86260

Реконструкция подстанции «Сандугач»

Курсовая

Энергетика

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции...

Русский

2015-04-04

2.59 MB

5 чел.

1 Характеристика реконструируемой подстанции «Сандугач»

Подстанции «Сандугач» находится в Балтачевском районе республики Башкортостан и входит в состав Янаульских распределительных электрических сетей ООО "БашРЭС Нефтекамск" объединения ОАО «Башкирэнерго».

Подстанция «Сандугач» связана с системой по одной линии ВЛ- 110 кВ. Янаул- Чернушка. Потребляемая мощность подстанции «Сандугач» 4,3 Мвт. Число часов ипользования максимума нагрузки Тмах=4600 ч. На напряжении 10 кВ. имеется-  16 отходящих линий потребителей 1-3 категории надёжности электроснабжения.

Район местоположения ПС «Сандугач» относится к 2 району по гололёдности с толщиной стенки гололёда мм, нормативный скоростной напором ветра кгс/м2 с температурами  С,  С,  С. Сейсмичность района 6 баллов, загрязнённость атмосферы 3- степени.

Т а б л и ц а 1.1- Нагрузки и длины отходящих линий 10 кВ

№ линии

U=10 кВ.

Нагрузка

Р, МВт

Q, МВАр

S, МВА

1

0,39

0,25

0,46

2

0,41

0,26

0,49

3

0,43

0,28

0,51

4

0,28

0,18

0,33

5

0,29

0,19

0,35

6

0,33

0,21

0,39

7

0,56

0,36

0,67

8

0,48

0,31

0,57

9

0,12

0,08

0,14

10

1,01

0,65

1,2

Сумма Σ

4,3

2,78

5,12


2  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов подстанции «Са
ндугач»

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.

Выбираем два параллельно работающих трансформатора. Выбранные трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной загрузки трансформатора - (0.8-0.7) Sн.т., а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе, обеспечит питание потребителей с учетом перегрузки на 40%.

Условия выбора силовых трансформаторов:

;

                                            ;     (2.1)

,

где  ,  ,   - номинальные напряжения высокой, средней и    низкой стороны трансформатора соответственно;

- установившееся напряжение в цепи;

- номинальная мощность трансформатора;

- фактическая мощность трансформатора.

По указанным условиям определяем параметры выбираемого трансформатора:

115 кВ ≥110 кВ;

11 кВ 10 кВ.

Определим :

                                        ;             (2.2)

МВ А.

Определим мощность трансформатора:

                                            ;                       (2.3)

МВ  А.

По таблице 2.6 [10] выбираем марку трансформатора ТДН-10000/110(т.к. возможны увеление нагрузки с переспективой строительства мясокомбината), при этом должно соблюдаться условие (2.1)

.

Проверим выбранный трансформатор на режим, если один из трансформаторов аварийно отключен:

                                                   ;    (2.4)

     .

т. е. в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов второй будет загружен на 51,2%, что удовлетворяет условию.

По таблице 2.6 [10] выбираем стандартные значения для трансформатора ТДН-10000/110 с первичным напряжением 110 кВ и низшим напряжением 10 кВ.

В таблице 2.1 приведем технические характеристики трансфотрматора

ТДН-10000/110

Т а б л и ц а 2.1 - Технические характеристики трансформатора ТДН-10000/110

Тип трансформатора

Sн,т

МВА

Напряжение обмоток, кВ

Потери, кВт

Uк.з., %

Цена,

тыс. руб.

ВН

НН

Pхх

Pкз

Iх, %

ВН-НН

ТДН-10000/110

10

115

11

14

58

0,9

10,5

3200

Трансформатор имеет РПН в нейтрали обмотки ВН ± 16%; ± 9 ступеней.


3 Расчет количества линий на стороне высокого напряж
ения

На стороне ВН на подстанциях число линий определяем

                                                         (3.1)

где  – пропускная способность одной линии;

     ,  – активные мощности на стороне среднего и низкого.

Пропускную способность линии принимаем согласно [10] равной

МВт.

Определяем количество линий на стороне ВН по формуле (3.1)

.

Принимаем количество линий равное двум, так как от подстанции «Сандугач» является проходной и от нее запитаны последующие подстанции ВЛ-110 кВ «Янаул-Чернушка» и потребители 1- 3 категории.

На стороне низкого напряжения расчёт количество линий не производим, а принимаем равным количеству существующих линий 10 кВ.


4 Выбор схемы распределительных устройств

Виды схем и их назначение. Главная схема электрических соединений подстанции – это совокупность основного оборудования (трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

На чертежах главные схемы изображаются в однолинейном исполнении, на них показываются все аппараты и токоведущие части, необходимые для соединения основного оборудования.

В условиях эксплуатации наряду с полным изображением схем применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указывается только основное оборудование. Выключатели и разъединители при этом показываются в их действительном положении на данный момент времени.

Схема выдачи электроэнергии (мощности) - это часть главной схемы, которая определяет пути передачи электроэнергии от генераторов к распределительным устройствам разных напряжений и связь между ними, а также от РУ к потребителям. На чертежах этих схем указываются все генераторы, трансформаторы, блоки генератор – трансформатор, нагрузка и токоведущие части, соединяющие генераторы, трансформаторы и нагрузку с распределительными устройствами. Никакой аппаратуры: выключателей трансформаторов тока и т.д. не показывают. Схемы выдачи электроэнергии составляют при выборе главных схем электростанций и подстанций.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается на основании схем развития энергосистемы или электроснабжения района [9].

В проекте схема подстанции выбирается на основании заданной схемы энергосистемы с учетом перспективы развития сетей на ВН и НН.

Главная схема должна:

- Обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режиме;

- учитывать перспективу развития;

- допускать возможность расширения РУ всех напряжений;

- учитывать требования противоаварийной автоматики;

- обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений [9].

На РУ 110 кВ принимаем схему мостик  с выключателем в перемычке и выключателями в цепи трансформатора, т. к. на стороне ВН проектируемой ПС имеется всего четыре присоединения. Эта схема считается простой наглядной схемой, позволяет уменьшить расход электрооборудования и строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. Такие схемы получили широкое распространение на подстанциях, для которых перспектив развития не предвидится.

Существенным недостатком такой схемы является необходимость отключения всех цепей, присоединенных к данной секции, в случае ремонта шинных разъединителей или шин. Отказ о работе выключателя при коротком замыкании о линии или трансформаторе также приводит к отключению секции. При повреждении или отказе о работе секционного выключателя отключаются обе секции [3].

Рисунок 4.1- Схема мостика с выключателями

На РУ 10 кВ, согласно [3], принимаем схему с одной рабочей секционированной выключателями системой шин. Данная схема применяется при двух трансформаторах, от которых питается каждая секция. Согласно НТП на стороне 6-10 кВ должна предусматриваться, как правило, раздельная работа трансформаторов и поэтому секционные выключатели нормально включены.

Рисунок 4.2- Схема секционированной системы шин


5 Выбор схемы собственных нужд

5.1 Составление таблицы собственных нужд подстанции «Сандугач»

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов  собственных нужд. От сети собственных нужд подстанции должны предусматриваться присоединения трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания на стороне НН. Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

При составлении таблицы, учитываем, что для осветительной нагрузки и подогрева cos φ= 1, а для двигательной нагрузки cos φ= 0,85.

Реактивную нагрузку определяем по формуле

                                          ,                 (5.1)

где - расчетная активная нагрузка.

Расчетная нагрузка определяется по формуле

                                            ,     (5.2)

где - расчетная активная нагрузка;

     - расчетная реактивная нагрузка.

Расчетную нагрузку летом определяем по формуле (5.2)

кВА.

Расчетную нагрузку зимой определяем по формуле (5.2)

кВА.

5.2 Выбор схемы соединения обмоток трансформатора собственных нужд

Согласно [3] при числе трансформаторов связи на подстанции два и более, устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН). Для данных ТСН примем схему соединения обмоток Y/Y0.

5.3 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд

Расчетной нагрузкой является зимняя нагрузка.

Sрасч. = Sз = 78,27 кВА.

Мощность каждого выбираем по условию:

;

                                                 кВА;    (5.3)

кВА.

Примем два трансформатора СН, ТСЗ-63 кВА.

Определяем нагрузку трансформатора в ремонтном режиме

кВА.

Проверим по условию допустимой перегрузки в длительном режиме.

                                                 ,    (5.4)

где k=1,5 – 1,2 – допустимая перегрузка в длительном режиме.

Согласно расчетам, никакой перегрузки не будет.

На рисунке 5.1 представлена схема питания собственных нужд подстанции.

Рисунок 5.1- Схема собственных нужд подстанции

В таблице 5.1 представим собственные нужды подстанции «Сандугач»

Т а б л и ц а 5.1- Собственные нужды подстанции «Сандугач»

Наименов. приемника

Устан. мощность, кВТ

η

Cos φ

Tg φ

Расчетная нагрузка

Ед. кол.

Всего кВт ч

летом

зимой

Р,кВт

Q,кВАР

Р,кВт

Q,кВАР

Охлаждение трансформаторов

2х2,5

5

0,85

0,85

00,62

00,85

5

3,1

5

3,1

Подогрев выключателей 110 кВ

3х1,8

5,4

1

1

0

1

-

-

5,4

-

Подогрев выключателей 35 кВ

8х1,4

11,2

1

1

0

1

-

-

11,2

-

Обогрев КРУ и ГЩУ

20х1

20

1

1

0

1

-

-

20

-

Постоянно включенные сигнальные лампы

28х 2х0,5

28

1

1

0

1

28

-

28

-

Освещ. помещений КРУ и ГЩУ

-

14,35

1

1

0

0,6

8,61

-

8,61

-

Итого

41,61

3,1

78,21

3,1

Аварийные и ремонтные нагрузки приведем в таблице 5.2

Т а б л и ц а 5.2 - Ремонтные нагрузки собственных нужд подстанции «Сандугач»

Наименов. приемника

Устан. мощность, кВТ

η

Cos φ

Tg φ

kс

Расчетная нагрузка

летом

зимой

Ед. кол.

Всего кВт ч

Р,

кВт

Q,

квар

Р,

кВт

Q,

кВАР

Передвижная маслоочистительная аппаратура

60

60

1

1

0

0,6

36

-

36

-

Сварочный аппарат

-

23

1

1

0

0,5

11,5

-

11,5

-

Итого

47,5

47,5


6 Расчет токов короткого замыкания

Рисунок 6.1- Точки короткого замыкания

Схему замещения представим на рисунке 6.2

Рисунок 6.2- Схема замещения

Рассчитываем сопротивление в относительных единицах.

Примем   МВА.

Сопротивление системы:

                                                     ;     (6.1)

;

.

Сопротивление ЛЭП

                                              .    (6.2)

где   l – длина ЛЭП;

       Ом/км - для одноцепной воздушной линии;

       кВ.

Определим сопротивления на участках сети:

;

.

Сопротивление трансформаторов:

                                                 ;    (6.3)

.

6.1 Расчет тока КЗ в точке К-1

Для этого составим схему замещения, не учитывая те сопротивления, по которым в точку КЗ не протекает.

Схема замещения представлена на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3- Схема замещения

Определим сопротивления на участках сети:

Находим ток для точки КЗ:

                                              ;               (6.4)

кА.

Находим периодическую составляющую тока КЗ:

                                                      ;     (6.5)

где

кА.

Находим ударный ток

                                                     ,    (6.6)

где kу – ударный коэффициент, принимаемый 1,608 для системы, связанной со сборными шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 110 кВ.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент разведения контактов выключателя

                                                    (6.7)

где  τ = 0,1 с,

      Та = 0,02 с.

кА.

Периодическая составляющая тока КЗ в момент разведения контактов

кА.

6.2 Рассчитываем токи КЗ в точке К-2

а)  при включеном положении выключателя QB

Рисунок 6.4- Схема замещения

Определим сопротивления на участках сети:

;

.

Находим ток для точки КЗ по (6.8)

кА.

Периодическая составляющая тока в момент КЗ по (6.9)

кА.

Ударный ток по (6.10) будет равен

кА.

Находим апериодическую составляющую тока КЗ в момент разведения контактов выключателя QB по (6.11):

кА;

кА.

б) При отключеном выключателе QB

Рисунок 6.6- Схема замещения

Определяем сопротивления на участках сети

Периодическая составляющая тока КЗ в момент КЗ по (6.9)

кА.

Определяем ударный ток по формуле

.

где kу=1,8– сборные шины низшего напряжения понижающих подстанций с трансформаторами до 25 МВА и выше.

кА.

Находим апериодическую составляющую тока КЗ в момент разведения контактов выключателя:

кА;

кА,

при Τ=0,1 с;

Та=0,045 с.

Токи короткого замыкания представлены в таблице 6.1

Т а б л и ц а 6.1- Токов короткого замыканий

Точка КЗ

Iп.о, кА

Iy, кА

Ia,τ, кА

Iп.τ, кА

К-1

2,8

6,4

0,2

2,8

К-2,

QB включен

7,8

19,8

0,26

7,8

К-2,

QB отключен

4,5

11,4

0,22

4,5

7 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираем по следующим условиям:

;

                                                        ;     (7.1)

.

где - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя, соответственно.

- номинальный ток цепи и максимальный ток цепи, соответственно.

Выбранный выключатель необходимо проверить по следующим условиям:

На номинальный ток отключения

                                                       ,     (7.2)

где  - номинальный ток отключения выключателя;

      - определяется при расчетах токов КЗ (таблица 6.1).

На возможность отключения апериодической составляющей

                                           ,   (7.3)

где  - нормированное содержание апериодической составляющей в полном токе КЗ.  определяем по графику на рисунке 4-33, [10].

                                                   ,    (7.4)

где - минимальное время срабатывания релейной защиты, =0,01 с;

     - полное время отключения выключателя;

       - определяется при расчетах токов КЗ (таблица 6.1).

На электродинамическую устойчивость

                                                      .               (7.5)

где  - предельный ток электродинамической устойчивости,

     - определяется при расчетах токов КЗ (таблица 6.1).

На термическую устойчивость:

                                            ;     (7.6)

                                               .                (7.7)

где - предельный ток термической устойчивости,

     - время протекания тока термической устойчивости (по паспорту).

                                      ;    (7.8)

                                            = 0,1+.                  (7.9)

где 0,1 с – максимальное время действия релейной защиты;

     - определяется при расчетах токов КЗ (таблица 6.1).

Разъединители выбираются по тем же условиям (7.1), что и выключатели:

;

;

.

Проверяются разъединители на термическую и электродинамическую устойчивость.

7.1 Выбор выключателей и разъединителей для РУВН 110кВ

Выключатели в РУВН 110 кВ будут устанавливаться на ОРУ, т.к. проектируемая подстанция не находится вблизи предприятия с химически активной средой или в условиях Крайнего Севера. Выключатели в пределах РУ будем выбирать по цепи самого мощного присоединения, т.е. по цепи трансформатора.

Намечаем к установке выключатели ВГТ-110-40/2500 У1.

Выключатели выбираем по условию (7.1)

110 кВ ≥ 110 кВ.

Сначала определим номинальный ток цепи:

                                            ;           (7.10)

А;

                                                 2500 А ≥ 36,7 А.

Определим максимальный ток цепи:

                                       ;                (7.11)

А.

Проверим выключатели по условиям:

На номинальный ток отключения (7.1)

40 кА ≥ 2,8 кА.

На возможность отключения апериодической составляющей по (7.3)-(7.4):

= 25%, т.к. = 0,01+0,055=0,065 с;

кА;

14,14кА ≥ 0,2 кА.

На электродинамическую устойчивость по условию (7.5)

102 кА ≥ 6,4 кА.

На термическую устойчивость по условию (7.6):

кА2с;

кА2с;

.

Таким образом, принимаем выключатели ВГТ-110-40/2500 У1, т.к. они проходят по всем условиям выбора и проверки.

Намечаем к установке разъединители РГН-110/1000 УХЛ 1.

Разъединители выбираются по условию (7.1):

110 кВ ≥ 110 кВ;

1000 А ≥ 36,7 А;

1000 А ≥ 73,4 А.

Проверим разъединители по условиям:

- на электродинамическую устойчивость (7.5)

  1.  кА ≥ 6,4 кА;

- на термическую устойчивость (7.6)

кА2с  кА2с.

Разъединители РГН-110/1000 УХЛ 1 проходят по всем условиям выбора и проверки.

7.2 Выбор выключателей для РУНН 10 кВ

а) Выбор выключателей для отходящих линий

Сначала выбираем выключатели на отходящих линиях. Намечаем к установке BB/TEL-10-20/630 У2.

Выключатели выбираем по условиям (7.1):

;

;

;

10 кВ ≥10 кВ.

Определим максимальный ток линии по (7.10):

;

630 А ≥ 129,9 А.

Проверим выключатели по условиям:

;

;

20 кА ≥ 7,8 кА.

На возможность отключения апериодической составляющей по (7.3)-(7.4):

=15%, т.к. = 0,01+0,07=0,08 с;

кА;

4,2425 кА ≥ 0,26 кА.

На термическую устойчивость (7.6):

 

 

1200 ≥ 14

Принимаем выключатель BB/TEL-10-20/630 У2.  Выключатели проходят по всем условиям выбора и проверки.

Выбор выключателей в цепи ввода и секционный выключатель. Намечаем к установке выключатель ВБМЭ-10-20/2500 У2.

Выключатели выбираем по условиям (7.1):

10 кВ ≥ 10 кВ;

А;

2500 А ≥ 1039,2 А;

А;

2500 А ≥ 2078,4 А.

Проверим выключатели по условиям (7.12)- (7.13):

;

;

20 кА ≥ 7,8 кА.

На возможность отключения апериодической составляющей по (7.3)- (7.4):

=15%, т.к. = 0,01+0,07=0,08 с;

кА;

4,2425 кА ≥ 0,26 кА.

На термическую устойчивость по (7.6):

кА2с;

;

1200 ≥ 14 .

Принимаем в цепи ввода выключатель ВБМЭ-10-20/2500 У2. Выключатели проходят по всем условиям выбора и проверки.

8 Выбор трансформаторов тока и напряжения

8.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираем по условиям:

                                               ;     (8.1)

                                            ;                        (8.2)

                                            .    (8.3)

Где для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.

Выбранные трансформаторы проверяются по условиям:

На электродинамическую устойчивость

                                                   ,    (8.4)

где  - номинальная предельная кратность.

На термическую устойчивость:

                                                 ;    (8.5)

                                                 ,     (8.6)

где   - предельный ток термической устойчивости;

- время протекания термической устойчивости (по паспорту);

 - определяется при выборе выключателей.

На вторичную нагрузку

                                                .               (8.7)

Т.к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:

                                                 ;               (8.8)

                                             ;                 (8.9)

                    .          (8.10)

Для определения  составляем таблицу с приборами, подключенными к трансформатору тока по таблице 4.11, [3]

                                        .           (8.11)

При числе приборов до трех, включительно

Ом.

При числе приборов больше трех

Ом.

Сопротивление проводов определяем по формуле

                                .         (8.12)

Зная , можем найти сечение провода

                                              ,            (8.13)

где  ρ– удельное сопротивление проводов (для AL= 0,0283),

         lрасч. – определяется по [3].

Выбрав кабель, находим действительное сопротивление

                                           ,            (8.14)

Производим проверку

                   .         (8.15)

Условия выбора трансформаторов напряжения

                                             ;            (8.16)

                                               .            (8.17)

         8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока на 110 кВ

На ОРУ устанавливаются выключатели ВГТ-110, а они не имеют встроенных трансформаторы тока. Намечаем к установке трансформатор тока типа ТРГ 110 Б-IV У1-100/5 .

Т а б л и ц а 8.1 – Технические данные трансформатора ТРГ 110 Б-IV У1-100/5

Тип

Uн, кВ

IнII, А

IнI, А

Iтер, кА

iдин, кА

крат. обмотки

Sн, ВА

1 с

3 с

изм. об.

защ. об.

ТРГ-110

110

5

100

40

31,5

102

20

20

30

Проверяем трансформатор тока по условию (8.1):

110 кВ ≥ 110 кВ;

300 А ≥ 36,7 А;

300 А ≥ 73,4 А.

Проверка трансформатора тока:

На электродинамическую устойчивость по формуле (8.2)

102 кА ≥ 6,4 кА.

На термическую устойчивость по формулам (8.3)-(8.4)

1200 кА2с ≥ 1,1 кА2с.

Приборы подключаемые к трансформатору тока 110 кВ представим в

таблице 8.2

Т а б л и ц а 8.2 - Приборы подключаемые к трансформатору тока 110 кВ

Наименование приборов

тип

Sприб, ВА

Амперметр

Э-390

0,5

Ваттметр

Д-390

2

Варметр

Д-390

2

Счетчик активной энергии

ЦЭ 6808В

0,1

Счетчик реактивной энергии

ЦЭ 6811

0,3

Σ

4,9

На вторичную нагрузку по формулам (8.5)-(8.9):

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

мм2.

Согласно [8], сечение алюминиевых проводов должно быть не менее 4, т.к. 5,2<6, поэтому выбираем алюминиевый провод сечением 6 АКВВГ-6.

Находим действительное сопротивление проводов по формуле (8.10)

Ом.

Производим конечную проверку по (8.11)

Ом.

Трансформатор тока ТРГ 110 Б-IV У1-100/5 проходит по всем условиям выбора и проверки.

8.3 Выбор трансформаторов напряжения на 110 кВ

Намечаем ТН типа ЗНГ-110-110/.

Т а б л и ц а 8.3 – Технические данные трансформатора ЗНГ

Тип

Uном

Sном, ВА в классе точности

Smax, ВА

ВН, кВ

НН, В

0,2

0,5

1

3

ЗНГ-110

110

100

-

400

600

1200

2000

 

Проверяем трансформатор напряжения по условию (8.12)

110 кВ ≥ 110 кВ.

Составим таблицу вторичных нагрузок.

.

Т а б л и ц а 8.4 – Приборы, нагружающие ЗНГ-110

Цепь

Наим. приб.

тип

Sпот, ВА

Кол-во катушек

Кол-во приборов

Sрасч, ВА

Линия 110 кВ

Ваттметр

Д-390

5

2

2

20

Варметр

Д-390

5

2

2

20

Счетчик активной энергии

СЭТ-4ТМ

1

2

2

4

Фикс. прибор

ФИП

3

1

2

6

Сборные шины 110 кВ

Вольтметр

Э-390

2

1

2

4

Вольтметр регистрирующий

Н-343

10

1

2

20

Σ

68

.

Данный трансформатор напряжения подходит по всем условиям выбора и проверки.

8.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на РУНН 10 кВ

На РУНН трансформаторы тока не проверяются, т.к. они встроены в КРУ.

Выбор трансформатора напряжения.

Намечаем ТН типа ЗНОЛ-10-У3.

Проверяем трансформатор напряжения по условию (8.12):

Т а б л и ц а 8.5 – Технические  данные трансформатора ЗНОЛ-10

Тип

Uном

Sном, ВА в классе точности

Smax, ВА

ВН, кВ

НН, В

0,2

0,5

1

3

ЗНОЛ.06-10УЗ

10

100

50

75

150

300

630

10 кВ ≥10 кВ.

Составим таблицу вторичных нагрузок

.

         Т а б л и ц а 8.6 – Приборы, нагружающие ЗНОЛ

Цепь

Наим. приб.

тип

Sпот, ВА

Кол-во катушек

Кол-во приборов

Sрасч, ВА

Линия 10 кВ

Счетчик активной энергии

СЭТ-4ТМ

1

2

10

20

Понизи-тельный двухоб-моточн. тр-тор на НН

Ваттметр

Д-390

5

2

2

20

Варметр

Д-390

5

2

2

20

Счетчик активной энергии

ЦЭ 6808В

1

2

2

4

Счетчик реактивной энергии

ЦЭ 6811

1

2

2

4

Сборные шины

10 кВ

Вольтметр

Э-390

2

1

2

4

Σ

72

.

Данный трансформатор напряжения подходит по всем условиям выбора и проверки.


9 Выбор токоведущих частей и изоляторов

9.1 Выбор сборных шин и ошиновки 110 кВ и токоведущих частей от трансформатора до ОРУ 110 кВ

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.

А;

А.

Т.к. как у нас линии являются транзитными (проходными) то предпологается оставить существующие провода марки АС-150/24. По таблице П3.1 [10], принимаем провод АС-150/24, d=17,1мм,  А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 250 см.

Проверка:

- проверка на схлестывание не производится, т.к. < 20 кА;

- проверка на термическое действие КЗ не производится, т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе;

- проверка по условиям короны:

По началу критической напряженности

                                            ,    (9.1)

где  m-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,

         m=0,82;

         - радиус провода.

                       кВ/см.                      (9.2)

По напряженности вокруг провода

                                                ;              (9.3)

где  U – максимальное напряжение;

          – среднее геометрическое расстояние между проводами.

                                              ;     (9.4)

      см.

                                        кВ/см.   (9.5)

Условие проверки:

1,07∙Е ≤ 0,9∙Ео;

24,17 ≤ 30,49.

Таким образом, провод АС-150/24 проходит по условиям короны.

9.2 Выбор сборных шин и ошиновки 10 кВ и токоведущих частей от трансформатора до КРУ 10 кВ

От трансформатора до КРУ 10 кВ выбираем подвесной токопровод.

Определим токи на продолжительный режим:

                                           ;    (9.6)

                                            .    (9.7)

где  - номинальный ток цепи;

- максимальный ток цепи.

А;

А.

По таблице П 3.1, [10] принимаем провод АС-70/11, по три провода в фазе. d=11,4 мм,  А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 80 см.

Проверка:

- проверка на схлестывание не производится, т.к.

< 20 кА;

- проверка по условиям короны:

По началу критической напряженности по (9.1)

кВ/см.

По напряженности вокруг провода

                                                   ,    (9.8)

где - коэффициент учитывающий количество проводов в фазе;

- эквивалентный радиус расщепленных проводов;

      а - расстояние между фазами.

;

;

см;

;

см;

кВ/см.

Условие проверки по (9.4):

1,07∙2,01 кВ/см ≤ 0,9∙32,95 кВ/см;

2,15 кВ/см ≤ 29,66 кВ/см.

Проверяем провода по длительно допустимому току

А<  А.

Проверяем провода на термическое действие тока КЗ

                                                      .     (9.9)

где   – тепловой импульс при КЗ,

         Ст = 90 – по таблице 3-14, [10].

кА2/с;

мм2.

Провода проходят, т.к. 41,5  намного меньше 3х70 .

Таким образом, провод АС-70/11 проходит по всем условиям выбора и проверки.

9.3 Выбор изоляторов

В РУ шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

;

;

.

При горизонтальном расположении изоляторов всех фаз, расчетная сила

,

где kh – поправочный коэффициент на высоту проводника.

.

Намечаем изолятор С4-801 УХЛ Т1. высота изолятора

Проверим на механическую прочность по условиям (9.11) и формулам (9.12)-(9.13):

10 кВ ≥ 10 кВ;

кН;

мм;

;

Н;

2,4 кН ≥ 76,6 Н.

Следовательно, изолятор проходит по условиям проверки.

9.4 Выбор проходного изолятора

Намечаем к установке изолятор ИП-10-2000-3000, проверка производится по условиям (9.11) и формуле (9.12):

10 кВ ≥ 10 кВ;

2000 А ≥ 592 А;

0,6∙30000=18000Н ≥  Н.

Изолятор ИП-10-2000-3000 проходит по всем условиям выбора и проверки.


10 Выбор конструкции РУ

10.1 Конструкция РУ 110 кВ

На РУ 110 кВ применяются ОРУ. ОРУ – это открытое распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

ОРУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

В ОРУ все выключатели устанавливаются в один ряд. Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом, который закрепляется на изоляторах, установленных на ЖЗБ опорах. Разъединители шинных аппаратов или линейных, крепятся на опорах.

10.2 Конструкция РУ 10 кВ

КРУ/TEL комплектуются из отдельных компактных шкафов, в каждом из которых может находиться от двух до четырех присоединений к сборным шинам (модулей).

Шкаф представляет собой каркасно-панельную конструкцию. Каркас собирается из алюминиевого профиля специального сечения. Отрезки профиля скрепляются между собой с помощью уголков и болтов, головки которых вставляются в канал профиля. Снаружи шкаф обшивается плоскими стальными листами толщиной 1,5 мм. Листы обшивки крепятся к каркасу винтами- саморезами. В канавку между обшивкой и профилем закладывается уплотнительная резина, обеспечивающая степень защиты оболочки IP40. внутреннее пространство шкафа разделено на три отсека: низковольтный, высоковольтный и кабельный. На объекте монтажа сверху на шкаф главных цепей устанавливается релейный отсек.

Модули закрепляются на горизонтальных отрезках профиля, разделяющего низковольтный и высоковольтный отсеки. При этом в низковольтном отсеке располагаются приводы вакуумных выключателей, части приводов и органы управления разъединителей, гнезда датчиков напряжения. В низковольтном отсеке также расположены элементы электромеханических блокировок и действующая мнемосхема.

В высоковольтном отсеке располагаются отрезки сборных шин, вакуумные камеры выключателей, подвижные контакты разъединителей, трансформаторы тока и датчики напряжения.

В кабельном отсеке располагаются кабельные преемники, отключающие пружины разъединителей, перемычка узла секционирования сборных шин модулей, трансформаторы напряжения модулей и заземляющая перемычка модуля. Кабельные присоединения соседних модулей отделяются друг от друга вертикальными перегородками. В случае возникновения короткого замыкания на одном из присоединений авария локализуется в пределах одного модуля.

Трансформаторы  тока нулевой последовательности устанавливаются в кабельном канале на специальных горизонтальных уголках, проложенных по всей длине РУ.

Двухслойная фасадная панель низковольтного отсека состоит из алюминиевого листа и прозрачной лексановой пластины толщиной 3 мм. На панели расположены органы управления разъединителем и положением элементов мнемосхемы.

Двухслойная фасадная панель высоковольтного отсека имеет окна, закрытые сплошной прозрачной лексановой пластиной толщиной 6 мм. Окна позволяют визуально контролировать положение контактов разъединителей. Для крепления фасадной панели к каркасу шкафа используются закладные кронштейны, установленные по периметру отсека, и специальные вертикальные швеллеры. Панель крепится к кронштейнам и швеллерам болтами. Такая конструкция обладает высокой прочностью и надежно защищает обслуживающий персонал при возникновении аварии в высоковольтном отсеке.

Боковые панели высоковольтного отсека изготавливаются из алюминия и содержат отверстия, предназначенные для стыковки шкафов друг с другом. Задние стальные листы обшивки высоковольтного и кабельного отсеков крепятся к каркасу шкафа при помощи специальных пластиковых кронштейнов и винтов- саморезов.

Такая конструкция позволяет использовать задние листы обшивки в качестве аварийных клапанов сброса давления в необслуживаемую зону КРУ. Каждое кабельное присоединение с фасадной стороны закрывается отдельной панелью, снять которую можно только при помощи специальных ключей.

Сборные шины в шкафах КРУ/ТЕL формируются последовательно соединенными отрезками сборных шин, расположенными в опорных изоляторах модулей, и специальными соединителями, покрытыми твердой изоляцией. Такая конструкция позволяет при необходимости вынимать модули из шкафа через низковольтный отсек, предварительно сняв напряжение и заземлив сборные шины.


11 Заземлители подстанций

11.1 Назначение и виды заземлений

Заземление какой-либо части электрической установки называется преднамеренное соединение её с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или её элементов в выбранном для них режиме.

Различают три вида заземлений: рабочее заземление, защитное заземление для безопасности людей и заземление грозозащиты оборудования установки.

К рабочему заземлению относится заземление нейтралей силовых трансформаторов и генераторов, глухое или через дугогасящий реактор для гашения дуги замыкания на землю, трансформаторов напряжения, реакторов поперечной компенсации в дальних линиях электропередачи и заземление фазы при использовании земли в качестве рабочего провода.

Защитное заземление выполняется для обеспечения безопасности в первую очередь людей, обслуживающих электрическую установку, путём заземления металлических частей установки, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при перекрытии или пробое изоляции.

Заземление грозозащиты служит для отвода тока молнии в землю от защитных разрядников и молниеотводов (стержневых или тросовых).

Рабочее и защитное заземления должны выполнять своё назначение в течение всего года, тогда как заземление грозозащиты - только в грозовой сезон.

Для осуществления любого вида заземления требуется заземляющее устройство, состоящее из заземлителя. Располагаемого в земле, и заземляющего проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем.

Для осуществления любого вида заземлений требуется заземляющего устройства, состоящее из заземлителя, располагаемого в земле, и заземляющего проводника, соединяющего заземляемый элемент установки с заземлителем.

Заземлитель может состоять из одного или многих вертикальных и горизонтальных электродов и характеризуется значением сопротивления от поверхности заземлителя до уровня нулевого потенциала, которое окружающая земля оказывает стекающему с него току. Сопротивление заземлителя определяется отношением потенциала на заземлителе к стекающему с него току.

11.2 Электроды заземлителей, их стационарное сопротивление

В качестве электродов заземлителя обычно используются как вертикальные стержни, так и горизонтальные полосы, которые могут иметь большую длину, и укладываются на глубине 0,5-1 м от поверхности земли.

В качестве вертикальных электродов используются стальные трубы, угловая и круглая (прутковая) сталь длиной  м. Наименьшие поперечные размеры допускаются следующие: у круглых электродов диаметр  мм, толщина полок угловой стали  мм и толщина стенок стальных труб мм. Наименьшие поперечные размеры электродов диктуются необходимостью надёжной работы заземлителя при коррозии и могут быть увеличены из условий достаточной механической прочности при погружении в грунт.

Горизонтальные полосовые заземлители в виде лучей, колец или контуров используются как самостоятельные заземлители или как элементы сложного заземлителя из горизонтальных и вертикальных электродов. Для горизонтальных заземлителей применяется полосовая сталь сечением не менее 48 мм2 и толщиной 4 мм и круглая сталь с диаметром не менее 10мм.

Стационарные сопротивления вертикальных и горизонтальных электродов в однородном грунте определяются по формулам таблица 11.1 [11].


Т а б л и ц а 11.1 - Формулы определения стационарных сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов в одн
ородном грунте

Тип электрода

Глубина укладки

Сечение электрода

Круглое (диаметр )

Прямоугольное (ширина )

Вертикальный длиной

-

Горизонтальный лучевой длиной

Горизонтальный кольцевой

длиной

В однородном грунте глубина заложения вертикальных электродов  м мало влияет на снижение их сопротивления, и поэтому их сопротивление может подсчитываться по формуле из таблицы Х.1  без учёта глубины заложения, т.е. при . При подсчёте сопротивления заземления вертикального электрода из угловой стали эквивалентный диаметр , где - ширина стороны уголка.

Для горизонтального полосового электрода прямоугольного сечения в таблице 11.1  приведены формулы, соответствующие укладке полосы плашмя, когда . Укладка полосы на ребро по сравнению с укладкой полосы плашмя у поверхности земли () даёт несколько меньшее сопротивление из- за более благоприятных условий для растекания тока- с обоих плоскостей полосы (). Но при используемых в практике глубинах заложения электродов условия для растекания тока уравниваются при обоих укладках (плашмя и на ребро) и сопротивления становятся одинаковыми.

11.3 Режимы электрических систем, токи замыкания на землю и их длительность

Принятые в России режимы электрических систем с заземлённой и с изолированной нейтралью различаются между собой по характеру. Значениям и длительности токов при однофазных замыканиях на землю протекающих через заземляющее устройство станций подстанций и линий электропередачи. Как известно, при режиме сети с заземлённой нейтралью ток однофазного к.з. является по характеру индуктивным током с возвратом в сеть через нейтрали заземлённых трансформаторов. Значение этого тока равняется килоамперам и даже десяткам килоампер. Длительность его протекания ограничивается действием релейной защиты.

При режиме сети с изолированной нейтралью ток однофазного замыкания на землю является емкостным с возвратом в сеть через ёмкости не повреждённых фаз. При компенсации емкостных токов замыкания на землю через место замыкания протекает остаточный ток, который содержит активную составляющую до 5% из-за растройки дугогасящего аппарата, а также высшие гармонические составляющие. Этот ток может возрасти пр отключении одного из дугогасящих аппаратов для вывода его в ремонт.

При относительно не большом токе замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов в общем случае релейная защита не работает на отключение участка установки замыкания на землю. Поэтому длительность протекания тока через заземляющее устройство в этих случаях определяется временем, необходимым для самопроизвольного погасания дуги или для обнаружения и отключения повреждённого участка.

11.4 Выполнение защитного заземления на станциях и подстанциях высокого напряжения

Защитное заземление на станциях и подстанциях необходимо выполнять во всех случаях для всех установок напряжением 500 В и выше.

К частям, подлежащим заземлению, относятся металлические части оборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением при перекрытии или пробое изоляции. Кроме того, к защитному заземлению должны быть присоединены также все металлические конструкции находящиеся в близи заземлённых объектов. Этим исключается опасность попадания под разность потенциалов между заземлённым оборудованием и металлической конструкцией, имеющей отличный от него потенциал, в случае не присоединения её к заземлению.

Для заземляющего устройства станций и подстанций в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители. Естественными заземлителями являются металлические элементы, проложенные в земле для других целей, но которые могут быть использованы в качестве электродов заземлителя подстанции.

Такими естественными заземлителями в первую очередь являются металлические конструкции и арматура железобетонных конструкций, имеющие соединение с землёй. Соединении их к заземляющему устройству не только уменьшает его сопротивление, но и создаёт более равномерное распределение потенциала в пределах заземляющего контура и снижает напряжение прикосновения и шага.

К естественным заземлителям можно отнести систему трос - опоры, т.е. грозозащитные заземления опор линий высокого напряжения, соединённые с заземлителем подстанции грозозащитным тросом. При учёте системы трос – опоры в качестве естественного заземлителя подстанции необходимо иметь в виду, что крепление тросов на всех опорах линий напряжением 220-500 кВ может производиться при помощи изолятора, шунтированного искровым промежутком. Только на подходах к подстанции на длине 2-5 км тросы этих линий заземляются на каждой опоре, если они не использованы для емкостного отбора или связи.

На линиях 110 кВ и ниже грозозащитный трос в некоторых случаях может подвешиваться только на подходе к подстанции. Длина тросового подхода определяется по условиям защиты подстанции от волн набегающих с линий, и составляет 1-3 км.

Схема замещенения системы трос – опоры представляет собой цепочку, состоящую из активного сопротивления пролёта троса между опорами  и сопротивления заземления опоры . Индуктивностью пролётов троса для приближённого расчёта пренебрегают.

Сопротивление заземления системы трос – опоры при числе опор не менее 20 составляет

                                        ,                                     (11.1)

и при числе опор :

                                             .          (11.2)

Для расчёта заземлителя подстанции сопротивление системы трос – опоры берется при наиболее не благоприятных условиях, т.е. в условиях зимы. Принимая во внимание пусковой период работы подстанции. Следует учитывать минимально возможное число линий напряжением 35 кВ и выше с одним или с одним или двумя тросами, а также минимальное число кабелей с металлическими оболочками, проложенными в земле.

Металлические облочки кабелей, проложенных в земле, также являются

естественными заземлителями с сопротивлением заземления, наименее подвер-

женным сезонным изменениям удельного сопротивления грунта.

Сопротивление заземления металлической оболочки кабеля, проложенного в земле, как и любого протяжённого заземлителя (в том числе и системы трос - опоры), заметно уменьшается лишь в приделах некоторой длины, которая обычно меньше действительной длины кабеля. Причиной ограниченного использования длины кабеля является влияние продольного сопротивления его металлической оболочки. Поэтому при обычных длинах кабелей (не менее сотен метров), отходящих от шин подстанций, их сопротивление заземления близко к предельно минимальным.

Для защитного заземления станций и подстанций, всех напряжений как высоких, так и низких используется общее заземляющее устройство. Общий Заземлитель используется также и для рабочего заземления, которое обычно не предъявляет особых требований к заземлителю. Защитные разрядники также присоединяются к общему заземлителю установки, возможно ближе к наиболее ответственному защищаемому объекту.

В общем случае искусственный заземлитель подстанции состоит из вертикальных электродов, расположенных по контуру, охватывающему всю установку, и горизонтальных полос.

Полосы объединяют вертикальные электроды и образуют внутри контура сетку из параллельных и пересекающихся полос для подсоединения заземляемых элементов оборудования и конструкций и выравнивания потенциала по поверхности земли.

Металлический забор, ограничивающий территорию подстанции, заземляться не должен во избежание выноса потенциала за территорию. Однако для исключения одновременного касания его и заземлённых элементов установки при потенциале на заземлителе забор должен быть удалён на расстояние не менее 3 м от заземлённых элементов установки.

11.5 Расчёт заземлителя подстанции по допустимому сопротивлению заземления

Подстанция «Сандугач» напряжением 110/10 кВ с ВЛ 110 кВ и КЛ 10 кВ. Грунт на территории подстанции и на подходах к ней однородный, за исключением слоя сезонных изменений. Удельное сопротивление грунта . Подстанция «Сандугач» расположена в пределах II климатической зоны. В соответствии с этим слой сезонных изменений имеет толщину Нс2м и расчётное удельное распределение  составляет для зимнего периода времени, а для летнего периода времени (как и для заземлителей грозозащиты) . Длина подходов линии 110 кВ и 35 кВ к подстанции . Длина пролёта  для линий 110 кВ и . Опоры линий 110 кВ металлические и железобетоные.

Заземляющее устройство защитного заземления подстанции 110/10 кВ должно иметь сопротивление   [7].

К частям, подлежащим заземлению, относятся металлические части оборудования, которые нормально не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением  при перекрытии или пробое изоляции. Кроме того, к защитному заземлению должны быть присоединены также все металлические конструкции, находящиеся вблизи заземленных объектов.

Для заземляющего устройства подстанций должны быть использованы естественные заземлители. Произведем расчет заземлителя подстанции [11].

Рассмотрим два варианта заземлителя опор.

1 вариант: заземлитель из трёх лучей длиной  и диаметром  на глубине .

Сопротивление n – лучевого заземлителя определяется по формуле

                                                      ,     (11.3)

где  А- коэффициент подобия геометрически подобных заземлителей, зависящих от числа лучей nл и отношения диаметра горизонтального луча к его длине dл/ln;

э- эквивалентное удельное сопротивление, ;

lл- длина луча, м.

dл/lл=2/1200=1,67*10-3,

где А=0,69 при nл=3; [11].

По кривой на рисунке 3-14 [11] находим относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта

                                              ,              (11.4)

где- эквивалентное удельное сопротивление, ;

        - удельное сопротивление нижнего слоя грунта, ;

       - удельное сопротивление верхнего слоя грунта, ;

        Н- толщина верхнего слоя, м;

        h-глубина заложения заземлителя, м;

        lл- длина луча, м;

        nл- число лучей.

                                           .    (11.5)

Тогда для летнего периода времени по формулам (11.3)-(11.4):

;

;

;

Ом.

Для зимнего периода времени по формулам (11.3)-(11.4):

;

;

;

Ом.

2 вариант: заземлитель из двух лучей длиной  м и диаметром , с тремя вертикальными электродами , при , на глубине .

Сопротивление n – лучевого заземлителя определяем по формуле

                                                   ,     (11.6)

где А- коэффициент подобия геометрически подобных заземлителей, зависящих                      от числа лучей nл и отношения диаметра горизонтального луча к его длине

dл/ln;

э- эквивалентное удельное сопротивление, ;

lл- длина луча, м;

  •  - коэффициент, характеризующий снижение сопротивления горизонтального лучевого заземлителя за счёт влияния вертикальных электродов.

для , ;

, , для  [11].

По кривой на рисунке 3-17 согласно [11] находим относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта:

;

.

Тогда для летнего периода времени:

;

;

;

Ом.

Для зимнего периода времени:

;

;

;

Ом.

Как видно из расчёта заземлитель подстанции удовлетворяет предъявляемым требованиям ПУЭ [7], обеспечивая в летний и зимний  период времени R15 Ом при .

Сопротивление системы трос - опоры в зимний период времени при двух тросах, рассчитываем по формуле

                                     ,  (11.7)

где -активное сопротивление стального троса, Ом/км;

      - длина пролёта, м;

      - сопротивление заземления опоры, Ом/км;

       - число опор, шт.

Для троса ПС- 50  Ом/км [5].

На подходе линии 110 кВ определяем количество опор по формуле:

                                              ;              (11.8)

опор.

Тогда:

Ом.

Выполним расчёт сопротивления заземления металлических оболочек кабелей в зимний период времени для двух кабелей в грунте с , которое составляет  [11]. Эквивалентное сопротивление грунта для кабелей оценим как для двух лучей, принимая длину каждого из кабелей не менее 100 м.

Тогда:

;

;

;

;

Ом.

что удовлетворяет условию [11].

Сопротивление искусственного заземлителя подстанции из сетки в зимний период времени. Площадь, используемая под заземлитель подстанции,  м2 или  м. На подстанции прокладываются горизонтальные проводники (d0=2см): шесть продольных проводников вдоль рядов оборудования и поперечные с шагом в 6м. Общая протяжённость проводников сетки составляет

м.

Сопротивление сетки рассчитывем по формуле [11]

                                                 ,     (11.9)

где  - коэффициент, учитывающий влияние глубины заложения сетки на её сопротивление;

       -линейный размер заземлителя по горизонтали, м2.

Значение А определяется по рис.3.3 [11] следующим образом:

                                                   ;            (11.10)

.

где L-общая протяжённость проводников сетки.

; .

Значение  определяем по [11]

; ; .

Согласно [11] находим относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта для расчёта сопротивления сеток (13.4):

;

;

;

;

;

Тогда:

.

Сопротивление искусственного заземлителя подстанции из сетки, усиленной вертикальными электродами (lв=5м, а/lв=2) в зимний период времени.

                                                   ,                  (11.11)

где  определяется по рисунку 3-3.

;

.

Определяем по рисунку 3-6 коэффициент, учитывающий снижение сопротивления заземлителя в зависимости от относительной длины вертикальных электродов, относительного расстояния между ними и частоты сетки [11].

;;

; .

Определяем по рисунку 3-7 [11] коэффициент, учитывающий влияние глу-

бины заложения на сопротивление сетки (m=11) c  вертикальными электродами.

;

;

;

.

Находим по рисунку 3-8 относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта для расчёта сопротивления сеток (m=1…8) c вертикальными электродами [11].

;

а/lв=2;

=2,7;

;

.

Тогда:

.

Общее сопротивление заземлителя подстанции-сетки, систем трос - опоры и кабелей в зимний период времени.

                                 ;                  (11.12)

;

Rз= Ом  0,5 Ом.

Сопротивление искусственного заземлителя подстанции из сетки, усиленной вертикальными электродами (lв=5м, а/lв=2) в зимний период времени.

                                                ;                            (11.13)

где определяется по рисунку 3-3.

;

.

Определяем по рисунку 3-6 коэффициент, учитывающий снижение сопротивления заземлителя в зависимости от относительной длины вертикальных электродов, относительного расстояния между ними и частоты сетки [11].

;

;

;

.

Определяем по рисунку 3-7 коэффициент, учитывающий влияние глубины заложения на сопротивление сетки () c  вертикальными электродами [5].

;

;

;

=0,95.

Находим по рисунку 3-8 относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта для расчёта сопротивления сеток c вертикальными электродами [11].

;

;

;

;

.

Тогда:

.

Общее сопротивление заземлителя подстанции-сетки с вертикальными электродами, систем трос - опоры и кабелей в зимний период времени.

;

Ом  0,5 Ом.

Расчёт заземлителя подстанции показал, что общее сопротивление заземлителя подстанции двух вариантов удовлетворяет предъявляемым требованиям [7]. Общее сопротивление заземлителя подстанции-сетки, систем трос - опоры и кабелей в зимний период времени.  . Для расчёта заземлителя подстанции сопротивление системы трос - опоры берётся при наиболее неблагоприятных условиях, то есть в условиях зимы.


12 Расчет защиты трансформатора

12.1 Расчет токов короткого замыкания

На понижающем трансформаторе предусматривается следующие защиты:

- газовая защита трансформатора и его устройства РПН;

- продольная дифференциальная токовая защита;

- максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению;

- максимальная токовая защита от перегрузки.

Рисунок 12.1- Расчетная схема

.

12.1.1 Расчет тока к.з. в т.К1

.

12.1.2 Расчет сопротивлений трансформатора

;

;

.

12.2 Газовая защита

Защита реагирует на газообразование внутри бака трансформатора, возникающее в результате разложения масла или разрушения изоляции под действием значительных повышений температур.

Газовое реле имеет сигнальный элемент, срабатывающий на сигнал при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием, и отключающий элемент, срабатывающий на отключение при повреждениях внутри бака трансформатора. Отключающий элемент действует без выдержки времени на отключение блока с остановом котла и турбины.

Газовая защита реагирует также на понижение уровня масла в трансформаторе. В этом случае первым срабатывает сигнальный контакт, а затем при продолжающимся снижении уровня масла срабатывает отключающий контакт, выключая трансформатор.

Защита выполняется на реле типа РГЧЗМ-67 или BF-80/Q.

Чувствительность реле типа РГЧЗМ-67 регулируется в пределах от 0,6 до 1,2 м/с. Время действия реле при работе лопасти колеблется от 0,5 до 0,05 с. Большее распространение получили газовые реле, изготовленные в германии: реле Бухгольца (типа BF-80/Q).

Особенности газовой защиты:

По своему принципу действия газовая защита может работать не только при повреждениях и опасных ненормальных режимах, но и при появлении в кожухе трансформатора воздуха, при толчках (движении) масла, вызванных любой причиной, и механических сотрясениях, имеющих место вследствие вибрации корпуса трансформатора.

Для предупреждения неправильного отключения трансформатора отключающая цепь защиты при доливке масла переводится на сигнал.

для предотвращения ложного срабатывания нижнего поплавка газового реле от толчков масла принято регулировать его на скорость движения масла 50-160 см/с.

Основными достоинствами газовой защиты являются: простота ее устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от размеров повреждения.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждения его обмоток и особенно при витковых замыканиях. Все масляные трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше поставляются вместе с газовой защитой.

Газовая защита не действует при повреждениях на выводах трансформатора, поэтому должна дополняться второй защитой от внутренних повреждений.  

12.3 Продольная дифференциальная токовая защита понижающего трансформатора

Выбор уставок производится, исходя из следующих условий:

Защита должна надежно сработать при к.з. в зоне действия этой защиты. При этом коэффициент чувствительности должен быть около 2;

Защита не должна сработать при включении трансформатора на холостой «толчком», а также при восстановлении напряжения на нем после отключения КЗ в сети ,т.е. защита должна быть отстроена от броска намагничивающего тока трансформатора;

Защита не должна срабатывать при внешних к.з. ,т.е. защита должна быть отстроена от токов небаланса, появившихся в реле при внешних к.з.;

Защита осуществляется с помощью реле типа ДЗТ-11 характеризующаяся наличием одной тормозной обмотки в НТТ реле, что дает возможность обеспечить торможение от тока  в одном комплекте трансформаторов тока. Использование тормозной обмотки дает возможность не отстраивать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при таких внешних повреждениях, когда имеется торможение, поскольку недействие защиты в этих режимах обеспечивается торможением. Это обуславливает большую чувствительность защиты.

Определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатра

,     (12.1)

где  -номинальная мощность трансформатора,

-номинальное напряжение обмотки           

              

;

.

Определяются вторичные токи в плечах защиты исходя из коэффциентов трансформации и коэффициентов схемы:

;     (12.2)

                                          ;

=100/5;

                                        ;

=600/5;

                               ;     (12.3)

;

.

Определяется минимальный ток срабатывания защиты:

;     (12.4)

.

Определяется ток срабатывания реле на основной стороне:

;     (12.5)

.

Определяется число витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны ВН

           ,      (12.6)

где F-ближайшее меньшее число витков W основной(принимается 100)

.

Принимается 15 витков.

Уточняется значение тока срабатывания реле:

             ;      (12.7)

.

Уточняется значение тока срабатывания защиты:

;     (12.8)

.

Определяется число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне НН

;     (12.10)

.

Принимаем 14 витков.

Определяются токи небаланса на стороне НН:

                            ;           (12.11)

;

;     (12.12)

;

;    (12.13)

;

                                  ;     (12.14)

,

где -составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

     -составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора;

     -составляющая, обусловленная неточностью установки на насыщающемся трансформаторе реле расчетных чисел витков,

12.4 Выбираем необходимое число витков тормозной обмотки НТТ реле

Рассматриваем внешнее к.з. между тремя фазами в максимальном режиме работы системы

,     (12.15)

где -тангенс угла наклона тормозной характеристики, принимается равным 0,8 из заводской характеристики реле

=1,5- коэффициент отстройки

,

Принимается 10 витков

Проверка защиты на чувствительность:

;

.

12.5 Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

12.5.1 Расчет сопротивления кабельной линии

Максимальные токовые защиты предназначены для резервирования основных защит трансформатора и для защиты шин пониженного напряжения.

  для кабеля с алюминиевыми жилами сечением 185

12.5.2 Расчет максимальной токовой защиты установленной на стороне 110 кВ

Ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора

,     (12.16)

где .

.         

12.6 Проверка чувствительности защиты

При двухфазном к.з. на шинах 10,5 кВ и раздельной работе трансформаторов

.

Определение тока срабатывания реле:

;

.

Применяется к установке реле РТ-140/10

Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению, установленной на стороне 10,5 кВ

Определяется ток срабатывания защиты

;    (12.17)

          ;

           ;

             ;

           .

Проверка чувствительности по току

.

Определяется ток срабатывания реле

.

Применяется реле РТ-40/6

Определяем первичное напряжение срабатывания защиты для минимального реле напряжения:

                                  ;      (12.18)

                                       .

По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении АПВ и АВР заторможенных двигателей нагрузк:

;

,

Применяется =6125 В,

Определяется напряжение срабатывания реле:

                                ;      (12.19)

                                   .

Выбор выдержек времени защит производится по ступенчатому  принципу

Проверка чувствительности по напряжению для реле минимального  напряжения

,      (12.20)

где  ,

         - ток трехфазного КЗ в конце кабельной линии в максимальном режиме работы.

,

,

.

12.7 Максимальная токовая защита от перегрузки

Определяем ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН

,

где =1,05 -коэффициент отстройки;

 =0,8 -коэффициент возврата реле тока;

 - номинальный ток обмотки трансформатора с учетом регулирования напряжения.

,

Определяем ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне НН

,

Время срабатывания защиты

13Расчет установившихся режимов сети

Расчет установившихся режимов выполняем с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:

составление схемы замещения и расчет ее параметров;

расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах;

анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;

- результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносятся на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторах.

В данной работе рассматривается участок сети 110 кВ с базисными узлами ПС Янаул (узел 15) и Чернушка (узел 16) и питающиеся от этой электростанции подстанции Сандугач (узел 1),Гондырь (узел 2), Куеда (узел 3), Слудка (узел 4).План сети на рисунке 14.1.

Рисунок 13.1 – План сети для расчета установившегося режима

На ПС Сандугач; Гондырь; Куеда; Слудка установлены по два трансформатора марки ТДН-10000/110.

Данные по узлам сети приведем в таблице 13.1.

Т а б л и ц а 13.1 Данные по узлам сети

№ узла

UH, кВ

Мощность нагрузки

P, МВт

Q, МВАр

15

115

-

-

16

115

-

-

1

110

0,014

0,09

2

110

0,014

0,09

3

110

0,014

0,09

4

110

0,014

0,09

11

10

4,3

2,78

21

10

3,8

2,3

31

10

3,5

2,4

41

10

5,5

3,1

Параметры ветвей сети приведем в таблице 13.2.

Т а б л и ц а 13.2 Параметры ветвей сети

№ узла

R, Ом

X, Ом

B, мкСм

начала

конца

15

1

3,96

7,83

-2,88

-

1

2

2,99

5,93

-2,88

-

2

3

4,26

8,43

-2,88

-

3

4

6,88

13,6

-2,88

4

16

2,92

5,78

-2,88

1

11

7,67

13,9

-

0,09

2

21

7,67

13,9

-

0,09

3

31

7,67

13,9

-

0,09

4

41

7,67

13,9

-

0,09

Дальнейшие расчеты схем выполняем с помощью программы «RASTR» предназначенный для решения задач по расчету, анализу и оптимизации режимов электрических сетей и систем

Параметры узлов и ветвей сети приведены в таблице 4.1 и в таблице 4.2. При подготовке схемы замещения сети учитываем трансформаторы подстанций с номинальными коэффициентами трансформации[15], таблица 3.8],. Потери холостого хода трансформаторов указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах.

Т а б л и ц а 13.3 Параметры узлов сети

Т а б л и ц а 13.4 Параметры ветвей сети

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок  не требуется.

13.1 Расчет установившихся послеаварийных режимов

Расчет послеаварийных режимов аналогичен расчету установившихся режимов максимальных нагрузок. Здесь рассматриваются наиболее тяжелые для системы случаи обрывов проводов на различных участках.

Т а б л и ц а 13.5 – Результаты расчета аварийного режима (отключение со стороны Янаула)

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что необходимо регулирование напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок в узле 11. Поэтому изменив положение РПН добьемся более высокого напряжения в узле 11.

Т а б л и ц а 13.6 – Результаты расчета аварийного режима после изменения положения РПН на трансформаторе узла 11 (отключение со стороны Янаула)

В аварийных режимах отклонение напряжения у потребителей после регулирования РПН не превышает предельно допустимых значений.

Таблица 13.7 – Результаты расчета аварийного режима (отключение со стороны Чернушки)

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что необходимо регулирование напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок в узле 41. Поэтому изменив положение РПН добьемся более высокого напряжения в узле 41.

        Т а б л и ц а 13.8 – Результаты расчета аварийного режима после изменения положения РПН на трансформаторе узла 41 (отключение со стороны Янаула)

В аварийных режимах отклонение напряжения у потребителей после регулирования РПН не превышает предельно допустимых значений.



 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

24083. Реакция трансаминирования 36.5 KB
  R R1 R R1 HCNH2 C=O C=O HCNH2 COOH COOH COOH COOH Реакция трансаминирования обратима она катализируется ферментами – аминотрансферазами. Наиболее часто акцептором NH2групп служит 2оксоглутарат кетоглутарат реакция приводит к образованию глутаминовой кислоты: СН3 COOH CH3 COOH АЛТ НСNH2 CH2 C=O CH22 COOH CH2 COOH CHNH2 ...
24084. Декарбоксилирование аминокислот 57 KB
  Серотонин обладает сосудосуживающим действием участвует в регуляции артериального давления t тела дыхания медиатор нервных процессов. Он образуется в области воспаления участвует в развитии аллергических реакций.
24085. Пути обезвреживания аммиака 64 KB
  Уровень аммиака в норме в крови не превышает 60 мкМоль литр. Для кроликов концентрация аммиака 3 мМоль литр является летальной. В организме существует 4 пути обезвреживания аммиака.
24086. Биосинтез мочевины 108.5 KB
  Биосинтез мочевины. С мочой за сутки выводится 2530 г мочевины. Синтез мочевины идет в печени. Цикл мочевины открыли Ганс Кребс и Курт Хенселайт 1932г.
24087. Обмен глицина и серина 203 KB
  Глутатион Сер Тканевые белки Глюкоза Муравьиная кислота Гли Липиды Гиппуровая кислота Гем Креатин Тре Пурины ДНК РНК Желчные кислоты Глицин участвует в образовании гема: СООН СН2NH2 HSKoA COOH B6 СН2 COOH CH2 CO2 аминолевули СН2 натсинтаза CH2 COSKoA C=O CH2NH2 аминолевулиновая кислота В качестве кофермента аминолевулинансинтаза содержит витамин В6. В почках образуются гуанидинуксусная кислота: NH2...
24088. Обмен цистеина и метионина 173.5 KB
  Обмен цистеина и метионина. В молекулах белка обнаружены 3 серосодержащие аминокислоты: метионин цистеин цистин. Цистеин в организме синтезируется из метионина. Функции цистеина: Цистеин участвует в образовании цистина: При образовании цистина возникает дисульфидная связь SS между двумя полипептидными цепями что способствует стабилизации третичной структуры белка.
24089. Обмен фенилаланина и тирозина 80 KB
  Обмен фенилаланина и тирозина. Тирозин может синтезироваться из фенилаланина.
24090. Синтез катехоламинов (адреналина, норадреналина) 59.5 KB
  Синтез катехоламинов адреналина норадреналина Синтез тироксина .
24091. Обмен дикарбоновых аминокислот 164 KB
  Глутаминовая кислота – моноаминодикарбоновая заменимая глюкогенная. Аргинин – диаминомонокарбоновая кислота заменимая гликогенная. Аспарагиновая кислота – моноаминодикарбоновая кислота заменимая гликогенная. Триптофан – незаменимая кислота.