Проект реконструкції трансформаторної підстанції 110/6 КВ "Дніпровська" Пат "Київенерго"

Рис 3.10 Підготовка отвору для ручки блокувального пристрою.

Тягу відключення ВВ, з'єднання з вузлом індикації та аварійного відключення. Зняти з ВАВ 1 корпус 2, втулку 3 (рис 3.1). Встановити тягу відключення ВВ, накрутити гайку М10 і втулку 3 (рис. 3.1). Відрегулювати положення важеля 4: встановити індикатор паралельно площині ФЛ. З'єднати втулку 3 з важелем віссю, застопорити шайбою і шплінтом. Законтрить втулку гайкою (рис. 3.1).

Встановити тягу 3, шайбу і пружину 7 (рис. 3.2, 3.3), вкрутити у втулку важеля 9 (рис. 3.3). Помітити і вкоротити (при необхідності) тягу 3 до розміру, що забезпечує зазор 2 ± 0,5 мм до важеля 1 ВАВ (рис. 3.2). Законтрить тягу гайкою.

Встановити тягу 7 (лист 6), для цього: ВЕ з механізмом фіксації встановити ручку 8 на вісь механізму фіксації. Розмітити і вкоротити тягу 7 до необхідної довжини. Нарізати різьбу М10. Вкрутити тягу 7 під втулку важеля 3, закріпити в отворі куточка ручки 8.

Установити на вал 1 приводу вкочування ВЕ сектор 2, зібраний з двох напівмуфт. Кріпити болтами М10х45. На рис. 3.11. показаний варіант для ВЕ з обертанням ручки 8 за годинниковою стрілкою.

Рис 3.11 Встановлення валу блокувального пристрою.

Відрегулювати блокування так, щоб в проміжному (між контрольним і робочим) положенні ВЕ і встановленої рукоятці переміщення і доводки ВЕ, положення елементів блокування відповідало рис. 3.12. для ВЕ з обертанням рукоятки за годинниковою стрілкою.

Зняти тягу 9 (лист 6), встановити на місце корпус 2. Встановити тягу 9 на місце, одягнути пружину і шайбу, законтрить гайкою. На тягу встановлюється упор 10. У вихідному положенні цей упор повинен стосуватися ролика вимикача шляхового, забезпечуючи його спрацьовування на початку повороту ручки 8.

Рис 3.12 Регулювання блокувального пристрою.

3.7 Демонтаж елементів модернізованого ВЕ

3.7.1.Заміна вакуумного вимикача.

Зняти корпус з вузла блокування, аварійного відключення та індикації, відвернувши чотири болти М6.

Від'єднати тягу вакуумного вимикача від вузла (розігнути шплінт, вийняти вісь).

Для однозначної установки рознімних контактних з"єднань відносно площини вкочування, перед розбиранням зняти розміри зазначені в п. 3.5.

Зняти фасадний лист з блокувальними вузлами (на ВЕ мають знімний ФЛ).

Виконати розбирання ВЕ в порядку зворотному, вказаному в цій інструкції, до моменту установки вакуумного вимикача. Зняти вакуумний вимикач.

Встановити вакуумний вимикач. Виконати послідовну збірку ВЕ, використовуючи цю інструкцію.

3.7.2 Заміна плати блок-контактів вакуумного вимикача.

При встановленні плати звернути увагу на те, що плата повинна потрапити

своїм торцем в паз всередині вакуумного вимикача.

3.7.3 Заміна блоку управління.

Відкрити дверцята шафи вторинних з'єднань (ШВЗ). Зняти захисну кришку БУ.

Від'єднати провідники джгутів від клемних висновків WAGO за допомогою спеціальної викрутки з комплекту поставки ВВ.

Відвернути шпильки кріплення і витягти БУ з ШВЗ. Закрити клемні висновки WAGO раніше знятої захисною кришкою.

Встановити в ШВС і закріпити шпильками новий БУ.

Зняти захисну кришку БУ та приєднати провідники джгутів до клемним виходам WAGO за допомогою спеціальної викрутки з комплекту поставки ВВ відповідно до схем електричної принципової і з'єднань.

Закрити захисну кришку БУ. Провести настройку каналів управління БУ відповідно до експлуатаційних документів на БУ. Закрити дверцята ШВЗ.

4.5 Розробка АВР на підстанції

Застосовані в даний час схеми електропостачання промислових вузлів навантаження від двох незалежних джерел з використанням засобів автоматики (АПВ, АВР) володіють достатньо високою ступінню надійності. Однак застосування АВР двосторонньої дії в традиційному виконанні на секційному вимикачі 6,10,35 кВ ЗРУ, РП дозволяє отримати мінімальний час роботи засобів автоматики 0,4ч0,5с, а перерва в електропостачанні після його короткочасного порушення для споживачів складає більше 1с.

Існуючі схеми і пристрої АВР не забезпечують безперебійного електропостачання синхронних і асинхронних двигунів відповідальних механізмів підстанцій при короткочасних порушеннях електропостачання в енергосистемі, призводять до значних економічних збитків при порушенні безперервності технологічних процесів, можуть являтися причинами виникнення гідравлічних ударів, пошкодження трубопроводів і обладнання насосних станцій під час переключення на резервне живлення за 90-120 мс. Головною перешкодою існуючих пристроїв АВР є відносно великий час спрацювання і час включення існуючих секційних вимикачів, органів АВР, відсутність алгоритмів роботи АВР для підстанцій з декілька вводами і при наявності трьох секцій розподільчих пристроїв.

Мікропроцесорний швидкодіючий АВР (ШАВР) призначенні для:

- Підвищення напруги на шинах ТП 6(10)/0,4 кВ і зменшення відключень магнітних пускачів, контакторів в ланцюгах живлення низьковольтних електродвигунах при провалах напруги.

- Забезпечення безперервності технологічних процесів (надійності електропостачання споживачів і стійкості високовольтного електродвигунного навантаження) при короткочасних порушеннях електропостачання, попадаючих в зону дії АВР.

- Покращення умов самозапуску електродвигунів після відновлення електропостачання споживачів.

Новизна розробленого пристрою проявляється в наступному:

- ШАВР заснований на цифрових системах обробки значень вхідних параметрів і в зв'язку з цим дає допоміжні можливості при експлуатації і функціонуванні пристрою.

- ШАВР легко (на програмному рівні) адаптується до конкретних схем розподільчого пристрою і видам порушення електропостачання.

- Скорочується час переключення на резервне джерело при трьохфазному КЗ в ланцюгах живлення секції розподільчого пристрою до 44мс.

Для ефективної роботи ШАВР необхідно електропостачання споживачів здійснювати від двох незалежних джерел И1 і И2. Основною зоною захисту ШАВР є ділянка електропостачання від головного вимикача ГВ1 (ГВ2) до вимикача на вводі ВВ1 (ВВ2) (рис.4.5). Якщо РП являється розподільчим пристроєм ГПП, то головні вимикачі (ГВ) розміщуються на стороні напруги 35-110-220 кВ, а ввідні (ВВ) на стороні напруги 6(10) кВ. Якщо РП являється розподільчим пристроєм другого ступеня, то і ГВ і ВВ розміщуються на напруги 6(10) кВ. При трьохфазному к.з. в колах живлення точка К1 потужність Р1змінить направлення, напруга U1 < Uуст (Uуст ? 0,75U1) і пусковий орган видає сигнал на відключення вимикача ВВ1. Повний цикл спрацювання ШАВР при цьому складає 0,06tс. При відключенні головного вимикача ГВ1 потужність Р1змінить направлення і при д12 > дуст (дуст?15°) пусковий орган видає сигнал на відключення вимикача ВВ1. Повний цикл спрацювання ШАВР при цьому складає 0,11tс.

В будь-якому вигляді зовнішнього к.з. в колах напруги 6 (10) кВ (точки К3,К4) ШАВР не працює, оскільки не змінюється направлення потужності Р1. Для керування включення і відключення вимикачів ШАВР використання IGBT-транзистори.

Додатковою зоною захисту ШАВР є короткочасні порушення електропостачання, викликані близькими трифазними к.з. в сусідніх приєднаннях до джерела електропостачання (точкаК2), чи в ланцюгах живлення (точка К5). При таких к.з. змінюється направлення потужності Р1 і час циклу ШАВР складе 0,06tс.

Рис.4.5. Пояснювальна схема АВР підстанції.

ШАВР включає в себе а) швидкодіючі вакуумні вимикачі типу VM-1T, VD-4, Evolis, ВВЭМ, ВБЧЭ, ВБМ та інші; б) мікропроцесорний швидкодіючий пусковий пристрій АВР (МШПП АВР), розміщений в шафах КРУ серій К-104м, К-113, КРУ2-10, КВЭ і т.д., в шафах КСО і других типах комірок РП 6(10) кВ.

ШАВР може включати індукційно-динамічні пристрої прискорення комутаціями вимикачів, якщо не забезпечується потрібний час переключення на резервне живлення.

МШПП АВР являє собою багатоелементний пристрій релейного захисту протиаварійної автоматики і забезпечує двохсторонню дію на відключення вимикачів двох вводів і на включення секційного вимикача резервного живлення.

Логіка ПП (пускового пристрою) АВР забезпечує адаптуєме АВР: в залежності від виду аварії забезпечується випереджуюче АВР (при втратах живлення спричинених неоперативними відключеннями живлячих фідерів), одночасне АВР чи АВР з контролем від блок-контактів (при втратах живлення викликаних к.з. в живлячій лінії).

Мікропроцесорний пусковий пристрій ШАВР вимірює в поточному режимі часу фазні напруги на шинах двох вводів розподільчого пристрою (РП) і фазні струми на вводах РП та перетворює їх в комплексні діючі значення напруги U1 (U2) і струмів І1 (І2) прямої послідовності. Подальша робота пускового органа ШАВР здійснюється за рахунок програмної обробки результатів вимірювань.

Блокуючим сигналом для роботи ШАВР є направлення (не величина) потужності прямої послідовності.

Якщо потужність Р1 (чи Р2) міняє направлення (від навантаження до джерела), а напруга на вводі U1 < Uуст (чи U2 < Uуст), то пусковий пристрій подає сигнал на відключення вимикача першого (другого) вводу і від блок-контактів останнього подає сигнал на включення секційного вимикача. Якщо потужність Р1 (чи Р2) міняє направлення (від навантаження до джерела), а кут д12 (д21) між векторами напруги прямої послідовності на першій U1 (другій U2) і другій U2 (першій U1) задовольняє умову д12 > дуст (д21 > дуст), то пусковий пристрій подає сигнал на відключення першого (другого) ввідного вимикача і від блок-контактів останнього подається сигнал на включення секційного вимикача.

В графічній частині представлена принципіальна схема запропонованого пристрою швидкодіючого АВР. Пристрій містить основний 1і резервний 2 джерела живлення, ввідні вимикачі робочих вводів 3 і 4, секційний вимикач 5, шини підстанції 6 і 7, трьохфазні трансформатори струму 8,9 і напруги 10, 11, 12, 13; мікропроцесорний пусковий пристрій АВР 14, блок-контакти ввідних 15, 16 і секційного вимикача 17, блокуючі сигнали релейного захисту (блоки 18, 19) на керуючі вимикачі, керуючі ключі включення-відключення ввідних і секційних вимикачів 20, 21, 22, пристрій індикації 23. Програмно реалізований блок аналого-цифрових перетворювачів 24 (25) з'єднаний з блоком перетворювачем аналогових сигналів 26 (27) в дискретні діючі значення струмів і напруг. Додатково з блока дискретних сигналів і констант 28 поступають вхідні сигнали реле положення «включено» і «відключено» вимикачів 3 і 4, автоматів ланцюгів вимірювання напруги на секціях 6 і 7, релейного захисту на вводах і секційному вимикачі і сигнал скидання в блок керування 41 пристрою 14. Виходи блока 26 (27) з'єднані з входами блока мінімального струму 29 (30), активною потужністю прямої послідовності 31 (32), блока мінімальної напруги 33 (34) і кута зсуву фаз 35 (36) між джерелом живлення 1 і 2. Виходи блоків 29, 31, 33, 35 (30, 32, 34, 36) з'єднані через логічні блоки «АБО» (37 і 38) і «І» (39, 40) з пристроєм керування 41. В блок керування поступають дискретні сигнали і констант з блока 28, а результати опрацювання сигналів і роботи пристрою відображаються за допомогою блока індикації 23.

Програмне забезпечення мікропроцесорного пускового пристрою дозволяє керувати роботою швидкодіючого АВР у відповідності з закладеним алгоритмом .

Для режимів з малими струмами на вводі на рівні перешкоди, коли робота блока направлення активної потужності не передбачувана, передбачена уставка мінімального струму. Якщо І11 (І21) менший Іуст, то робота швидкодіючого АВР розблокується так само, як при змінах направлення потужності прямої послідовності.

Ввідні 3 і 4, і секційний вимикач 5 розподільчого пристрою забезпечені IGBT-транзистором включення-відключення 20, 21, 22 і можуть бути доповнені індукційно-динамічним пристроєм прискорення, дозволяючим скоротити власний час включення і відключення вимикачів більше ніж в два рази. Індукційно-динамічний пристрій прискорення на базі конденсаторної батареї, розташованої в комірках вимикачів швидкодіючого АВР, запасає енергію в нормальному режимі роботи підстанції і за допомогою пристрою керування 41 по команді швидкодіючого АВР перемикається на котушку відключення (включення) вимикачів, подаючи підвищену напругу на ці котушки. За рахунок індукційно-динамічного пристрою прискорення власний час включення і відключення вимикача скорочується в 2 рази.

При наявності сигналу про напругу, що знімається до вимикача вводу за допомогою блоків 12 і 13 (лист5), пристрій дозволяє забезпечити автоматичне відновлення схеми нормального режиму після відновлення електропостачання від основного джерела.

Швидкодіючий АВР з мікропроцесорним блоком пускового пристрою відрізняється від звичайного АВР тим, що скорочується час циклу АВР, всі двигуни втративши живлення секції залишаються в роботі, синхронні двигуни не втрачають синхронізму, струми включення двигунів, живляться від пошкодженого вводу при спрацьовуванні швидкодіючого АВР не перевищують (2 ч 2,5)Iном на відміну від АВР, коли вони становлять (5 ч 7)Iном.

Запропонований пристрій контролює напругу до ввідних вимикачів, програмним способом забезпечує введення всіх уставок і накладки пристроїв, забезпечує можливість синфазного включення при наявності синхронного рухомого навантаження на секціях розподільного пристрою. Логіка роботи пристрою забезпечує адаптацію швидкодіючого АВР, коли при зникненні живлення дозволяється випереджувальний АВР, а при виникненні короткого замикання в електромережі лінії - одночасне АВР або швидкодіюче АВР з контролем від блок-контактів відключеного вступного вимикача. Логіка роботи пристрою виключає можливість включення резервного джерела на не відключене к.з. і забезпечує високу швидкодію пристрою при зникненні живлення.

ШАВР відрізняється наступним:

1. Можливістю запису і відображення перехідних процесів при будь-якому спрацьовуванні швидкодіючого АВР, що дозволяє виявити будь-які порушення електропостачання.

2. Відсутні зміни параметрів уставок блоків реле пускового пристрою і забезпечується їх збереження в незалежній пам"яті при знятті напруги оперативного живлення.

3. Забезпечується автоматичне відновлення схеми нормального режиму після появи напруги на пошкодженій вводу.

4. Контакти вихідних реле пристрою не замикаються не вірно при подачі і зняття напруги оперативного постійного струму з перервою будь-якої тривалості.

РОЗДІЛ 4

РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ ТРАНСФОРМАТОРІВ ПІДСТАНЦІЇ 110/6 КВ

4.1 Загальна характеристика релейного захисту підстанції 110/6 кВ

При реконструкції підстанції передбачена установка шаф РЗА в існуючому ОПУ ТП 110 / 6 кВ "Дніпровська".

Захист і автоматика силових трансформаторів реалізована в шафах ШЗТ Т1, Т2. В якості основного захисту трансформатора прийнятий диференційний захист на базі мікропроцесорного терміналу МІСОМ Р632, резервний захист МТЗ, ТЗНП, автоматика і сигналізація на базі мікропроцесорного терміналу з вільною логікою МІСОМ Р139. Управління РПН трансформаторів залишається без змін на існуючій панелі. Також в цих шафах реалізований захист автоматики і сигналізації вводів 6 кВ І, ІІ, ІІІ, ІV с.ш. на базі мікропроцесорного терміналу з вільною логікою МІСОМ Р139.

РЗА секційних вимикачів і АВР виконано в шафі ШЗВ СВ-6 кВ на базі мікропроцесорного терміналу з вільною логікою МІСОМ Р139.

Встановлені шафи ШУ1, ШУ2 на яких відображена однолінійна схема ПС з світловою індикацією положення комутаційних апаратів 110 кВ і 6 кВ (ввідні та секційні вимикачі), також встановлені ключі управління вимикачами 110 кВ і 6 кВ.

Передбачений комерційний облік по СВ-110 кВ і вводах 6 кВ І, ІІ, ІІІ, ІV с.ш. Лічильники встановлені в окремій шафі ШУЕ. Запроектована шафа центральної сигналізації з трьома ділянками: сигналізація аварійного відключення вимикача, попереджувальна і несправність.

Кожна подія має своє візуальне відображення на реле SACO160 і кожна група свій звуковий сигнал.

4.2 Вимоги до виконання захисту трансформаторів

Захист силового трансформатора повинен забезпечувати його відключення при міжфазних, виткових к.з., замиканнях на землю, а також подавати сигнал про ненормальний режим роботи трансформатора (перенавантаження, підвищення температури масла та тому подібне).

Види захисту, який встановлюється на трансформаторі, визначаються його потужністю, призначенням, місцем встановлення та другими вимогами до режиму експлуатації.

Захист трансформаторів ГПП. Види захисту трансформаторів: диференційний поздовжній, від внутрішніх пошкоджень, понадструмів, від перенавантаження.

Диференційний поздовжній захист побудований на принципі порівняння струмів на початку та кінці захищаємої ділянки, наприклад на початку та в кінці обмоток силового трансформатора, генератора або двигуна. Так ділянка від трансформатора струму, встановленого на вході в трансформатор, (високій стороні) до трансформатора струму встановленого на виході з трансформатора (низькій стороні) називається захищаємою зоною. Якщо характеристики трансформаторів струму будуть однаковими, то в нормальному режимі роботи, а також при зовнішньому короткому замиканні (точка К1) за трансформатором струму у вторинних обмотках трансформаторів струму будуть однаковими, їх різниця рівна 0, тому струм по обмоткам струмового реле Т та проміжного реле П протікати не буде. Захист при таких умовах працювати не буде.

При струмах короткого замикання в захищаємій зоні (точка К2) по обмоткам реле Т (КА) протікає струм. Якщо величина струму буде дорівнювати струму спрацювання реле або більше, то реле струму спрацює. За допомогою проміжного реле виконає двостороннє відключення пошкодженої ділянки. Таким чином, повздовжній диференційний захист діє при міжфазних та міжвиткових коротких замиканнях.

Диференційний захист надійний, високочутливий, швидкодійний, так як по умовам селективності не потребує витримки часу. Недоліком диференційного захисту є те, що він не забезпечує захисту при зовнішніх коротких замиканнях та може давати помилкове спрацювання при обриві в з'єднувальних проводах вторинного кола. Умовою надійної роботи диференційного захисту є відлагодження струму небалансу, який виникає через деякі відмінності в характеристиках трансформаторів струму.

При встановленні диференційного захисту на трансформаторах струму необхідно враховувати наступне: первинні та вторинні обмотки силових трансформаторів мають різні схеми з'єднань: (Y /?, ? / Y та інші) , тому їх струми мають зсув по фазі. Для його компенсації вторинні обмотки трансформаторів струму повинні мати схему з'єднання зворотної схемі з'єднання захищаємого силового трансформатора.

Захист від внутрішніх пошкоджень в трансформаторах здійснюється газовим реле ГПЗ - 22.

Пошкодження в середині трансформатора, які викликаються витковими та міжвитковими замиканнями, супроводжуються виділенням газу та зниженням рівня масла. При всіх видах пошкоджень гази, які утворились внаслідок розкладання масла та ізоляції проводів, проходять через корпус реле. Реле встановлюється на трубопроводі, який з'єднує бак трансформатора з розширювачем. При проходження газів через корпус реле вони витісняють масло з камери реле в розширювач. Верхній поплавок опускається та замикає контакти, які замикають коло сигналізації. При бурхливому протікання масла через реле нижній поплавок опускається та замикає контакти, які подають сигнал на відключення трансформатора.

4.3 Розрахунок захисту трансформаторів на базі мікропроцесорних пристроїв

Розрахунок диференційного захисту трансформатора потужністю 16000 кВА починаємо з визначення струмів трьохфазного к.з. при максимальному та мінімальному режимах живлячої системи для точок К1 та К2 за наступними даними:

Хс.мах= 15 Ом; Хс.міn= 36 Ом; Uк.мах = 11 %; Uк.міn = 9,5 %; Uк.с = 10,5 %.

Для точки К2 визначаємо:

Хтр.мін=, (4.1)

Ом,

, (4.2)

Ом,

, (4.3)

А,

, (4.4)

А,

, (4.5)

А,

, (4.6)

А.

Визначаємо середні значення первинних та вторинних номінальних струмів для всіх сторін трансформатора який захищаємо (табл.4.1).

Таблиця 4.1

Струми навантаження силових трансформаторів

Найменування величини	Числове значення для сторони
	115 кВ	6,3 кВ
Первинний номінальний струм трансформатора, А
Коефіцієнт трансформації трансформаторів струму, nт	100/5	1500/5
Схема з'єднання обмоток трансформаторів струму	?	Y
Вторинний струм в плечах захисту, А

Вибираємо місце встановлення гальмівної обмотки обох реле МІСОМ Р632 (фаз А,С): плече сторони НН (рис.4.3).

Рис.4.3. Пояснювальна схема диференційного захисту.

Визначаємо первинний струм небалансу без урахування складової ІІнб:

Інб=(Капер•Кодн•е +0,16)?Іік мах вн, (4.7)

Інб=(1,1•0,1+0,16)•895=233 А,

де Капер=1 - коефіцієнт враховуючий перехідний режим; Кодн=1 - коефіцієнт однотипності, е = 0,1 - відносне значення струму намагнічування.

Струм спрацювання захисту вибираємо тільки з умови відлагодження від стрибка струму намагнічування:

Іc.з. ? Кн•Іном.тр, (4.8)

де Кн - коефіцієнт відлагодження умов захисту від стрибків струму намагнічування. Кн =2,1 - 3,7; найбільше 1,5, найменше - 1,0.

Уточнене значення Кн визначається в наступному порядку: визначаємо індуктивний опір обмотки трансформатора при повному насичуванні його магнітопроводу, Ом. Попередньо значення цього опору у в.о. або відсотках визначається по емпіричному виразу для трансформаторів з напругою 110 кВ, потужністю від 6,3 до 63 МВА.

в = 12,7• Uк/1,35, (4.8)

де Uк - напруга у в.о. або відсотках з паспорту трансформатора, Uк=10,5 %,

Визначаємо значення в в іменованих одиницях (ом):

(4.9)

Ом.

При х1с=15 Ом отримуємо

хк=15+1,15•143=180 Ом.

Значення

;

Значення

Кн=2,1-3,7•0,22=1,29.

Номінальний струм трансформатора =81 А (на стороні ВН)

Струм спрацювання диференційного захисту за умовою І c.з. ? 1,29•81=105 А

Визначення кількості витків обмотки:

Знаходимо струм спрацювання реле для неосновної сторони

А,

де Іс.з.не осн. - струм спрацювання захисту; nт.не осн. - коефіцієнт трансформації трансформаторів струму; Кісх.не осн. - коефіцієнт схеми для трансформаторів струму на не основній стороні.

Число витків обмотки НТС реле, яке підключається для трансформаторів струму не основної сторони

,

щне осн. =11 (найближче ціле число).

Знаходимо струм спрацювання реле для основної сторони

А,

,

щосн. =16 (найближче ціле число).

Складова, обумовлена неточністю установки розрахунків кількості витків зрівнювальної обмотки.

А.

Визначаємо струм небалансу диференційного захисту з урахуванням І"'нб

Інб=233+14=247 А.

Перевірка:

4,89•16=78,24?7,01•11=77,11.

Розрахунки зведено до табл.4.2.

Таблиця 4.2

Розрахунок диференційного захисту

№ п/п	Позначення величини та розрахункового виразу	Числове значення
1		9,1 А
2		10,98 вит.
3	щне осн. (найближче ціле число)	11вит.
4	Іс.з. осн. (сторона нн)	1610 А
5		15,76 вит.
6	щосн. (найближче ціле число)	16 вит.
7	І"'нб	14 А
8	Інб з урахуванням І"'нб	247 А
9	Остаточно прийнята кількість витків: щосн.= щур І (сторона НН) щне осн.= щур ІІ (сторона ВН)	16 вит. 11 вит. Схема включення - рис.4.3.
10	Перевірка	4,89•16?7,01•11

Визначаємо кількість витків гальмівної обмотки яка необхідна для забезпечення бездіяльності захисту при зовнішньому трифазному к.з.

щт= Кн• Інб•( Uн міn вн/ Uном нн)• щосн.розр./(3600•0,75)=

=1,29•247•(96,6/6,3)•15,76/(3600•0,75)=23,5витків.

Визначаємо коефіцієнт чутливості захисту при к.з. за трансформатором в зоні дії захисту, коли струм пошкодження проходить тільки через трансформатори струму сторони 110 кВ і гальмування відсутнє.

Для схеми з'єднання обмоток трансформатора струму в трикутник розрахунковий струм в реле

Ірозр.мін=1,5=37,5 А.

При проходженні струму КЗ по стороні ВН струм спрацювання

Іс.р. ==2,7 А.

Коефіцієнт чутливості

Кч ==13,8>2.

Диференційний захист силового трансформатора виконаний на базі пристрою мікропроцесорного пристрою МІСОМ Р632.

Рис.4.4. Розрахунок уставок максимального струмового захисту лінії 6 кВ.

Вибираємо параметри спрацювання захисту вводу трансформатора, який живить декілька фідерів 6 кВ.

Струм навантаження непошкоджених елементів становить Ін= 300А.

Струм спрацювання захисту становить Іс.з.= 2500А.

Ік= Іс.з.- Ін=2500-300=2200 А.

Характеристика захисту вводу трансформатора - незалежна. В лініях струм спрацювання 300 А, характеристика нормальна, коефіцієнт К=0,1.

Для побудови часо-струмової характеристики захисту лінії 6 кВ визначаємо:

t=,

де в=0,14 - постійний коефіцієнт для нормальної характеристики;

t==0,35 с.

Характеристика 1' (рис.4.4. б) враховує струм навантаження.

При заданому струмі спрацювання захисту (2) вводу трансформатора який дорівнює 2500 А, визначаємо: tс.з.2 =tс.з.1+?t=0,35+0,3=0,65,

де tс.з.1==0,35; ?t - ступінь селективності - 0,3 с.

Характеристика МСЗ лінії 6 кВ, яка виконана на базі мікропроцесорного пристрою МІСОМ Р123 забезпечує необхідну селективність з захистом вводу трансформатора, який виконаний на базі мікропроцесорного пристрою МІСОМ Р139.

Розрахунок уставок захисту.

Розрахуємо уставки захисту для лінії 6 кВ до РП-1 №1

ТС-300/5 А, Імакс = 216 А.

Визначимо струм спрацювання захисту в нормальному режимі:

де Кн - коефіцієнт надійності, дорівнює 1,2 для мікропроцесорного захисту; Кс.з. - коефіцієнт самозапуску навантаження, дорівнює 1,0; Кз - коефіцієнт звороту реле, дорівнює 0,95 для МІСОМ 123.

Визначимо струм спрацювання реле:

де Кс.х. - коефіцієнт схеми, дорівнює 1,0; Ктс - коефіцієнт трансформації ТС 300/5 = 60.

Приймаємо Іс.р. = 5 А, тоді Іс.з. = 5х60 = 300 А.

Витримку часу характеристики реле відстроюємо від швидкодіючих захистів елементів приєднаних до секції шин 6 кВ.

?t = ?tр + tвимк.в + tі.п + tзап = 0,05 + 0,15 + 0,05 + 0,05 - 0,3 с,

де ?tр - похибка реле струму захисту; tвимк.в - час вимкнення вимикача; tі.п - інерційна похибка; tзап - час запасу.

Приймаємо t = 0,3 с.

4.4 Мікропроцесорний пристрій захисту типу МІСОМ Р123

Реле максимального струму серії MiCOM P120 є універсальними реле компанії AREVA T&D. Реле типу MiCOM P123 призначені для керування, захисту та моніторингу електроустановок промислових споживачів, розподільної мережі і підстанцій, а також для використання як резервних захистів для мереж високої і надвисокої напруги. MiCOM P123 є повністю цифровим реле призначеним для виконання функцій захисту і управління.

На звороті реле MiCOM P123 має аналогові входи для підключення струмів трьох фаз і струму захисту від замикання на землю при використанні ТС з номінальним струмом 1 А або 5 А (4 входи 1А і 4 входи 5А), тобто одне і те ж реле може бути підключене до ТС з різними коефіцієнтами трансформації, наприклад, 5А для захисту від міжфазних замикань і 1А для захисту від з.з.

Реле серії MiCOM можуть живитися від джерела змінного або постійного оперативного струму (три діапазону робочої напруги живлення). Короткочасні перерви живлення (<50 мс) не призводять до порушень режиму роботи реле.

Передня панель реле надає користувачеві можливість навігації по меню реле для отримання доступу даних, записаним в реле, зміни уставок, читання вимірювань і т.п. Вісім світлодіодних індикаторів на передній панелі реле надають можливість простим і наочним способом інформувати оперативний персонал про роботу реле. Спрацювання сигналізації, крім цього, виводяться на рідкокристалічний дисплей зі зворотним підсвічуванням. Для читання повідомлень сигналізації не потрібне введення пароля. Змін уставок і скидання записів можливий лише з використанням пароля.

Реле MiCOM P123 безупинно вимірює струми по всіх фазах і струм замикання на землю, в розрахунок приймається середньоквадратичне із значень з струмів до 10 гармоніки (для 50 Гц).

Реле MiCOM P123 мають із зворотного боку клеми для підключення стандартного порту RS485. Протокол зв'язку з даного порту вказується при замовленні реле. Реле підтримує зв'язок по протоколах MODBUS RTU, Courier, IEC 60870-5-103 або DNP3. Вся збережена в реле інформація (вимірювання, повідомлення сигналізації, параметри настройки) може бути прочитана і змінена при використанні каналу зв'язку.

Читання і редагування цих даних може бути також виконана за місцем установки реле при підключенні ПК з встановленим програмним продуктом MiCOM S1 відділення з автоматики та інформаційних систем AREVA T & D. Реле MiCOM P123 можуть бути інтегровані в систему управління об'єктом (наприклад, MiCOM S10) з використанням зв'язку по RS485.

Всі наявні в реле дані можуть бути використані для контролю і управління об'єктом як на самому об'єкті так у віддаленому диспетчерському пункті.

Реле серії MiCOM P12x надають користувачеві можливість гнучкої адаптації для різних випадків застосування. Наявність додаткових можливостей (управління, вимірювання, осцилографування і т.п.) підвищує економічну доцільність використання реле. Основні функції захисту наведені в табл.4.3.

Таблиця 4.3

Характеристика мікропроцесорного пристрою захисту MiCOM P123

Функції	Код ANSI	MiCOM P123
Однофазна МТЗ (3 ступені)	50/51 або 50N/51N
Трифазна МСЗ (3 ступені)	50/51	Х
Захист від замикань на землю	50N/51N	Х
Захист від замикань на землю з гальмуванням (диференційна схема)	64N	Х
Захист від перевантаження	49	Х
Захист мінімального струму	37	Х
МСЗ по струму зворотної послідовності	46	Х
Виявлення обриву проводу		Х
Пуск-накид (зміна струму спрацьовування МТЗ при включенні)		Х
Миттєвий / пусковий контакт		Х
Підтримка вихідних реле	86	Х
Групи уставок		2
Виявлення відмови вимикача (УРОВ)	50BF	Х
Контроль справності ланцюга відключення		Х
Контроль ресурсу і керування вимикачем		Х
Логіка блокування		Х
Логічна схема селективності		Х
Багаторазове АПВ	79	Х
Програмна зміна чергування фаз		Х
Виміри (Ефективні значення)		Х
Запам'ятовування максимальних значень		Х
Записи подій		Х
Записи параметрів при ушкодженнях		Х
Записи перехідних процесів		Х
Порт зв'язку на лицьовій панелі RS 232		Х
Порт зв'язку RS 485		Х

РОЗДІЛ 5

АВТОМАТИЧНЕ РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ НА ПІДСТАНЦІЇ.

5.1 Положення про роботу регулятора

Для підтримки необхідної напруги у споживачів та збільшення пропускної здатності існуючих ліній, застосовуємо пристрій регулювання напруги за допомогою, якого повністю або частково компенсуємо втрати напруги в ланках електричної мережі. Разом з тим регулюючий пристрій дає можливість автоматично міняти рівні напруги в окремих точках електричної мережі при змінні навантаження.

На підстанції 110/6 кВ "Дніпровська" на трансформаторах застосовуємо РПН з пристроями ПУРС - 4. Цей перемикаючий пристрій забезпечує регулювання під навантаженням напруги силових трансформаторів.

Регулювання здійснюється за допомогою зміни коефіцієнта трансформації за способом перемикання відгалуженої трансформаторної обмотки. ПУРС - 4 з індеректним комутуванням, тобто процес "вибір" відокремлений по часу і місцю від процесу «перемикання під навантаженням». Безструмовий вибір бажаємого відгалуження здійснюється за допомогою вибірника. На кожну фазу він має по два ряди нерухомих контактів. До першого ряду приєднуються непарні відгалуження від трансформаторної обмотки, а до другого - парні відгалуження. З кожним рядом нерухомих контактів працює і один рухомий контакт. Рухомі контакти для непарних і парних відгалужень здійснюють постійний круговий рух так, як при протіканні струму через парні контакти, непарні вільні і можуть вибрати без струму сусіднє непарне відгалуження.

Якщо струмоведучими являються непарні контакти, безструмовий вибір сусідніх відгалужень здійснюється вільними парними контактами. Після завершення процесу "вибір" контактор за короткий проміжок часу перекидає навантаження на обрану ступінь. Контактор складається так, що за час перемикання не припиняється струм до навантаження, а також не з'єднуються відгалуження від комутуючої ступені трансформаторної обмотки. Це здійснюється за допомогою допоміжних контактів, які на долі секунди вмикають активний опір. Швидкий процес перемикання дає змогу використовувати опір з невеликим об'ємом.

Подвоєння діапазону регулювання досягається за допомогою предвибірника, який виконується, як реверс. В першому випадку двохкратне використання контактів вибірника і відгалуженої трансформаторної обмотки досягається перемиканням відгалуження регульованої обмотки, що при першому проходженні контактів в вибірнику електрорушійна сила (ЕРС) регульованої обмотки складається з (ЕРС) основної обмотки, а при другому проходженні відіймається. При використанні предвибірника вмикається і вимикається ступінь трансформаторної обмотки.

На графічній частині проекту зображена принципова електро-кінематична схема ПУ з реверсом. ПУ зображено працюючим на другому ступені. Для перемикання з другого ступеня на третій ступень моторний привод повертає горизонтальний вал (1) на 33 обороти. За допомогою червячної передачі (2) з переводним відношенням 33/1 рух передається вертикальному ізоляційному валу (4), а через циліндричні зубчаті колеса (5) з переводним відношенням 2/1 передається вверх до контактора та вниз до вибірника. Подвійний диск з роликами (б) та шестерні (7) приводять послідовно до руху два вала (8) вибірника. До них приєднані рухомі контакти (9) та (10) вибірника.

У вказаному положенні рухомі контакти для непарних відгалужень (10) не навантажені і вони безструмово переміщаються з першої на третю ступінь. Струм навантаження протікає через рухомі контакти парних відгалужень (9), які залишаються нерухомими.

Контактор отримує рух від тягової передачі (З). Поки триває процес вибору, контактор готується до перемикання при цьому акумулює енергію в перемикаючій пружині. По закінченню вибору (забезпечується резервний хід), контактор миттєво перекидає навантаження з контактів (32) на контакти (31), тобто з другої на третю ступінь.

За час перемикання струм навантаження протікає через опори R1 та R2 (величина R1=R2). Витки регулюючої обмотки між відгалуженнями 2 і 3 на частину часу перемикання (час моста) з'єднуються через опори R=R1-R2. Величина опорів обрана так, щоб циркуляційний струм не перевищував допустимого значення.

Якщо після перемикання на третю ступінь необхідно знову повернутися на другу ступінь, достатньо переключити контактор з положення 31 в положення 32. При цьому вибірник не повинен здійснювати ніякого руху контактів, так як рухомі контакти для парних відгалужень не залишали нерухомі контакти. Це досягається завдяки вільному ходу між більшим зубчатим колесом (5) та валом подвійного диска (6). Привод в рух здійснюється при кожній зміні направлення регулювання. На графічній схемі з одною регулюючою обмоткою, яка має п-1 ступень сполучається (2п+1) ступенів регулювання при двохкратному використанні обмотки за допомогою реверса. З положення І і до положення ІІ працюючі витки регулюючої обмотки ввімкнені згідно з витками основної обмотки. В положення -К- струм проходить тільки через основну обмотку і регулююча обмотка може бути переключена безструмово реверсом. Таким чином, при другому проходженні нерухомих контактів витки обмотки регулювання з'єднанні зустрічне з витками основної обмотки.

Повний цикл перемикання зі ступені на ступень проходить за один оберт головного вертикального валу.

Електрична схема перемикаючого пристрою РПН показана на графічній частині. В нормальному робочому положенні, для прикладу - на ступені II контакти К1 та К2 контактора розімкнуті. Таким чином, опір резистора R2, зашунтованого і струм навантаження Іп проходить через вибірник ПІ непарних ступенів, який без струму знаходиться в режимі чекання команди від приводного механізму на вибір ступені І або III. Якщо потрібно перейти на ступень III, привод працює на для обертання в сторону збільшення номера ступені, на ступінь І - в іншу сторону. В перший момент роботи приводного механізму вибірник ПІ переходить на ступінь 111(6) потім вступає в роботу контактор: розмикається контакт К4 і струм навантаження проходить через резистор R2. Потім замикаються контакти К2, утворюється міст і струм навантаження проходить через резистори R1 та R2. Крім того, в контурі утворюється циркулюючий струм. Потім розмикається контакт К3 і струм навантаження йде через резистор R1. Далі замикається контакт К1, шунтується резистор R1 і на цьому закінчується цикл перемикань - трансформатор працює на III ступені напруги. Контактор перемикається потужними пружинами практично миттєво.

Перемикаючий пристрій, як основна частина трансформатора, захищається загальними приладами: газовим реле, диференційним захистом, вентильними розрядниками.

Для захисту контактора передбачається захисне реле спеціального призначення типа RS - 1000.

В даному перемикачі РС-4 застосовуються резистори замість реакторів струмообмежувальних. Основна перевага пристрою РПН з резисторами полягає в тому, що цей пристрій комплектний - поєднаний з портативним контактором; контактор, вибірник та предвибірник утворюють одну збірну одиницю, що робить простіше встановлення пристрою в баку трансформатора.

5.2. Конструкція та експлуатаційна надійність регулятора

Експлуатаційна надійність регулятора характеризується наступними факторами:

висока електрична міцність ізоляції короткочасними перемиканнями в контакторі;

висока електрична міцність відкритої розривної ділянки контакторів;

висока розривна потужність і надійність точними перетворення і резервуванням акумуляторної батареї;

мале зношення спеціальними шарнірами струму без багатожильного гнучкого мідного проводу;

висока механічна стійкість вибірників компактними ізоляційними стержнями та колихаючими валами і контактами перемикання;

шариковий підшипник кроку перемикання з прохідними провідниками електричного струму вибірника - бака контактора;

оптимальна конструкція контактів для утворення щільності струму, механічної функції, охолодження і стійкості при коротких замиканнях;

єдина конструкція предвибірника з мінімальними радіальними розмірами;

спеціальна вільна від часткових розрядів техніка приєднання підвода котушок для мінімальної витрати часу при монтажі;

оптимальна свобода для підвода котушок до вибірника концентричним підводом вала контактних кілець;

оптимальна маслощильність бака контактора додатковим вторинним ущільненням.

Конструкція регулятора характеризується наступними особливостями:

- контактор та омічний опір перемикання в стандартному виконані для всіх струмів і ізоляційних напруг компактно розміщених в маслощільному ізоляційному баку;

- захисна мембрана з великою поверхнею для зменшення тиску при недопустимих градаціях перевантаження;

- змінні подвійні ущільнення з високоякісних спеціальних гумових сумішей в баку контактора;

- вибірник з належним підшипником кроку перемикання (система з'єднання зіркою ) з мінімальними розмірами оптимізованими металічними електродами;

- спеціальна послідовність ступінчатих контактів на початку вибірника забезпечує мінімальне навантаження ізоляції.

Строк служби перемикаючих пристроїв погоджений на закінчення 30 робочих років трансформатора.

В період цього часу необхідні мінімальні затрати на технічне обслуговування. До цього відносяться такі заходи:

- заміна масла в баку контактора кожні 50000 перемикань або кожних 4 робочих років;

- заміна контактів контакторів після більш ніж 100000 перемикань;

- перемикання для очистки контактів вибірника раз на рік на випадок, що діапазон регулювання не вмикається багаторазово на рік.

Таблиця 5.1

Головні технічні характеристики регуляторів напруги

Тип, та характеристики	РС-4 315	РС-4 630	РС-4 1250	РА-4 1250	РА-4 1600	РА-4 2500	РД-4 630	РД-4 1250
Схема	У	V	У	I	I	I	А	А
Число фаз	3	3	3	1	1	1	3	3
Ном. струм /А	315	630	1250	1250	1600	2500	630	1250
Напруга ступенів /кВ	4	4	3	3	3	3	4	3
Струм КЗ /кА 2с- терміч.	6,4	10	15	15	25	25	10	15
Амплідудне значення /кА	16	25	37,5	37,5	62,5	62,5	25	37,5
Число ступенів	9; 11; 13 та ± 9, ± 11, ± ІЗ з предвибірником
Ном. частота	50 Гц та 90 Гц
Серійна напруга /кВ	35	110	150	220	35
Ізоляційна напруга відн.зем.	41	123	170	245	41
Випроб.напр.50Гц відн.зем	95	230	325	460	100
Випроб.напр. 1,2/50 відн. зем.	250	550	750	1050	230
Строк служби контактів	100.......300000 перемикань
Механічний строк служби	500 000 перемикань
Техніка захисту	мембрана, мембранний вимикач, контр. Реле
Температура експлуатації	(- 60°С до + 100°С)
Температура сушки	105°С - вакуумна; 125°С - пароподібної пари
Маса без масла	від 450 до 600 кг в залежності від габаритів
Моторний привод	Тип ЕМ 1

Моторний привод працює без технічного обслуговування при передбачуваному збережені ущільнення в корпусі. Рекомендується провести заміну масла у однофазних перемикаючих пристроях в баку контактора, інтервалами трьох років.

Таблиця 5.2

Номенклатуру типів перемикачів

Тип ном. струм А	Серійна напруга, контактор	Типорозмір, вибірник	Вид перемикання	Число положень '0'	Число ступенів G i W
315	35,110,150, 220	А1,А1,А2 або В2,В2,ВЗ	х,х,х	10; 12; 14	19; 23; 27
630	35,110,150, 220	А1,А1,А2 або В2.В2.ВЗ	х,х,х	10; 12; 14	19; 23; 27
1250	35,110,150, 220	А1,А1,А2 або В2,В2,ВЗ	х,х,х	10; 12; 14	19; 23; 27
1600	35,110,150, 220	А1,А1,А2 або В2,В2,ВЗ	х,х,х	10; 12; 14	19; 23; 27
2500	35,110,150, 220	А1,А1,А2 або В2,В2,ВЗ	х.х.х	10; 12; 14	19; 23; 27

Приклад типів: РД-4-1250- 35/А 1- W 19 трикутний перемикаючий пристрій; РС-4-1250-150/В 3-W 19 перемикаючий пристрій iз з'єднанням в зірку регулюючої обмотки; РА-4-1600 - 220/В 3 - W 19 однофазний перемикаючий пристрій.

5.3. Режим роботи РПН

Аналіз режиму роботи регулятора напруги типу РПН, вибір регульованих надбавок напруги силових трансформаторів та визначення допустимої втрати напруги в лініях електропередачі виконуються для двох споживчих ТП-10/0,4кВ - найближчої (ТП в точці 2) і віддаленої (ТП в точці 6) та для двох режимів навантаження - максимального (100%) і мінімального (25%).

Визначаючим для розрахунку допустимих витрат напруги є допустиме відхилення напруги у споживачів, тобто в лініях можна втратити таку величину напруги, при котрій фактичне відхилення напруги у споживачів не виходить за межі допустимого (+5%). Вихідною умовою для розрахунку Uдоп є відхилення напруги в будь-якій точці мережі. В даній роботі - це шини 110 кВ ГПП (точка 1). При розрахунку Uдоп одночасно здійснюється вибір регульованих надбавок у трансформаторів.

На кожній споживчій ТП розглядається два різно-віддалених споживачі. В режимі максимальних навантажень (100%) розглядається віддалений споживач (точки 8,10) на зниження напруги. Якщо у цього споживача, підключеного до шин ТП через лінію 0,38 кВ, зниження напруги при максимальному навантаженні (коли втрати напруги у всіх елементах мережі максимальні) не перевищує, або рівне допустимому (-5%), то у ближчих до ТП споживачів, або при навантаженнях, менших від максимального, більшого зниження напруги не буде.

Аналогічно, в режимі мінімального навантажень (25%) розглядається найближчий до ТП споживач (точки 7,9) на підвищення напруги. Якщо у цього споживача, підключеного до шин 0,4 кВ ТП при мінімальному навантаженні ( коли втрати напруги у всіх елементів мережі зменшуються прямо пропорційно навантаженню ) підвищення напруги не перевищує допустимого значення (+5%), то у більш віддалених споживачів, або при більшому від мінімального навантаженні більшого підвищення напруги не буде.

Спочатку розглядається можливість застосування на ПС силового трансформатора без регулятора напруги РПН (регульована надбавка дорівнює нулю ). Записавши в рядок “Шини 110 кВ ПС” задане відхилення напруги в режимах максимального і мінімального навантаження та підсумувавши ( з урахуванням знаку) зміни напруги в трансформаторі 35/10 кВ, одержимо відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП (в точці 2 мережі) в обох режимах навантаження.

Розрахунки можна починати як для найближчої, так і для найвіддаленішої ТП з попереднього підбору регульованої надбавки трансформатора 6/0,4 кВ (межі 22,5%) при мінімальному навантаженні.

Для найближчої ТП регульована надбавка одне невідоме і вона підбирається такою, щоб відхилення напруги у найближчого споживача не перевищувало +5%. Оскільки на трансформаторах 6/0,4 кВ. Застосовують регулятори напруги типу ПБЗ (перемикач без збудження), ця надбавка переноситься в режим максимального навантаження. В цьому режимі навантаження 100 %, підсумувавши всі відхилення напруги (з урахуванням знаку), визначається допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ виходячи з того, що відхилення напруги у найвіддаленішого споживача ( в точці 8 ) приймається граничним ( -5% ).

Якщо допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ не перевищує 10%, то розрахунок для найближчої ТП на цьому закінчується. В протилежному випадку регульована надбавка на трансформаторі 6/0,4 кВ зменшується, тому що при допустимій втраті напруги в лінії 0,38 кВ більше 10% буде мати місце підвищення напруги над допустимої межі у найближчого споживача (в точці 7).

Для віддаленої ТП (точка 6) розрахунки виконуються аналогічно. Прийнявши, що в лінії 6 кВ в режимі мінімального навантаження втрати напруги складають -1..-2% , підбирають регульовану надбавку на трансформаторі 10/0,4кВ і, перенісши її в режим максимального навантаження, визначають сумарну допустиму втрату напруги в лініях 6 і 0,38 кВ. Якщо ця допустима втрата напруги складає не менше 11..12%, то вважають, що на ПС можна обійтись без регулятора напруги РПН і сумарну допустиму втрату напруги розподіляють між лініями 6 і 0,38 кВ (приблизно порівну).

Якщо сумарна допустима втрата напруги в лініях 6 і 0,38 кВ не перевищують 10%, то для забезпечення нормованого відхилення напруги у споживачів на районній підстанції необхідно встановити трансформатор з ПС. Найбільш прийнятний режим роботи РПН в міських електричних мережах - режим зустрічного регулювання, коли з ростом навантаження для компенсації зростаючих втрат напруги в мережі РПН підвищує напругу на шинах 6 кВ РПН, а при зменшенні навантаження, коли прямо пропорційно зменшуються і втрати напруги регулятор РПН знижує напругу на шинах 6 кВ РПН.

Зниження напруги на шинах 6 кВ РПН при мінімальному навантаженні дозволяє встановити на споживчих ТП більш високі позитивні регульовані надбавки і цим самим збільшувати допустиму втрату напруги в лініях при максимальному навантаженні.

При виборі регульованої надбавки РПН на трансформаторі 110/6 кВ керуються вказаними ПУЕ і нормами технологічного проектування сільських електричних мереж, згідно яких на ПС необхідно застосовувати зустрічне регулювання і підтримувати на шинах 6 кВ відхилення напруги в межах +5% при максимальному навантаженні і 0% - при мінімальному .

В практичних розрахунках при виборі надбавок регулятора РПН зручно використовувати уже одержані дані по відхиленню напруги на шинах 6 кВ ПС для випадку без РПН і підібрати такі регульовані надбавки РПН для режимів максимальних та мінімальних навантажень, щоб на шинах 6 кВ одержати відхилення напруги, близькі до потрібних. При цьому можуть бути використані регулятори РПН з межами регулювання 61,5% 61,67% 91,67%. Наприклад, виходячи із заданого відхилення напруги на шинах 110кВ (в точці 1) на шинах 6 кВ (в точці 2) одержали відхилення напруги =0,7% ; =+2,8%. Для того, щоб в режимі максимального навантаження на шинах 10 кВ одержати відхилення напруги +5%, необхідно регулятором РПН добавити +4,3% напруги. При застосуванні регулятора з межами регулювання 61,5% необхідно взяти три ступені по +1.5% (+31,5%=+4,5%) і одержимо на шинах 6 кВ (в точці 2) =+5,2% (близько до потрібного відхилення +5%). Аналогічно в режимі мінімального навантаження прийнявши дві ступені по -1,5% (-21,5=-3%) одержимо на шинах 6 кВ (в точці 2) =+0,2% (близько до нуля).

Після вибору регульованих надбавок регулятора РПН подальші розрахунки проводяться в такому ж порядку, як і для випадку без РПН.

Якщо допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ не перевищує 10%, то розрахунок для найближчої ТП на цьому закінчується. В противному випадку визначають сумарну допустиму втрату напруги в лініях 6 і 0,38 кВ. Якщо ця допустима втрата напруги складає не менше 11...12% то вважають, що на ПС можна обійтись без регулятора напруги РПН і сумарну допустиму втрату напруги розподіляють між лініями 6 і 0,38 кВ (приблизно порівну).

Якщо сумарна допустима втрата напруги в лініях 6 і 0,38 кВ не перевищують 10%, то для забезпечення нормованого відхилення напруги у споживачів на районній підстанції необхідно встановити трансформатор з РПН. Найбільш прийнятний режим роботи РПН в розподільчих електричних мережах - режим зустрічного регулювання, коли з ростом навантаження для компенсації зростаючих втрат напруги в мережі РПН підвищує напругу на шинах 6 кВ РПН, а при зменшенні навантаження, коли прямо пропорційно зменшуються і втрати напруги регулятор РПН знижує напругу на шинах 6 кВ ПС.

Зниження напруги на шинах 6 кВ ПС при мінімальному навантаженні дозволяє встановити на споживчих ТП більш високі позитивні регульовані надбавки і цим самим збільшувати допустиму втрату напруги в лініях при максимальному навантаженні.

Як показують результати розрахунку в табл.5.3, без наявності регулятора РПН на підстанції 110/6 кВ забезпечити нормоване відхилення напруги (±5%) у споживачів та забезпечити допустиму втрату напруги в лініях 6 і 0,38 кВ неможливо.

Таблиця 5.3

Визначення допустимої втрати напруги в лініях 10 кВ і 0,38 кВ та вибору надбавок у трансформаторів.

Елемент мережі	Найближча ТП	Найвіддаленіша ТП
	Навантаження	Навантаження
	100%	25%	100%	25%
	без РПН	з РПН	без РПН	з РПН	без РПН	з РПН	без РПН	з РПН
Шини 110кВ ГПП	-3		+2	+2		-3	+2
ГПП 110/10 кВ	пост. надб.	+5		+5	+5		+5	+5
	рег. надб.	0		0	-6		+7,5	0
	втрати	-4		-1	-1		-4	-1
Шини 6кВ ГПП	-2		+6	0		+5,5	+6
Лінія 6 кВ	0	0	0	0	-2,5	-6	-2	-2
ТП 6/0,4кВ	пост. надб.	+5	+5<...

Подобные документы

• Електропостачання населеного пункту з корівником на 600 голів на базі підстанції 35-10/0.4 кВ

  Підрахунок електричних навантажень у населеному пункті: визначення допустимої втрати напруги; вибір трансформаторної підстанції; електричний розрахунок і вибір проводів при сумарних наведених економічних затратах; заземлення трансформаторної підстанції.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 25.02.2012
  

• Розробка живлячої мережі машинобудівного заводу

  Розробка раціонального варіанту електропостачання споживачів підстанції з дотриманням вимог ГОСТ до надійності і якості електроенергії, що відпускається споживачам. Розробка електричної схеми і компоновка підстанції, вибір основного устаткування.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.05.2009
  

• Вдосконалення електричної схеми підстанції

  Аналіз трансформаторної підстанції і її мереж на РТП 35/10 "Ломоватка", існуючих електричних навантажень. Електричні навантаження споживачів, приєднаних до існуючих мереж 10 кВ. Розрахунок необхідної потужності та вибір трансформаторів на підстанції.
  
  курсовая работа [348,1 K], добавлен 20.03.2012
  

• Розвиток електричної мережі ВАТ "Львівобленерго"

  Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми. Характеристика підстанції "Добромиль-14". Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів підстанції. Розрахунок режимів роботи електричної мережі. Коротка характеристика комплексу "DAKAR".
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 23.03.2010
  

• Проектування трансформаторної підстанції механічного цеху

  Характеристика споживачів силової трансформаторної підстанції. Розрахунок і вибір компенсуючих пристроїв, вимірювальних трансформаторів, автоматичних високовольтних вимикачів, струмопроводів. Розрахунок струму короткого замикання і захисного заземлення.
  
  курсовая работа [103,1 K], добавлен 08.10.2014
  

• Проектування підстанції та вибір обладнання

  Проектування підстанції ПС3, напругою 110/10 кВ. Обгрунтування вибору схеми електричних з’єднань з вищої та нижчої сторін, прийняття рішення щодо вибору обладнання і його компонування. Класифікація підстанцій. Розрахунок струмів короткого замикання.
  
  курсовая работа [501,2 K], добавлен 22.04.2011
  

• Розрахунок релейного захисту підстанції

  Вибір схеми приєднання силового трансформатора до мережі. Аналіз пошкоджень і ненормальних режимів роботи підстанції. Вибір реле захисту лінії високої напруги. Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи з максимальним навантаженням.
  
  курсовая работа [737,3 K], добавлен 21.01.2013
  

• Проектування електричої підстанції напругою з 35/10 кВ

  Вибір і обґрунтування схеми електричних з’єднань електричної підстанції. Розрахунок струмів короткого замикання. Вибір комутаційного обладнання та засобів захисту ізоляції від атмосферних перенапруг. Розрахунок заземлення та блискавко захисту підстанції.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 27.04.2011
  

• Вибір апаратури й устаткування розподільних пристроїв і трансформаторних підстанцій

  Обґрунтування роду струму й напруги, схеми зовнішнього й внутрішнього електропостачання трансформаторної підстанції. Розрахунок електричних навантажень. Визначення числа й потужності цехових трансформаторів і підстанції. Вибір марки й перетину кабелів.
  
  курсовая работа [490,9 K], добавлен 23.11.2010
  

• Трансформаторна підстанція ТП-2

  Роль підстанції в заводській системі електропостачання. Зв'язок підстанції з енергосистемою. Характеристика споживачів підстанції. Розрахунок електричних навантажень. Вибір числа і потужності силових трансформаторів. Компенсація реактивної потужності.
  
  дипломная работа [420,9 K], добавлен 13.11.2011
  

• Електропостачання населеного пункту

  Розрахунок електричних навантажень населеного пункту. Компенсація реактивної потужності. Визначення координат трансформаторної підстанції та аварійних режимів роботи мережі. Вибір апаратури захисту від короткого замикання, перевантаження та перенапруги.
  
  курсовая работа [361,3 K], добавлен 07.01.2015
  

• Розробка проекту районної мережі, призначеної для електропостачання двох споживачів електроенергії від районної підстанції

  Вибір оптимальної схеми електропостачання споживачів. Розрахунок максимальних навантажень і післяаварійного режиму роботи електричної мережі. Коефіцієнти трансформації трансформаторів, що забезпечують бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.
  
  курсовая работа [995,2 K], добавлен 25.10.2013
  

• Розрахунок показників економічної ефективності проектування й розширення підстанції

  Розрахунок навантаження для обмоток трансформаторів та струмів короткого замикання. Електроустаткування вимикачів, роз'єднувачів і трансформаторів власних потреб підстанції струму. Річна відпустка електроенергії, калькуляція собівартості її трансформації.
  
  дипломная работа [215,2 K], добавлен 15.12.2010
  

• Розробка головної понижуючої підстанції 35/10 кВ для живлення металургійного заводу

  Вибір потужностей понижуючих трансформаторів підстанції, їх навантажувальна здатність. Обгрунтування принципової електричної схеми. Розрахунок струмів короткого замикання. Компонування устаткування підстанції і конструкції розподільчих пристроїв.
  
  курсовая работа [517,3 K], добавлен 15.03.2012
  

• Проект реконструкції СТ-1 АЕК "Київенерго"

  Характеристика теплових мереж і кадровий склад підприємства. Фізико-географічні та кліматичні особливості району. Вдосконалення технологічної схеми та проект об’єкту реконструкції з екологічної точки зору. Оцінка економічної ефективності проекту.
  
  дипломная работа [2,1 M], добавлен 07.03.2013
  

• Релейний захист для автотрансформатора підстанції 750/330/15,75 кВ "Київська"

  Опис встановленого обладнання та розрахунок струмів короткого замикання підстанції "Київська".Основні пошкодження автотрансформатора. Вимоги до релейного захисту. Характерні пошкодження, що можуть виникнути в процесі експлуатації та причини їх виникнення.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 13.02.2016
  

• Проект підстанції ПС-500-110-35-10

  Вибір і обґрунтування двох варіантів схеми проектованої підстанції та силових трансформаторів, техніко-економічне порівняння варіантів. Вибір електричних апаратів і струмопровідних частин для заданих кіл. Заземлювальний пристрій для заданого кола.
  
  курсовая работа [692,4 K], добавлен 31.03.2009
  

• Дослідження схем релейного захисту підстанції 330/110 кВ "Зоря" Запорізької області

  Опис функціональної схеми релейного захисту підстанції 330/110 кВ "Зоря" Запорізької області. Розробка і технічне обґрунтування вимог для установки пристроїв релейного захисту фірми ABB і General Multilin. Можливості захисної автоматики підстанції.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 08.07.2011
  

• Проектування електричної мережі

  Розрахунок та аналіз основних техніко-економічних показників електричної мережі, а також визначення основного направлення на зниження витрат та собівартості передачі електроенергії. Економічне обґрунтування розроблених методів, можливості застосування.
  
  курсовая работа [492,6 K], добавлен 12.05.2010
  

• Розрахунок електропостачання населеного пункту

  Визначення, основні вимоги та класифікація електричних схем. Особливості побудови мереж живлення 6–10 кВ. Визначення активних навантажень споживачів, а також сумарного реактивного і повного. Вибір та визначення координат трансформаторної підстанції.
  
  курсовая работа [492,4 K], добавлен 28.12.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам