 13 годам (2006−2018гг), тариф на электроэнергию, коэффициент дисконтирования задаётся руководителем экономической частью проекта, время использования максимума нагрузки составляет 5622ч, кол-во электроэнергии передаваемой за год 84 340МВт·ч.

Ожидаемые технико-экономические показатели СЭС представлены на листе КФБН 1004. 08. 366 Д1 графической части дипломного пректа.

Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант № 1)

Показатели

Ед. изм.

Величина показателя

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

выручка от реализации

т.р.

58 440,4

63 310,5

68 180,5

69 803,8

71 427,8

73 050,5

74 673,8

77 920,5

82 791

87 660,6

кап. вложения

т.р.

560

1400

840

уд. себестоимость передачи и распред. эл. эн.

р/кВтч

0,16

0,178

0,192

0,197

0,201

0,206

0,210

0,22

0,233

0,247

затраты на потери эл. эн.

т.р.

1249,1

1353,2

1457,3

1491,9

1526,6

1561,3

1596

1665,4

1769,5

1873,6

отчисление на экспл. обслуживание

т.р.

168

168

168

168

168

168

168

168

168

168

налоги и сборы

т.р.

34 213,8

37 073,6

39 933,1

40 886,3

41 839,9

42 792,7

43 745,9

45 652,3

48 512,1

51 371,4

чистый доход (без дисконт-я)

т.р.

-560

-1400

-840

22 810,3

24 715,7

26 622,1

27 257,6

27 893,3

28 528,5

29 164,1

30 434,8

32 341,4

34 547,6

коэфф-т дисконт-я

о.е.

1,331

1,21

1,1

1

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

ЧДД

т.р.

-745,4

-1694

-924

22 810,3

22 491,3

22 096,3

20 443,2

18 967,4

17 687,67

16 331,9

15 521,7

15 200,5

14 509,7

ЧДД нарастающим итогом

т.р.

-745,4

-2439,4

-3363,4

19 446,9

41 938,2

64 034,5

84 477,7

103 445,1

121 132,7

137 464,5

152 986,2

168 186,6

181 996,2

рентабельность продукции

%

39,03

35,53

39,05

39,05

39,05

39,05

39,06

39,05

39,09

39,05

валовая прибыль

т.р.

57 023,3

61 789,3

66 555,2

68 143,9

69 733,2

71 321,2

72 910

76 087,1

80 853,5

85 619

тариф

р/кВтч

0,7

0,75

0,825

0,9

0,975

1,05

1,075

1,1

1,125

1,15

1,2

1,275

1,35

Таблица 3

Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант № 2)

Показатели

Ед. изм.

Величина показателя

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

выручка от реализации

т.р.

58 440,4

63 310,5

68 180,5

69 803,8

71 427,8

73 050,5

74 673,8

77 920,5

82 791

87 660,6

кап. вложения

т.р.

672

1680

1008

уд. себестоимость передачи и распред. эл. эн.

р/кВтч

0,165

0,18

0,193

0,198

0,202

0,206

0,211

0,221

0,241

0,246

затраты на потери эл. эн.

т.р.

1773,2

1921

2068,7

2118

2167,2

2216,5

2265,7

2364,2

2512

2659,8

отчисление на экспл. обслуживание

т.р.

201,6

201,6

201,6

201,6

201,6

201,6

201,6

201,6

201,6

201,6

налоги и сборы

т.р.

33 879,4

36 712,4

39 546,1

40 491

41 435,4

42 379,4

43 324,7

45 212,7

48 046,8

50 880,4

чистый доход (без дисконт-я)

т.р.

-672

-1680

-1008

22 585,6

24 475

26 364,1

26 993,5

27 623,6

28 252,9

28 883,1

30 151,9

32 131,2

33 930,6

коэфф-т дисконт-я

о.е.

1,331

1,21

1,1

1

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

0,42

ЧДД

т.р.

-894,4

-2032,8

-1108,8

22 585,6

22 027,5

21 882,2

20 245,1

18 784

17 516

16 199,8

15 472

15 094,7

14 446,5

ЧДД нарастающим итогом

т.р.

-894,4

-2927,2

-4036

14 728

36 755,5

58 637,7

78 883,6

97 673,6

11 512,2

131 392

146 964

159 058,7

172 696,3

рентабельность продукции

%

38,65

38,65

38,71

39,01

38,99

38,67

39,01

39,06

38,84

валовая прибыль

т.р.

56 465,6

61 187,4

65 910,2

67 484,2

69 059

70 632,4

72 207,8

75 354,5

80 078

84 800,6

тариф

р/кВтч

0,7

0,75

0,825

0,9

0,975

1,05

1,075

1,1

1,125

1,15

1,2

1,275

1,35

По данным таблиц графически определим сроки окупаемости проектов. Для этого необходимо построить графики в координатах: ось Х-годы, ось Y-ЧДД.

Рисунок 4-Определение срока окупаемости.

По данным таблицы 2, таблицы 3, рисунку 4 составляем таблицу 4.

Таблица 4

технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения

показатели

ед. изм.

вариант1

вариант2

напряжение

кВ

110/10

110/10

мощность

МВА

10

16

число часов использования максимума нагрузки

ч/год

5622

5622

Рентабельность продукции

%

29,37

28,89

Интегральный эффект

т.р.

181 996,2

172 696,3

срок окупаемости

лет

2,7

2,8

На основании анализа экономической эффективности можно сделать вывод, что по сроку окупаемости варианты равнозначны. Определяющим критерием является ЧДД. Поэтому предлагаю к реализации вариант 1 СЭС (2xТДН-10 000/10).

Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки

Для проверки на допустимые систематические перегрузки используем зимний суточный график нагрузки в соответствии с ГОСТ 14 209– — 85.

Эквивалентная нагрузка подстанции:

(16)

где

мощность i-ой ступени графика нагрузки, МВт (для все ступени, для которых, для все остальные ступени);

продолжительность i-ой ступени графика нагрузки, ч.

МВА

Коэффициент эквивалентной нагрузки:

(17)

Время максимума графика нагрузки составляет 5 часов. Эквивалентная температура охлаждающей среды по таблице 1. 37 [4] для Саратовской области.

По нормам максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов (таблица 1. 36 [4]) трансформаторы с системой охлаждения Д при коэффициенте предварительной загрузки можно перегружать до в течении 6 часов при температуре охлаждающей среды То есть выбранные трансформаторы проходят по максимально допустимым систематическим перегрузкам, так как (1,46 > 0,59).

Так как длительность максимума графика нагрузки не превышает 6 часов, то при дальнейших расчетах будем ориентироваться на

4. Выбор главной схемы электрических соединений

Наибольший рабочий ток на стороне 110 кВ проектируемой подстанции:

(18)

где

номинальное напряжение сети, кВ.

кА.

Такое значение позволяет использовать в РУ — 110 кВ упрощенную схему с отделителями и короткозамыкателями, так как у отделителей, используемых на напряжении 110 кВ, длительно допустимый ток А. Для увеличения гибкости схемы и ее надежности, добавим на стороне 110 кВ мостик с выключателем.

Схема с выключателем в перемычке обеспечивает при повреждении на линии и отключении одного трансформатора возможность подключить его ко второй линии.

Выключатель в перемычке в нормальном режиме работы подстанции должен быть включен, чтобы при коротком замыкании (КЗ), была возможность быстрого отключения поврежденного участка схемы и восстановления с помощью АВР питания потребителей подстанции.

Ремонтная перемычка из разъединителей позволяет выводить в ремонт выключатель, без нарушения режима питания.

Однолинейная главная схема электрических соединений подстанции представлена на листе КФБН 1004. 02. 366 Э3 графической части дипломного проекта.

План подстанции представлен на листе КФБН 1004. 03. 366 Э2 графической части дипломного проекта.

Разрез по ячейки РУВН и схема заполнения РУНН представлена на листе КФБН 1004. 04. 366 Э2 графической части дипломного проекта.

Рисунок 5- Главная схема электрических соединений

5. Расчет токов короткого замыкания

При расчете токов КЗ принимаем следующие допущения:

среднее погонное сопротивление линий Ом/км;

один трансформатор проектируемой подстанции выведен в ремонт, вся нагрузка подстанции подключена ко второму трансформатору.

Расчетные виды КЗ:

трехфазное КЗ (максимальный ток);

двухфазное КЗ (минимальный ток);

однофазное КЗ (максимальный ток).

Расчетные точки:

на стороне 110 кВ подстанции (К1);

на сборных шинах 10 кВ подстанции (К2);

в конце самой длинной отходящей линии 10 кВ (К3).

Расчет токов трехфазного КЗ

Составим схему замещения сетевого района с учетом принятых допущений

Рисунок 6 — Схема замещения сетевого района.

Рассчитаем параметры схемы замещения в именованных единицах с точным приведением. Все параметры приводим к напряжению 110 кВ.

Сопротивление системы:

(19)

Где напряжение системы, кВ;

мощность КЗ на шинах системы, МВА.

Ом.

Сопротивление линии 110 кВ по условию- 20 Ом

Х1 = 20 Ом

Хл =(20)

Сопротивление обмоток трансформатора:

Находим сопротивление трансформатора

Хтр =(21)

где Uк% — напряжение короткого замыкания трансформатора.

Sном — номинальная мощность трансформатора.

Х2 == 1,05 Ом.

Сопротивление нагрузки подстанции:

(22)

Где сверхпереходное сопротивление нагрузки, о.е. ([7]);

среднее напряжение нагрузки, кВ;

коэффициент трансформации трансформаторов подстанции, о.е. ;

максимальная нагрузка подстанции, МВт.

Хн Ом.

ЭДС нагрузки:

(23)

кВ.

где

сверхпереходная ЭДС нагрузки, о.е. ([7]).

ЭДС системы:

(24)

кВ.

Расчет токов на стороне 110 кВ проектируемой подстанции

Пусть КЗ произошло в точке К1.

Периодическая составляющая тока в начальный момент времени:

(25)

где

ЭДС i-ой активной ветви, кВ;

сопротивление i-ой активной ветви, Ом.

кА.

Ударный ток:

(26)

где

ударный коэффициент (можно принять [7]).

кА.

Расчет токов на шинах 10 кВ проектируемой подстанции

Пусть КЗ произошло в точке К2.

Периодическая составляющая тока в начальный момент времени по (25):

кА.

Ударный ток по (26):

кА.

Сведем все полученные значения токов КЗ в таблицу 5.

Таблица 5 — Значения токов КЗ на проектируемой подстанции

Расчетная точка

кА

кА

К1

3,17

8,07

К2

7,39

18,81

Ограничения токов КЗ не требуется, так как выпускаемые промышленностью коммутационные аппараты способны отключить все токи КЗ, имеющие место на проектируемой подстанции.

6. Выбор основного оборудования и токоведущих частей

6.1 Выбор высоковольтных выключателей.

Для установки на стороне 10 кВ выбираем вакуумные выключатели серии ВБЭК — 10, ориентируясь на установку на стороне 10 кВ комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН) серии К — 59.

Секционные выключатели принимаем такими же, как и вводные на соответствующем напряжении.

Произведем выбор и проверку для вводных выключателей на стороне 10 кВ (Q2,Q3). Считаем, что один трансформатор выведен в ремонт и вся нагрузка подключена ко второму.

Наибольший рабочий ток:

(27)

где

коэффициент, показывающий какая часть мощности, поступающей на подстанцию, протекает через данный выключатель.

Для вводных выключателей:

(28)

где

максимальная нагрузка, МВт.

Для линейных выключателей:

(29)

где

нагрузка одной линии, МВт.

кА.

кА

Выбираю вакуумные выключатели BB/TEL -10- 20/1000 У3, для линий- BB/TEL -10 -20/630 У3.

Проверка на отключение симметричного тока КЗ:

(30)

где

номинальный ток отключения выключателя, кА (для выбранных выключателей кА);

периодическая составляющая тока КЗ на момент начала расхождения контактов, кА.

(31)

Где собственное время отключения выключателя, с.

с.

Для упрощения расчетов принимаем, так как если выключатель сможет отключить ток, который больше тока, то он сможет отключить и ток. Это условие выполняется, так как 20 кА > 7,39 кА. Проверка на отключение асимметричного тока КЗ:

(32)

Где нормированное содержание апериодической составляющей, о.е. (для выбранных выключателей);

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с (для напряжения 10 кВ и с, для напряжения 35 и 110 кВ и с [8]). и.

Это условие выполняется, так как 28 кА > 12,462 кА.

Проверка включающей способности:

(33)

Где наибольший пик номинального тока включения выключателя, кА (для выбранных выключателей кА).

Это условие выполняется, так как 52 кА > 18,81 кА.

Проверка электродинамической стойкости:

(34)

Где действующее значение предельного сквозного тока, кА (для выбранных выключателей кА).

Это условие выполняется, так как 20 кА > 7,39 кА.

Проверка термической стойкости:

(35)

Где ток термической стойкости, кА (для выбранных выключателей кА);

допустимое время действия тока термической стойкости, с (для выбранных выключателей с);

тепловой импульс, кА2с.

(36)

Где расчетное время отключения КЗ, с (примем с, исходя из времени срабатывания резервной защиты).

кА2с;

кА2с.

Это условие выполняется, так как 1200 кА2с > 56,657 кА2с.

Все условия проверки выполняются, поэтому выбранные выключатели могут быть установлены в РУ — 10 кВ проектируемой подстанции.

Остальные выключатели выбираются и проверяются аналогично. Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 6.

6. 2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор разъединителей и отделителей производим по номинальному напряжению и по наибольшему рабочему току, который определяется по (27). Короткозамыкатели выбираются по номинальному напряжению. Все вышеперечисленные аппараты проверяются на динамическую (по (34)) и термическую (по (35)) стойкость к токам КЗ. Все аппараты наружной установки.

Результаты выбора разъединителей представлены в таблице 7, отделителей в таблице 8, короткозамыкателей в таблице 9.

На разъединителях установлен привод ПРН — 110У1. Номинальные данные по разъединителям приняты по таблице 5.5 [4].

На отделителях установлен привод ПРО — 1У1. Номинальные данные по отделителям приняты по таблице 5.6 [4]. На короткозамыкателях установлен привод ПРК — 1У1. Номинальные данные по короткозамыкателям приняты по таблице 5.6 [4].

Таблица 6 — Результаты выбора и проверки высоковольтных выключателей

Выклю-

чатель

Расчетные данные

Номинальные данные выключателей

кВ

А

кА

кА

кА2с

Тип выключателя

кВ

А

кА

о.е.

кА

кА

кА2с

Q1

110

74

3,17

8,07

20,5

МКП-110Б-

630−20 У1

110

630

20

0

52

20

1200

Q2,Q3,

QB1

10

809

7,39

18,81

56,6

BB/TEL-10−20/

1000 У3

10

1600

20

0,4

52

20

1200

Q4,

Q11

102

BB/TEL-10−20/

630 У3

630

Таблица 7 — Результаты выбора и проверки разъединителей

Разъеди-

нитель

Расчетные данные

Номинальные данные разъединителей

кВ

А

кА

кА2с

Тип

разъединителя

кВ

А

кА

кА2с

QS1,QS2,

QS3,QS4,

QS5,QS6

110

74

3,17

20,55

РНДЗ — 2 — 110/1000У1

РНДЗ — 1б — 110/1000У1

110

1000

31,5

3969

Таблица 8 — Результаты выбора и проверки отделителей

Отдели-тель

Расчетные данные

Номинальные данные отделителей

кВ

А

кА

кА2с

Тип отделителя

кВ

А

кА

кА2с

QR1,

QR2

110

74

3,17

20,55

ОДЗ-1−110/

630УХ Л1

110

630

31,5

2976,75

Таблица 9 — Результаты выбора и проверки короткозамыкателей

Короткозамыкатель

Расчетные данные

Номинальные данные короткозамыкателей

кВ

кА

кА2с

Тип короткозамыкателя

кВ

кА

кА2с

QN1,QN2

110

3,17

20,55

КЗ — 110Б — У1

110

12,5

468,75

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции оборудования переменного тока промышленной частоты в сетях с любой системой заземления используются ограничители перенапряжений (ОПН).

Разрядники, используемые на проектируемой подстанции, представлены в таблице 10

Таблица 10 — Ограничители перенапряжений, используемые на подстанции

Тип

Место установки

Напряжение, кВ

Действующее значение

Наибольшее амплитудное значение

Номи-нальное

Наиболь-

шее до-

пустимое

Номиналь-ный разрядный ток, кА

Остающееся при импульсном токе с амплитудой, кА

0,5

5

10

ОПН-РС 10/12,5

На стороне

10 кВ

10

12,7

5

4,7

40

42

ОПН-9−110/73

На стороне

110кВ

110

73

10

185

218

233

6.4 Выбор предохранителей

Для защиты трансформаторов напряжения, установленных на сборных шинах 10 кВ, от токов внутренних КЗ используются плавкие предохранители ПКН001 — 10У3.

Для защиты всех трансформаторов напряжения от токов КЗ в цепи измерительных приборов используются плавкие предохранители ПН2.

Все предохранители поставляются в комплекте с трансформаторами напряжения.

6.5 Выбор заземлителей нейтралей

Для заземления нейтралей силовых трансформаторов выбираем заземлители типа ЗОН — 110М — IУ1 (по таблице 5.6 [4]). Заземлители устанавливаются параллельно с вентильными разрядниками.

На заземлителях установлен привод ПРН — 11У1.

6.6 Выбор токоведущих частей

На проектируемой подстанции принимаем в открытой части жесткую ошиновку алюминиевыми шинами из сплава АД31. Соединение трансформаторов с жесткими шинами ОРУ, а также с КРУН выполняется сталеалюминевыми проводами марки АС. В КРУН применяется жесткая ошиновка.

Выбор жестких шин.

Выбор всех жестких шин, кроме сборных шин, осуществляется по экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение шин:

(37)

Где рабочий ток, А;

экономическая плотность тока, А/мм2 (А/мм2 по таблице 1.3. 36 [2]).

(38)

Произведем расчет для вводных шин в РУ — 10 кВ проектируемой подстанции.

кА;

мм2.

По сортаменту плоских шин (таблица 7.3 [4]) выбираем плоские однополосные шины (с установкой «плашмя») сечением мм2 (640 мм2).

Проверка на максимальный длительный ток нагрузки:

(39)

Где допустимый ток нагрузки, А (для шин выбранного сечения, А по таблице 7.3 [4]).

Для вводных шин, А (по таблице 6), поэтому это условие выполняется, так как 809 А < 1214 А.

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ:

(40)

Где минимально допустимое по нагреву токами КЗ сечение шины, мм2.

(41)

Где температурный коэффициент, Ас½/мм2 (для алюминиевых шин Ас½/мм2 по таблице 1. 15 [4]).

Для вводных шин кА2с (по таблице 6), тогда

мм2.

Это условие выполняется, так как 103,5 мм2 < 640 мм2.

Проверка на электродинамическую стойкость к токам КЗ:

(42)

Где допустимое механическое напряжение в шинах, МПа (для алюминиевых шин, выполненных из сплава АД31 МПа по таблице 4.2 [1]);

расчетное механическое напряжение в шинах, МПа.

(43)

Где изгибающий момент, Нм;

момент сопротивления, м3.

(44)

Где изгибающая сила, прикладываемая к единице длины, Н/м;

расстояние между изоляторами, м (для КРУН м [1]).

(45)

Где расстояние между осями фаз, м (для КРУН м [1]);

коэффициент формы (, так как расстояние между фазами меньше периметра сечения шины [1]).

Для плоских шин

(46)

Где размеры шины, м.

Для трубчатых шин

(47)

Где внешний и внутренний диаметры трубчатой шины, м.

С учетом формул (45) — (48) формула (49) принимает следующий вид.

Для плоских шин:

(48)

Для трубчатых шин:

(49)

МПа.

Это условие выполняется, так как 4,76 МПа < 75 МПа.

Все условия проверки выполняются, таким образом, выбранные шины могут быть установлены в РУ — 10 кВ проектируемой подстанции. Остальные шины (кроме сборных шин РУ) выбираются и проверяются аналогично. Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 11.

Номинальные данные плоских шин приняты по таблице 7.3 [4], а для трубчатых шин по таблице 7.4 [4].

Выбор сборных шин осуществляется по максимальному рабочему току нагрузки по (44).

Произведем выбор и проверку для сборных шин РУ — 10 кВ.

Для них, А (таблица 6). Выбираем плоские однополосные алюминиевые шины с сечением мм2 (640 мм2), устанавливаемые «плашмя» для которыхА.

Проверка на термическую стойкость к токам КЗ по (40).

Для стороны 10 кВ мм2 по таблице 12, поэтому это условие выполняется, так как 149,2 мм2 < 640 мм2.

Проверка на электродинамическую стойкость к токам КЗ по (42).

МПа.

Это условие выполняется, так как 4,76 МПа < 75 МПа.

Все условия проверки выполняются, следовательно, выбранные сборные шины могут быть установлены в РУ — 10 кВ.

Номинальные данные плоских шин приняты по таблице 7.3 [4].

Выбор гибких токоведущих частей

Выбор гибких токоведущих частей производится по экономической плотности тока по (37). Гибкие токоведущие части проверяются на максимальный длительный ток нагрузки по (39) и на термическую стойкость к токам КЗ по (40). На электродинамическую стойкость к токам КЗ гибкие токоведущие части проверяются только если кА. Все токи КЗ, имеющие место на проектируемой подстанции, меньше 20 кА (таблица 5), поэтому проверку на электродинамическую стойкость к токам КЗ делать не будем.

Выберем провода для соединения силовых трансформаторов и КРУН.

Для них мм2 (таблица 12). По сортементу сталеалюминевых проводов (таблица 7. 35 [4]) выбираем сталеалюминевый провод АС — 700/86 общим сечением:

(50)

Где сечение алюминиевой части провода, мм2;

сечение стального сердечника, мм2.

мм2.

Для данного провода допустимый ток, А (по таблице 7. 35 [4]). Максимальный рабочий ток данного провода А, поэтому условие проверки на максимальный длительный ток нагрузки выполняется, так как 1180 А > 809 А

Результаты выбора и проверки гибких токоведущих частей представлены в таблице 12.

Таблица 11 — Результаты выбора и проверки жестких шин

Место установки

Назначение

Расчетные данные

Номинальные данные шин

А

А

мм2

мм2

МПа

Профиль

Способ установки

мм2

Размеры шин, мм2

А

МПа

РУ -10 кВ

Ввод

320

809

715

103,5

4,76

Плоские

однополюсные

Плашмя

640

808

1214

90

Ответвление

к фидерам

184

257

167

38,06

160

404

442

39

55

36

31

44

29

36

51

33

РУ-110 кВ

Все шины

30

74

119

54,91

70,56

Трубча-тые

-

134

30/27

500

Таблица 12 — Результаты выбора и проверки гибких токоведущих частей

Место установки

Расчетные данные

Номинальные данные шин

А

А

мм2

мм2

Марка провода

мм2

А

РУ — 10 кВ

320

809

715

149,2

АС — 700/86

772,9

1180

РУ — 110 кВ

30

74

119

54,91

АС — 95/16

111,3

330

6.7 Выбор изоляторов

Выбор опорных изоляторов производится по следующим условиям.

По номинальному напряжению:

(51)

Где номинальное напряжение сети, кВ;

номинальное напряжение изоляторов, кВ.

По допустимой нагрузке:

(52)

Где сила, действующая на изолятор, Н;

допустимая нагрузка на головку изолятора, Н.

(53)

Где разрушающая нагрузка на изгиб, Н.

(54)

Где поправочный коэффициент на высоту шины (если шины расположены «плашмя», то [1]).

С учетом (53) и (54) формула (52) примет вид

(55)

Произведем выбор для опорных изоляторов РУ — 10 кВ. Для них: кВ,

Н.

По таблице 5.7 [4] выбираем опорные изоляторы внутренней установки И4 — 80 УХЛ3 у которых кВ, а Н.

Опорные изоляторы для РУ — 110 кВ выбираются аналогично. Результаты выбора сведены в таблицу 13.

Таблица 13 — Результаты выбора опорных изоляторов

Место

установки

Расчетные данные

Номинальные данные изоляторов

кВ

Н

Тип изолятора

кВ

Н

РУ — 10 кВ

10

712

И4 — 80 УХЛ3

10

4000

РУ — 110 кВ

110

115

ИОСПК-10−110/450-II-УХЛ1

110

Выбор проходных изоляторов.

Выберем для ввода в КРУН проходные изоляторы. Выбор осуществляется по условиям (54) и (55). Кроме того, вводится еще одно условие выбора:

(56)

Где номинальный ток изолятора, А.

Для проходных изоляторов

(57)

С учетом (58) и (62) формула (57) примет вид:

(58)

Для вводов КРУН, А (таблица 6).

кВ,

А,

Н.

По таблице 5.8 [4] выбираем проходные изоляторы наружно-внутренней установки ИП — 10/1000 — 1250 УХЛ1 для которых кВ, А, Н.

6.8 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока выбираются по максимальному рабочему току нагрузки:

(59)

Где номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А.

Номинальное напряжение трансформатора тока должно соответствовать номинальному напряжению сети. Класс точности трансформаторов тока для подключения КИП — 0,5 [2].

Выберем трансформаторы тока для установки в цепи трансформатора на стороне 10 кВ. Для них, А (таблица 6). По таблице 5.9 [4] выбираем трансформаторы тока ТЛ — 10 — Р/0,5 — 1000/5 У3 у которых А.

Проверка на электродинамическую стойкость к токам КЗ:

(60)

Где ток электродинамической стойкости, кА (для выбранных трансформаторов тока кА по таблице 5.9 [4]).

Это условие выполняется, так как 18,81 кА < 128 кА.

Проверка на термическую стойкость к тока КЗ по (35).

Тепловой импульс на стороне 10 кВ кА2с (таблица 6).

Для выбранных трансформаторов тока кА, с. Тогда

кА2с.

Это условие выполняется, так как 4800 кА2с > 56,6 кА2с.

Проверка по вторичной нагрузке и классу точности:

(61)

Где вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока, Ом (для выбранных трансформаторов тока Ом в классе точности 0,5 по таблице 5.9 [4]);

расчетная нагрузка трансформатора тока, Ом.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока:

(62)

Где сопротивление приборов во вторичной цепи трансформаторов тока, Ом;

сопротивление контактов, Ом (Ом, если число подключенных приборов больше 3, иначе Ом [1]);

сопротивление соединительных проводов, Ом.

(63)

Где суммарная мощность, потребляемая приборами, подключенными к трансформатору тока, ВА;

номинальный ток вторичной обмотки трансформаторов тока, А (для выбранных трансформаторов тока, А по таблице 5.9 [4]).

(64)

Где удельное сопротивление соединительных проводов, Оммм2/м (для алюминия Оммм2/м); расчетная длина соединительных проводов, м (принимается по тексту 4. 11 [4]); сечение соединительных проводов, мм2. Для выбранных трансформаторов ВА (таблица 14).

Ом.

Так как число, подключенных к трансформатору тока приборов, больше 3, то Ом. Длина соединительных проводов (по тексту 4. 11[4]) м.

Таблица 14 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Место установки

Прибор

Тип

ВА

Цепь трансформатора на стороне 10 кВ

амперметр

Э — 335

0,5

ваттметр

Д — 335

0,5

счетчик активной энергии

СА3 И — 680

2,5

счетчик реактивной энергии

СР4 И — 673

2,5

Итого

6

Цепь отходящих фидеров на стороне 10 кВ

амперметр

Э — 335

0,5

счетчик активной энергии

СА3 И — 680

2,5

счетчик реактивной энергии

СР4 И — 673

2,5

Итого

5,5

Цепь секционных выключателей 10 кВ, все цепи на стороне 110 кВ

амперметр

Э — 335

0,5

Итого

0,5

Принимаем для соединения трансформаторов тока и КИП контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2, тогда

Ом;

Ом.

Это условие выполняется, так как 0,69 Ом < 0,8 Ом, поэтому выбранные трансформаторы тока будут работать в требуемом классе точности 0,5. Остальные трансформаторы тока выбираются и проверяются аналогично. Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 14.

Номинальные данные трансформаторов тока приняты по таблице 5.9 [4].

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Номинальное напряжение трансформаторов напряжения должно соответствовать напряжению сборных шин, на которых они будут установлены. Класс точности трансформаторов напряжения для подключения КИП — 0,5.

Выбор производится по вторичной нагрузке:

(65)

Где номинальная нагрузка трансформаторов напряжения, ВА;

расчетная нагрузка трансформаторов напряжения, ВА.

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения каждой секции сборных шин представлена в таблице 16, которая составлена по данным таблицы 4.7 [1]. Выберем трансформаторы напряжения, устанавливаемые на сборных шинах 10 кВ.

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения:

(66)

ВА.

Так как на стороне 10 кВ будет установлено КРУН. То выбираем трансформаторы напряжения 3НОЛ. 09 — 10 У2, для которого кВ, ВА в классе точности 0,5. Три трансформатора напряжения, соединенные в звезду, имеют мощность ВА, что больше чем ВА, таким образом, выбранные трансформаторы напряжения будут работать в требуемом классе точности 0,5.

Результаты выбора сведены в таблицу 17.

Номинальные данные трансформаторов напряжения приняты по таблице 5. 11 [4].

Так как потери мощности в соединительных проводах очень малы, то допускается выбирать их сечение по условию механической прочности [8]. Для кабелей с алюминиевыми жилами минимальное по условию механической прочности сечение — 2,5 мм2. Принимаем для соединения трансформаторов напряжения с КИП контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.

Таблица 15 — Результаты выбора и проверки измерительных трансформаторов тока

Место

установ-

ки

Цепь

Расчетные данные

Номинальные данные трансформаторов тока

кВ

А

кА2с

кА

Ом

Тип

кВ

А

А

кА2с

кА

Ом

РУ —

10 кВ

Цепь

трансформатора

809

0,69

ТЛ-10-Р/0,5--1000/5У3

1000

4800

128

0,8

Цепь

отходящих

фидеров

10

320

56,6

18,810

0,32

ТЛ-10-Р/0,5--300/5У3

10

300

5

1200

51

0,4

55

ТЛ-10-Р/0,5--50/5У3

50

300

44

51

Цепь

секционого

выключателя

551

0,36

ТЛ-10-Р/0,5--600/5У3

600

4800

128

РУ-

110кВ

Все цепи

110

74

24,4

8,07

0,92

ТФЗМ 110Б-Р/0,5−100/5У1

110

100

5

192

82

1,2

Таблица 16 — Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения.

Прибор

Тип

S,

ВА

Число

обмоток

Число

приборов

P, Вт

Q, вар

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

0

Счетчик активной

энергии

СА3 И-680

2 Вт

2

0,38

0,925

8

32

77,89

Счетчик реактивной

энергии

СР4 И-673

3 Вт

2

0,38

0,925

8

48

116,84

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

2

4

0

Итого

87

194,73

Таблица 17 — Результаты выбора измерительных трансформаторов напряжения.

Место установки

Расчетные данные

Номинальные данные трансформатора

кВ

ВА

Тип

кВ

ВА

РУ — 10 кВ

10

213,28

3НОЛ 09−10У2

10

225

7. Выбор релейной защиты и автоматики

Защита трансформаторов

Согласно ПУЭ [2] для силовых трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

витковых замыканий в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла;

Для защиты от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла предусматривается газовая защита.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений предусматривается продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени. Она должна действовать на отключение трансформатора со всех сторон.

Так как на проектируемой подстанции трансформаторы присоединяются к питающим линиям без выключателей, то для отключения повреждений в трансформаторе предусматривается установка короткозамыкателей для искусственного замыкания на землю одной фазы, и отделителей, автоматически отключающихся в бестоковую паузу АПВ питающей линии.

Повреждения на выводах 110 кВ трансформаторов допускается ликвидировать защитой питающих линий.

Для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривается максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения.

Для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой, предусматривается токовая защита от перегрузки.

Схема релейной защиты одного трансформатора представлена на листе КФБН 1004. 05. 366 ЭО графической части дипломного проекта.

Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явлении газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. На трансформаторах типа ТДН-10 000/110, устанавливаемых на проектируемой подстанции используется газовое реле типа BF-80/Q с двумя пластмассовыми шарообразными поплавками.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждений внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания (0,05 — 0,5 с); простота выполнения, а так же способность защищать трансформатор при недопустимом уровне масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых — не реагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями.

Дифференциальная токовая защита на реле ДЗТ — 11

Определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

(67)

Где номинальное напряжение обмотки трансформатора, кВ.

По этим токам определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы, которые определяются по таблице 2.1 [9]:

(68)

Расчеты сведены в таблицу 18.

Таблица 18 — Расчет первичных и вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины

Числовое значение стороны

110 кВ

10 кВ

Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А

74

809

Схема соединения трансформаторов тока

?

Y

Коэффициент трансформации трансформаторов тока

100/5

1000/5

Вторичный ток в плечах защиты, А

3,62

4,37

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока для трансформаторов тока, соединенных в ?, приняты, исходя из первичного тока, чтобы получить вторичный ток в плечах защиты меньше 5 А.

Основной стороной для проектируемой подстанции является сторона 10 кВ, так как для этой стороны вторичный ток в плечах защиты больше чем вторичные токи для других сторон.

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле.

В соответствии с рекомендациями пункта 3.1.5. [9] тормозную обмотку реле целесообразно включить на сумму токов трансформаторов тока, установленных на стороне низшего напряжения, так как при подключении тормозной обмотки только к трансформаторам тока, установленным на одной из сторон защищаемого трансформатора, определяющим условием для выбора тока срабатывания защиты остается отстройка от внешнего КЗ.

Минимальный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора под напряжение:

(69)

Где коэффициент отстройки (в ориентировочных расчетах допускается принимать);

коэффициент выгодности (для трансформаторов принимается);

А.

Определим числа витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора тока (НТТ) реле для основной и не основной сторон, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты.

Ток срабатывания реле на основной стороне:

(70)

Где коэффициент трансформации силовых трансформаторов.

Число витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны:

(71)

Где МДС срабатывания реле (для ДЗТ — 11 А [9]).

Число витков рабочей обмотки НТТ реле для не основной стороны:

(72)

Расчеты сведены в таблицу 19.

Таблица 19 — Расчет чисел витков рабочей обмотки НТТ реле

Наименование величины

Обозначение

Числовое значение

Ток срабатывания реле

на основной стороне, А

6,56

Число витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны:

расчетное

принятое

15,24

15

Число витков рабочей

обмотки НТТ реле для стороны 110 кВ:

расчетное

принятое

18,1

18

Принимаем к использованию следующие числа витков: витков, витков и витков, что соответствует минимальному току срабатывания защиты А.

Выберем необходимое число витков тормозной обмотки НТТ реле. Для этого рассмотри внешние КЗ между тремя фазами в максимальном режиме работы системы. При включении тормозной обмотки на сумму токов трансформаторов тока, установленных на стороне низшего напряжения, расчетным является КЗ на стороне 10 кВ (выбирается по большему значению числа витков тормозной обмотки). Исходя из полученных значений токов (таблица 6), определим первичный ток небаланса и необходимое число витков тормозной обмотки.

Результирующий ток в тормозной обмотке:

(73)

Первичный расчетный ток небаланса:

(74)

Где коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ (принимается равным 1);

коэффициент однотипности трансформаторов тока (при однотипных трансформаторах тока принимается равным 1);

относительная погрешность трансформаторов тока ();

диапазон регулирования устройства РПН, о.е. ;

коэффициент токораспределения.

Число витков тормозной обмотки НТТ реле:

(75)

Расчет сведен в таблицы 20 и 21.

Таблица 20 — Расчет числа витков тормозной обмотки НТТ реле при КЗ на стороне 110 кВ

Наименование величины

Числовое значение

Результирующий ток в тормозной обмотке, А

6516

Первичный расчетный ток небаланса, А

994,4

Число витков тормозной обмотки НТТ реле:

расчетное

принятое

4,93

5

Таблица 21 — Расчет числа витков тормозной обмотки НТТ реле при КЗ на стороне 10 кВ

Наименование величины

Числовое значение

Результирующий ток в тормозной обмотке, А

9390

Первичный расчетный ток небаланса, А

24 980,3

Число витков тормозной обмотки НТТ реле:

расчетное

принятое

8,11

9

Получили 2 значения и. Принимаем к установке на реле большее значение, то есть витков.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует (при включении тормозной обмотки реле на сумму токов трансформаторов тока, установленных на стороне 10 кВ, торможение отсутствует всегда). Рассматривается К З между двумя фазами на стороне 10 кВ. Ток К З в таблице 5.

Коэффициент чувствительности защиты:

(76)

Так как, то защита удовлетворяет требованиям ПУЭ [2], то есть проходит по чувствительности.

Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от токов в обмотках трансформаторов, вызванных внешними КЗ.

Защита выполняется с помощью реле тока РТ — 40, фильтра-реле напряжения обратной последовательности РНФ — 1 М и минимального реле напряжения РН — 54.

Первичный ток срабатывания защиты:

(77)

Где коэффициент отстройки (для реле РТ — 40 [9]);

коэффициент возврата реле (для реле РТ — 40 [9]);

принимается по таблице 17.

Первичное напряжение срабатывания защиты определяется по следующим условиям.

Для минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение исходя из:

обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:

(78)

отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

(79)

Где междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ ([9]);

междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР ([9]);

[9].

Для фильтра-реле напряжений обратной последовательности, исходя из минимальной уставки устройства (6 В междуфазных):

(80)

Вторичный ток срабатывания реле:

(81)

Выдержка времени защиты выбирается по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов (отходящие линии — для стороны 10 кВ, максимальные токовые защиты (МТЗ) стороны 10 кВ — для стороны 110 кВ):

(82)

Где наибольшее время срабатывания предыдущей ступени защиты, с;

ступень селективности, с ©.

Чувствительность защиты определяется по следующим выражениям:

для реле тока:

(83)

для минимального реле напряжения:

(84)

для фильтра-реле напряжений обратной последовательности:

(85)

Где первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при КЗ в защищаемой зоне, кВ;

первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при КЗ в защищаемой зоне, кВ.

Расчет сведен в таблицу 22.

Таблица 22 — Расчет МТЗ трансформатора с комбинированным пуском напряжения.

Место установки защиты

А

А

А

В

В

с

Чувствительность

Основная зона

Резервная зона

РУ-10 кВ

809

1252,4

1000/5

6,56

5833

600

1

2,35

1,512

5,06

1,202

1,212

2,59

РУ-110 кВ

74

104,7

100/5

10,87

64 167

6600

1,5

2,34

1,51

1,57

1,201

1,201

1,205

Так как все коэффициенты чувствительности (таблица 22) в основной зоне больше 1,5, а в резервной зоне больше 1,2, то защита удовлетворяет требованиям ПУЭ [2], то есть проходит по чувствительности.

Максимальная токовая защита от токов в обмотках трансформатора, вызванных перегрузкой

Защита выполняется с помощью реле тока РТ — 40.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой