Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Игра" Игринского района Удмуртской Республики

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Ижевский государственный технический университет имени М.Т. Калашникова»

(ФГБОУ ВПО «ИжГТУ имени М.Т. Калашникова»)

Кафедра «Электротехника»

Техническое задание

на выполнение выпускной квалификационной работы на соискание степени бакалавра техники и технологии

Тема ВКР «Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ «Игра» Игринского района Удмуртской Республики»



АННОТАЦИЯ

Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ «Игра» Игринского района Удмуртской Республики, 162с. Библиограф. список 24 наименований. 4 листа чертежей формата А1.

Проведен анализ питающей сети и существующей схемы подстанции . Выбрана структурная схема подстанции . Обоснован выбор схемы электрических соединений, электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов. Выбор и обоснование средств релейной защиты и автоматики. Расчет собственных нужд подстанции. Выбрана автоматическая система управления технологическим процессом. Выбран источник оперативного тока.



СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. АНАЛИЗ ПИТАЮЩЕЙ СЕТИ И СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
• 1.1 Схема транзитной сети 220 кВ
• 1.2 Схема транзитной сети 110 кВ
• 1.3 Схема сети 10 кВ
• 1.4 Характеристика силового оборудования и устройств релейной защиты
• 1.5 Обоснование необходимости реконструкции подстанции
• 2. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
• 3. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗОЛЯТОРОВ
• 3.1 Выбор числа и типа силовых автотрансформаторов
• 3.2 Расчет токов короткого замыкания, токов нормального и утяжеленного режима
• 3.2.1 Расчет токов нагрузок на присоединениях на высшем, среднем и низшем напряжениях в длительном (нормальном) и в утяжеленном (аварийном) режимах
• 3.2.2 Расчет токов короткого замыкания
• 3.3 Выбор схемы распределительного устройства
• 3.3.1 Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения 220 кВ
• 3.3.2 Выбор схемы распределительного устройства среднего напряжения110 кВ
• 3.3.3 Выбор схемы распределительного устройства 10 кВ
• 3.5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
• 3.6 Выбор трансформаторов напряжения на подстанции
• 3.6.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН
• 3.6.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН
• 3.6.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН
• 3.6 Выбор трансформаторов тока на подстанции
• 3.6.1 Выбор трансформаторов тока в цепи линий 220 кВ
• 3.6.2 Выбор трансформаторов тока в цепи линий 110 кВ
• 3.6.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН 10 кВ
• 3.7 Выбор токоведущих частей
• 3.7.1 Выбор ТВЧ для связи с КРУЭ 220 кВ
• 3.7.2 Выбор ТВЧ для связи с КРУЭ 110 кВ
• 3.7.3 Выбор соединения автотрансформатора с ЗРУ
• 3.8 Выбор высокочастотных заградителей
• 3.8.1 Выбор высокочастотных заградителей 220 кВ
• 3.8.2 Выбор высокочастотных заградителей 110 кВ
• 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
• 4.1. Выбор поколения устройств РЗиА
• 4.2 Выбор фирмы производителя
• 4.3 Выбор защиты и автоматики
• 4.3.1.Выбор защиты и автоматики КЛ 10 кВ
• 4.3.2 Вводной выключатель 10 кВ
• 4.3.3 Секционный выключатель 10 кВ
• 4.3.4 Шины НН 10 кВ
• 4.3.5 Автотрансформатор 220/110/10 кВ
• 4.3.6 Защита ВЛ 110/220 кВ
• 4.3.7 Виды защит, устанавливаемых на шины 110-220 кВ
• 4.3.8 Назначение и принцип действия
• 4.3.9 Шиносоединительный выключатель 110/220 кВ
• 4.4 Расчет уставок релейной защиты
• 4.4.1 Общий принцип действия дифференциальной защиты АТ
• 4.4.2 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042.
• 4.4.3 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты ошиновки в шкафу ШЭ2607 051
• 4.4.4 Исходные данные для расчета установок ДЗО
• 4.4.5 Выбор установок ДЗО
• 4.4.6 Выбор установок ДЗТ
• 5. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ
• 6. АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ (АСУ ТП)
• 6.1 Структура АСУ ТП подстанции
• 6.2 Интеграция средств РЗА и автоматизированного управления
• 6.3 Программно-технический комплекс на базе цифровых устройств релейной защиты и телемеханики ПТК "ЗАЩИТА-2"
• 6.3.1 Структура ПТК «Защита - 2»
• 6.4 Управление и сигнализация на подстанции
• 7. ВЫБОР ИСТОЧНИКА ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК СПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего хозяйства страны. Десятки лет энергетическая отрасль в нашей стране имела малое финансирование, и это привело к тому, что большая часть электростанций и подстанций морально и физически устарели и не соответствуют современным требованиям эргономичности, безопасности, надежности.

Сеть 110 кВ является главной распределительной системой в электроснабжении города и области. От нее питаются свыше 97% потребителей Удмуртской Республики. В настоящее время, и особенно на перспективу, по пропускной способности, структуре и организации управления сети 110 кВ не в полной мере обеспечивают требования системной надежности и надежности энергоснабжения потребителей как в нормальном, так и, особенно, в аварийном режимах.

В дипломном проекте рассматривается реконструкция подстанции №350 «Игра», расположенной в Игринском районе Удмуртской республики.

Подстанция «Игра» - одна из самых мощных на территории района. Уже более полувека она обеспечивает надежное энергоснабжение столичных потребителей электроэнергии. Реконструкция подстанции, установка нового и современного оборудования позволит повысить надежность, ликвидировать дефицит мощности и создать возможность дополнительного присоединения потребителей электроэнергии на южном направлении столицы, где ведется интенсивное строительство жилья.



1. АНАЛИЗ ПИТАЮЩЕЙ СЕТИ И СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

1.1 Схема транзитной сети 220 кВ

Связь подстанции с сетью 220 осуществляется по четырем линиям 220 кВ: «Коломенское - Игра», «ТЭЦ-26 - Игра» 2 линии, «Сабурово - Игра».

Схема транзитной сети 220 кВ изображена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Схема транзитной сети 220 кВ

Открытое распределительное устройство высокого напряжения 220 кВ выполнено по схеме: «две рабочие системы шин».

1.2 Схема транзитной сети 110 кВ

Связь подстанции с сетью 110 кВ осуществляется по шести линиям 110 кВ: «Сумская - Игра» 2 линии, «Бирюлево - Игра» 2 линии, «Кожухово - Игра» с отпайкой, «Царицыно - Игра».

Схема транзитной сети 110 кВ изображена на рисунке 1.2.



Рисунок 1.2 - Схема транзитной сети 110 кВ

• ОРУ среднего напряжения 110 кВ выполнено по схеме «две рабочие с обходной системы шин» релейный защита сигнализация подстанция

1.3 Схема сети 10 кВ

Низкая сторона подстанции выполнена по схеме «две рабочие секционированные выключателями системы шин».

Схема сети 10 кВ изображена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Схема сети 10 кВ



1.4 Характеристика силового оборудования и устройств релейной защиты

На подстанции установлены 2 трехобмоточных автотрансформатора 220/110/10, мощностью 200 МВА каждый.

От шин 10 кВ отходит 39 кабельных линий, для компенсации токов однофазного замыкания на землю используются дугогасительные реакторы.

Устройства релейной защиты и автоматики, установленные на подстанции, выполнены на электромагнитной элементной базе, они давно исчерпали свой эксплуатационный ресурс и нуждаются в замене.

1.5 Обоснование необходимости реконструкции подстанции

Можно выделить несколько основных причин реконструкции подстанции:

- Физический и моральный износ силового оборудования;

- Износ измерительного оборудования и устройств РЗиА;

- Необходимость обеспечения требуемой пропускной способности в соответствии с техническими требованиями региона;

- Увеличение прибыли за счет уменьшения экономических затрат.

Анализируя все выше изложенное можно сказать, что в реконструкции нуждаются все объекты подстанции - силовое оборудование, измерительные приборы, устройства РЗиА.

Так как с каждым годом нагрузка в энергосистеме растет, то целесообразно производить замену оборудования с учетом перспективной нагрузки. Считаем, что суммарный переток через АТ ПС «Игра» из сети 220 кВ в сеть 110 кВ и в сеть 10 кВ через 5 лет будет 270 МВА. Ток короткого замыкания от энергосистемы на высокой стороне - 20000 А, на стороне 110 кВ - 31000 А.



2. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

Структурная схема реконструируемой подстанции, будет содержать распределительные устройства (РУ) высокого, среднего и низкого напряжения, а так же автотрансформаторы связи.

Подстанция является транзитной. Транзит через подстанцию осуществляется со стороны 220 кВ по четырем воздушным линиям, а со стороны 110 кВ - по шести. Распределительное устройство низшего напряжения (РУ НН) 10 кВ имеет 20 отходящих линий. Структурная схема подстанции представлена на рисунке 2.1.

На схеме число автотрансформаторов мы показываем условно, так как выбор числа и типа автотрансформаторов производится ниже.

Рисунок 2.1 - Структурная схема подстанции



3. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ, ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗОЛЯТОРОВ

3.1 Выбор числа и типа силовых автотрансформаторов

При выборе трансформаторов и автотрансформаторов на электрических станциях и подстанциях, с одной стороны, следует стремиться к обеспечению надежной связи с системой и надежному электроснабжению потребителей, а с другой - к уменьшению и мощности и их количества.

Количество автотрансформаторов на подстанциях определяется степенью ответственности нагрузок, экономической выгодностью эксплуатации, схемой электрических присоединений.

На крупных подстанциях возможна установка трёх и более автотрансформаторов, если двух по существующей шкале мощностей оказывается недостаточно. Но схема подстанции в этом случае значительно усложняется. Поэтому остановимся на двух автотрансформаторах.

Установка двух автотрансформаторов обеспечит требуемый уровень надежности, для всех категорий потребителей.

Принимаем мощность автотрансформатора 250 МВА.

В нормальном режиме работы при параллельной работе двух автотрансформаторов, каждый из них должен быть загружен не более чем на 70 процентов от номинальной мощности.

Проверим данное условие:

В аварийном режиме работы, при повреждении или отключении одного из автотрансформаторов второй должен быть загружен не более чем на 140 процентов от номинальной мощности.

Проверим данное условие:

Считаем, что автотрансформатор будет наружной установки, в связи с этим система охлаждения автотрансформатора будет масляная.

Выбираем автотрансформатор типа АТДЦТН-250000/220/110 /24/ («А» - автотрансформатор, «Т» - трехфазный, «ДЦ» - охлаждение дутьё и циркуляция масла, «Т» - трехобмоточный, «Н» - регулирование напряжения под нагрузкой (устройство РПН)).

Таблица 3.1-Паспортные данные на автотрансформатор

Тип							Пределы регулирования
		ВН	СН	НН	ВС	ВН	СН
АТДЦТН-250000/220/110	250	230	121	10,5	11,5	33,4	20,8	145	520	0,5

Структурная схема подстанции приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Структурная схема подстанции

3.2 Расчет токов короткого замыкания, токов нормального и утяжеленного режима

3.2.1 Расчет токов нагрузок на присоединениях на высшем, среднем и низшем напряжениях в длительном (нормальном) и в утяжеленном (аварийном) режимах

Продолжительный режим имеет место, когда электроустановка находится в нормальном или утяжеленном режимах.

Нормальный режим предусмотрен планом эксплуатации. В этом режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок.

Утяжеленный режим - это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов, а также режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного отключения. Считаем, что в утяжеленном режиме один из автотрансформаторов отключен.

Таблица 3.2 - Расчетные токи продолжительного режима

Нормальный режим	Утяжеленный режим
Расчетные токи на стороне ВН подстанции
Расчетные токи на стороне СН подстанции
Расчетные токи на стороне НН подстанции

В таблице 3.2 обозначено:

I_АТ - ток в цепи автотрансформатора, А;

I_{ОТХ. Л} - ток в цепи отходящих линий на стороне НН, А;

-мощность на стороне ВН/СН/НН, протекающая через один автотрансформатор (в работе находятся два автотрансформатора), МВА;

U_ВН - высшее напряжение подстанции, кВ;

U_СН - среднее напряжение подстанции, кВ;

U_НН - низшее напряжение подстанции, кВ;

n - число отходящих линий на стороне НН.

3.2.2 Расчет токов короткого замыкания

Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляют расчетную схему замещения, намечают расчетные точки короткого замыкания и определяют токи короткого замыкания. Расчетным видом короткого замыкания является трехфазное короткое замыкание.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратов и проводников одной цепи выбирают режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания. При этом не учитываются режимы, не предусмотренные для длительной эксплуатации.

За расчетную точку короткого замыкания следует принимать точку, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

При расчетах тока короткого замыкания принимаем следующие допущения:

-Не учитываются токи нагрузки;

-Не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сети;

-Трехфазная сеть принимается симметричной, или сопротивления фаз - точно равными друг другу;

-Отсутствует насыщение стали электрических машин;

-Не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

-Не учитываются активные сопротивления генераторов, трансформаторов и реакторов, за исключением случаев, когда требуется определять постоянные времени затухания свободных токов;

-Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему.

Произведем расчет короткого замыкания в точке К1 на шинах ВН 220кВ.

Для расчётов применим программу ТОКО.

Рисунок 3.3 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ

Параметры вводимые в программу: АТДЦТН 250000/220/110; мощность короткого замыкания в сети 220 кВ:

· От ГТЭС Коломенская - 2000 МВА,

· От ТЭЦ - 26 (двухцепная линия) - 5000 МВА,

· От ПС Сабурово - 1100 МВА;

· мощность короткого замыкания в сети 110 кВ:

· От ПС Бирюлево (двухцепная линия) - 2900 МВА,

· От ПС Царицыно (двухцепная линия) - 1900 МВА,

· От ПС Сумская - 750 МВА,

· От ПС Кожухово - 650 МВА;

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания К1 со стороны каждой ПС.

Рисунок 3.4 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ. Подпитка точки КЗ со стороны 110 кВ

Дальнейшие расчеты проводятся аналогично. Данные сведены в таблицу 3.3

Таблица 3.3 - Значение токов короткого замыкания

Точка КЗ	К1 На шинах 220кВ	К2 На шинах 110кВ	К3 На шинах 10кВ
Токи	Iкз(3)	Iкз(2)	Iкз(1)	Iкз(3)	Iкз(2)	Iкз(1)	Iкз(3)	Iкз(2)	Iкз(1)
Iкз от ПС Коломенская (220 кВ)	5,036	4,361	3,022	6,819	5,869	6,714	34,851	30,118	0
Iкз от ТЭЦ - 26 (220 кВ)	12,549	10,916	7,554	11,446	9,911	9,532	42,512	36,806	0
Iкз от ПС Сабурово (220 кВ)	2,465	2,181	1,511	4,056	3,512	5,169	28,614	24,780	0
Iкз от ПС Бирюлево (110 кВ)	4,299	3,723	4,464	14,64	12,986	8,781	46,427	40,206	0
Iкз от ПС Царицыно (110 кВ)	3,439	2,923	3,649	9,591	8,306	5,755	40,725	35,268	0
Iкз от ПС Сумская (110 кВ)	1,677	1,503	2,115	3,522	3,060	2,123	26,239	22,723	0
Iкз от ПС Кожухово (110 кВ)	1,549	1,309	1,919	3,251	3,089	1,969	24,243	20,994	0
Сумма Iкз	27,019	23,399	18,746	46,7	40,471	30,59	57,255	49,561	0

3.3 Выбор схемы распределительного устройства

3.3.1 Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения 220 кВ

Существующая схема распределительного устройства 220 кВ «две рабочие системы шин» удовлетворяет современным требованиям надежности, поэтому при реконструкции оставляем данную схему. Эту схему рекомендуется использовать для подстанции 110 и 220 кВ с числом присоединений 5 и более, допускающих потерю напряжения при повреждении в зоне сборных шин на время оперативных переключений по переводу присоединений на другую систему шин.

С учетом того, что на подстанции планируется замена ОРУ 220 кВ на КРУЭ 220 кВ, такие недостатки как тяжелые последствия при неисправностях силового оборудования и увеличение площади РУ исчезают в связи с очень высокой степенью надежности всех элементов КРУЭ и их компактности.

3.3.2 Выбор схемы распределительного устройства среднего напряжения 110 кВ

Существующая схема распределительного устройства 110 кВ «две рабочие с обходной системы шин» удовлетворяет современным требованиям надежности.

Эту схему рекомендуется использовать для подстанции 110 и 220 кВ с числом присоединений 7…15, повышенных требованиях к сохранению в работе присоединений, не допускающих даже кратковременную потерю напряжения при плановом выводе выключателей из работы.

Достоинства схемы:

· малое количество выключателей (один на одно присоединение);

· достаточно высокая надежность схемы;

· относительно малое время перерыва электроснабжения при авариях на одной из систем шин.

Недостатки схемы:

· повреждение шиносоединительного выключателя равносильно короткому замыканию на обеих системах шин;

· усложняется эксплуатация РУ, так как при выводе в ревизию и ремонт выключателей требуется большое число операций разъединителями;

· увеличены затраты на сооружение ОРУ в связи с установкой шиносоединительного и обходного выключателей и большого количества разъединителей.

С учетом того, что на подстанции планируется замена ОРУ 110 кВ на КРУЭ 110 кВ, данная схема не подходит, так как схему с обходной системой шин для КРУЭ применять не рекомендуется вследствие его значительного удорожания.

Надежность оборудования КРУЭ достаточно высокая и дополнительное повышение его надежности за счет применения обходной системы шин нецелесообразно, поэтому КРУЭ 110 кВт будет выполнено по схеме «две рабочие системы шин».

3.3.3 Выбор схемы распределительного устройства 10 кВ

РУ НН будет выполнено по схеме две одиночные секционированные системы шин.

По данной схеме возможно электроснабжение потребителей первой и второй категории.

Достоинства данной схемы - простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

Недостатки - нет резерва питания потребителей, при выводе в ремонт секции. Так же слабым местом схемы является секционный выключатель, возможен его отказ, но современные выключатели обладают достаточно высокой степенью надежности.

Схема распределительного устройства приведена на рисунке 3.5.

Рисунок 3. 5 - Схема распределительного устройства 10 кВ.

3.5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения любых токов. Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и электромагнитные.

Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются однотипные для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям.

Выключатели выбирают:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение выбираемого выключателя, кВ,

u_УСТ - напряжение установки, кВ;

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток выключателя, А,

I_МАХ - максимальный ток, протекающий через выключатель в утяжеленном режиме, А;

3) по номинальному току отключения:

,

где I_{НОМ.ОТКЛ.} - номинальный ток отключения выключателя, кА,

- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , кА.

Произведем выбор КРУЭ на стороне ВН 220кВ.

С учетом того, что планируется установка КРУЭ, выбор выключателей, разъединителей и заземлителей сводится к выбору КРУЭ в целом.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

, (3.1)

где - значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , определяется по формуле:

, (3.2)

где I_П,0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА;

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей, согласно /4/ Т_А = 0,02 с;

- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с:

, (3.3)

где t_РЗ,MIN - минимально возможное время срабатывания релейной защиты, t_{РЗ, MIN} = 0,01с;

t_С.В. - собственное время отключения выключателя, с.

с.

Значение апериодической составляющей по формуле (3.2):

кА.

В каталоге на КРУЭ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ:

%. (3.4)

Из формулы (3.4) можно найти номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , используемое в выражении (3.1):

. (3.5)

кА

5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

, (3.6)

, (3.7)

где i_УД - расчетный ударный ток в цепи выключателя, кА;

i_ДИН - ток электродинамической стойкости (наибольший пик предельного сквозного тока короткого замыкания), кА;

I_ДИН - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.

Заводами-изготовителями соблюдается условие:

, (3.8)

где К_У = 1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

,

6) Проверка на термическую стойкость:

, (3.9)

гд I_ТЕР - ток термической стойкости выключателя, определяется по каталогу, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, определяется по каталогу, с;

В_К - тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной за время короткого замыкания.

Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле:

, (3.10)

где Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, согласно /4/ Т_А = 0,02 с;

t_ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

, (3.11)

где t_РЗ - время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. - полное время отключения выключателя, с;

с.

Тепловой импульс по формуле (3.10):

.

Для удобства проверки выполнения условий все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 3.4.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ - максимальный расчетный ток продолжительного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

4) проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс по расчету, кА² с.

Каталожные данные КРУЭ ELK-14 представлены в таблице 3.4.



Таблица 3.4 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные КРУЭ типа ELK-14
	Выключатель	Разъединитель
uУСТ = 220 кВ	uНОМ = 253 кВ	uНОМ = 253 кВ
IМАХ = 690,5 А	IНОМ = 3150 А	IНОМ = 3150 А
IП,ф = 27,019 кА	IНОМ.ОТКЛ. = 50 кА	-
iА,ф = 6,651 кА	iА,НОМ = 24,75 кА	-
IП,0 = 27,019 кА iУД = 68,73 кА	IДИН = 135 кА iДИН = 340,2 кА	- iДИН = 340,2 кА
ВК = 124,104 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 кА2 с

Произведем выбор КРУЭ на стороне СН 110кВ.

Намечаем к установке комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией ELK-04. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,03 с, полное время отключения выключателя t_О.В. = 0,055 с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по формуле (3.1):

, (3.1)

- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с по формуле (3.3):

, (3.3)

с.

Значение апериодической составляющей по формуле (3.2):



, (3.2)

кА.

В каталоге на КРУЭ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ формула (3.4):

%. (3.4)

Из формулы (3.4) можно найти номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , используемое в выражении (3.1). По формуле (3.5):

. (3.5)

получим:

кА.

Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

,

,

Проверка на термическую стойкость по формуле (3.9):

, (3.9)

Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле (3.10):

, (3.10)

t_ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

,

где t_РЗ - время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. - полное время отключения выключателя, с;

с.

.

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ - максимальный расчетный ток продолжительного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

,

4) проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс по расчету, кА² с.

Каталожные данные КРУЭ ELK-04 представлены в таблице 4.5.

Таблица 3.5 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН

Расчетные данные	Каталожные данные КРУЭ ELK-04
	Выключатель	Разъединители
uУСТ = 110 кВ	uНОМ = 126 кВ	uНОМ = 126 кВ
IМАХ = 928,8 А	IНОМ = 2000 А	IНОМ = 2000 А
IП,ф = 46,7 кА	IНОМ.ОТКЛ. = 63 кА	-
iА,ф = 9,06 кА	iА,НОМ = 47,22 кА	-
IП,0 = 46,7 кА iУД = 117,68 кА	IДИН = 164 кА iДИН = 417,48 кА	- iДИН = 417,48 кА
ВК = 381,65 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 кА2 с

Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН подстанции

На низкой стороне установим реактор. Это мероприятие поможет нам снизить токи короткого замыкания, проходящие через выключатель, а, следовательно, выключатель будет установлен более дешевый.

Выбор реактора

Реактор следует выбирать:

по номинальному напряжению

U_уст U_ном,

по номинальному току

I_раб.max I_ном,

по индуктивному сопротивлению.

В качестве линейного реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Принимаем одинарный. Номинальный ток реактора должен быть больше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которой он включен.

Индуктивное сопротивление линейного реактора определяют, исходя из условий ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня. В большинстве случаев допустимое значение тока короткого замыкания при повреждении за реактором определяется по коммутационной способности отключающих аппаратов (выключателей, предохранителей), намечаемых к установке или установленных в данной точке сети.

Порядок определения сопротивления линейного реактора следующий. Известно начальное значение периодического тока короткого замыкания I_п.о. Требуется ограничить I_п.0. до значения , чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения I_{отк.ном} (действующее значение периодической составляющей тока отключения). Принимают . Результирующее сопротивление, Ом, цепи короткого замыкания до установки реактора определяем по выражению

,

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения

,

Требуемое сопротивление реактора

,

.

По каталожным материалам выбираем тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением. Принимаем к установке РТСТ-10-5000-0,1-УЗ.

Таблица 3.6 - Характеристика реактора РТСТ-10-5000-0,1-УЗ

Тип	Uном, кВ	Iном, кА	xном, Ом	Iдин,, кА	Iтер,, кА	tтер,, с
РТСТ 10-5000-0,1-УЗ	10	5000	0,1	80,7	31,6	8

Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учетом реактора:

,

а затем определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

,

кА.

Максимальный ток продолжительного режима:

,

кА

Выбранный реактор проверяется на электродинамическую стойкость по условию:

,

где ударный ток при трехфазном кротком замыкании за реактором;

Термическая стойкость реактора характеризуется током термической стойкости I_тер и временем термической стойкости t_тер (по каталогу).

Условие проверки по термической устойчивости:

,

Тепловой импульс по формуле (3.10):

, (3.10)

кА² с.

t_ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

,

где t_РЗ - время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. - полное время отключения выключателя со стороны СН и ВН, с;

с.

где B_к - расчетный тепловой импульс при коротком замыкании за реактором.

Выбор выключателей 10кВ

Выключатели выбираются по тем же условиям, что и на стороне ВН. Расчетные токи продолжительного режима указаны в таблице 3.2, а расчетным током короткого замыкания является ток на шинах низшего напряжения после реактора. Исходя из этого, намечаем к установке вакуумный выключатель VAH 17,5-31,5-50-27.

Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,08 с, полное время отключения t_О.В. = 0,1 с.

Определим расчетное время по формуле (3.3):

, (3.3)

где t_РЗ,MIN - минимально возможное время срабатывания релейной защиты, t_{РЗ, MIN} = 0,01с;

t_С.В. - собственное время отключения выключателя, с.

с.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя по формуле (3.2):

, (3.2)

где I_П,0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА;

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей, Т_А = 0,05 с;

кА,

где I_П,0 = 29,43 кА - действующее значение периодической составляющей ачального тока короткого замыкания в точке К3;

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ определяется по кривой _НОМ = f () из /4/. Для времени = 0,09 с, _НОМ = 15 %.

Найдем гарантируемую выключателю заводом-изготовителем апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени по формуле (3.5):

кА,

где I_{НОМ.ОТКЛ.} = 31,5 кА - номинальный ток отключения выключателя из каталога.

Для проверки выключателя на термическую стойкость необходимо определить тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, для чего найдем сначала время от начала короткого замыкания до его отключения по формуле (3.11):

, (3.11)

где t_РЗ = 1,5 с - максимальное время действия основной защиты;

t_О.В. - полное время отключения выключателя, с;

с,

Тепловой импульс по формуле (3.10):

, (3.10)

кА² с.

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ - максимальный расчетный ток продолжительного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

,

4) проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс по расчету, кА² с.

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 5.

Таблица 3.7 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН.

Расчетные данные	Каталожные данные	Каталожные данные
	Выключатель VAH 17,5-31,5-50-27	Разъединитель РОН-10/5000
uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
IМАХ = 4673,8 А	IНОМ = 4900 А	IНОМ = 5000 А
IП,ф = 29,43кА	IНОМ.ОТКЛ. = 31,5 кА	-
iА,ф = 0,48 кА	iА,НОМ = 6,62 кА	-
IП,0 = 29,43 кА iУД = 74,16 кА	IДИН = 50 кА iДИН = 82 кА	IДИН = 80 кА iДИН = 82 кА
ВК = 1429,11 А2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 А2 с	I2ТЕР•tТЕР = 712•4 = 20164 А2 с

Секционные выключатели ставим такие же, но с номинальным током I_НОМ = 2500 А, а выключатели фидеров - на I_НОМ = 500 А. Аналогично и с разъединителями.

3.6 Выбор трансформаторов напряжения на подстанции

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения напряжения до величины, удобной к измерению. Первичная обмотка трансформатора напряжения включается в цепь параллельно, во вторичную обмотку включаются параллельные катушки или катушки напряжения приборов и реле. Первичное напряжение соответствует напряжению сети, вторичное напряжение для трансформатора напряжения 220 и 110 кВ имеет стандартную величину 100/ В в основной обмотке и 100 В в дополнительной обмотке, а трансформатор напряжения 10 кВ имеет 100/ В в основной обмотке и 100/3 В в дополнительной обмотке

Вторичные обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляются в целях техники безопасности на случай пробоя изоляции между высшим и низшим напряжениями.

Трансформатор напряжения работает в режиме, близком к режиму холостого хода, так как сопротивление приборов и реле, включенных во вторичную обмотку, большое.

3.6.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

, (3.12)

где u_НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне ВН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 220 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

При напряжении 220 кВ к установке принимаем трансформатор напряжения типа СРА 254 (4b). Схема включения трансформаторов напряжения - «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник», для чего используются три трансформатора напряжения. Эта схема позволяет получить фазные и линейные напряжения, а также используется для включения релейной защиты от однофазных замыканий на землю, действующей на отключение в сети 220 кВ. В первую вторичную обмотку, соединенную по схеме звезды, включаются измерительные приборы, счетчики, приборы РЗА и противоаварийной автоматики, телеизмерений, регистраторы аварий и ОМП, вторая вторичная обмотка соединяется в разомкнутый треугольник и используется для включения релейной защиты.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

, (3.13)

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

, (3.14)

где Р - активная мощность приборов, Вт;

Q - реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений СШ, счетчики электроэнергии. На каждой СШ устанавливается один ТН, а при отключении одного из ТН, вся нагрузка подключается ко второму, поэтому каждый ТН рассчитывается на подключение к нему всех приборов и устройств всего КРУЭ 220 кВ.



Таблица 3.8 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 220кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая мощность
					P,Вт	Q, ВАр
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	2	20	-
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	6	18	-
Варметр	Д-335	1,5	2	6	18	-
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	3	6	36	-
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	20 Вт		4	80
Итого (ВА):	176	-

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле (3.14):

ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /3/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа СРА 245(4b) в классе точности 0,5 S_2НОМ = 200 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР < S_2НОМ, то есть условие (3.13) выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКВВГЭнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм² по условию механической прочности.

3.6.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

, (3.12)

где u_НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне СН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 110 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

При напряжении 110 кВ к установке принимаем трансформатор напряжения типа СРА 123 (2b). Схема включения трансформаторов напряжения - «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник», для чего используются три трансформатора напряжения. Эта схема позволяет получить фазные и линейные напряжения, а также используется для включения релейной защиты от однофазных замыканий на землю, действующей на отключение в сети 110 кВ. В первую вторичную обмотку, соединенную по схеме звезды, включаются измерительные приборы, счетчики, приборы РЗА и противоаварийной автоматики, телеизмерений, регистраторы аварий и ОМП, вторая вторичная обмотка соединяется в разомкнутый треугольник и используется для включения релейной защиты.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

, (3.13)

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

, (3.14)

где Р - активная мощность приборов, Вт;

Q - реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений СШ, счетчики электроэнергии. На каждой СШ устанавливается один ТН, а при отключении одного из ТН, вся нагрузка подключается ко второму, поэтому каждый ТН рассчитывается на подключение к нему всех приборов и устройств всего КРУЭ 110 кВ.

Таблица 3.9 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая мощность
					P,Вт	Q, ВАр
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	2	20	-
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	-
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	3	8	48	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	8	24	-
Варметр	Д-335	1,5	2	8	24	-
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	20 Вт		6	120
Итого (ВА):	240	-

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле (3.14): ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /3/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа СРА 123(2b) в классе точности 0,5 S_2НОМ = 200 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР < S_2НОМ, то есть условие (3.13) выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКВВГЭнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм² по условию механической прочности.

3.6.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН

На стороне низшего напряжения подстанции используется схема с двумя одиночными, секционированными выключателями, системами сборных шин. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую секцию сборных шин. Считаем, что секции загружены равномерно, поэтому на всех секциях будут трансформаторы напряжения одного типа.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

, (3.12)

где u_НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне НН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 10 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

В ЗРУ устанавливаем трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ-10-У1, каталожные данные представлены в /3/.

В сетях с изолированной нейтралью, к которым относится сеть с напряжением 10 кВ, необходимо производить контроль состояния изоляции. Поэтому к установке принимаем три трансформатора напряжения, включенные по схеме «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник». Выбранные трансформаторы напряжения имеют две вторичные обмотки, одна из которых включена в звезду, и к ней присоединяются катушки напряжения измерительных приборов, другая включена в разомкнутый треугольник и используется для контроля состояния изоляции сети 10 кВ.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

, (3.13)

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

, (3.14)

где Р - активная мощность приборов, Вт;

Q - реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений секции, счетчики электроэнергии.

Таблица 3.10 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10 кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая мощность
					Р, Вт	Q, ВАр
Счетчик эл.эн. универсальный (ввод на секцию 10 кВ)	ЕА 05	2	3	2	12	-
Счетчик эл.эн. универсальный	ЕА 05	2	2	11	44
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	-
Итого (ВА)	60	-

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле (3.14):

ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /3/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа ЗНОЛ-10-У1 в классе точности 0,5 S_2НОМ = 75 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР < S_2НОМ, то есть условие (3.13) выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКВВГЭнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм...