Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Основным содержанием данной дипломной работы является модернизация подстанции 110/10 кВ «Конгаз». В процессе модернизации были выполнены разделы, посвященные анализу прилегающей сети и потребителей; необходимость модернизации; расчёт токов короткого замыкания и последующие выбор и проверка оборудования и токоведущих частей; релейной защите и автоматике; защите подстанции от прямых ударов молнии; охране здоровья и безопасности труда;

Были рассмотрены вопросы, относящиеся к защите силового трансформатора; вопросы экономики и менеджмента, включающие технико-экономическое сравнение трансформаторов; охраны здоровья и безопасности труда.

В дипломной работе были применены современные, безопасные и надёжные коммутационные аппараты, которые являются актуальными в сфере электроэнергетики.

Все решения принимались на основании технико-экономического сравнения различных вариантов и согласно ПУЭ.

REZUMAT

Conюinutul principal al acestei teze este modernizarea staюiei 110/10 kV «Congaz». Оn procesul de modernizare, au fost elaborate capitole referitoare la analiza retelelor conexe si consumatoarilor; necesitatea modernizarii, calculul curentilor de scurtcircuit si, оn continuare, alegerea si verificarea echipamentului electrotehnic, protectia prin relee si automatica, protectia statiei оmpotriva loviturilor directe de trasnet єi securitatea activitгюii vitale.

Au fost analizite оntrebгrile, referitoare la protectia transformatoarelor de putere; aspectele de economie si management, care includ оn sine compararea tehnico-economicг transformatoarelor; securitatea activitгюii vitale.

Оn lucrarea de diplomг au fost utilizate aparatele de comutare noi, performante, fiabile cu grad de sigurantг оnalt, care sunt relevante оn energeticг.

Toate deciziile au fost luate pe baza comparгrilor tehnico-economice si conform NAIE.

ANNOTATION

The basic maintenance of the given degree work is modernization of substation 110/10 kV «Congaz». Following sections were solved in the planning of the graduate work: the analysis of the adjacent grid and consumers, the need of modernization, the calculation of short-circuit and subsequent selection and testing of equipment and current-carrying parts, relay protection and automation, protection of substations against direct lightning strikes and health and safety .

Next questions were solved: protection of the power transformer, issues of economics and management, including technical and economic comparison of transformers, health and safety.

In the graduate work were used modern, safe and reliable switching devices which are current in the electricity sector.

All decisions are made on the basis of technical and economic comparison of the various options, and according to electric installation code.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения промышленных предприятий занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Проектируемая подстанция расположена в Комратском районе,село «Конгаз». Данный район является динамически развивающимся. В связи с активной застройкой микрорайона встаёт вопрос о дополнительной мощности для питания электроприемников.

Электроэнергией район обеспечивается от энергосистемы, в данном проекте рассмотрен вопрос о питании потребителей села - напряжением 10 кВ.

Непрерывность технологического процесса, тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания.

При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на главной понизительной подстанции предприятия.

Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, выключатели, разъединители, сборные шины, а также линии электропередачи.

В целях обеспечения бесперебойности питания электроэнергией ответственных потребителей и повышения устойчивости аппаратуры по отношению к токам короткого замыкания предусматривается автоматизация в системах электроснабжения АВР, АПВ, что позволяет обходиться без дежурного персонала на подстанциях.

Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений предприятия определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

Реконструкция ПС 110кВ «Конгаз» вызвана необходимостью модернизации и замены устаревшего электрооборудования и автоматики.

В настоящей работе рассматриваются следующие возможности усиления надежности схемы электроснабжения:

1) Установка элегазовых выключателей на стороне 110 кВ;

2) Замена разрядников на более современные ограничители перенапряжения нелинейные;

3) Установка современных счетчиков, предназначенных для автоматического контроля учета электроэнергии;

4) Установка более мощных устройств компенсации емкостного тока.

1. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

силовой трансформатор короткий релейный

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС Конгаз

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. . От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели .

Подстанция «Конгаз» 110/10 кВ расположена на юге Молдовы и относится к филиалу «Южные высоковольтные электрические сети» государственного предприятия «Молдэлектрика».

Понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии между потребителями. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории, то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.

Подстанция представляет собой электроустановку, служащую для приёма и распределения электроэнергии, содержащую коммутационную аппаратуру, сборные шины, измерительные приборы, устройство защиты и автоматики, устройства заземления и молниеотводы. Устройства релейной защиты предотвращают развитие аварий. Применяемые на данной подстанции устройства АВР. Схема подстанции обычно выполняется так, что каждый трансформатор подключается к соответствующей секции шин. В нормальном режиме секционный выключатель отключен. В такой схеме при аварийном отключении одного из трансформаторов электроснабжения потребителей сохраняется благодаря автоматическому выключению секционного выключателя устройством АВР. АПВ представляет собой устройство, которое повторно автоматически включает кабельную линию, отключившуюся от действия защиты. АПВ предотвращает длительный перерыв в подаче электроэнергии.

Распределительное устройство подстанции представляют собой электроустановку, служащую для приёма и распределения электроэнергии, содержащую коммутационную аппаратуру, сборные шины, измерительные приборы, устройство защиты и автоматики.

Потребителями электроэнергии ПС Конгаз являются: Винзавод, Котельная, Микрорайон Буджак, Холодильник, Микрорайон БАМ, Колбасный цех.

Электрические нагрузки потребителей ПС Конгаз:

Рисунок 1.1 - Суточный график нагрузок

1.2 Характеристика схемы подстанции и прилегающей сети

Подстанция 110 кВ Конгаз была введена в эксплуатацию в 1983 году с одним трансформатором Т1 и подключена к энергосистеме путём сооружения ВЛ 110 кВ Комрат, а затем в 1985 добавили второй трансформатор Т2 путем сооружения ВЛ 110 кВ Вулканешты. Она предназначалась для питания потребителей огромного села Конгаз и близлежащих сел . Напряжение на ввода трансформаторов подается по двум взаиморезервируемым линиям: Комрат и Вулканешты. Такая схема позволяет производить поочередный ремонт выключателей без отключения потребителей.

Схема распределительного устройства (РУ) высшего напряжения (ВН) определяется положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений.

РУ ВН выполнено по схеме мостика с глухой перемычкой, с присоединением трансформаторов к ней через разъединители и отделители, с установкой короткозамыкателей.

Наличие глухой перемычки снижает надёжность работы схемы в аварийных ситуациях.

При повреждении трансформатора, его защита действует на короткозамыкатель, тем самым осуществляется искусственное короткое замыкание (КЗ) и срабатывает защита воздушной линии (ВЛ) 110 кВ. Затем в бестоковую паузу отключается отделитель, после чего устройством автоматического повторного включения (АПВ) ВЛ включается в работу. Полное время отключения линии и трансформатора составляет 0,5-0,8 с. Оно слагается из времени срабатывания защиты трансформатора, короткозамыкателя, линейной защиты и линейных выключателей.

Учитывая вышеуказанные недостатки, предлагается РУ 110 кВ выполнить по схеме мостика (рисунок 1.2), с применением элегазовых выключателей.

Рисунок 1.2 - Схема РУ 110 кВ

РУ низшего напряжения (НН) представляет собой одиночную секционированную с обходной системой сборных шин.

1.3 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции

Подстанция 110 кВ Конгаз состоит из основного оборудования выпуска 1970-1980г.г.

На подстанции установлены:

Два трансформатора с расщепленной обмоткой 1Т и 2Т - ТМН-6300/110.

На стороне 110 кВ трансформатор 1Т запитан от ВЛ Комрат, 2Т - от ВЛ Вулканешты. Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ, допускается кратковременно ( не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов 1Т, 2Т автоматически или дистанционно.

В цепи линий установлены аппараты, необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий, для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях, а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.

Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20/630.

Разъединители применяются для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка, недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе.

На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-2-110/1000У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т - КРУН-10 кВ и 2Т - КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-10/2000.

В результате электромагнитных процессов, связанных с резким изменением режима работы электрических сетей внутри электроустановки, или внешних воздействий, например, молний, возникают перенапряжения. Для защиты от них на стороне 110 кВ применяют разрядники РВС - 110/73 - 10(I)УХЛ1 и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС - 110/44 - 10(I)УХЛ1; на стороне 10 кВ: РВ0 - 10/11 - 10(I)УХЛ1. Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высокого напряжения применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Таблица 1.1 Существующие измерительные трансформаторы на подстанции

U,кВ	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения
10	ТЛМ-10	НТМИ-10

Схема КРУН-10 кВ одно-секционированная система шин. В целях ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа секций. В схеме предусмотрен секционный выключатель с устройством автоматического включения резерва (АВР). Надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ, позволяющих производить быструю замену выкатной части ячейки для ремонта выключателя. Установлены ячейки K-47. Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТМ - 63/10/0,23, присоединенные к секциям 10 кВ.

Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется:10 кВ - кабельными и воздушными ЛЭП. За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс.

Кроме того, с течением времени выявились недостатки расположения ПС Конгаз: большая длина кабельных линий, и как следствие, высокий уровень емкостных токов, требующий применения соответствующего оборудования.

Поэтому необходима реконструкция действующей подстанции, целью которого является замена устаревшего оборудования и автоматики.

1.4 Технические решения реконструкции ПС 110 кВ Конгаз

Технические решения реконструкции подстанции «Конгаз» направлены на повышение надежности схемы подстанции:

- установка выключателей на стороне 110 кВ на подходящих линиях;

- выключателя на перемычке между линиями 110 кВ;

- замена устаревшего оборудования на новое и более совершенное.

Кроме того, рассматривается выбор дополнительного оборудования для компенсации емкостных токов.

1.4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ

В основу реконструкции ОРУ 110 кВ подстанции Конгаз заложены следующие принципы:

-обеспечение возможности подключения ВЛ 110 на любом из этапов реконструкции;

-сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ;

-минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

-минимальное количество и протяжённость временных перемычек и участков линий.

1.4.2 Реконструкция КРУН 10 кВ

К существующему КРУН 10 кВ ПС Конгаз подключены линии электропередачи, одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Указанные особенности присоединений КРУН 10 кВ определяют расчётные условия, в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.

В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:

-максимальное сохранение в работе всех присоединений;

-обеспечение выдачи всей установленной мощности ;

-сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;

-минимальное количество временных перемычек;

-исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

2. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [1].

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения [12]:

-все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

-расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;

-короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

-сопротивление места КЗ считается равным нулю;

-не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

-не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

-не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

-напряжение источников питания остаются неизменным.

В сетях 110 кВ и выше, работающих с глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше. В сетях менее 110 кВ, расчёт токов КЗ производится для трёхфазного вида КЗ.

В связи с необходимостью проверки выбираемого силового и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий, а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.

В зависимости от назначения расчёта выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.

Например, выбор и проверка коммутационной аппаратуры на термическую стойкость требует, чтобы в ветви с КЗ протекал максимально возможный ток. Этот режим требует включения в расчетной схеме всех источников питания и ветвей связи. Такой режим называется максимальным.

Наоборот, проверка чувствительности устройств релейной защиты должна производится с учётом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным. Однако, хотя расчётные режимы и виды повреждения для проверки чувствительности устройств РЗиА должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных условий работы системы, выбранный режим работы должен быть реально возможным [9].

Расчет сопротивлений всех элементов в относительных единицах производим в соответствии с [3] при базовой мощности Sб = 100 МВА. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель - номер сопротивления, знаменатель - численное значение сопротивления. Для упрощения индекс опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в о.е. и приведены к базисным условиям.

1 Сопротивление энергосистемы:

(2.1)

2 Сопротивление линий электропередачи:

(2.2)

(2.3)



Рисунок 2.1 - Расчетная схема

3 Сопротивление трансформаторов:

(2.4)

(2.5)

Схема замещения будет иметь вид показанный на рисунке 2.2



Приведём схему к более простому виду:

(2.6)

2.1 КЗ в точке К1 (110 кВ)

Приведем схему к наиболее простому виду. Схема замещения после преобразований приведена на рисунке 2.3:



Рисунок 2.3 - Преобразованная схема замещения

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:

(2.7)

Начальное значение периодической составляющей тока кз:

(2.8)

где Хрез это результирующее сопротивление системы.

Суммарный ток энергосистемы в точке К1:

(2.9)

Значение ударного тока определяем из выражения:

(2.10)

где kу это ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Та. Для определения значения Та и kу воспользуемся таблицой [3]:

Значение ударных токов по ветвям энергосистемы:

, Та = 0,02 с, kу = 1,65 (2.11)

Суммарный ударный ток в точке К1:

(2.12)

2.2 КЗ в точке К2 (10 кВ)

Осуществляем преобразование схемы замещения:

Схема замещения после преобразований приведена на рисунке 2.4:

Рисунок 2.4 - Преобразованная схема замещения

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:

 (2.13)

Начальное значение периодической составляющей тока кз:

(2.14)

где Хрез это результирующее сопротивление системы.

Значение токов по ветвям энергосистемы:

(2.15)

Значение ударного тока определяем из выражения :

(2.16)

где kу это ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Та. Для определения значения Та и kу воспользуемся таблицой [3].

Значение ударных токов по ветвям энергосистемы:

, Та = 0,02 с, kу = 1,6 (2.17)

Таким образом ударный ток в точке К2:

(2.18)

2.3 Результаты расчетов токов КЗ

Таблица 2.5 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

ТКЗ	Источник	Xрез	Iпо*	Iб	Iпо, кА	iуд, кА	Ток относ. 115 кВ
После Xсист	Система	0,031	32,258	0,502	16,195
К1 шины 110 кВ	Система	0,055	18,122	0,502	9,09	21,21
К2 шины 10 кВ	Система	1,761	0,87	5,5	3,123	7,06	0,437

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования [9]:

надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания.

Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .

Выбор выключателей производится[12]:

· по напряжению:

. (3.1)

· по длительному току:

 (3.2)

· по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения:

(3.3)

где -номинальный ток отключения, кА.

Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания, т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей:

. (3.4)

где -апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов ;

-номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе короткого замыкания;

-наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов,

(3.5)

где это минимальное время действия релейной защиты,= 0.01 с

- собственное время отключения выключателя.

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

; (3.6)

. (3.7)

где это начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

-действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по справочнику);

- ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;

- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по каталогу).

На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу

; (3.7)

. (3.8)

где это тепловой импульс по расчёту;

- предельный ток термической устойчивости по каталогу;

- длительность протекания тока термической устойчивости, с.

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.

3.1 Выбор выключателя и разъединителя

Рабочий ток

(3.9)

Рабочий максимальный ток

(3.10)

По каталогу выбираю выключатель элегазовый типа: ВГБУ-110У1.Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ.

Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя, осуществляя гашение дуги. Этот принцип гашения и конструкция дугогасительных камер хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУЭ) и отдельно стоящих выключателях (ВЭК) с элегазовой изоляцией, эксплуатирующихся с 1979 года.

Достоинства:

- Заземленный резервуар (повышенная безопасность);

- Повышенная сейсмостойкость (низкий центр тяжести);

- Минимальная необходимость в обслуживании;

- Повышенная надежность, безопасность и простота конструкции;

- Встроенные трансформаторы тока;

- Минимальное время монтажа;

- Пластиковые вводы с кремнийорганической резиной

По каталогу выбираю разъединитель типа: РГ-110/1000. УХЛ1

Таблица 3.2- Выбор выключателя и разъединителя

№	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВГБУ-110У1	РГ-110/1000 УХЛ1
1	кВ	110	126кВ	110кВ
2	А	185	2000	1000
3		4,3	20,36	-
4	кА	6,9	50	31,5
5	кА	15,6	125	80
6	кАІ·с	25,47	50І·3=7500	40І·3=4800
7	Привод		Моторный	ПРГ-6

Проверка по отключающей способности:

(3.11)

3.2 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ

Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин выполним гибким проводом. Согласно §1.3.28 ПУЭ, сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм2, для Тмах= 6841 ч, неизолированного алюминиевого провода [3].

;

.

Экономическое сечение:

(3.12)

Принимаем гибкие шины, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм2, d = 11 мм (r0 =1,22 см), Iдоп,ном = 265 А [3], т.к. по уловим коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм2.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

Iмах = 46,298 А < Iдоп,ном = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к. Iп.о. = 9,09 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности эл. поля

. (3.13)

где m это коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0,82 [3].

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(3.14)

где U это напряжение, поддерживаемое на шинах подстанции,U = 1,1·Uном = 1,1·110 = 121 кВ ;

Dср = 1,26·D = 1,26·300 = 378 см; где D это расстояние между фазами, D = 300 см [1]

Провода не будут коронировать, если:

1,07·Е 0,9·Eo;

1,07·14,1 = 15,1 кВ/см < 0,9·31,6 = 28,4 кВ/см.

Таким образом, провод АС-70/11 по условию короны проходит.

3.3 Выбор ЛЭП 110 кВ

Согласно §1.3.28 ПУЭ, сечение выбираем по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм2, для Тмах= 6841 ч, неизолированного алюминиевого провода [3]

;

.

Экономическое сечение:

(3.15)

Принимаем ЛЭП, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм2, d = 11 мм (r0 =1,22 см), Iдоп,ном = 265 А [3], т.к. по уловим коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм2.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

Iмах = 46,298 А < Iдоп,ном = 265 А

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к. Iп.о. = 13,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля:

.

где m это коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0,82.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

где U это напряжение, поддерживаемое на шинах подстанции , U=1,1·Uном = 1,1·110 = 121 кВ ;

Dср = 1,26·D = 1,26·300 = 378 см; D = 300 см - расстояние между фазами [3].

Провода не будут коронировать, если:

1,07·Е 0,9·Eo;

1,07·14,1 = 15,1 кВ/см > 0,9·31,6 = 28,4 кВ/см.

Таким образом, провод АС-70/11 по условию короны проходит.

3.4 Выбор ячеек КРУ - 10 кВ

На стороне 10кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2-10.

КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50Гц на номинальное напряжение 6-10кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10кВ подстанции.

КРУ не предназначено для работы в среде, подвергающейся усиленному загрязнению, действию газов, испарений и химических отложений, вредных для изоляции, а также в среде, опасной в отношении взрыва и пожара.

В КРУ в качестве шкафов применяются современные шкафы базовых серий К104-КФ, КМ-1КФ, которые адаптированы для установки в них высоконадежных высоковольтных вакуумных выключателей типа ЗАН «SIEMENS». По заказу могут быть установлены вакуумные выключатели типа BB/TEL «Таврида-Электрик» или другие, имеющие аналогичные или лучшие электрические и габаритные характеристики. Масляные выключатели не применяются.

Применяются вакуумные выключатели с дополнительными расцепителями работающими в режиме дешунтирования. Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи, которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений.Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта, а при необходимости - быстрая замена выключателя другим аналогичным, установленным на такой же тележке.В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу), разгрузочный клапан и фототиристор-датчик, срабатывающий при возникновении дуги во время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.

Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУ, защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду, а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУ (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд, центральной сигнализации, АЧР, ЗМН, стабилизатора напряжения для питания цепей управления, сигнализации и приводов выключателей - количество и типы шкафов определяется заказом).

Шкафы КРУ комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение 10 кВ; трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, трансформаторы с.н. устанавливаются на напряжение 6 и 10 кВ.

3.5 Выбор сборных шин 10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1 - Расположение ошиновки на изоляторах

Согласно §1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

;

Расстояние между фазами 0,8 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.

Принимаем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения q=(80x10)=800 мм2 с Iдоп,ном=1480 А [3]

Проверка сборных шин на термическую стойкость:

Минимальное сечение по условию термической стойкости по [3]:

(3.16)

где С это функция, значения которой приведены в таблице 3.14 [3], для алюминиевых шин С = 91 А·с1/2/мм2.

что меньше выбранного сечения 800 мм2, следовательно шины термически стойки.

Эскиз расположения жестких представлен на рисунке П.В.9.

Проверка сборных шин на механическую прочность:

Шины на опорных изоляторах расположены плашмя. Определяем пролет l между изоляторами, при условии что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

(3.17)

где J это момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной по направлению изгибающей силы, см4 [3]

(3.18)

тогда

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, мм3 [3] :

(3.19)

Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента:

(3.20)

(3.21)

Шины механически прочны.

На подстанции соединение СШ с повышающим трансформатором выполняется шинным мостом. Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах, установленных на металлических или ж/б конструкциях. Расстояние между фазами 0,8 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.

3.6 Выбор опорных изоляторов

Выбираем опорные изоляторы ОФ-20-2000У3 [4], Fразр=20000 Н, высота изолятора Низ = 134 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб по [3]:

(3.22)

Поправка на высоту шин:

 (3.23)

тогда

Fрасч = КhFи = 1,133,12 = 36,43; Н < 0,6Fразр = 12000 Н. (3.24)

тогда изолятор ОФ-20-2000У3 механически прочен.

4. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,5 - применяем для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 - для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 - для релейной защиты .

Контроль за режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в таблицу 4.1

Таблица 4.1-Выбор и проверка трансформаторов тока

ТФЗМ - 110Б-1
Условие выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	33,1А	300 А
	Bк=5,2 кА2с	2187 Ка2с
	iу=20,2 кА	62 кА
ТШЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	625,6А	1500 А
	Bк=22,4 кА2с	2187 Ка2с
	iу=38,9 кА	69 кА

4.2 Проверка трансформаторов тока

Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам .

Из таблицы 4.2 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФЗМ 110Б-1. Общее сопротивление приборов:

Ом. (4.1)

Таблица 4.2-Нагрузка трансформатора тока по фазам

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э365	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д365	1,5	-	1,5
Варметр	Д365	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
РЗиА		5	5	5
Итого		14,1	10,1	14,1
Счётчик активной энергии	СА4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5

Из таблицы 4.2 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТШЛ-10.

Общее сопротивление приборов:

Ом (4.2)

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1, тогда сопротивление проводов

Ом (4.3)

Проверка трансформаторов тока на 110 и 10 кВ сведена в таблицу 4.3

Таблица 4.3-Результаты проверки трансформаторов тока

Тип ТТ	, А	, Ом	, Ом
ТШЛ-10	25	0,564	0,136
ТФЗМ-110Б-1	25	0,564	0,136

4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты - 0,5, 1,0 и 3,0. Трансформаторы напряжения выбирают [11]:

-по напряжению:

 (4.4)

-по конструкции и схеме соединения обмоток;

-по классу точности;

-по вторичной нагрузке

(4.5)

где это номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А

(4.6)

Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83. Подсчёт нагрузки производим в таблицу 4.4

Таблица 4.4 -Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Потр. мощность			Кол-во приб.	Суммарная мощность S
						0,3 3 5 7,5 7,5 5
Вольтметр Ваттметр Варметр Счётчик активной энергии Счётчик реактивной энергии РзиА	Э365 Д365 Д335/1 СА4У-И670(3) СР4У-И670(3)	0,1 1,5 2,5 2,5 2,5 5	1 1 0,38 0,38 0,38 1	0 0 0,925 0,925 0,925 0	3 2 2 3 3

Рассмотрим выбор трансформатора на U=110 кВ:

Рассмотрим выбор трансформатора на U=10 кВ:

Sном=120ВА>25,6ВА

Таблица 4.5- Выбранные трансформаторы напряжения

Тип ТН	, В·А	, В·А
НАМИ-10	25,6	120
НКФ-110-83	25,6	400

Таким образом, трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

4.4 Выбор ограничителей перенапряжения

До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно, так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.

В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка, имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до заданных значений .

Выбираем ограничители перенапряжения:

-для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10/11-10(I)УХЛ1.

-для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.

4.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам без постоянного дежурства персонала. К этим потребителям относятся электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов и баков выключателей, обогрев шкафов КРУН, а также освещение подстанции. Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВА. Согласно [4] принимаем нагрузку с.н.:

Таблица 4.6 - Нагрузка собственных нужд

Электроприемники	Установленная мощность,кВт.	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт.
электродвигатели обдува	1,5	8	12
Обогрев В-110	1,75	2	3,5
обогрев шкафов КРУ-10	0,6	20	12
Отопление и освещение помещения ОВБ	5,5	1	5,5
Наружное освещение	4,5	1	4,5
Опер.цепи	1,8	1	1,8
Итого			39,3

На подстанции «Конгаз» установлено два трансформатора собственных нужд ТМ-63/10/0,4.

Таким образом, трансформаторы собственных нужд на подстанции «Конгаз» в замене не нуждаются.

5. релейная защита и автоматика

5.1 Разработка релейной защиты силового трансформатора ТМН 6300/110/10

Силовые трансформаторы должны быть предусмотрены защитами против следующих видов повреждений и анормальных режимов:

- многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора;

- однофазные повреждения на землю (на стороне присоединенной к сетям с глухозаземленными нетралями) и между витками обмотки (витковые замыкания);

- внешние короткие замыкания;

- перегрузки;

- понижение уровня масла в баке.

5.2 Расчет защиты от многофазных к.з.

При к.з. на выводах трансформатора и в его соединениях с выключателями предусматривается на трансформаторов токовая защита. Трансформаторы мощностью 6300 кВА и больше предусматривается с дифференциальной токовой защитой в виде: дифференциальной токовой отсечки; дифференциальной токовой защиты с промежуточным насыщающимся трансформаторами тока (НТТ); дифференциальной токовой защиты с реле имеющее торможение.

Будем анализировать дифференциальную токовую отсечку.

Расчет параметров защиты начинается с предварительного определения тока срабатывания из двух условий:

a) Отстройка от броска тока намагничивания:

 (5.1)

где это коэффициент отстройки,3,0-4,5;

Int - номинальный ток трансформатора;

b) Отстройка от максимального первичного тока небаланса:

(5.2)

где это коэффициент отстройки,1,3;

Idez max - максимальный ток небаланса.

33,07A (5.3)

(5.4)

где е% это допустимая погрешность ТТ, е% = 10%;

Kid - коэффициент неидентичности характеристик ТТ, Kid=1,0;

Kap - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока к.з., ппри использовании токовых реле типа РТ-40 Kap=2,0;

u% - диапазон изменения напряжения под нагрузкой, u% =5 %;

- максимальный ток внешнего к.з., на стороне 10 кВ силового трансформатора.

Ток трехфазного к.з. на стороне 10 кВ равен 3123 А (табл. 2.1.1, т.К2) и приведенный на стороне 110 кВ, будет:

A;

A;

a) A;

b) A.

Из этих двух условии берется максимальное значение 99,21A

Далее производим предварительную проверку чувствительности защиты при металлическом к.з. на выводах защищаемого трансформатора:

(5.5)

где Ir min это минимальный ток в реле при двухфазном к.з. в защищаемой зоне (на стороне 10 кВ). Этот ток определяется в зависимости от схемы соединения обмоток силового трансформатора и схемы соединения ТТ и реле. Таким образом, для схемы соединения обмоток силового трансформатора Y/ и схемы соединения ТТ и реле в «треугольник» с двумя реле, при к.з. на стороне 10 кВ, расчетное выражение Ir min будет:

(5.6)

A.

По Int = 33,07 A выбираем ТТ типа ТФЗМ-110Б с параметрами: I1ном =50A, I2ном =5A, с коэффициентом трансформации KI =50/5.

A.

Ток срабатывания реле Ipr определяется из выражении :

(5.7)

где - коэффициент схемы ТТ и обмоток реле на стороне высокого напряжения

A (5.8)

Таким образом, получаем:

> 2,0 (5.9)

Чувствительность токовой отсечки обеспечивается.

Выбираем реле тока типа АЛ-1/20 с уставкой A.

5.3 Расчет защиты от внешних к.з.

На трансформаторах наряду с защитами, действующие при повреждении в трансформаторе и его соединениях, предусматриваются резервные защиты для действия при вешних к.з. в случае отказа защит или выключателей смежных элементов. Одновременно они являются основными защитами шин.

В качестве защиты от внешних к.з. применяется токовая максимальная защита с выдержкой времени. Она реагирует и на внутренние к.з., поэтому является резервной защитой трансформатора. Защита устанавливается на стороне высокого напряжения и выполняется по схеме «неполной звезды» и будет срабатывать с двумя выдержками времени на отключение трансформатора. С меньшей выдержкой защита действует на отключение выключателя 10 кВ и с большой - на отключение выключателя 110 кВ.

Ток срабатывания защиты определяется выражением:

 (5.10)

где это коэффициент отстройки,1,2;

Krev - коэффициент возврата реле: для реле АЛ-1 Krev=0,9;

Kaut - коэффициент самозапуска, равный 2,5ч3,5.

A (5.11)

Проверяем чувствительность защиты при двухфазном к.з. за трансформатором, по выражению представленной выше, где 1,5. Таким образом, для схемы соединения ТТ в неполную звезду с тремя реле тока (третье реле включено в обратный провод), имеем:

A (5.12)

Ток срабатывания реле:

A (5.13)

> 1,5 (5.14)

Чувствительность защиты обеспечивается.

Выбираем реле тока АЛ-1/10 с уставкой А .

Выдержка времени защиты:

(5.15)

где это максимальная выдержка времени защит нижестоящих элементов, допускаем с.

- ступень селективности, с.

с;

с.

Выбираем реле времени типа ВЛ-100А с уставкой 0,1-9,9с.

5.4 Расчет защиты от перегрузок

Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока включенным в цепь одного из трансформаторов тока. Защита устанавливается со стороны 220 кВ и действует с выдержкой времени на сигнал.

Ток срабатывания защиты определяется из отношения:

(5.16)

где это коэффициент чувствительности, который учитывает только погрешность в токе срабатывания,1,05.

A. (5.17)

Ток срабатывания реле:

A (5.18)

Выбираем реле тока типа АЛ-1/4 с уставкой A.

Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий:

где - время срабатывания ТМЗ трансформатора от внешних коротких замыканий.

2,5 + 0,5= 3,0 с.

Выбирается реле времени ВЛ-100А с уставкой 0,1-9,9с.

5.5 Разработка газовой защиты

Газовая защита предусмотрена против витковых замыканиях и понижении уровня масла в баке. Защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения.

Рисунок 5.1- Газовое реле защиты трансформатора

Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис. 5.1, б), устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 5.1, а).

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Существенные недостатки: нереагирование на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др.

5.6 Проверка трансформаторов тока на 10 % погрешность

Для проверки трансформаторов тока (ТТ) будем использовать способ по специальным кривым предельной кратности. Эти кривые представляют собой зависимость допустимого по условию е =10 %, значения сопротивления нагрузки Zн на трансформатор тока от значения предельной кратности K10, вычисляемого по выражению:

(5.19)

где K1 это коэффициент, учитывающий возможность ухудшения кривой намагничивания ТТ, K1 = 0,8;

K2 - коэффициент, учитывающий неточность расчетов и воздействие апериодической слагающей тока к.з. при работе ТТ, K2=1,2;

I1max - максимальное значение первичного тока для которого нужно обеспечить работу ТТ с погрешностью не более 10 %, определяется в зависимости от типа и принципа работы защиты.

Будем проводить проверку ТТ типа ТФЗМ-110Б, используемых в защите силового трансформатора. Параметры ТТ: I1n =50A, I2n=5A, KI = 50/5.

Таким образом, для этой защиты имеем:

где Ipp = 99,21 A.

A;

.

По кривой предельных кратностей, соответствующей типу ТТ ТФЗМ-110Б и коэффициенту трансформации 50/5, при значении предельной кратности K10=3,27 находим допустимое значение сопротивления вторичной нагрузки Z2доп=6,4 ?.

Фактическая расчетная вторичная нагрузка Z2расч зависит от сопротивления реле и соединительных проводов, от схемы соединения ТТ и от вида к.з. Из таблиц выбирают формулу для расчета вторичной нагрузки ТТ согласно схемы «полная звезда» и вида к.з. трехфазное:

(5.20)

где Rcond это сопротивление соединительных проводов;

Zr f - полное сопротивление реле, подключенные в фазе;

Rcont - переходное сопротивление, Rcont = 0,1 Щ.

(5.21)

где l это длина соединительных проводов, допускаем l =20 м

S - сечение провода, S =4 мм2

с - удельное сопротивление материала провода, для меди с = 0,0175 Щмм2/м;

Sr - потребляемая мощность реле, ВА

Ireg min f - минимальная уставка реле тока, при котором задана потребляемая мощность.

;

Для реле АЛ-1/20 Sr =0,2 ВА, Ireg min f =2,5 А.

?.

Проверяем

Z2доп =6,4 ? > 0,284 ?.

5.7 Автоматическая частотная разгрузка

Автоматическая частотная разгрузка - устройство автоматики, предназначенное для ограничения снижения частоты в энергосистеме при возникновении дефицита активной мощности, и действующее на отключение потребителей. Согласно нормативным требованиям частота в энергосистеме должна находиться в пределах 50±0,05 Гц.

Длительность работы энергосистемы с пониженной частотой ограничена:

· ниже 49,0 Гц - не более 40 с;

· ниже 47,0 Гц - не более 10 с;

· ниже 46,0 Гц - не допускается.

При снижении частоты возможно возникновение процесса, называемого «лавиной частоты», при котором электростанция полностью сбрасывает нагрузку. Еще один опасный процесс при снижении часто...