Выбор оборудования для проектирования районной понизительной подстанции 110/35/10кВ «Федотово»

Аннотация Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно-промышленных комплексов приводит к необходимости реконструкции строительству новых электрических сетей в сельской местности.

В данной ВКР произведен расчет и выбор оборудования для проектирование районной понизительной подстанции 110/35/10 кВ «Федотово», находящейся в Вологодском районе.

ВКР содержит следующие части:

1) аналитическая;

2) основная;

В аналитической части дипломного проекта рассмотрены техническое обоснование ПС, КРУ, выключателей.

В основной части токи короткого замыкания, на основании которых были разработаны мероприятия по установке устройств. Для подтверждения рациональности выбранных решений произведен технико-экономический расчет проекта, для ввода в эксплуатацию аппаратуры с обоснованием полученных результатов.

На основании приведенных положений и расчетов сделаны выводы.

Содержание Перечень сокращений

1. Аналитическая часть

2. Основная часть

2.1 Определение расчетной нагрузки района

2.2 Выбор места, числа, мощности и схем ТП

2.3 Выбор и обоснование схемы электроснабжения района

2.4 Выбор линий электропередач

2.5 Выбор мощности силовых трансформаторов районной

2.6 Собственные нужды подстанции

2.7 Расчет токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей и коммутационно-защитного оборудования

2.8 Выбор электрических аппаратов

2.9 Выбор и расчет устройств РЗА Заключение Список литературы

Перечень сокращений ВН — высшее напряжение;

ВЛ — воздушная линия;

ЗРУ — закрытое распределительное устройство;

КЗ — короткое замыкание;

КЛ — кабельная линия;

КРУ — комплектное распределительное устройство;

ЛЭП — линия электропередач;

МТЗ — максимальная токовая защита;

НН — низшее напряжение;

ОПН — ограничение от перенапряжения;

ОРУ — открытое распределительное устройство;

ПС — подстанция;

ПУЭ — правило устройств электроустановок;

РУ — распределительное устройство;

ТА — трансформатор тока;

ТСН — трансформатор собственных нужд;

УАЧР — устройство автоматической частотной разгрузки;

УРОВ — устройство резервирования отказов выключателя;

ЧАПВ — частотное автоматическое повторное включение;

ЭЭС — электроэнергетические системы.

Подстанция предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных и других потребителей, расположенных в зоне её действия.

Электроснабжение сельскохозяйственных районов является приоритетным направлением в энергетике, так как развитие сельского хозяйства, на сегодняшний день стоит на одном из главных мест развития экономики.

Так, практически, во всех районах страны, существуют системы распределения электроэнергии для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

Основная особенность электроснабжения сельского хозяйства по сравнению с электроснабжением промышленности и городов — это подвод электроэнергии к большому количеству сравнительно маломощных рассредоточенных объектов.

Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями второй категории по надежности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Часть воздушных линий (ВЛ)в сельских районах находится в неудовлетворительном техническом состоянии, так как многие из них были ранее построены на опорах из непропитанной или плохо пропитанной древесины.

Целесообразность дальнейшего развития электрических сетей в сельских районах страны обусловлена:

— необходимостью устранения вышеуказанных недостатков существующего электроснабжения потребителей;

— необходимостью обеспечения электроснабжения новых потребителей, планируемых к строительству в зонах, уже охваченных электроснабжением.

1. Аналитическая часть С начала 90-х годов в энергосистемах наметилась тенденция питания потребителей с шин районных подстанций на напряжениях 110—220 кВ. Это диктуется стремлением гальванически развязать сети генераторов и потребителей для исключения влияния различного рода повреждений в сети потребителя на работу генераторов. На многих строящихся электростанциях вообще не предусматриваются распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ, предназначенные для потребителей электроэнергии, вся мощность передается на напряжениях 110 и 220 кВ к ближайшим районным подстанциям. Разработанные новые материалы и технологии производства позволили создать более совершенные электротехнические устройства, которые по своим характеристикам значительно превосходят ранее созданные, значительно повышают надежность и качество электроустановок, позволяют совершенствовать компоновки распределительных устройств и подстанций, сокращать занимаемую ими площадь, обеспечивают удобство эксплуатации, увеличивают продолжительность межремонтного периода.

Электрические подстанции — это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции) — повышающие и понижающие напряжение электричества.

По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые. Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям. Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям. Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием. Узловая подстанция — это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.

По назначению различают потребительские и системные подстанции. На шинах системных подстанций осуществляется связь отдельных районов энергосистемы или различных энергосистем. Как правило, это подстанции с высшим напряжением 750—220 кВ. Потребительские подстанции предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.

К оборудованию ОРУ 110 кВ относятся:

разъединители, выключатели, трансформаторы тока, разрядники.

Разъединители служат для разъединения и переключения участков цепи, находящихся под напряжением, но не под нагрузкой. Разъединители создают необходимый видимый разрыв электрической цепи, требуемый условиями эксплуатации электроустановок.

Выключатели предназначены для включения, отключения и переключения электрической цепи под нагрузкой. Они должны отключать и включать токи, как в нормальном, так и в аварийном режиме работы электроустановок. По роду дугогасящей среды подразделяются на масляные, воздушные, газогенерирующие, вакуумные, элегазовые.

Трансформаторы тока применяются в установках напряжением до 1 кВ и выше. Они относятся к измерительным трансформаторам и предназначены для расширения предела измерения измерительных приборов, а в высоковольтных цепях, кроме того, для изолирования приборов и реле от высокого напряжения.

Разрядники предназначены для защиты электрического оборудования от внешних и внутренних перенапряжений.

К КРУ 10 кВ, так же как и ОРУ 35 кВ относится следующее оборудование: шины, масляные выключатели, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники.

Шины изготавливают из меди, алюминия, стали. Имеют круглое, прямоугольное или коробчатое сечение. В зависимости от величины тока нагрузки шины собираются из одной, двух, трёх и т. д. полос в одном пакете на фазу.

Токоведущие части электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов. Изоляторы изготавливают из фарфора, т. к. он обладает высокой механической и электрической прочностью, и достаточной теплоёмкостью. В последнее время для изготовления изоляторов применяется стекло и кремнеорганические материалы. Изоляторы делятся на опорные, подвесные, проходные.

Трансформаторы напряжения применяются для измерения напряжения в сетях до и свыше 1000 В.

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования одной величины в другую.

За последние годы были освоены и внедрены в производство:

— комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией напряжением 110 кВ и выше;

— комплектные распределительные устройства выкатного исполнения напряжением 35 кВ;

— комплектные распределительные устройства напряжением 6—20 кВ принципиально новых модульных конструкций (КРУ/TEL, КСО «Аврора» и др.);

— моноблоки с элегазовой изоляцией напряжением 6—20 кВ;

— комплектные трансформаторные подстанции модульного типа напряжением до 35 кВ включительно;

— комплектные трансформаторные подстанции в бетонной оболочке напряжением 10(6) кВ;

— кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением до 500 кВ;

— воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ с самонесущими изолированными проводами;

— линии с изолированными проводами напряжением 6—10 кВ.

Сегодня в распределительных устройствах всех напряжений применяются более совершенные вакуумные и элегазовые выключатели, измерительные трансформаторы тока и напряжения новых конструкций на основе литой, полимерной и элегазовой изоляции, современные антиферрорезонансные трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжений в фарфоровых и полимерных покрышках.

2. Основная часть

2.1 Определение расчетной нагрузки района Расчет нагрузки рассмотрим на примере д. Федотово.

Целью расчета электрических нагрузок является определение числа и мощности потребительских ТП. Расчетные электрические нагрузки жилых домов складываются из расчетных нагрузок силовых потребителей электроэнергии и нагрузок питающей осветительной сети.

Приведем методику расчета квартир, включая и общедомовые помещения (подвалы, чердаки, лестничные клетки и т. д.).

Определим расчетную электрическую нагрузку квартир и жилых домов, приведенную к вводу жилого дома по формуле:

Р_р= Р_уд • n (2.1)

где Р_уд. — удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир и жилых домов, принимая в зависимости от числа квартир присоединенных к линии, кВт/квартир;

nколичество квартир.

Расчетная электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) — Р_р.жд., кВт, определяется по формуле:

Р_р.жд = Р_кв + К_у • Р (2.2)

где К_у — коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников, К_у=0,9;

Р_с— расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников, приведенная к вводу жилого дома, определяется:

Р_с = Р_р.л. + Р_ст.у, (2.3)

где Р_р.л. — мощность лифтовых установок, кВт;

Р_ст.у.- мощность электродвигателей санитарно-технических устройств, кВт.

В нашем случае расчетная нагрузка жилых домов складывается из расчетной нагрузки квартир.

Расчет нагрузки посмотрим на примере жилого дома № 1 по генеральному плану.

Жилой дом № 77 по плану на 60 квартир, 5 этажей, Р_кв.уд. =1,05 кВт/кв:

Р_кв = 1,05 • 60 = 63 кВт.

Расчетная активная мощность жилого дома:

Р_р.ж.д. = 63 кВт.

Реактивная нагрузка жилых объектов складывается из реактивной мощности силовых электроприемников и реактивной мощности квартир:

Реактивная мощность квартир:

Q_кв = Р_кв • tgц, (2.4)

где tgц_кв=0,29 [2];

Q_кв = 63 • 0,29 = 18,27 кВАр.

Расчетная реактивная мощность жилого дома:

Q_р.ж.д. = 18,27кВАр.

Полная мощность жилого дома равна:

кВА.

Расчет остальных жилых зданий аналогичен. Результаты расчетов сводится в таблицу 2.1

Таблица 2.1- Расчет нагрузок жилых зданий

Расчет электрических нагрузок общественных зданий производится по удельным расчетным электрическим нагрузкам.

Расчетная мощность определяется по формуле:

Р_р. = Р_уд • S ,(2.5)

Р_р. = Р_уд • n ,(2.6)

где Р_р. — удельная расчетная нагрузка, кВт/м²;

S — площадь;

n — количество мест.

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле:

Q_р = Р_р • tgц.(2.7)

Пример расчета нагрузки детского сада № 71 по ГП.

Р_р = 0,46 • 50 =23 кВт;

Q_р = 23 • 0,2 = 4,6 кВАр;

кВА.

Аналогично выполняются расчеты силовой нагрузки для других общественных зданий. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.2

Таблица 2.2- Расчет нагрузок общественных зданий

Определение нагрузок остальных населенных пунктов производится аналогично. Расчет нагрузок по ВЛ 10 кВ и 35 кВ сведен в таблицу 2.3

Таблица 2.3 — Расчет нагрузок по ВЛ 10 кВ и 35 кВ

2.2 Выбор места, числа, мощности и схем ТП

По д. Федотово нагрузка составит:

Р_У=Р_р.ж.д+Р_р; (2.7)

Q_У=Q_р.ж.д+Q_р; (2.8)

(2.9)

Р_У= 724,6+283,6=1008,2 кВт;

Q_У= 210,13+171,89=382,02 кВАр;

=1078,15 кВА.

Для выбора мощности КТП определяется максимальная полная мощность, приходящаяся на подстанцию:

(2.10)

где P_Уmax — суммарная активная мощность, кВт;

Q_Уmax — суммарная реактивная мощность, кВАр.

Суммарная расчетная активная мощность P_Уmax, определяется по формуле:

P_Уmax= P_зд.max+P_зд.1•К₁+ P_зд.2•К₂+…+ P_зд.n•К_n, (2.11)

гдеP_зд.max — наибольшая из электрических нагрузок, питаемой подстанцией, кВт; P_зд.1, P_зд.2, P_зд.n — расчетные нагрузки зданий, кВт; К₁, К₂, К_n — коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий). Суммарная расчетная реактивная мощность Q_Уmax, определяется по формуле:

Q_Уmax= Q_зд.max+Q_зд.1•К₁+ Q_зд.2•К₂+…+ Q_зд.n•К_n, (2.12)

гдеQ_зд.max — наибольшая из электрических нагрузок питаемой подстанцией, кВт; Q_зд.1, Q_зд.2, Q_зд.n — расчетные нагрузки зданий, кВт; К₁, К₂, К_n — коэффициенты, учитывающие несовпадение максимумов нагрузки (квартир и общественных зданий).

Пример расчета мощности КТП № 1 приведен в таблице 2.4

Таблица 2.4- Потребители ТП № 1

Максимальная расчетная мощность ТП равна:

P_max= 7,78+100+ (9+18+18+25+148,5)• 0,9 = 304,43 кВт;

Q_max= 3,73+32+(2,61+5,22+5,22+15,5+43,07)•0,9 = 100,19 кВАр;

кВА.

Расчет мощности остальных КТП производится аналогично и сведен в таблицу 2.5

Таблица 2.5- Расчет мощности КТП

Согласно ПУЭ электроприемники II категории необходимо обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

(2.13)

где К₃— принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К₃ =0,7.

Реактивная мощность, передаваемая через трансформаторы из сети ВН в сеть НН, определяется по выражению:

. (2.14)

Определяем реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать по выражению:

Q_ку = Q_р — Q_вн. (2.15)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора по выражению:

. (2.16)

Уточняем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме по выражению:

. (2.17)

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере КТП № 1

Мощность трансформаторов должна быть:

кВА;

кВА.

К рассмотрению принимаем КТП с двумя трансформаторами ТМГ-320/10/0,4 и КТП с двумя трансформаторами ТМГ-250/10/0,4

Реактивная мощность которую трансформаторы могут передать со стороны ВН равна:

кВАр;

кВАр.

Реактивная мощность которую необходимо скомпенсировать:

Q_КУ1= 100,19 — 387,52 = -287,33 кВАр;

Q_КУ2= 100,19 — 235,69 = -135,5 кВАр.

Т. к. Q_КУ< 0, то компенсирующее устройство не требуется.

Проверяем коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:

;

;

;

.

Для окончательного выбора числа и мощности трансформаторов производим технико-экономический расчет.

Произведем технико-экономическое сравнение трансформаторов.

Суммарные затраты на трансформаторы определяются по формуле:

З = Е· К_н.тр. + И_п.тр.+И_{обсл.рем.ам.},(2.18)

где Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К_н.тр — стоимость трансформатора;

И_п.тр — стоимость потерь в трансформаторе;

И_{обсл.рем.ам.}— затраты на обслуживание ремонт и амортизацию.

К_н.тр = Ц_тр · I · (1+д_т + д_с + д_м), (2.19)

гдеЦ_тр — цена трансформатора, Ц_тр1=245 тыс. руб, Ц_тр2=175 тыс. руб [прайс МЭТЗ];

Iиндекс цен оборудования (I=1), так как мы берем цены текущего года;

д_т = 0,05 — коэффициент, учитывающий транспортно заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

д_с = 0,02 — коэффициент учитывающий затраты на строительные работы;

д_м= 0,15 — коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

Стоимость потерь в трансформаторе:

(2.20)

где С₀ — стоимость 1кВт· ч электроэнергии, ;

Т_г — годовое число часов работы трансформатора, Т_г=8760;

ДР_хх — потери холостого хода, ДР_хх1=1,05 кВт, ДР_хх2=0,55 кВт;

ДР_кз — потери короткого замыкания, ДР_кз1=5,2 кВт, ДР_кз2=3,7 кВт;

ф_п— время максимальных потерь, ф_п =3500 ч.

Затраты на обслуживание ремонт и амортизацию:

И_{обсл.рем.ам} = (Н_а + Н_обсл + Н_рем)· К_н.тр. ,(2.21)

гдеН_а = 3,5% - норма амортизационных отчислений;

Н_обсл = 2,9% - норма обслуживания оборудования;

Н_рем = 1,0%- норма ремонта оборудования.

К_н.тр.1 = 230· 2·(1+0,05+0,02+0,15)= 561 тыс. руб.;

К_н.тр.2 = 175· 2·(1+0,05+0,02+0,15)= 427 тыс. руб.;

руб.;

тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.1} = (0,035+0,029+0,01)· 561 = 41,51 тыс. руб.;

И_{обсл.рем.ам.2} = (0,035+0,029+0,01)· 427 = 31,6 тыс. руб.;

З₁ = 0,25· 561+89,43+41,51=271,19 тыс. руб.;

З₂ = 0,25· 427+74,21+31,6=212,56 тыс. руб.

Так суммарные приведенные затраты для двух трансформаторов ТМГ-250/10/0,4 меньше, то их и принимаем к установке.

Выбор трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.6

Таблица 2.6- Выбор трансформаторов ТП

2.3 Выбор и обоснование схемы электроснабжения района

При выборе распределительных устройств необходимо учитывать несколько основных факторов:

— надежность

— возможность работы в аварийном режиме при отключении части РУ

— ремонтопригодность

— стоимость РУ

В соответствии с задачами электроснабжения разработанная подстанция является проходной. Подстанция имеет две отходящих ВЛ 110 кВ.

Целесообразно применить ОРУ 110 кВ по схеме моста с ремонтной перемычкой, с выключателями в цепях трансформаторов.

На стороне 35 кВ применяется открытое распределительное устройство по схеме с одной секционированной системой шин.

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.

Распределительная сеть района выполнена воздушными линиями. Подстанция имеет четыре отходящих линии 35 кВ и пятнадцать 10 кВ.

Потребительские ТП 10/0,4 кВ подключаются на отпайках или являются проходными.

2.4 Выбор линий электропередач

Выбор проводов

Выбор проводов осуществляется:

1. По экономической плотности тока:

(2.22)

где J_ЭК — экономическая плотность тока, для Т_max = 2500 ч. J_ЭК = 1,6

2. По длительному допустимому току:

I_Рдоп, (2.23)

где I_доп — длительно допустимый ток, А;

I_Р — расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника ;

3. По потери напряжения:

(2.24)

где , — активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м; - длина линии, км; - угол сдвига между напряжением и током в линии.

Рассмотрим выбор проводов на примере ВЛ д. Город-1

Расчетный ток равен:

А. (2.25)

В соответствии с ПУЭ при стенке гололеда 15 мм сечение провода из термообработанного алюминия должно быть не менее 50 мм², и не менее 70 мм² для ВЛ 35 кВ с стале-алюминиевым проводом.

Выбор проводов ВЛ сведен в таблицу 2.7

Таблица 2.7- Выбор проводов ВЛ

Выбор типов опор и линейной арматуры

Для ВЛ 35 кВ применяются железобетонные опоры на базе стойки СК22 в качестве промежуточных ПБ35−11, металлические У35−1 в качестве анкерно-угловых.

Крепление провода на анкерных опорах предусматривается выполнить с использованием натяжных изолирующих подвесок. В состав натяжной изолирующей подвески провода входят четыре стеклянных линейных тарельчатых изолятора ПС70Е, зажим натяжной болтовой НБ-2−6.

Крепление провода на промежуточных опорах осуществляется в поддерживающих подвесках. В состав натяжной изолирующей подвески провода входят четыре стеклянных линейных тарельчатых изолятора ПС70Е, поддерживающий зажим ПГН-5−5.

Для ВЛ 10 кВ применяются железобетонные опоры на базе стойки СВ110−5.

Крепление провода на анкерных опорах предусматривается выполнить с использованием натяжных изолирующих подвесок. В состав натяжной изолирующей подвески провода входят два стеклянных линейных тарельчатых изолятора ПС70Е, зажим натяжной болтовой НБ-2−6 для провода СИП-3 1×70 и зажим натяжной коушный НКК-1−1Б для провода СИП-3 1×50.

Крепление на промежуточных опорах осуществляется на штыревых изоляторах ШФ20 при помощи спиральных вязок ВС21.

2.5 Выбор мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5 — 10 лет (к₁₀ = 1,25). Тогда полная расчетная мощность подстанции будет равна:

S_{расч п/ст} = (S_расч + S_СН)· К₁₀, (2.25)

где S_расч — расчетная мощность района

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции S_сн=100 кВА.

Полная расчётная мощность подстанции будет равна

S_{расч.п/с}=(22,7+0,1)?1,25=28,5 МВ•А.

Так как от подстанции питаются потребители всех категорий надежности, то требуется установка не менее двух трансформаторов.

Для двухтрансформаторной подстанции К_З = 0,6

; (2.26)

МВ?А.

Для двух трансформаторной подстанции 110/35/10 кВ принимаем два трёхфазных трех обмоточных трансформатора ТДТН — 25 000/110/35/10.

.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию:

. (2.27)

Находим К_ПАВ, учитывая, системное охлаждение трансформатора, температуры окружающей среды.

1,4 • 25 = 35>28,5.

Условие (2.27) выполняется.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 2.8

Таблица 2.8- Технические данные трансформаторов

2.6 Собственные нужды подстанции

Для нормальной работы подстанции при любых погодных условиях, а также для питания цепи сигнализации — релейной защиты, для работы дежурного персонала на подстанции выполнена сеть собственных нужд (СН).

Она включает в себя два трансформатора собственных нужд (ТСН) 10/0,4 кВ, обогрев выключателей и шкафов аппаратуры, охлаждение силовых трансформаторов, выпрямительные устройства для питания релейной аппаратуры и сигнализации, а также сеть обогрева и освещение общеподстанционного пункта управления, освещение территории подстанции и другие нужды.

Определение расчетной нагрузки

Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень электроприемников с указанием их номинальной мощности, количества и режима работы.

Расчетная полная нагрузка определяется по формуле:

(2.28)

где k_с =0,8 — коэффициент спроса для собственных нужд подстанции;

Р_уст — установленная активная мощность группы электроприемников;

Q_уст — установленная реактивная мощность группы электроприемников.

Получим:

кВ· А.

Расчетный ток для группы электроприемников:

(2.29)

А.

Выбор схемы собственных нужд

Для питания собственных нужд подстанции выбираем схему с двумя ТСН и одной системой шин, секционированной выключателем. Шины 380/220 В секционируются нормально отключенным автоматическим выключателем с устройством АВР двухстороннего действия. В нормальном режиме каждый трансформатор питает приемники одной секции шин, при отключении которой питание подается от другой секции шин с помощью АВР, т. е. секционным выключателем.

Выбор трансформатора собственных нужд

Для питания собственных нужд устанавливаем два трансформатора ТМГ-250/10, каждый из которых работает на свою систему шин.

Технические параметры трансформатора представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 — Технические характеристики трансформатора ТМГ-250/10/0,4

Проверим возможность работы одного трансформатора в аварийном режиме:

(2.30)

.

Значение коэффициента перегрузки в аварийном режиме может достигать значения 1,4, следовательно, трансформатор выдержит аварийный режим.

Расчет и проектирование электрических сетей собственных нужд подстанции

Все электроприемники, запитанные от I и II секции шин, нуждаются в выборе питающего кабеля. Выбор сечения жил кабелей производят по техническим условиям. К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, по механической прочности, по нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, по потерям напряжения.

I_доп = I_доп· к_ср·к_с.н.·к_пов, А, (2.31)

где I_доп — длительно допустимый ток одиночного кабеля;

к_ср — коэффициент, учитывающий температуру среды;

к_с.н. — коэффициент при групповой или многослойной прокладке;

к_пов — коэффициент повышения допустимого тока при недогруженности отдельных кабелей.

Так как максимальные нагрузки приходятся на зиму при температуре ниже 0С, то к_ср для отопительных приемников принимаем равным 1,14.

Выбор кабеля для системы охлаждения трансформаторов Т1 и Т2:

Р = 29,5 кВт, Q = 30,08 квар, S = 42,14 кВ· А;

А;

I_доп = 60,9· 1,14·1·1 = 69,4 А;

I_доп I_р.

Выберем кабель марки АСБ2л-425.

Потери напряжения в кабеле:

В; (2.32)

В.

Примем напряжение на шинах ТСН U_нач = 400 В, тогда потеря напряжения не превышает 10%. Выбор кабеля по механической прочности не производится, т.к. минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Кабели, применяемые на напряжение до 1 кВ, не проверяются по термической стойкости, если сечение жилы 25 мм² и более. Расчет и выбор кабеля для других электроприемников собственных нужд проводится аналогично.

Расчет заземления подстанции

Расчет заземления выполнен по методике из.

Исходные данные:

1) Подстанция является понижающей, имеет два трансформатора 110/10 кВ с эффективно — заземленной нейтралью на стороне 110 кВ;

2) Площадь застройки подстанции 630 м;

3) Искусственный заземлитель предполагается выполнить электродами из стального прутка диаметром d_тр=18 мм., длиной l_тр=5 м., соединённой стальной полосой 40×5 мм и заглублённой на глубину 0,7 м.;

4)Длина контура l_кон=108 м.;

5)Грунт в месте сооружения подстанции имеет удельное сопротивление с = 100 Ом•м (суглинок). Климатическая зона 3.

Заземляющее устройство защитного заземлителя подстанций 110 кВ в сети с заземлённой нейтралью в соответствии с ПУЭ п. 1.7.90, в любое время года должно иметь сопротивление R_з?0,5 Ом. Естественные заземлители не используются.

Определяется расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

;(2.33)

(2.34)

где коэффициенты сезонности для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

Ом•м;

Ом•м.

Определяется сопротивление растеканию одного вертикального электрода по формуле:

; (2.35)

Ом.

Определяем расчётное сопротивление растеканию горизонтальных полос по формуле:

;(2.36)

Ом.

Уточняется необходимое сопротивление вертикальных электродов:

;(2.37)

Ом.

Уточняется число вертикальных электродов:

; (2.38)

шт.

Окончательно принимаем к установке 88 вертикальных заземлителей.

Для выравнивания потенциала на территории подстанции, прокладываются продольные заземлители вдоль осей оборудования на глубине и на расстоянии от фундаментов и соединяются между собой поперечными заземлителями с расстоянием в зависимости от расположения оборудования. При этом уменьшается сопротивление заземляющего устройства, шаговое напряжение.

2.7 Расчет токов короткого замыкания. выбор токоведущих частей и коммутационно-защитного оборудования Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы;

2. Приближенный учёт нагрузок;

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются.

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5%.

Схема замещения представлена на рисунке 2.1

Рисунок 2.1 — Схема замещения для расчета токов КЗ Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах на шинах 110 кВ ПС: I_КЗmin=2,6 кА, I_КЗmax=3,8 кА.

Мощность короткого замыкания:

(2.39)

где I_кзВН — ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения.

МВ· А;

МВ· А.

Параметры системы:

(2.40)

гдеU_cp— среднее напряжение, кВ;

— мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции, МВ· А

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

ЭДС системы:

Е_С = U_ср.;(2.41)

Е_С.СН = 37 _.кВ;

Е_С.НН = 10,5 _.кВ.

Параметры силовых трансформаторов.

Реактивное сопротивление трансформатора:

; (2.42)

;(2.43)

.(2.44)

Реактивное сопротивление трансформатора приведенное к стороне 35 кВ:

Ом;

Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора приведенное к стороне 10 кВ:

Ом;

Ом.

подстанция электропередача ток замыкание Сопротивления воздушной линии:

R_ВЛ = r₀ • l;(2.45)

X_ВЛ = x₀ • l.(2.46)

Параметры воздушных линий сведены в таблицу 2.10

Таблица 2.10- Параметры отходящих линий

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

(2.47)

где — полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

. (2.48)

Ударный ток:

(2.49)

где к_уд — ударный коэффициент.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Расчет токов КЗ сведен в таблицу 2.11

Таблица 2.11- Расчет токов КЗ

2.8 Выбор электрических аппаратов

Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

1) по напряжению:

U_НОМ? U_{НОМ.СЕТИ.}(2.50)

2) по длительному току:

I_НОМ? I_{РАБ.МАХ.} (2.51)

3) по отключающей способности.

Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

???_а,?? ?_{а, ном}=??_норм?I_{откл. норм} ,(2.52)

где ?_норм -нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

?- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов.

???=?_{з, min} + t_соб. ,(2.53)

где ?_{з, min} =0,01 с — минимальное время действия защиты;

t_соб.— собственное время отключения выключателя.

Допускается выполнение условия:

?(1+?_норм)?I_{откл. норм} >?_к,?= ?I_П,?+ ?_а,?.(2.54)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

? I_{пр. скв.};i_{пр. скв} =i_дин. >i_уд. ,(2.55)

где I_{пр. скв} — действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

— начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

I²_{терм. норм.}?t_{терм.норм.}? В_К ,(2.56)

где I²_{терм. норм.} — предельный ток термической стойкости;

t_{терм. норм.} — нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

Вк=(I⁽³⁾_к.мах)²(t_откл+Т_а), (2.57)

где Т_а = 0,02 с — апериодическая составляющая тока кз;

t_откл — справочная величина.

t_откл = t_р.з.осн + t_в.откл, (2.58)

где t_р.з.осн — время действия основной релейной защиты;

t_в.откл— полное время отключения выключателя.

Выбор аппаратуры производим по номинальному значению тока и напряжения.

; (2.59)

А.

Применим колонковые элегазовые выключатели LTB 145 D1/B, производства АВВ.

Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН приведены в таблице 2.12

Рассчитаем рабочий ток на стороне 35 кВ:

А.

Таблица 2.12- Параметры аппаратуры, установленной на стороне 110 кВ

Применим вакуумные выключатели ВБЭТ-35 III-25/630, производства завода «Контакт» г. Саратов.

Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН приведены в таблице 2.13

Таблица 2.13- Параметры аппаратуры, установленной на стороне 35 кВ

Рассчитаем рабочий ток на стороне 10 кВ:

А.

Применим вакуумные выключатели ВВ/tel-10−12,5/1000-У3, производства компании «ТавридаЭлектрик». Выключатели устанавливаются в комплектные ячейки К-59, производства завода «Самарский Электрощит» .

Параметры выключателей на стороне 10 кВ приведены в таблице 2.14

Таблица 2.14- Параметры выключателей, установленных на линиях 10 кВ

Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока:

U_ном ?U_сети; (2.60)

I_ном ?I_раб.max; (2.61)

i_дин ?i_уд; (2.62)

I²· t? В_к. (2.63)

Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ приведены в таблице 2.14

Таблица 2.14- Параметры трансформаторов тока установленных на стороне 110 кВ

Выбор и обоснование трансформаторов тока 35 кВ приведены в таблице 2.15

Таблица 2.15- Параметры трансформаторов тока установленных на стороне 35 кВ

Выбор трансформаторов тока на вводах 10 кВ представлены в таблице 2.16

Таблица 2.16- Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора трансформаторов напряжения:

_. (2.64)

Выбор трансформаторов напряжения приведен в таблицах 2.17−2.19

Таблица 2.17-Параметры трансформаторов напряжения 110 кВ

Таблица 2.18- Параметры трансформаторов напряжения 35 кВ

Таблица 2.19- Параметры трансформаторов напряжения 10 кВ

Выбор ограничителей перенапряжения

Для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, для ограничения перенапряжений, в нейтраль трансформатора включают ограничители перенапряжений, устанавливаемые вблизи защищаемого оборудования.

Условия выбора ограничителей:

.(2.65)

Выбираем ОПН:

EXLIM-Q-108:

U_{ном.опн}=84 кВ;

U_{ост.г. опн}=260 кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=216 кВ при I_г=1000 кА.

POLIM-H37N:

U_{ном.опн}=37 кВ;

U_{ост.г. опн}=113,6кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=94,8кВ при I_г=1000 А.

POLIM-H11N:

U_{ном.опн}=11 кВ;

U_{ост.г. опн}=30,7кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=25,7кВ при I_г=1000 А.

Выбор ошиновки

ОРУ 110 кВ, 35 кВ и КРУ 10 кВ выполняем на основе комплектных блоков производства завода «Самарский Электрощит». Ошиновка выполнена из алюминиевых труб, короткие перемычки проводом АС. Параметры ошиновки приведены в таблице 2.20

Таблица 2.20- Параметры ошиновки ОРУ 110 кВ, 35 кВ и КРУ 10 кВ

2.9 Выбор и расчет устройств РЗА

Расчет релейной защиты отходящих линий

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень — токовая отсечка, вторая ступень — МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л» .

На линиях устанавливается двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

I_с.о. = k_н ?I⁽³⁾_кз ,(2.65)

где k_н — коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_кз — максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка К_ч>1,5, а при К.З. в конце резервируемого участка К_ч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

(2.66)

где I⁽²⁾_к,min — минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Максимальная токовая защита:

(2.67)

где k_зап — коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем k_зап =1,1;

k_в — коэффициент возврата реле, для «Сириус» k_в = 0,95;

k_сз — коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

I_pmax — максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Вторичный ток срабатывания защит равен:

(2.68)

где К_т — коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх — коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 — при соединении в полную и неполную звезду и — при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

t_с.з.=t_{с.з.пред}+?t, (2.69)

где t_{с.з.пред} — время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок t_{пл. вст.}=0,5 с;

?t — ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6−1сдля защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2−0,6с — для защит с независимой характеристикой времени срабатывания. Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ, поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение. Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.НН=0,5+0,2=0,7 c;

t_с.з.СН=1,3+0,2=1,5 c.

Расчетные данные уставок вводятся в блок «Сириус»

Расчет защит сведен в таблицу 2.21

Таблица 2.21- Расчет защит отходящих линий

Расчет защиты силовых трансформаторов В соответствии с ПУЭ, для силового трансформатора мощностью более 6300 кВ· А должны выполняться следующие виды защит: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

Для защиты силового трансформатора используем блок «Сириус Т3». Устройство микропроцессорной защиты «Сириус Т3» предназначено для выполнения функций основной защиты трехобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35−220 кВ. Содержит ступени подменных МТЗ высшей, средней и низшей сторон трансформатора, которые выполнены с внешним комбинированным пуском напряжения. Также возможно использование в качестве дифференциальной защиты трансформатора.

Устройство предназначено для установки на панелях и шкафах в релейных залах.

Функции защиты выполняемые устройством:

— двухступенчатая дифференциальная токовая защита трансформатора;

— двухступенчатая МТЗ высшей стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от сторон низшего и среднего напряжения;

— двухступенчатая МТЗ средней стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от стороны среднего напряжения;

— двухступенчатая МТЗ низшей стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от стороны низшего напряжения;

— защита от перегрузки по каждой стороне напряжения с действием на сигнализацию.

Расчет дифференциальной защиты трансформатора произведем по методике представленной в документации предприятия изготовителя.

Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты.

Удобнее представлять формулы и расчеты в табличной форме. Все данные сведем в таблицу 2.22

Таблица 2.22- Определение вторичных токов в плечах защит

1) Дифференциальная отсечка (ДЗТ-1).

Выбору подлежит:

I_диф/I_ном — относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Уставка должна выбираться из двух условий:

— отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

— отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.

а) отстройка от броска намагничивающего тока.

При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники, равному. Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока и на первую гармонику этого же тока тоже. Уставка по мгновенному значению равна 2,5· I_диф/I_ном. Минимально возможная уставка по первой гармонике I_диф/I_ном равна 4, что соответствует 2,5· 4=10 по отношению амплитуды к действующему значению или по отношению амплитуд.

Расчеты показывают, что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 0,35 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока, то действующее значение первой гармоники равно 0,35· 7=2,45. Следовательно, даже при минимальнойуставке 4· I_ном отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

б) отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ.

Уставку выбираем по условию:

(2.70)

где к_{нб (I)} — отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ. Если используются трансформаторы тока с вторичным номинальным током 5А, можно принимать к_{нб (I)} = 0,7;

к_отс— коэффициент отстройки, принимается 1,2 ;

I_{кз.вн.max} — отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора.

Отстройка от срабатывания при КЗ на стороне СН:

I_{кз.вн.max*} = 2830/390,56 = 7,25 ;

I_диф/I_ном = 1,2· 0,7·7,25 = 6,1.

Отстройка от срабатывания при КЗ на стороне НН:

I_{кз.вн.max*} =5620/1376,27 = 4,1;

I_диф/I_ном = 1,2· 0,7·4,1 = 3,45.

Принимаем уставку дифференциальной отсечки I_диф/I_ном = 6,1.

2) Дифференциальная защита (ДЗТ-2).

Выбору подлежат:

I_д1/I_ном — базовая уставка ступени;

к_торм — коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

I_т2/I_ном — вторая точка излома тормозной характеристики;

I_дг2/I_дг1 — уставка блокировки от второй гармоники.

Тормозная характеристика защиты приведена на рисунок. 2.2. Она построена в относительных единицах, то есть токи приведены к номинальному току стороны ВН. Тормозной ток формируется как полусуммы модулей токов двух сторон защищаемого трансформатора.

Рисунок 2.2 — Тормозная характеристика дифференциальной защиты

Базовая уставка I_д1/I_ном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Следует стремиться иметь уставку в пределах (0,3−0,5) для обеспечения чувствительности к межкатушечным замыканиям в любых обмотках.

Коэффициент торможения к_торм должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 1 до 3 I_ном).

Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, определяется выражением:

I_{нб.расч}=(к_пер • к_одн? е + ДU_рпн + Дf_добав) • I_скв ,(2.71)

где к_пер — коэффициент учитывающий переходный режим, к_пер =2;

к_одн — коэффициент однотипности трансформаторов тока, к_одн =1;

е — относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, е = 0,1;

ДU_рпн — полный диапазон регулирования РПН, ДU_рпн = 16%;

Дf_добав — погрешность, Дf_добав = 0,04.

Для надежной отстройки от тока небаланса, следует его умножить на коэффициент отстройки к_отс = 1,3.

Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток, он может вызвать дифференциальный ток:

(2.72)

Коэффициент снижения тормозного тока равен:

(2.73)

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению:

к_торм?100•I_диф/I_торм = 100 • к_отс • (к_пер • к_одн? е + ДU_рпн + Дf_добав)/к_сн.т.(2.74)

Вторая точка тормозной характеристики I_т1/I_ном определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичном режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым КЗ следует, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (I_т/I_ном =1), режим допустимых длительных перегрузок (I_т/I_ном =1,3). Желательно, чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных перегрузок (самозапуск двигателей после АВР, пусковые токи мощных двигателей, если таковые имеются). Поэтому рекомендуется уставка I_т2/I_ном =1,5−2.

Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически и равна:

(2.75)

Уставка блокировки от второй гармоники I_дг2/I_дг1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты, рекомендуется на уровне 12−15%.

Для данного трансформатора принимаем:

I_д1/I_ном =0,3;Дf_добав = 0,04;

Принимаем I_т2/I_ном =1,5;

Принимаем I_дг2/I_дг1 = 0,15.

3) Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

(ДЗТ-3).

Уставка по току выбирается меньше чем, чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ -2 (I_д1/I_ном), а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Рекомендуемые значения уставок: I_д1/I_ном = 0,1; Т = 10 с.

4) Защита от перегрузки.

В устройстве «Сириус Т3» контролируется перегрузка по току в трех обмотках трансформатора. Уставки задаются во вторичных значениях токов своей стороны напряжения, то есть приведение тока не используется.

Уставка сигнала перегрузки принимается равной:

(2.76)

гдек_отс — коэффициент отстройки, к_отс = 1,05;

к_в — коэффициент возврата, к_в = 0,95.

Номинальный ток рекомендуется определять с учетом возможности увеличения его на 5% при регулировании напряжения.

Сторона ВН: I_вн = 1,05· 1,05·4,19/0,95 = 4,85А;

Сторона СН: I_сн = 1,05· 1,05·4,88/0,95 = 5,65А;

Сторона НН: I_нн = 1,05· 1,05·4,59/0,95 = 5,35А.

5) Газовая защита.

Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. В связи с недостатками поплавкового газового реле, отечественной промышленностью выпускается реле с чашечковыми элементами типа РГЧ3−66. Первая ступень газового реле более чувствительная, чем вторая, и действует на сигнал. Вторая ступень чаше всего действует на отключение.

6) Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ.

Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты определяется по формуле:

(2.77)

где к_н — коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, к_н = 1,1;

к_в — коэффициент возврата, к_в = 0,95;

1,4 — коэффициент допустимой перегрузки.

А;

А;

А.

Время срабатывания защиты:

t_сз = t_{сз.пред} + Дt; (2.78)

t_сз.нн = 1,1 + 0,3 = 1,4 с;

t_сз.сн = 1,7 + 0,3 = 2 с;

t_сз.вн = 1,9 + 0,3 = 2,1 с.

Устройства автоматики установленных на подстанции

Функции автоматики:

1. двухступенчатое автоматическое повторное включение (АПВ);

2. автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

3. автоматическое включение резерва (АВР);

4. блокировка от многократных включений выключателя.

Расчет устройств автоматического повторного включения линии с односторонним питанием

" Сириус 2Л" реализует функцию АПВ с возможностью программной блокировки одного или обоих циклов. АПВ запускается по факту срабатывания:

— МТЗ;

— при самопроизвольном отключении выключателя.

Определим время срабатывания АПВ по следующим условиям:

(9.15)

где t_г.п — время готовности привода, t_г.п = 0,1 с.

(9.16)

где t_г.в — время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя, t_г.в=1,5 с;

t_в.в — время включения выключателя, t_в.в=0,05 с.

(9.17)

где t_д — время деионизации среды в месте КЗ, составляющее 0,1−0,3 с, принимаем t_д=0,3 с;

t_зап=0,4−0,5 с.

По условию :

По условию :

По условию :

Выбираем t_1,апв=2 с.

Автоматическое включение резерва

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус С» (секционный выключатель) и двух «Сириус В» (вводные выключатели).

" Сириус В" выполняет следующие функции:

" Сириус С" выполняет команды «Включение», поступающие от «Сириус В», без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых «Сириус В», положение силового выключателя ввода («Вкл.» /" Откл"), а также наличие сигнала «Разрешение АВР» от «Сириус В» соседней секции.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени t_авр выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда «Вкл. СВ» на «Сириус С» длительностью 0,8 с. Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

U_ср = (0,25−0,4) • U_н; (9.18)

U_ср1НН = 0,4 • 10 000 =4000 В;

U_ср1ВН = 0,4 • 35 000 =14 000 В;

U_ср2 = 0,4 • 100 =40 В.

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

U_ср = (0,6−0,65) • U_н;(9.19)

U_ср1НН = 0,65 • 10 000 = 6500 В;

U_ср1СН = 0,65 • 35 000 = 22 750 В;

U_ср2 = 0,65 • 100 = 65 В.

Заключение

В ВКР спроектирована понизительная подстанция 110/35/10 кВ. Исходя из соображений надежности потребителей, к установке приняты два понижающих трансформатора ТДТН-25 000/110.

На РУ 110 кВ принята схема с двумя рабочими и обходной системами шин. Ф

На напряжение 10 кВ принята схема с двумя секциями сборных шин. Распределительное устройство 10 кВ (КРУ) состоит из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном виде.

Коммутационное оборудование выбрано на основании расчета токов КЗ.

Релейная защита построена на основе микропроцессорных блоков «Сириус» и содержит все необходимые для данной подстанции типы защит и автоматики.

Также произведен расчет собственных нужд подстанции, выбраны схема снабжения, трансформаторы собственных нужд и питающие кабели.

Список использованных источников

1. Электротехнический справочник: В 3 т. Т3. В 2 кн. кн.1. Производство и распределение электрической энергии // (Под.ред. И. Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2007. — 880 с.: ил.

2. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1999. — 608 с.: ил.

3. Рогов Г. А. Методические указания для курсового проектирования. Электрическая часть станций и подстанций. — Вологда: ВоПИ, 2009. — 40 с.: ил.

4. Правила устройства электроустановок /Минэнерго РФ. — 7-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2002. — 648 с.: ил.

5. Гук Ю. Б., Кантап В. В., Петрова С. С. Проектирование электрической части станций и подстанций. Учеб. пособие для вузов. — Л.: Энергоатомиздат, 2003. — 312 с.: ил.

6. Васильев А. А., Крючков И. П., Наяшкова Е. Ф. и др. Электрическая часть станций и подстанций. Учеб. для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2004. — 576 с.: ил.

7. Рожкова Л. Д., Козулин Д. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2003. — 648 с.: ил.

8. Шабад М. А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — Л.: Энергия, 2000. — 176 с.: ил.

9. Дроздов А. Д., Платонов В. В. Реле дифференциальных защит элементов энергосистем. М.: Энергия, 2008. — 240 с.: ил.

10. Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие по электроснабжению промышленных предприятий.: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 2006. — 368 с.: ил.

11. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей. Под ред. П. М. Большама, В. Н. Круповича, М. Л. Самовера. перераб. и доп. — М.: Энергия, 2002. — 696 с.: ил.

12. Атаманюк В. Г. и др. Гражданская оборона: Учеб. для вузов. — 2-е изд., — М.: Высш. шк., 2005. — 288 с.: ил.

13. Территориальные единичные расценки на монтаж по Вологодской области: ТЕРм 81−03−08−2001.-8 сборник.

14. Территориальные единичные расценки на пусконаладочные работы по Вологодской области: ТЕРп 81−04−01−2001.-1 сборник.