Разработка проекта электрической подстанции 110\35\10

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время невозможно представить современную жизнь без электроэнергетики. Практически все сферы жизни общества связаны с потреблением электрической энергии, роль которой настолько высока, что надежное электроснабжение и производство эл. энергии является одной из стратегических государственных задач.

Еще в 1980-х годах в электроэнергетике России стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии.

В 1990-е годы, в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии существенно уменьшился, в то же время процесс обновления мощностей практически остановился. В период экономического спада 90-х годов кратное снижение вводов мощности электростанций (в 3 раза) и электрических сетей (почти в 5 раз) привело к ускоренному росту степени износа основных фондов, величина которого в среднем по отрасли в 2004 году достигала 57,3%.

Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей.

Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими. Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору.

Целью настоящей работы является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы электроснабжения и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям, непосредственное проектирование подстанции. Важным моментом является актуальный на настоящий момент времени выбор оборудования с точки зрения надежности и безопасности.



1. Общая характеристика подстанции (ПС) и потребителей

1.1 Характеристика ПС

Трансформаторная подстанция представляют собой электроустановку, предназначенную для преобразования напряжения сетей в целях экономического распределения энергии в ближайшем районе, а также для обеспечения транзита электроэнергии. Она состоят из следующих основных частей: распределительного устройства (РУ) высшего напряжения (110кВ), двух трансформаторов, РУ пониженного напряжения (двух классов-35 кВ и 10 кВ), вспомогательного оборудования (схема собственных нужд ПС и др.)

Главная схема ПС разработана с учётом развития энергосистемы в целом и электрических сетей района в частности. Учтены следующие основные требования:

-надёжное электроснабжение присоединённых к ПС потребителей в нормальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями;

-надёжный транзит мощности через РУ высшего напряжения ПС по магистральным линиям;

-экономически целесообразное значение токов короткого замыкания (КЗ) на сторонах среднего и низшего напряжения;

-возможность расширения ПС;

-соответствие требованиям релейной защиты (селективность, быстродействие, резервирование)

1.2 Характеристика потребителей

Электрическая нагрузка подстанции представлена потребителями I,II и III категорий.

От узловой ПС отходит 4 линии 35кВ для питания тупиковых ПС 35\10 кВ, снабжающих электроэнергией лесопромышленные, животноводческие комплексы, птицефабрику, нефтеперекачивающую станцию, газовые котельные, объекты бытовых потребителей.

Со стороны низшего напряжения отходит 11 фидеров 10 кВ, питающие понизительные трансформаторные подстанции (ТП) 10\0.4 кВ, снабжающие электроэнергией насосные станции, школы, больницу, телефонный узел, администрацию района, милицию, маслозавод, рыбозавод, АЗС, газовый участок, дорожно-строительное управление, магазины, Сбербанк, котельные, асфальтобетонный завод, быт и др.

Собственные нужды ПС представляет собой оборудование и устройства для создания и распределения схемы собственных нужд (трансформаторы напряжения 10\0,4 кВ, щит собственных нужд (СН)), организации постоянного оперативного тока (аккумуляторная батарея с подзарядными устройствами), организация цепей управления, защит, обогревов, освещения, связи.

1.3 Исходные данные

Таблица 1.3.1-Исходные данные

Напряжение	110 кВ
Характеристика питающего пункта	2Х цепная ЛЭП
Длина питающей воздушной ЛЭП	90 км
Потребители на среднем напряжении (воздушные ЛЭП)
Напряжение	35 кВ
Число и мощность потребителей	2Ч9,2 + 2Ч7,8 МВт
Суммарная максимальная мощность	34 МВт
cosц в режиме максимума активной нагрузки	0,92
Потребители на низком напряжении (кабельные ЛЭП)
Напряжение	10 кВ
Число и мощность потребителей nЧ Sвл,кВА	Таблица 1.3.2
Суммарная максимальная мощность	36,8 МВт
cosц в режиме максимума активной нагрузки	0,92



В качестве суточного графика нагрузок принять упрощенный график (рисунок 3.1.1 на стр.7) и считать его неизменным в течение года.

Таблица 1.3.2 Потребители на низком напряжении (10кВ)

№ фидера	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	Всего
	2,99	2,87	4,83	4,23	4,83	2,54	3,54	1,65	3,86	2,25	3,22	36,8



2. Расчёт электрических нагрузок ПС

Все приведенные формулы и методика расчетов в данном разделе выбраны из [1], с.390-402.

2.1 Полные мощности подстанции по ступеням напряжения

Полная мощность на стороне среднего напряжения:

Полная мощность на стороне низкого напряжения:

2.2 Реактивные мощности ПС по ступеням напряжения

Реактивная мощность на стороне среднего напряжения:

Реактивная мощность на стороне низкого напряжения:



2.3 Полные мощности ПС

Активная мощность:

Реактивная мощность:



3. Построение суточного и годового графиков нагрузок, определение часов использования максимальной нагрузки Тмах

3.1 Построение суточного графика

По расчетным графикам нагрузок определим годовую энергию потребления. По условиям задания в качестве суточного принимается упрощенный график нагрузок и считается неизменным в течение года.

100% по графику соответствует

Кн, % - коэффициент нагрузки, показывающий, какая часть от максимальной нагрузки на подстанции используется в то или иное время (всего 5 ступеней нагрузки- 30,60,70,80 и 100 %).

3.2 Построение годового графика

Продолжительность работы с определённой нагрузкой в год рассчитывается по формулам из [1], с. 35-43

Полная мощность нагрузки ступени:

Полезная мощность нагрузки ступени:

Продолжительность ступени:

Отпущенная энергия ступени:

Расчет для первой ступени графика:



Таблица 3.2.1-Расчетные данные для построения годового графика.

часы	, %	МВа	МВт	, час	МВт*ч
0--6	30	23	21,24	2190	46515,6
6--11	80	61,2	56,64	1825	103368
11--14	70	53,6	49,56	1095	54268,2
14--18	100	76,5	70,8	1460	103368
18--22	60	45,9	42,48	1460	62020,8
22--24	30	23	21,24	730	15505,2
Всего				8760	385045,8

Таким образом, за год отпущено электроэнергии

Используя данные таблицы 3.2.1, построим годовой график (рис.3.2.2)

3.3 Расчёт

На основании расчетов для годового графика определим число часов использования максимальной нагрузки

Величина показывает,сколько часов за рассматриваемый период времени (год) электроустановки потребителей должны были бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы потребить действительное количество электроэнергии за этот период времени.



4. Выбор трансформаторов, определение коэффициента загрузки трансформаторов при совместной работе и коэффициента аварийной перегрузки

Так как категория потребителей I-II, II-III, то число трансформаторов на районной понизительной подстанции принимаем равным двум. В зависимости от напряжения и мощности подключаемых потребителей выбираем трехобмоточные трансформаторы (на три напряжения 110/35/10).

Выбор номинальной мощности трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности

[3],c.57

Допускаемый коэффициент [3,c.57].Такая перегрузка допустима не более 5 суток при условии, что длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки.

По таблице 3.6 из [4],с.152 выбираем трансформатор ТДТН-63000/ 110-трансформатор 3-х фазный; система охлаждения: дутье; 3-х обмоточный с наличием устройства РПН.

4.1 Определение коэффициента загрузки трансформаторов при совместной работе и коэффициента аварийной перегрузки

Коэффициент загрузки:

[3],c.57



Коэффициент перегрузки:

[3],c.57

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:



5. Расчёт токов короткого замыкания

5.1 Общие сведения о коротких замыканиях

Коротким замыканием (КЗ) называется непосредственное соединение между лю6ыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями ра6оты установки. Наи6олее часто встречаются однофазные замыкания. На их долю приходится до 65% от о6щего числа КЗ. Трехфазные КЗ возникают сравнительно редко - в 5% от о6щего числа КЗ.

При расчетах токов КЗ принимаются следующие допущения:

-в течение всего процесса КЗ э.д.с. генераторов системы считают совпадающими по фазе; не учитывают насыщения магнитных систем, что позволяет считать все цепи линейными.

-прене6регают намагничивающими токами силовых трансформаторов;

-трехфазную систему считают симметричной;

-прене6регают емкостными проводимостями всех элементов короткозамкнутой сети за исключением линий большой протяженности и напряжения, например линий напряжением 500 кВ;

-электродвижущие силы всех источников питания, значительно удаленных от места КЗ Храсч ? 3), считают неизменными;

-активное сопротивление цепи КЗ учитывают только тогда, когда оно 6ольше одной трети индуктивного сопротивления той же цепи.

Расчёт необходимо выполнить в 3 указанных точках КЗ-К1,К2,К3. При расчёте тока КЗ в цепях >1000 В учитываются в основном только индуктивные сопротивления всех элементов, активными можно пренебречь вследствие их малости.



Для облегчения выбираемого оборудования желательно принять такой режим работы схемы, при котором величины токов КЗ будут наименьшими. В реальных схемах электроснабжения для ограничения величины токов КЗ принимается раздельная работа трансформаторов на подстанции и питающих линий, т.е., в нормальном режиме работы секционные аппараты на шинах полстанции отключены. Поэтому схема замещения составляется только для одной цепи, и рассчитываются в относительных единицах сопротивление всех элементов.

Рисунок 5.1.2 Схема замещения для расчетной схемы подстанции.



5.2 Расчёт тока КЗ в точках К1,К2, К3

5.2.1 Расчёт тока КЗ в точке К1

Преобразуем схему замещения относительно К-1 из рисунка 5.1.2

Рисунок 5.2.1 - Преобразование схемы замещения для точки К-1.

Определим в относительных единицах сопротивление воздушной линии:

Рассчитаем базисный ток:

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ:



Найдём ударный ток:

где -ударный коэффициент

5.2.2 Расчёт тока КЗ в точке К2

Преобразуем схему замещения относительно К-2 из рисунка 5.1.2

Рисунок 5.3.1 - Преобразование схемы замещения для точки К-2.

Определим в относительных единицах сопротивление трансформатора ПС:

Рассчитаем базисный ток:



Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ

Найдём ударный ток:

где ударный коэффициент

5.2.3 Расчёт тока КЗ в точке К3

Преобразуем схему замещения относительно К-3 из рис.5.1.2

Рисунок 5.4.1 -Преобразование схемы для точки К-3.

Определим в относительных единицах сопротивление трансформатора ПС:

Рассчитаем базисный ток:



Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ:

Найдём ударный ток:

гдеударный коэффициент

5.3 Определение приведенного времени КЗ (),необходимое для проверки электрооборудования на термическую устойчивость

5.3.1 Расчет для точки К-1

Для определения обеих составляющих необходимо знать коэффициент затухания:

Так как источником в схеме является система бесконечной мощности, то и

Действительное время протекания тока:

-время срабатывания защит

- время отключения выключателя

Время затухания апериодической составляющей тока КЗ

Время затухания периодической составляющей тока КЗ определяется по кривым [1], с.164 в зависимости от и :

5.3.2 для точки К-2

5.3.3 для точки К-3



6. Выбор конструктивного исполнения подстанции и оборудования

Схемы распределительных устройств, согласно [6], с.4,должны обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий, трансформаторов с учетом перспективы развития ПС, обеспечивать требуемую надежность работы РУ, исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников, учитывать требования секционирования сети и обеспечить работу РУ при расчетных значениях токов КЗ.

Также должно обеспечиваться возможность и безопасность проведения работ на элементах схемы, наглядность и удобство эксплуатации, должен быть обеспечен удобный вывод в ремонт отдельных элементов схемы.

Конструктивно подстанция состоит из открытого распределительного устройства 110кВ (ОРУ-110), открытого распределительного устройства 35 кВ (ОРУ-35),комплектного распределительного устройства 10 кВ (КРУН-10),общепод-станционного пункта управления (ОПУ).

ОРУ-110.В цепях трансформаторов установлены выключатели, на линиях и секциях-разъединители. Районная ПС состоит из открытого распределительного устройства 110 Установлены также конденсаторы связи и высокочастотные заградители, препятствующие прохождению токов непромышленной частоты на подстанцию. Для целей РЗА (релейной защиты и автоматики) используются трансформаторы напряжения и трансформаторы тока.

ОРУ-35 выполнено в виде одиночной секционированной системы шин с секционным выключателем, от каждой секции отходит по две линии 35кВ, на которых установлены выключатели шинные и линейные разъединители, на каждой секции установлены трансформаторы напряжения, на выключателях - встроенные трансформаторы тока.

ЗРУ -10 выполнено в виде одиночной секционированной системы шин, установлены вводные, секционный, линейные выключатели, на каждой секции установлены трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжений ОПН-10, ТСН (трансформатор собственных нужд) - внешний. В линиях, вводных и секционном выключателе - трансформаторы тока.

ОПУ предназначен для организации и распределения оперативного тока, схемы собственных нужд, размещения аккумуляторной батареи, устройств РЗА, связи, сигнализации, органов управления.

В следующем разделе выберем оборудование для ПС и проверим правильность выбора. Аппараты и проводники распределительных устройств всех напряжений выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.



7. Расчет токов и выбор электрооборудования ПС

7.1 Расчет токов и выбор электрооборудования 110 кВ

Согласно [6], п.3 выбор оборудования производится из условий:

Таблица 7.1-Условия выбора оборудования

Условие выбора	Описание
	Номинальное напряжение оборудования должно быть не меньше номинального напряжения сети
	Номинальный ток оборудования должен быть не меньше максимального рабочего тока в сети, где оно установлено
	Предельный сквозной ток через оборудование должен быть не меньше начального значения тока периодической составляющей тока КЗ
	Допустимое приведенное время КЗ для оборудования должно быть больше расчетного приведенного времени КЗ в расчетной точке
	Допустимый ударный ток оборудования должен быть больше расчетного ударного тока КЗ в расчетной точке

Рабочий ток:

, [1],с.132

Рабочий максимальный ток:

По каталогу выбираю выключатель элегазовый баковый ВГБУ-110.

По каталогу выбираю разъединитель типа: РГН-110/1000(управление главными ножами и заземлителями-электроприводом.



Таблица 7.2- Выбор выключателя, разъединителя.

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВГБУ-110У1	РГН-110/1000 УХЛ1
, кВ	110	110	110
, А	472	2000	1000
,с	0,19	3	2
,кА	1,85	40	20
, кА	4,83	102	80
Привод		ППРа-2000	ПДГ-9УХЛ1

7.2 Расчет токов и выбор электрооборудования 35 кВ

Определим для стороны 35 кВ [1],с.132

Определим для секционного выключателя 35 Кв и вводов

Для линий №№ 1,2 35 кВ мощностью

Для линий №№ 3,4 35 кВ мощностью

Выберем вводной, секционный, линейный выключатель типа ВБС-35III-25/1600 УХЛ1

Выберем разъединитель типа: РГ-35/1000 УХЛ1(управление главными ножами-электроприводом, заземлителями-ручное

Таблица 7.2- Выбор выключателей и разъединителей 35кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВБС-35III-25 УХЛ1	ВБС-35III-25 УХЛ1	ВБС-35II-25 УХЛ1	РГ-35/1600 УХЛ1
кВ	35	35	35	35	35
,А	859	1600	-	-	1600
,А	859	-	1600	-	-
,А	165	-	-	630	-
,с	0,23	3	3	3	2
,кА	3,55	40	40	40	20
,кА	9	102	102	102	63
Привод		ПДГ-9УХЛ1	ПДГ-9УХЛ1	ПДГ-9УХЛ1	ПРГ-01-5 УХЛ1

7.3 Расчет токов и выбор электрооборудования 10 кВ

Определим для стороны 10 кВ

Определим для секционного выключателя 10 Кв и вводов

Определим для линий 10 кВ



Расчёт для линий 10 кВ сведём в таблицу:

Таблица 7.3.1- расчет токов отходящих линий 10 кВ

№ фидера	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	Всего
Sвл,кВА	3,25	3,15	5,25	4,6	5,25	2,8	3,85	1,8	4,2	2,45	3,5	40
,А	188	182	303	263	303	162	223	101	243	142	202	2312

Таблица 7.3.2 Выбор оборудования 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные выключателей
		Ввод	Секционный	Линейный
		ВБЧЭ 10-31,5/3150	ВБЧЭ 10-31,5/3150	ВБЧЭ 10-31,5/630
кВ	10	10	10	10
, А	3009	3150	-	-
, А	3009	-	3150	-
, А	303	-	-	630
,кА	9,82	31,5	31,5	31.5
,с	0.21	3	3	3
, кА	24.92	80	80	80

Вакуумные выключатели ВБЧЭ в виде выкатного элемента устанавливаются в КРУ типа К-104, К-59, КМ-1Ф. По своим присоединительным размерам и схемам управления взаимозаменяемы с выключателями ВК-10, ВКЭ-10.

Сечение кабелей >1000 В согласно [1],с250-252 выбираем по экономической плотности тока,величина которой определяется из таблицы в зависимости от и типа изоляции проводника, питающий кабель 10 кВ выбираем с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией. При рассчитанном значении =5584 часа

Расчёты оформим в таблицу 7.3.3:

Таблица 7.3.3- Расчетные сечения кабелей 10 кВ

№ фидера	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Sэк,мм2	156,7	151,7	252,5	219,2	252,5	135	185,8	84,2	202,5	118,3	168,3

Таблица 7.3.4 -Выбор кабелей 10 кВ

№	Марка кабеля	I каб. доп.
1	ААБ-10(3*150 мм2)	275
2	ААБ-10(3*150 мм2)	275
3	2ААБ-10(3*120мм2)	355
4	2ААБ-10(3*120мм2)	355
5	2ААБ-10(3*120мм2)	355
6	ААБ-10(3*150 мм2))	275
7	ААБ-10(3*185мм2)	310
8	ААБ-10(3*95мм2)	205
9	2ААБ-10(3*120мм2)	355
10	ААБ-10(3*120мм2)	240
11	ААБ-10(3*185мм2)	310

После выбора кабелей 10кВ и расчётов токов КЗ эти кабели необходимо проверить на термическую устойчивость. При проверке рассчитывается минимально допустимое сечение по нагреву током КЗ:

где -периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3,

- приведённое время КЗ,

С-коэффициент для кабелей 10 кВ, С=85

Это означает, кабели выбраны верно.

Выбор провода питающей линии 110 кВ.

Рабочий ток:

Рабочий максимальный ток:

т.к. то

Выбираем провод АС-300 ( Iдоп = 690 А>472 A)



8. Выбор трансформаторов собственных нужд

Собственные нужды (с.н.) подстанции являются одним из наиболее ответственных потребителей, так как от надежной работы механизмов собственных нужд зависит нормальное функционирование подстанции. На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузке собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности. Состав собственных нужд подстанции приведен в таблице 8.1.

Таблица 8.1- Потребители собственных нужд

Потребитель	Количество шт.	Мощность единичная кВт	Мощность потребителя
			Руст,кВт	Qуст,кВар
Устройство охлаждения трансформаторов	2	4,5	9	5,58
Подогревы выключателей 110 кВ	2	0,8	1,6	-
Подогревы выключателей 35кВ	7	0,8	5,6	-
Подогревы выключателей 10кВ	14	0,8	11,2	-
Подогревы приводов разъединителей 110 кВ	8	0,6	4,8	-
Подогревы приводов разъединителей 35кВ	16	0,6	9,6	-
Отопление,освещение, ОПУ, ЗРУ-10,АБ			30	-
Освещение ОРУ-110	10	0,5	5	-
Освещение ОРУ-35	10	0,5	5	-
Аппаратура связи и телемеханики	1	1	1	-
Подзарядные агрегаты	2	10,2	20,4	9,18
Вентиляция	4	1,5	6	3,3
ИТОГО:			109,2	18,06

По этим данным определяем установленные мощности механизмов собственных нужд Руст, Qуст (при cos = 0,85) и расчетную мощность, кВА:

, [7], с.22

где Кс = 0,8 - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформатора с.н.:

Sн.. Sрасч * КП, [7], с.22

где КП = 1,4 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Определим суммарную расчетную мощность трансформаторов с.н.:

,

Тогда расчетная мощность каждого трансформатора при условии равномерной загрузки при нормальных условиях:

Определим расчетную номинальную мощность каждого трансформатора

Выберем трансформаторы с.н.:

ТМ - 63 / 10 Sн=63 кВа

UВН =10 кВ, UНН = 0,4 кВ.

Защита трансформаторов с.н. с номинальной мощностью до 250 кВА включительно осуществляется плавкими предохранителями на высшем напряжении и автоматическими выключателями на низшем.

Для защиты трансформаторов с.н. выберем предохранители. Выбор производится по Uном=10 кВ установки, Iр.м и току короткого замыкания, IП3=9,82 кА.

Выберем предохранитель ПКТ 101 - 10 - 10 31,5 У3

Iном пр.=10А> Iр.м.; Iном.откл.=31,5кА> IП3

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям.



9. Расчет заземляющих устройств и молниезащиты

9.1 Расчет заземления

Для электроустановок с эффективной заземленной нейтралью напряжением 110 кВ ПУЭ предусматривает два вида расчета заземляющего устройства-по допустимому напряжению прикосновения или по нормированию сопротивления заземляющего устройства. Рассчитаем заземляющее устройство исходя из допустимого сопротивления -.

Все расчеты выполним в соответствии с методикой, представленной в [2], с.259-264, при отсутствии естественных заземлителей. Форму расположения заземлителей выберем контурную, при которой заземлители располагаются по периметру защищаемой территории.

Заземляющее устройство на подстанции выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих сетку с переменным шагом.

Площадь заземляющего устройства составляет . Заземлитель предполагается выполнять из горизонтальных полосовых электродов сечением и вертикальных электродов длиной , диаметр . Глубина заложения электродов t=0,7 м.

Удельное сопротивление грунта составляет

Необходимое сопротивление заземлителя:

Сопротивление одного электрода:

Тогда общее число электродов:



,

Где -коэффициент экранирования, определенный из таблицы

Периметр заземляющего устройства:

Расстояние между электродами равно:

Допустимое расстояние между электродами должно быть не более их длины, это означает, что необходимое количество электродов не вмещается в периметр и приходится разместить остальные электроды внутри или вне подстанции, либо использовать естественные заземлители.

В качестве естественного заземлителя выберем заземленный трос грозозащиты линии 110 кВ сопротивлением

В этом случае сопротивление искусственных заземлителей должно быть:

Тогда общее число электродов:



,

Где - коэффициент экранирования, определенный из таблицы

Расстояние между электродами равно:

План заземляющего устройства представлен на рисунке 9.1 страница 23б

9.2 Расчёт молниезащиты

Расчет в данном подразделе основан на методике, изложенной в[7],с.97-107. Электрооборудование подстанции защищается от прямых ударов молнии с помощью четырех отдельно стоящих молниеотводов.

Несущая конструкция первого выполнена из железобетонной опоры. На верхушке опоры надет железный оголовник с приваренным к нему железным стержнем длинной около метра. Высота молниеотвода принимается равной 23,5 м.

Расстояние между молниеотводами 53 м. Зона защиты (территория ОРУ 5326 м)

где - высота стержневого молниеотвода,20 м

- высота точки на границе защищаемой зоны, 11,35 м,

- активная высота молниеотвода,

Наименьшая ширина зоны защиты в середине между молниеотводами при горизонтальном сечении на уровне определяют по кривым

Для этого вначале находятся соотношения:

Где а - расстояние между молниеотводами.

По графику находится величина

Откуда

Граница зоны защиты в вертикальном сечении:

Таким образом, молниезащита прошла проверку по площади защищаемого ею оборудования и по его высоте.



Рисунок 9.3. Схема молниезащиты



10. Релейная защита

10.1 Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов

Расчет произведен согласно методике, изложенной в [8], с 29-30

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высокого напряжения 3 кВ и выше от К.З. на выводах, а также внутренних повреждений. В соответствии с ПУЭ продольная ДТЗ без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и выше, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности ( но не менее 1 МВА), если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с.

Порядок расчета дифзащиты с реле ДЗТ-11 следующий:

а) Определим первичные номинальные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

,

б) Выберем типы трансформаторов тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах защиты не превышали 5 А (в номинальном режиме).

ВН: ТФЗМ110Б-II

СН: ТФЗМ35Б-I

НН: ТВТ-10

3. Определяем вторичные номинальные токи в плечах защиты:

,

где - коэффициент схемы для симметричного режима.

в) Защиту будем рассчитывать для реле ДЗТ-11(т.к. регулирование имеется на двух сторонах трансформатора - ВН и СН), в этом случае параметры защиты рассчитываем по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении трансформатора в холостом режиме для реле без короткозамкнутой обмотки (ДЗТ) или при восстановлении напряжения после отключения короткого замыкания производится по выражению:

где - номинальный ток, соответствующий номинальному напряжению среднего ответвления устройства РПН и номинальной мощности трансформатора (ток должен быть приведен к высокой стороне);

- коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока.

г) Определим токи внешних КЗ:

Где Fср - МДС срабатывания реле ДЗТ=100 В,-напряжение короткого замыкания соответствующей стороны,

д) Рассчитаем количество витков реле:

,

, ,

Принятое количество витков:

е) Рассчитаем количество витков тормозной обмотки:

,

Где - коэффициент надежности,принимаемый равным 1,5

-угол наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике срабатывания реле (для ДЗТ-11 принимается равным 0,87

-число витков плеча защиты, в которое включена тормозная обмотка.

Тормозную обмотку включим на сумму токов плеч со стороны, которых питание отсутствует

Вторичный ток срабатывания:

Первичный ток срабатывания:

ж) Вычислим коэффициент чувствительности:

Таким образом, защита рассчитана верно.

10.2 Расчет МТЗ с блокировкой по напряжению

Максимальная токовая защита предназначена для отключения трансформаторов при коротком замыкании на шинах или на отходящих от них присоединениях, если защита или выключатели этих элементов отказали в работе. Одновременно релейная защита от внешних коротких замыканий используется и для защиты от повреждения в трансформаторе. Однако по условиям селективности МТЗ должна иметь выдержку времени и, следовательно, не может быть быстродействующей. По этой причине в качестве основной защиты от повреждений в трансформаторах она используется лишь на маломощных трансформаторах. На трансформаторах, имеющих специальную защиту от внутренних повреждений, защита от внешних коротких замыканий служит резервом к этой защите на случай ее отказа. На трехобмоточных трансформаторах МТЗ устанавливается со всех трех сторон.

Дальнейшие расчеты приведены с использованием методики [9],с. 295-300

а) Определение первичного тока срабатывания защиты

Первичный ток срабатывания защиты, определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита, по выражению:

где - коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, принимаем равным 1,2;

- коэффициент возврата реле, принимаем равным 0,95;

- коэффициент запуска, принимаем равным 1,4.

Для стороны 110 кВ:

Для стороны 35 кВ:

Для стороны 10 кВ:

б) Определение первичного напряжения срабатывания

Первичное напряжение срабатывания защиты определяется для минимального реле напряжения, исходя из:

- обеспечения возврата реле после отключения внешнего короткого замыкания по выражению:

,

где - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле.

Для стороны 35 кВ:

Для стороны 10 кВ:

- отстройки от напряжения самозапуска при включении АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

где - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР;

Для стороны 35 кВ:

Для стороны 10 кВ:

в) Определение вторичных тока и напряжения срабатывания реле

для фильтра-реле напряжения обратной последовательности комбинированного пуска напряжения:

Вторичные ток и напряжение определяются:



Вторичное напряжение для фильтра-реле обратной последовательности:

где - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

г) Определение чувствительности защиты

Чувствительность защиты определяется по выражениям:

для реле тока:

,

где - ток минимального короткого замыкания, приведенный к рассматриваемой стороне

где - первичное значение тока в месте установки защиты в минимальном режиме работы при двухфазном коротком замыкании в расчетной точке;

Таким образом, обеспечен оптимальный коэффициент чувствительности как в режиме защиты (должен быть более 1,5), так и в режиме резервирования (должен быть более 1,2 )

д) Выбор выдержек времени

По условию селективности время срабатывания (уставка по времени) защиты последующего элемента выбирается в секундах, по выражению:

где - время срабатывания МТЗ предыдущего элемента, то есть более удаленного от источника питания, для МТЗ-10 время срабатывания равно 2,5 с

- ступень селективности, с.

Выдержки времени защит имеют следующие значения:

10.3 Расчет защиты от перегрузки

Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте контроль за перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение. Для того чтобы охватить все возможные режимы и параметры трансформатора, целесообразно установить сигнализацию перегрузки на всех трех сторонах трансформатора.

Ток срабатывания защиты от перегрузки с действием на сигнал определяется согласно выражению [9], с.178

в котором = 1,05 - коэффициент отстройки, а = 0,95 - коэффициент возврата, коэффициент запуска не учитывается. Вторичный ток срабатывания реле определяется по выражению [9], с.178:

Результаты расчета сведены в таблицу 10.3.1

Таблица10.3.1 - Расчет защиты от перегрузки

Наименование величины	Обозначение и пояснение	Числовое значение
		Ввод 110 кВ	Ввод 35 кВ	Ввод 10 кВ
Номинальный ток стороны, А		331,06	1040,46	3641,62
Коэффициент отстройки		1,05	1,05	1,05
Коэффициент возврата		0,95	0,95	0,95
Первичный ток срабатывания защиты от пегрузки, А		366	380,7	1386,4
Вторичный ток срабатывания реле, А		2,44	1,73	5,24

Время срабатывания защиты от перегрузки во избежание ложных сигналов должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики, снижения пускового тока нагрузки до номинального. Принимаем выдержку времени 9 с.

10.4 Расчет блокировки РПН

Методика расчета изложена в [10], с. 44

Блокирование передачи управляющего импульса на исполнительный механизм устройства РПН осуществляется при:

перегрузке по току;

снижении напряжения на сторонах СН и НН ниже ;

неисправности регулятора и (или) приводов РПН;

подачи внешнего сигнала блокировке.

Ток срабатывания блокировки РПН определяется:

где - коэффициент отстройки.

Получаем:

Вторичный ток срабатывания реле определяется как

Защита действует на время перегрузки по току.

10.5 Расчет защиты от перегрева

Методика расчета изложена в [10], с. 60

При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева.

Трансформатор марки ТДТН-63000/110/35/10 оснащен масляным охлаждением с дутьем и естественной циркуляцией масла.

Таблица 10.4.1- Расчет защиты от перегрева

Наименование величины	Обозначение и пояснение	Числовое значение
		Ввод 110 кВ	Ввод 35 кВ	Ввод 10 кВ
Номинальный ток стороны, А		331,06	1040,46	3641,62
Коэффициент отстройки		0,5	0,5	0,5
Коэффициент возврата		0,95	0,95	0,95
Первичный ток срабатывания защиты от перегрева, А		174,24	547,6	1916,64
Вторичный ток срабатывания реле, А		1,16	0,91	2,76

Выдержка времени составляет 9 с.Защита действует на сигнал.

10.6 Газовая защита

Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора). Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора. Газовое реле, например типа BF-80, устанавливается в рассечку трубы, соединяющей бак трансформатора с расширителем.

Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов (автотрансформаторов) от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Новый трансформатор должен включаться с введенным на отключение сигнальным поплавком газовой защиты, который может сработать и при начинающемся повреждении трансформатора, до короткого замыкания в нем.

При включении нового трансформатора по мере его нагрева происходит выделение воздуха, растворенного в масле. Он заполняет газовое реле и его необходимо время от времени выпускать. Выводить действие отключающего элемента на отключение до прекращения выделения воздуха не разрешается. Для обеспечения свободного выхода газов при слабом газообразовании, трансформатор устанавливается так, чтобы крышка трансформатора и трубопровод имели подъем в сторону газового реле. Отключающий элемент газовой защиты имеет уставку срабатывания по скорости масла.

Величина уставки определяется по заводской инструкции (0,5-1,5 м/с) и может корректироваться в зависимости от состояния трансформатора. Дело в том, что бросок масла происходит не только при повреждении внутри трансформатора, но и при внешних коротких замыканиях.



10.7 Газовая защита переключателя РПН

Контакторы переключателя РПН находятся в отдельном от бака трансформатора отсеке. Поскольку при переключении контакторов дуга горит в масле, то масло постепенно разлагается с выделением газа и других компонентов. Это масло не смешивается с остальным маслом в баке и не ухудшает его качество. Бак РПН также соединяется с расширителем (отдельный отсек) и в соединительной трубе устанавливается специальное реле, например URF-25. Это реле называется струйным и работает только при броске масла. В реле один отключающий элемент - заслонка вместо поплавка. Газ, выделяющийся при переключении контакторов, свободно выходит в расширитель и не вызывает срабатывания реле. Срабатывание реле вызывает бросок масла, происходящий при перекрытии внутри отсека РПН. После срабатывания струйное реле остается в сработанном положении и должно возвращаться в исходное положение нажатием кнопки на реле

10.8 Устройство автоматического включения резерва

Одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения. В этом также можно убедиться на примере рассмотренных схем электроснабжения. Шины распределительного пункта РП обычно выполняются в виде двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении ее релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного выключателя устройством автоматического включения резерва (УАВР).

Устройства автоматического включения резерва (АВР) нашли широкое

применение на подстанциях на напряжение 6-10 кВ. Устройство АВР должно подключать резервный источник питания при исчезновении по любой причине питания от рабочего источника. Исчезновение напряжения на шинах может быть вызвано короткими замыканиями в питающей сети высшего напряжения, в рабочем трансформаторе, на его шинах низшего напряжения и присоединенной к шинам распределительной сети, а так же произвольным отключением одного выключателя рабочего трансформатора.

Включение резервного источника должно происходить после деионизации среды в случае неустойчивого короткого замыкания на сборных шинах, поэтому требуется, чтобы tАВР > tд.с.Это условие в сетях до 10 кВ выполняется автоматически, так как собственное время включения выбранных выключателей превышает время деионизации среды. Устройство АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным по времени от максимальных токовых защит присоединений. При включении резервного источника на устойчивое КЗ релейная защита должна обеспечить его отключение от поврежденного участка, чтобы сохранилось питание других присоединений.

10.9 Автоматическое повторное включение

Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.

Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер. При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу.

Устройство АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель. Через некоторый промежуток времени tАПВ устройство вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.

Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим образом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отключается релейной защитой. Устройства автоматики должны попытаться восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АПВ электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно, то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно, выдержка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем tАПВ = 1 с

10.10 Автоматическая частотная разгрузка

Согласно ГОСТ - 13109 - 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 0,2 Гц.

При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрезмерное снижение частоты тока, что угрожает нарушению статической устойчивости системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты, но и напряжения.

В таких случаях для восстановления нормального режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы не допустить даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в течение 20 с, а с частотой 48,5 Гц - 60 с.

АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧРI.

В настоящее время выпускается аналого-цифровое измерительное реле частоты типа РСГ - 11, которое срабатывает при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.

При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения перерыва в электроснабжении потребителей, отключенных АЧР, применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ - ЧАПВ).

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.



11. Установка постоянного тока на проектируемой ПС 110\35\10

Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет систему оперативного тока данной электроустановки. Оперативный ток на подстанциях служит для питания вторичных устройств, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также для аварийного освещения и электроснабжения электродвигателей (особо ответственных механизмов).

Проектирование установки оперативного тока сводят к выбору рода тока, расчету нагрузки, выбору типа источников питания, составлению электрической схемы сети оперативного тока и выбору режима работы.

К системам оперативного тока предъявляют требования высокой надежности при КЗ и других ненормальных режимов в цепях главного тока.

Применяются следующие системы оперативного тока на подстанциях:

постоянный оперативный ток - система питания оперативных цепей, при которой в качестве источника питания применяется аккумуляторная батарея;

переменный оперативный ток - система питания оперативных цепей, при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, измерительные трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия используются предварительно заряженные конденсаторы;

выпрямленный оперативный ток - система питания оперативных цепей переменным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия могут использоваться предварительно заряженные конденсаторы;

смешанная система оперативного тока - система питания оперативных цепей, при которой используются разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный, переменный и выпрямленный).

В системах оперативного тока различают:

зависимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей зависит от режима работы данной электроустановки (подстанции);

независимое питание, когда работа системы питания оперативных цепей не зависит от режима работы данной электроустановки.

К независимым системам отно...