,

следовательно, принимаем сечение контрольного кабеля 4,0 , жилы контрольного кабеля алюминиевые.

Проверим электродинамическую стойкость по условию:

кА;

Проверим термическую стойкость:

.

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.5.4.4

Таблица 7.5.4.4. Проверка ИТТ ТФЗМ-35А У1

Расчётные данные	Каталожные данные	Усло 35вия выбора
Uном,РУСН=35 кВ	Uном,ТТ=35 кВ	Uном,РУСН = Uном,ТТ
А	А
кА	кА

7.5.5 Выбор трансформаторов тока, расположенных на вводах 10 кВ

Выбираем трансформатор типа ТПШЛ-10 У 3 с параметрами А; А; U_ном=10 кВ; Ом; класс точности 0,5 [6].

Проверку трансформаторы тока осуществляем аналогично выполненной ранее.

А;

;

где Ом;

Сведения о приборах, подключенных ко вторичной обмотке, сведены в таблицу 7.5.5.1.

Таблица 7.5.5.1. Приборы, подключённые к ТПШЛ-10 У3

Название прибора	Тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 335	0,5	1
Ваттметр	Д-335	1,5	1
Счётчик ватт-часов	СА 3-И 681	2,5	1
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР 4-И 689	2,5	1,5

Данные о приборах взяты из [3].

Сопротивление подключенных приборов:

Ом;

Ом.

Принимаем м; м. (так как три трансформатора соединены в полную звезду).

Найдем сечение проводов во вторичной цепи:

;

Принимаем сечение контрольного кабеля 4,0 , жилы контрольного кабеля алюминиевые.

Проверим термическую стойкость:

.

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.5.5.2.

Таблица 7.5.5.2. Проверка ИТТ ТПШЛ-10 У 3

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uном,РУНН=10 кВ	Uном,ТТ=10 кВ	Uном,РУНН = Uном,ТТ
А	А

Такой же трансформатор тока устанавливаем рядом с секционным выключателем.

7.5.6 Выбор трансформаторов тока, расположенных на отходящих линиях

Выбираем трансформатор типа ТПОЛ-10 У 3 с параметрами А; А; U_ном=10 кВ; Ом; класс точности 0,5 [3].

Перечень приборов, подключенных ко вторичной обмотке, приведен в таблице 7.5.6.1.

Таблица 7.5.6.1. Перечень приборов, подключённых к ТПОЛ-10

Название прибора	тип	Мощность, потребляемая обмоткой тока, ВА	Класс точности
Амперметр	Э 335	0,5	1
Ваттметр	Д-335	1,5	1
Счётчик ватт-часов	СА 3-И 681	2,5	1
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР 4-И 689	2,5	1,5

Сопротивление подключенных приборов:

Ом;

Ом.

Принимаем м; м. (так как два трансформатора соединены в неполную звезду).

Найдем сечение проводов во вторичной цепи:

Выбираем сечение алюминиевых жил контрольного кабеля 4 .

Электродинамическая стойкость проверяется по условию:

, кА; (7.5.6.1)

где - кратность электродинамической стойкости, для ТПОЛ-10 ;

А;

Проверим на термическую стойкость:

;

Результаты расчётов сведены в таблицу 7.5.6.2.

Таблица 7.5.6.2. Проверка ТПОЛ-10

Расчётные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uном,РУНН=10 кВ	Uном,ТТ=10 кВ	Uном,РУНН = Uном,ТТ
А	А
А	А

7.5.7 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

Трансформаторы тока нулевой последовательности устанавливаются на отходящие кабельные линии с целью сигнализации замыкания "на землю" в сетях с изолированной нейтралью. Выбор соответствующего трансформатора тока нулевой последовательности, устанавливаемого в ячейку КРУН, производится по диаметру отходящего кабеля. Выбираем трансформатор ТНПШ-1УЗ.

7.6 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

7.6.1 Выбор трансформаторов напряжения, присоединенных к шинам КРУН 10 кВ

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [4]. Предполагая, что на стороне 10 кВ применено комплектное КРУ наружной установки, выбираем трехфазные НАМИ-10-95 УХЛ 1, U_ном =10 кВ, S_2,ном =200 ВА; В; в классе точности 0,5. Подсчёт вторичной нагрузки трансформаторов напряжения приведён в таблице 7.6.1.1.

Таблица 7.6.1.1. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной обмотки	Число обмоток	cos ц	Число приборов	Sобщая, ВА
Вольтметр	Э 335	2 Вт	1	1	1	2
Ввод 10 кВ от силового трансформатора
Ваттметр	Д-335	1,5 ВА	2			3
Варметр	Д-335	1,5 ВА	2			3
Счётчик активный	СА 3-И 681	3 Вт	2	0,38	1	15,79
Счётчик реактивный	СР 4-И 689	3 Вт	2	0,38	1	15,79
Линии 10 кВ
Счётчик активный	СА 3-И 681	3 Вт	2	0,38	8	127,12
Счётчик реактивный	СР 4-И 689	3 Вт	2	0,38	8	127,12
Итого						290,22

Общая мощность приборов подключенных к вторичной обмотке ВА.

Один трехфазный трансформатор напряжения имеет мощность ВА, что меньше . Поэтому предусматриваем дополнительно установку одного трансформатора НАМИ-10-95 УХЛ 1, мощностью ВА. Полная мощность всех установленных на секции трансформаторов напряжения ВА, что больше ВА. Таким образом, выбранные трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Принимаем сечение проводов 4,0 по условию механической прочности для алюминиевых жил, поэтому для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ.

Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранители, расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКН 001-10У 3.

7.6.2 Выбор трансформаторов напряжения, присоединенных к шинам 35 кВ

Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [4]. Предполагая, что на стороне 35 кВ применено открытое РУ, выбираем трехфазный измерительный трансформатор типа НАМИ-35-УХЛ 1, U_ном =35 кВ, S_2,ном =360 ВА; В; в классе точности 0,5. Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора напряжения приведён в таблице 2.30.

Таблица 7.6.2. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Мощность одной обмотки	Число обмоток	cos ц	Число приборов	Sобщая, ВА
Вольтметр	Э 335	2 Вт	1	1	1	2
Ввод 35 кВ от силового трансформатора
Ваттметр	Д-335	1,5 ВА	2			3
Варметр	Д-335	1,5 ВА	2			3
Счётчик активный	СА 3-И 681	3 Вт	2	0,38	1	15,79
Счётчик реактивный	СР 4-И 689	3 Вт	2	0,38	1	15,79
Линии 35 кВ
Счётчик активный	СА 3-И 681	3 Вт	2	0,38	5	78,95
Счётчик реактивный	СР 4-И 689	3 Вт	2	0,38	5	78,95
Итого						195,38

Общая мощность приборов подключенных к вторичной обмотке ВА.

Один трехфазный трансформатор напряжения, имеет мощность ВА, что больше . Поэтому не предусматриваем дополнительно установку однофазных трансформаторов напряжения. Принимаем сечение проводов 4,0 по условию механической прочности для алюминиевых жил, поэтому для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ.

Для защиты трансформаторов напряжения выберем предохранители, расположенные между сборными шинами низшего напряжения и трансформатором напряжения типа ПКН 101-35-2-8У 3.

7.7 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения в РУ НН. Выбираем ОПН-РС 10/12,7. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.7.1.

Выбор ограничителей перенапряжения в РУ СН. Выбираем ОПН/TEL 35/40,5. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.7.1.

Выбор ограничителей перенапряжения в РУ ВН. Выбираем ОПН-У 110/102. Характеристика выбранного ОПН приведена в таблице 7.71.

Таблица 7.7.1. Характеристики выбранных ОПН

Наименование параметра	ОПН/TEL 35/40,5	ОПН-РС 10/12,7	ОПН-У 110/102
Класс напряжения сети, кВ	35	10	110
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ	40,5	12,7	102
Номинальный разрядный ток, кА	10	5	10
Остающееся напряжение на ОПН, не более, кВ, при импульсе тока:
125 А 30/60 мкс	93	-	-
250 А 30/60 мкс	98	31,5	-
500 А 30/60 мкс	101	-	259
1000 А 8/20 мкс	-	-	-
5000 А 8/20 мкс	119	40	306
10000 А 8/20 мкс	130	42,8	326
20000 А 8/20 мкс	146	-	350
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100	65	100
Пропускная способность, не менее, А	500	200	500
Классификационное напряжение ОПН, Uкл, не менее	При амплитуде тока 2,2 мА - 48	При амплитуде тока 1,5 мА - 23,1	При амплитуде тока 3 мА - 183
Удельная энергия, кДж/кВ	5,5	3	4,5
Длина пути утечки, мм	-	420	-
Масса, не более, кг	10	2,5	35
Высота Н, мм	540	190	1190

8. Выбор контрольно-измерительных приборов

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.

Выбранные ранее КИП приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1. Выбранные контрольно-измерительные приборы

Приборы	Тип	Число приборов
Ввод от трансформаторов к сборным шинам 35 кВ
Амперметр	Э 335	2
Ваттметр	Д-335	2
Счётчик ватт-часов	СА 3-И 681	2
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР 4-И 689	2
На отходящих линиях 35 кВ
Амперметр	Э 335	5
Счётчик ватт-часов	СА 3-681	5
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР 4-И 689	5
Подключено к секционному ТТ (35 кВ)
Амперметр	Э 335	1
Ввод от трансформаторов к сборным шинам 10 кВ
Амперметр	Э 335	2
Частотомер	Э 362	2
Счётчик ватт-часов	СА 3-И 681	2
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР 4-И 689	2
Подключено к секционному ТТ (10 кВ)
Амперметр	Э 335	1
На отходящих линиях 10 кВ
Амперметр	Э 335	8
Счётчик ватт-часов	СА 3-681	8
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный	СР 4-И 689	8
Подключено к ТН сборных шин 10 кВ
Вольтметр	Э 335	2
Подключено к ТН сборных шин 35 кВ
Вольтметр	Э 335	2
РУ 110 кВ
Амперметр	Э 335	2

9. Выбор оперативного тока и источников питания

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов), а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, так как было выбрано оборудование (высоковольтные выключатели), которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

На проектируемой подстанции для питания приводов высоковольтных выключателей применим блоки питания БПТ-1002 и БПН-1002, так как они более мощные (выходная мощность до 1200 Вт, напряжение 220 В).

Блоки питания БП-11 и БП-101 будем использовать для питания релейной защиты и автоматики.

10. Собственные нужды подстанции

На подстанции схема и аппаратура собственных нужд (СН) должны обеспечивать работу подстанции как в нормальном, так и в аварийном режиме при отсутствии обслуживающего персонала.

Для определения мощности трансформаторов собственных нужд (ТСН) составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей СН при выходе из строя одного из ТСН. Для электроснабжения системы собственных нужд ПС предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. ТСН присоединено к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участках между трансформаторами и выключателями.

Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Расход электроэнергии на СН для проектируемой подстанции

Электроприёмники	Установленная мощность приёмника, кВт	Кол-во приёмников	Суммарная мощность, кВт
Электродвигатели обдува трансформатора	4	4	16
Подогрев выключателей 110 кВ	1,75	2	3,5
Обогрев шкафов релейной аппаратуры	0,5	2	1
Обогрев приводов разъединителей	0,6	25	15
Обогрев шкафов КРУН	0,6	18	10,8
Оперативные цепи	1,8	-	1,8
Итого			53,1

Нагрузку приводов при расчете мощности трансформатора выключателей, разъединителей не учитываем, так как режим их работы кратковременный.

Итого =53,1 кВт. , кВА.

Выбираем мощность трансформатора собственных нужд - 63 кВА, а именно трансформатор типа ТМ-63/10. Устанавливаем два трансформатора со скрытым резервом для повышения надежности. Для защиты ТСН устанавливаем предохранители ПКТ 101-10-2-12,5У 3.

11. Регулирование напряжения на подстанции

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанций. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов. Данный способ регулирования напряжения применяется на проектируемой подстанции.

Коэффициент трансформации определяется как отношение первичного напряжения ко вторичному, или

, (11.1)

где W₁ - число витков первичной обмотки;

W₂ - число витков вторичной обмотки.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), то есть после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).

Выбранный силовой трансформатор ТДТН-10000/110/35 на среднем напряжении имеет устройство ПБВ с четырьмя ответвлениями %, переключение которых производится специальными переключателями барабанного типа, установленным отдельно для каждой фазы. Схема регулирования напряжения ПБВ показана на рисунке 11.1. Рукоятка привода переключателя выведена на крышку трансформатора.



Рисунок 11.1. Схема регулирования напряжения ПБВ: 1 - неподвижный контакт; 2 - вал переключателя; 3 - контактные кольца

При замыкании роликом переключателя контактов трансформатор имеет номинальный коэффициент трансформации. Положения и соответствуют увеличению коэффициента трансформации на 2,5 и 5 %, а положения и - уменьшению на 2,5 и 5 %.

Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течение суток, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически не допустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.

Трансформатор ТДТН-10000/110 имеет встроенное на стороне высокого напряжения устройство РПН. Регулирование под нагрузкой позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в пределах .

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки. Переход с одного ответвления регулировочной обмотке на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами или резисторами. Схема с резисторами показана на рисунке 11.3. На рисунке показаны регулировочная часть обмотки de и переключающее устройство, а на рисунке 11.2 показано устройство РПН трансформатора.

Рисунок 11.2. Устройство РПН: ab - основная обмотка; bc - ступень грубой регулировки; de - ступень плавной регулировки; П - переключатель; И - избиратель

В исходном положении 0 трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К ₁. Для перехода на ответвление 4 обесточенный избиратель И ₂ переводится в положение 4, затем отключается К ₁ и ток нагрузки кратковременно проходит по R₁ и К ₂; при третьей операции замыкается К ₃, при этом половина тока нагрузки проходит по R₁ и К ₂, а половина - по R₂ и К ₃, кроме того, витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R₁ и R₂ и по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; при следующих операциях (4 и 5) размыкается К ₂ и замыкается К ₄, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель И ₂, контакты К ₄ к выводу 0 (таблица 11.1).

Рисунок 11.3. Схема устройства РПН с токоограничивающими сопротивлениями

Таблица 11.1. Последовательность переключений устройства РПН с токоограничивающими сопротивлениями

№ операции	Положение контактов и избирателей
	К 1	К 2	И 1	К 3	К 4	И 2
0	+	+	5	-	-	6
1	+	+	5	-	-	4
2	-	+	5	-	-	4
3	-	+	5	+	-	4
4	-	-	5	+	-	4
5	-	-	5	+	+	4

В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (<0,15 с), поэтому токоограничивающие сопротивления R₁, R₂ лишь кратковременно нагружаются током, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления, вручную или автоматически.

12. Выбор конструкции распределительных устройств

К РУ предъявляют те же основные требования, что и к другим элементам электрической системы, а именно: надежность работы, удобство и безопасность обслуживания, экономичность и пожаробезопасность.

Надежность РУ в значительной степени определяется схемой электрических соединений РУ: высоким качеством и правильностью выборов аппаратов. Быстродействием релейной защиты и других автоматических устройств, правильной эксплуатацией.

Удобство и безопасность обслуживания обеспечивается соответствующим размещением электрических аппаратов, разделением элементов оборудования стенами и перекрытиями, созданием условий для визуального отключения разъединителей, блокировкой неправильных действий с разъединителями, применением защитных заземлений и т.д.

Требование экономичности - стремление к минимальным затратам на сооружение и минимальным издержками на его эксплуатацию при обеспечении необходимой надежности и безопасности обслуживания.

РУ 110, 35 кВ подстанции выполняются открытого типа.

Порталы для ошиновки принимаются со стойками из железобетонных труб. Шины - трубчатые алюминиевые трубы, вводы гибкие. Шины 10 кВ - жёсткие алюминиевые прямоугольного сечения, однополосные. Вводы гибкие. Все аппараты на стороне 110 кВ располагаются на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Разъединители монтируются на специальных опорных конструкциях (стульях).

Фундаменты под силовые трансформаторы, несущие конструкции выполняются на отметках 250 мм выше уровня планировки в виде железобетонных свай. РУ 10 кВ выполняются из комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления с ячейками типа КР 10-Д 10, параметры которых приведены в таблице 2.35. Конструктивно КРУ представляют собой металлические выкатные шкафы (ячейки), в которых установлены высоковольтные аппараты, различные приборы и вспомогательные устройства. Ячейку выполняют из стали, что обеспечивает необходимую прочность и ограничивает разрушения при возникновении КЗ, вентиляцию и выброс газов. Все шкафы одной серии выпускаются одних и тех же габаритов. В шкафах КРУ наружного исполнения предусматривается местный подогрев.

Шины 10 кВ - жёсткие алюминиевые прямоугольного сечения, однополосные. Вводы гибкие.

Параметры ячеек КРУН и перечень оборудования приведены в таблицах 12.1 и 12.2.

Таблица 12.1. Параметры ячеек КРУН

Наименование параметра	Значение параметра
Номинальное напряжение (линейное), кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ	12,7
Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ, А	630
Номинальный ток сборных шин и токопроводов	1000
Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ, кА	20
Стойкость к токам короткого замыкания главных цепей
- электродинамическая, кА	51
- термическая в течение 3 с, кА	51
- эффективное значение периодической составляющей, кА	20
Габаритные размеры шкафов (ширина, глубина, высота), мм	1500x2600x4100
Масса шкафов, кг	6200

Таблица 12.2. Оборудование, установленное в КРУН

Наименование оборудования	Марка оборудования
Вводной выключатель	ВБЭ-10-31,5/2000
Выключатель отходящих линий	ВБЭ-10-20/630
Трансформатор тока вводного выключателя	ТПШЛ 10-5000
Трансформатор тока на отходящей линии	ТПОЛ 10-600
Трансформатор напряжения	НОМ-10-66
Ограничитель перенапряжения	ОПН РС 10/12,7

Уровень изоляции - нормальный. Степень защиты IP20.

13. Выбор релейной защиты и автоматики

Релейная защита электрических систем - совокупность устройств (или отдельное устройство), содержащая реле и способная реагировать на короткие замыкания (КЗ) в различных элементах электрической системы - автоматически выявлять и отключать поврежденный участок.

В настоящее время идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты. Создаются и вводятся в эксплуатацию новые защиты для дальних ЛЭП, для крупных генераторов, трансформаторов и энергоблоков. Разрабатываются новые виды полупроводниковых дифференциально-фазных защит, которые проще и надежнее в эксплуатации. Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна надежная работа современных энергетических систем.

Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет и, в зависимости от характера нарушения производит операции необходимые для восстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.

В современных электрических системах релейная защита тесно связана с электрической автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питание потребителей.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите: селективность; быстрота действия; чувствительность; надежность.

Релейная защита срабатывает при изменениях определённых электрических величин. Чаще всего встречается релейная защита, реагирующая на повышение тока (токовая защита). Нередко в качестве воздействующей величины используют напряжение. Применяют также релейную защита, реагирующую на снижение отношения напряжения к току, которое пропорционально расстоянию (дистанции) от релейной защиты до места КЗ (дистанционная защита). Обычно устройства релейной защиты изолированы от системы; информация об электрических величинах поступает на них от измерительных трансформаторов тока или напряжения либо от других измерительных преобразователей.

14. Защита силовых трансформаторов

Для защиты трансформаторов от короткого замыкания между фазами, на землю и от витковых замыканий одной фазы применим дифференциальную защиту.

Основное преимущество дифференциальных защит трансформаторов состоит в том, что они обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений как в самом трансформаторе, так и на его выводах и токоведущих частях к его выключателям

Дифференциальная токовая защита. Защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах, включая витковые замыкания в обмотках, - продольная дифференциальная токовая защита. В защите используется реле типа ДЗТ-11.

Сторона СН 38,5 кВ принимается за основную, так как вторичный ток здесь наибольший. Тормозная обмотка реле включается на сумму токов сторон СН и НН.

Максимальная токовая защита трансформатора. Защита трансформатора от внешних КЗ осуществляется максимальной токовой защитой. Защита действует на отключение поврежденного трансформатора с выдержкой времени.

Защита от перегрузки. Защита от перегрузки выполняется с действием на сигнал.

Газовая защита трансформатора. Газовая защита реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака. Обычно используется реле чашечного типа РГЧЗ 66.

При КЗ в трансформаторе разлагается масло и изоляционные материалы. Образующиеся газы устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющим бак трансформатора с расширителем. Газовое реле способно различать степень повреждения в трансформаторе. При малых повреждениях оно дает сигнал, при больших - производит отключение, так как бурное газообразование при замыканиях внутри бака, равно как и утечка масла из маслобака приводит к сборке цепи отключения через подвижные контакты чашечного механизма.

14.1 Защита сборных шин

Для отключения КЗ, возникающих на шинах электростанций и подстанций, на питающих шины генераторах, трансформаторах и линиях предусматриваются следующие защиты: на трансформаторах - защиты от внешних КЗ - МТЗ. Расчет МТЗ трансформатора показан выше; - на линиях - МТЗ.

14.2 Автоматика подстанции

На подстанции принят следующий объем автоматики:

- автоматическое регулирование напряжения на трансформаторе под нагрузкой;

- автоматическое включение вентиляторов обдувки силового трансформатора;

- автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей 35 и 10 кВ трансформатора;

- автоматическое повторное включение линий 10 кВ;

- автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 10 и 35 кВ;

- автоматическая частотная разгрузка (АЧР) линий 10 кВ.

14.2.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток К. З, упростить РЗ, создать необходимый режим работы по напряжению и т.п. Электроснабжение потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника.

Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания. Включение резервного источника часто допускается также при К.З на шинах потребителя.

2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника.

3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.

4. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на К.З в неотключившемся рабочем источнике.

5. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.

6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустановившееся К.З должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку. Ускоренная защита действует без выдержки времени. В установках собственных нужд, а также на ПС, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо для предотвращения ее неправильного срабатывания в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключателя под действием толчка тока.

АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным от максимальных токовых защит по времени.

Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами приведена на рисунке 2.18. Пусковой орган АВР содержит минимальные реле напряжения KV1,KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени создаёт реле времени КТ. Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени . В нормальном режиме выключатель Q4 (рис. 8.1) включён, а выключатель QB1 отключён. На шинах и на вводах от Т 1 к секции шин А 1 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 выключателя Q4 замкнуты, а вспомогательный контакт Q4.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбуждённом состоянии и его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт QB1.1 выключателя QB1 замкнут; цепь электромагнита включения УАС 2 подготовлена.

Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут.

Рисунок 14.1. Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами

Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1, выключатель Q4 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются, а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается, производя включение выключателя QB1. Если включение происходит на повреждённые шины, то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия АВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.

14.2.2 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Частота переменного тока определяется угловой частотой вращения синхронных генераторов и является одним из основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты в нормальных режимах от номинального значения f_ном=50 Гц по стандарту СО ЕЭС не должно превышать Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на Гц. Частота в энергосистеме поддерживается персоналом или автоматически, путем изменения впуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов. При установившейся частоте активная мощность P_г, вырабатываемая генераторами, равна активной мощности Р_н, потребляемой нагрузкой. При отсутствии в системе резерва активной мощности отключение части генераторов или включение новых потребителей сопровождается снижением частоты. Длительная работа с пониженной частотой (f < 48Гц) недопустима, так как при этом снижается скорость вращения электродвигателей, вследствие чего падает их производительность. На промышленных предприятиях это приводит к нарушению технологии производства и браку, а на электрических станциях - к снижению вырабатываемой генераторами мощности и их ЭДС. Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.

В таких случаях для восстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств АЧР.

Устройства АЧР должны удовлетворять ряду требований:

1. Обеспечивать нормальную работу системы независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты, не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f=45 Гц; продолжительность работы с частотой f < 47 Гц не должна превышать 8 с, а с частотой f <48,5 Гц - 60 с.

2. Обеспечивать отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения; в первую очередь отключаются менее ответственные потребители. Если восстановление нормального режима после действия АЧР возлагается на устройства автоматики, то АЧР должна обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания.

3. Действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР.

4. Не действовать при кратковременных снижениях частоты.

Применяются две основные категории автоматической частотной разгрузки: АЧР-I и АЧР-II.

Первая категория - АЧР-I - быстродействующая (t = 0,10,3 с) с уставками срабатывания от 48,5 Гц до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧР-I - не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Уставки срабатывания отдельных очередей АЧР-I отличаются одна от другой на 0,1 Гц.

Вторая категория - АЧР-II предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно остается пониженной на уровне около 48 Гц. АЧР-II работает после отключения части потребителей от АЧР-I, когда снижение частоты прекращается. Верхний уровень уставок по частоте АЧР-II - 48,8-48,6 Гц. Диапазон уставок АЧР-II по частоте должен быть 0,3 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц. Весь объем разгрузки АЧР-II разделяется на три-четыре части.

На проектируемой подстанции в схемах АЧР-I задействуем потребителей 35 и 10 кВ третьей категории, а в схемах АЧР-II потребителей 35 и 10 кВ третьей и частично второй категории.

Ежегодный объем и места размещения АЧР согласуются с региональным диспетчерским управлением отдельным договором.

14.2.3 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Значительная часть КЗ на воздушных линиях электропередачи, вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и другими причинами, при достаточно быстром отключении РЗ самоустраняется. При этом электрическая дуга, возникшая в месте К. З, гаснет, не успевая вызвать существенных разрушений, препятствующих включению линии под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения называют неустойчивыми. Доля неустойчивых повреждений для ВЛ составляет 60-80 %, поэтому при ликвидации аварийного нарушения режима оперативный персонал производит опробование ВЛ обратным включением под напряжение. Эту операцию называют повторным включением. Повторные включения при неустойчивых повреждениях называют успешными.

Реже на ВЛ возникают устойчивые повреждения (обрыв проводов, тросов и гирлянд изоляторов, падение и поломка опор). Повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными.

Для ускорения повторного включения линий широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ). Время действия АПВ обычно составляет от 0,5 до нескольких секунд.

Обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1кВ. АПВ восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях, когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия РЗ.

По числу ошибок различают АПВ однократного действия, двукратного и трехкратного действий.

Успешность действия АПВ однократного действия в воздушных сетях достигает 60-80 %. Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с односторонним питанием. Успешность действия второго цикла АПВ двукратного действия составляет примерно 15 % всех случаев работы второго цикла этих АПВ. Применение АПВ трехкратного действия оказалось нецелесообразным, так как успешность действия его третьего цикла не превышает 1-3 %.

Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ, но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей защитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную передачу напряжения на шины в случае их отключения РЗ. АПВ шин имеет высокую эффективность. На шинах проектируемой подстанции предусматриваем АПВОН(ш), АПВ по отсутствию напряжения на шинах, выполненное на выключателях силовых трансформаторов.

В ряде случаев АПВ используется на кабельных и смешанных кабельно-воздушных тупиковых линиях 6-10 кВ. При этом несмотря на то, что повреждения кабелей бывают, как правило, устойчивыми, успешность АПВ составляет 40-60 %. Это объясняется тем, что АПВ восстанавливает питание потребителей при неустойчивых повреждениях на шинах подстанций, при отключении линий вследствие перегрузки, при ложных и неселективных действиях РЗ. Применение АПВ позволяет в ряде случаев упростить схемы РЗ и ускорить отключение КЗ в сетях.

Классификация устройств АПВ. В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ:

- трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения РЗ;

- однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной РЗ при однофазном К.З;

- комбинированные, осуществляющие включение трех фаз или одной фазы.

Трехфазные устройства АПВ подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия или отсутствия напряжения (АПВНН), (АПВОН), с ожиданием синхронизма (АПВС) и другие.

По виду оборудования, на которое действием устройств АПВ повторно подается напряжение, различают: АПВ линий; АПВ шин; АПВ трансформаторов. Устройства АПВ, выполненные с помощью специальных релейных схем, называют электрическими, а встроенные в грузовые или пружинные приводы - механическими.

Требования к схемам АПВ. Схемы АПВ в зависимости от конкретных условий могут существенно отличаться одна от другой. Однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя, находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны удовлетворять дополнительным требованиям, при выполнение которых разрешается пуск АПВ (наличие или отсутствие напряжения, наличие синхронизма и т.д.).

2. Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в тех случаях, когда выключатель отключается РЗ сразу после его включения персоналом, поскольку повреждения в этом случае обычно бывают устойчивыми. В схемах АПВ должна также предусматриваться возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит.

3. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, то есть действие с заданной кратностью.

4. Время действия, как правило, должно быть минимально возможным для того, чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановление нормального режима работы. Наименьшая выдержка времени, с которой производится АПВ на линиях с односторонним питанием, принимается 0,3-0,5с. Вместе с тем в некоторых случаях, когда наиболее вероятны повреждения, вызванные набросами и касаниями проводов передвижными механизмами, целесообразно для повышения успешности АПВ принимать выдержки времени порядка нескольких секунд.

5. Схемы АПВ должны обеспечивать автоматический возврат в исходное положение готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.

На отходящих кабельных линиях предусматриваем АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и ключа управления (или реле фиксации). При этом целесообразно предусмотреть ускорение ступеней, защиты с выдержками времени после АПВ.

Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе представлена на рисунке 2.19.

Рисунок 2.19. Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе

В комплектное реле входят следующие устройства.

Реле времени KT, создающие выдержку времени от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения KL1.2; реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;

Конденсатор C1, в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивается однократность действия УАПВ;

Резисторы: R1, обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2, ограничивающий скорость разряда конденсатора C1; R3, разряжающий конденсатор C1 при срабатывании устройств защиты, после действия которых не должно происходить АПВ, и при отключении выключателя ключом управления SA (запрет АПВ);

Диод VD, предотвращающий разряд конденсатора C1 при понижении напряжения на блоке питания и заряда (UVG) вследствие близких коротких замыканий.

Питание электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор C2 блока питания и заряда UGV. В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-358. Электромагнит включения YAC выключателя получает питание от трансформатора собственных нужд T1 через мощный выпрямитель VS.

Схема действует следующим образом. При отключении выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q.1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается во включенном положении, а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени KT. Его контакт KT.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт KT.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору C1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя KM, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.

Схема становится готовой к повторному действию после заряда конденсатора C1. При этом обеспечивается однократность действия УАПВ, так как конденсатор заряжается только при включенном конденсаторе.

Заключение

В результате выполнения курсового проекта была спроектирована районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ.

Данная подстанция отвечает всем техническим и экономическим требованиям.

Схема электрических соединений выбрана так, что позволяет бесперебойно обеспечивать электроэнергией всех потребителей I и II категорий. Для исключения всех возможных аварийных ситуаций на подстанции предусмотрены выключатели, релейная защита, ограничители перенапряжений и другие устройства, обеспечивающие защиту электроснабжения. Выбранные трансформаторы ТДТН-10000/110/35 выбраны с учетом нагрузок и климатических условий и они, как и вся подстанция в целом удовлетворяют современным правилам и нормам проектирования.

Список использованной литературы

1. Электрооборудование станций, подстанций и сетей промышленных районов. Задание на курсовой проект. -Саратов: СГТУ,2000. - 17 с.

2. Куликов В.Д. Электрические станции и подстанции систем электроснабжения. Методические указания по курсовому проектированию. -Саратов: СГТУ,2004. - 35 с.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник. - М.: Энергоатомиздат,1987. - 648 с.

4. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат,1989. - 608 с.

6. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для энергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов/ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш.шк.,1990. - 383 с.

7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./Под общ. Ред. А.А. Федорова. Т.2.Электрооборудование. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 592 с.

8. Методика оценки эффективности инвестиционных проектов в электроэнергетике: Метод. указ. к дипломному и курсовому проектированию / Сост. Гусева Н.В., Куликов В.Д., Новичков С. В. Саратов: СГТУ,2004. - 19 с.

9. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - СПб.: Изд-во ДЕАН, 2002. - 928 с.

Размещено на Allbest.ru

...