Реконструкция подстанции 96 «Озеро Долгое», предназначенной для электроснабжения части Приморского района города Санкт-Петербурга

Содержание Введение Исходные данные для дипломного проектирования

1. Экспериментальные данные электрических нагрузок подстанции

2. Обоснование срока замены трансформаторов

3. Выбор и обоснование схемы подстанции

4. Расчёт токов короткого замыкания

5. Выбор основного оборудования

5.1 Выбор оборудования для РУ 110 кВ

5.1.1 Выбор разъединителей

5.1.2 Выбор выключателей

5.1.3 Выбор трансформаторов тока

5.1.4 Выбор трансформаторов напряжения

5.1.5 Выбор ОПН

5.1.6 Выбор шин

5.1.7 Выбор проходных линейных вводов

5.2 Выбор оборудования для РУ 10 кВ

5.2.1 Выбор выключателей

5.2.2 Выбор комплектного распределительного устройства

5.2.3 Выбор шин

5.2.4 Выбор изоляторов и ОПН

5.2.5 Выбор трансформатора напряжения

5.2.6 Выбор трансформаторов тока

6. Релейная защита и автоматика

6.1 Защита трансформатора

6.1.1 Дифференциальная защита трансформатора

6.1.2 Газовая защита трансформатора

6.1.3 Максимальная токовая защита

6.1.4 Защита трансформатора от перегрузки

6.2 Релейная защита и автоматика присоединений 10 кВ

6.2.1 Релейная защита и автоматика вводов 10 кВ трансформаторов

6.2.2 Релейная защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ

6.2.3 Релейная защита фидеров 10 кВ

6.2.4 Защита отсеков КРУ от дуги

6.2.5 Учёт и экономия электроэнергии

7. Молниезащита и заземление

7.1 Молниезащита подстанции

7.2 Защитное заземление

8. Обоснование режима нейтрали

9. Вопросы безопасности жизнедеятельности

9.1 Порядок проведения работ в электроустановках

9.2 Порядок пользования средствами защиты

9.3 Опасные факторы при пожарах в электроустановках

9.4 Производственная санитария

10. Организационно-экономическая часть

10.1 Определение капитальных вложений

10.2 Списочная численность рабочих подстанции

10.3 Расчёт фонда оплаты труда

10.4 Расчёт амортизационных отчислений

10.5 Определение издержек на ремонт и обслуживание оборудования

10.6 Расчёт стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах

10.7 Определение себестоимости трансформации электроэнергии

10.8 Итоговые технико-экономические показатели проекта Библиографический список Приложение 1

Введение

подстанция трансформатор замыкание релейный Заданием для дипломной работы является реконструкция подстанции 96 «Озеро Долгое», предназначенной для электроснабжения части Приморского района города Санкт-Петербурга. Подстанция 96 построена в 1988 году и обеспечивает электроснабжением бытовую нагрузку, ГУП ТЭК, торговый комплекс «Долгоозерный».

Подстанция 96 «Озеро Долгое» закрытого типа с блочной схемой и неавтоматической ремонтной перемычкой, выключатели ВМТ-110Б 110кВ трансформаторов масляные. Питается по двум тупиковым линиям электропередачи от подстанции «Северная-330». Подстанция 96 входит в состав филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети».

ЗРУ 10 кВ скомпоновано из 8 секций с одинарной системой шин на базе ячеек КРУ серии К-26 с масляными выключателями типа ВМПЭ-10, которые являются пожароопасными. Релейная защита построена на базе электромеханических реле, оперативный ток — выпрямленный.

В проекте рассмотрим замену в ЗРУ — 110 кВ выключателей 110кВ на элегазовые. Для ЗРУ — 10 кВ схему оставляем без изменения и установим ячейки КРУ с вакуумными выключателями. Релейная защита будет осуществлена на базе микропроцессорной техники.

Исходные данные для дипломного проекта

1. Ток короткого замыкания на секциях 110 кВ подстанции 96 составляет 18 кА;

постоянная времени затухания при КЗ на секциях 110 кВ подстанции Та = 0,02 с;

ток однофазного замыкания на землю в сети 10 кВ Iз.з., А:

1−3 секции Iз.з. = 129,7 А;

2−4 секции Iз.з. = 118,3 А;

5−7 секции Iз.з. = 91,2 А;

6−8 секции Iз.з. = 89,5 А (по расчетам службы электрических режимов филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети»).

2. =150 Ом· м — измеренное удельное сопротивление грунта.

3. Экспериментальные данные, полученные путём замера нагрузки на подстанции в часы зимнего максимума, приведены в приложении 1.

1. Экспериментальные данные электрических нагрузок подстанции Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов, силовых трансформаторов и преобразователей, а также для выбора защиты и компенсирующих устройств.

Согласно исходным данным из приложения 1 строим график нагрузки работающего трансформатора ПС 96 при выводе из работы одного из трансформаторов (рис. 1).

Рис. 1. Суточный график нагрузки работающего трансформатора ПС 96 при выводе из работы одного из трансформаторов Для оценки допустимости перегрузки трансформатора суточный график его нагрузки преобразуется в эквивалентный двухступенчатый график. На исходном графике проводится линия номинальной нагрузки Sном. Пересечением этой линии с исходным графиком выделяется участок перегрузки, продолжительностью t.

Эквивалентирование каждой части графика нагрузки проводится по условию одинакового теплового воздействия на изоляцию переменного и эквивалентного неизменного графика нагрузки.

Эквивалентная неизменная на интервале (24-t) нагрузка S1:

МВ· А.

Эквивалентная неизменная на интервале t перегрузка S2:

=88,5МВА.

На основании полученных данных строим двухступенчатый график нагрузки (рис.2).

Рис. 2. Двухступенчатый график нагрузки Для двухступенчатого суточного графика нагрузки трансформатора на рис. 3. рассчитаем переходный тепловой режим:

ПС-96 закрытого типа, поэтому принимаем С.

В установившемся тепловом режиме с нагрузкой К превышение температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха определяем по выражению:

где для трансформатора ТДН из табл. 3.4 [5]:

Изменение превышения температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в переходном режиме при изменении нагрузки от значения до значения определяется экспоненциальной зависимостью:

где

.

Температура масла к концу интервала перегрузки составит:

Изменение превышения температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в интервале после перегрузки определяется экспоненциальной зависимостью:

Для значений

.

В установившемся тепловом режиме превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла на выходе из обмотки определяем по выражению:

для нагрузки :

для нагрузки :

Температура наиболее нагретой точки обмотки к концу интервала перегрузки составит:

График переходного теплового режима в трансформаторе 63 МВ· А показан на рис. 3.

Рис. 3. График переходного теплового режима в трансформаторе 63 МВ· А

2. Обоснование срока замены трансформатора Согласно ГОСТ 14 209–97 для трансформатора средней мощности:

— предельная температура наиболее нагретой точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом ;

— предельная температура масла на выходе из обмотки .

На ПС-96 в этом режиме температура наиболее нагретой точки обмотки к концу интервала перегрузки равна. Из этого следует, что в данный момент трансформаторы 2· 63 МВА не обеспечат электроснабжение потребителей в аварийном режиме и их необходимо заменить на более мощные.

Рассмотрим вариант с установкой трансформаторов 2· 80 МВ· А.

Для двухступенчатого суточного графика нагрузки трансформатора на рис. 1 рассчитаем переходный тепловой режим трансформатора 80 МВ· А:

ПС-96 закрытого типа, поэтому принимаем .

В установившемся тепловом режиме с нагрузкой К превышение температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха определяем по выражению:

где для трансформатора ТДН из табл. 3.4 [5]:

Изменение превышения температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в переходном режиме при изменении нагрузки от значения до значения определяется экспоненциальной зависимостью:

.

Температура масла к концу интервала перегрузки составит:

.

Изменение превышения температуры масла на выходе из обмотки над температурой воздуха в интервале после перегрузки определяется экспоненциальной зависимостью:

Для значений

.

В установившемся тепловом режиме превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла на выходе из обмотки определяем по выражению:

для нагрузки :

для нагрузки :

Температура наиболее нагретой точки обмотки к концу интервала перегрузки составит:

.

График переходного теплового режима в трансформаторе 80 МВ· А показан на рис. 4.

Рис. 4. График переходного теплового режима в трансформаторе 80 МВ· А По данным службы присоединений ПС 96 для подключения потребителей закрыта. Ежегодный прирост мощности около 3 МВ· А. Т.к. Кпер = 1,5 для трансформаторов средней мощности [9], то

120−88,5/3=10,5.

Трансформаторы 2· 80 МВА обеспечат электроснабжение потребителей, как в нормальном, так и в аварийном режиме более 10 лет.

Принимаем к рассмотрению трансформатор типа ТРДН-80 000/110. Технические данные трансформатора приведены в таблице 1.

Таблица 1

Технические данные трансформатора

3. Выбор и обоснование схемы подстанции Одним из важных вопросов при проектировании ПС является выбор ее схемы электрических соединений. Эта схема в большой степени зависит от способа присоединения ПС к питающей электрической сети.

Для реконструируемой подстанции примем старую схему распределительных устройств, т. е. на стороне высокого напряжения два блока, связанные между собой неавтоматической ремонтной перемычкой из двух разъединителей. Эта перемычка позволяет осуществлять питание потребителей от двух трансформаторов при ремонте или повреждении одной из линий. Устаревшие масляные выключатели 110кВ заменим на элегазовые.

На стороне низкого напряжения старые ячейки КРУ будут заменены на новые с современным оборудованием и вакуумными выключателями.

Схема представлена на рис. 5.

Рис. 5. Схема подстанции

4. Расчёт токов короткого замыкания В проекте мы не рассматриваем изменение в схеме сети 110 кВ и её мощности, поэтому принимаем значения токов короткого замыкания на шинах 110 кВ равными:

1 секция 110 кВ — 18 кА;

2 секция 110 кВ — 18 кА.

Данные значения для секций 110 кВ подстанции № 96 рассчитаны службой электрических режимов филиала ОАО «Ленэнерго» «Пригородные электрические сети».

В связи с тем, что предполагается замена сетевого оборудования самой подстанции, произведём расчёт токов короткого замыкания на стороне 10 кВ.

Для рис. 5. составим схему замещения, изображённую на рис. 6.

Рис. 6. Схема замещения подстанции Т.к. параметры обоих трансформаторов одинаковы, а длины шин не значительны, следовательно, значения токов КЗ на всех секциях шин условно одинаковы. Поэтому расчёт будем вести для одной точки КЗ.

Расчет токов КЗ будем проводить в базисных единицах, для этого зададимся базисными величинами:

.

Найдем базисный ток для точки К1:

.

Проведем расчет сопротивлений, изображенных на схеме замещения.

Сопротивление системы:

Сопротивление трансформатора:

Трансформатор на подстанции работает с расщеплённой обмоткой. Сопротивления трансформатора с расщеплённой обмоткой определяются из соотношений:

Суммарное сопротивление цепи трансформатора при КЗ на шинах вторичного напряжения подстанции:

.

Ток КЗ в точке К1:

Ток двухфазного КЗ на стороне 10кВ равен:

Определяем ударные токи в заданных точках:

Точка К1:

где — ударный коэффициент, равный:

кА.

Ударный ток на шинах 110 кВ:

кА.

Определяем мощность короткого замыкания в точке К1:

МВ· А.

Для определения минимального режима сопротивление системы увеличено на 20%. Таким образом, Хс min = 1,2.

Тогда

Ом.

Токи трехфазного и двухфазного КЗ:

кА,

5.Выбор основного оборудования Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется ряд общих требований надежной работы:

— соответствие номинальному напряжению;

— отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме;

— термическая и динамическая стойкость при коротких замыканиях, а также такие требования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость.

5.1 Выбор оборудования для РУ 110 кВ

5.1.1 Выбор разъединителей Разъединители выбирают по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяют на термическую и электродинамическую стойкость.

Таблица 2

Условия для проверки разъединителей 110кВ

Для разъединителей:

где I К110 — 18 кА — ток КЗ на секциях 110кВ подстанции 96;

tтер. = tоткл. + Ta.;

tоткл. = tоткл.в. + tс. з;

tоткл.в. = 0,07 с — время отключения выключателя линии (данные выбраны по типу выключателя, установленного на питающей подстанции);

tс.з. = 0,3 с — время срабатывания защит на питающей подстанции (данные Ленэнерго);

tоткл. = 0,07 + 0,3 = 0,37 с;

tтер.. = 0,07 + 0,3+0,02 = 0,39 с;

Ta = 0,02 с — постоянная времени затухания апериодического тока (см. исходные данные).

Выбираем разъединители типа РДЗ-1−110/1000 У1 с заземляющим разъединителем типа ЗРО-110 с приводом ПРН-110У1 производства ЗАО «Запорожэнергокомплект».

Количество разъединителей, принятых к установке — 6 штук.

Разъединители серии РДЗ-1−110/1000У1 изготавливаются в трехполюсном исполнении. Полюс разъединителя выполнен в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей на 90° в горизонтальной плоскости. Токоведущая система разъединителей выполнена в виде двух контактных ножей, установленных на верхних фланцах изоляторов. Токовый переход с основания контактного ножа на контактный вывод осуществляется через скользящий контакт розеточного типа, защищенный от загрязнения кожухом. Контактный нож представляет собой две пары контактных ламелей, на концах которых имеются отгибы (ловители). Контактные ламели выполнены из бериллиевой бронзы и не требуют регулировки контактного нажатия в течение всего срока службы. На конце контактного ножа имеется контакт типа «кулачок», образованный отгибами двух параллельных шин и защищенный от обледенения кожухом. Все скользящие поверхности покрыты гальваническим серебром, а неподвижные — оловом. Контакты заземлителя также изготавливаются из двух пар ламелей из бериллиевой бронзы. На концах соединительных тяг расположены сферические подшипники скольжения, допускающие перекосы при повороте приводных валов и вала заземлителей.

5.1.2 Выбор выключателей В соответствии с ГОСТ выключатели характеризуются следующими параметрами:

— номинальный ток отключения — наибольший ток КЗ, который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению, при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций;

— допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения ;

— цикл операций — выполняемая выключателем последовательность коммутационных операций с заданными интервалами между ними. Время отключения выключателя

— стойкость при сквозных токах, характеризующаяся токами термической стойкости Iтер. и электродинамической стойкости Iдин. (действующее значение), iдин. (наибольший пик); эти токи выключатель выдерживает во включённом положении без повреждений, препятствующих дальнейшей работе;

— номинальный ток включения — ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений;

— собственное время отключения — интервал от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасительных контактов;

— время отключения — интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах;

— время включения — интервал времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.

.

Определяем максимальный рабочий ток при перегрузе трансформатора:

где Кпер = 1,5 для трансформаторов средней мощности.

Для выключателей 110кВ:

Определяем относительное содержание апериодической составляющей:

%,

Апериодический ток к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя:

Таблица 3

Условия для выбора и проверки выключателей

Предварительно выбираем два элегазовых выключателя марки ВЭБ-110−40/1000 У1 производства ЗАО «Крайэнергоспецкомплект» .

Выбранные выключатели удовлетворяют условиям.

Выключатели серии ВЭБ относятся к электрическим коммутационным аппаратам, в которых гасящей и изолирующей средой является элегаз (SF6).

Выключатель имеет пружинный привод типа ППрК и встроенные трансформаторы тока.

Принцип работы выключателя основан на гашении дуги потоком элегаза, который создаётся за счёт перепада давления, обеспечиваемого автогенерацией, т. е. за счёт тепловой энергии самой дуги. Включение выключателей осуществляется за счёт включения включающих пружин привода, а отключение — за счёт отключающего устройства выключателя.

Контроль утечки элегаза из полюсов осуществляется при помощи электроконтактных сигнализаторов плотности.

Встроенные трансформаторы тока имеют высокий класс точности.

5.1.3 Выбор трансформаторов тока Трансформатор тока для питания измерительных приборов и релейной защиты выбирают по напряжению установки, номинальному первичному и вторичному токам, по классу точности, а также на электродинамическую и термическую стойкость.

Причём первичный номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности. Класс точности ТТ согласно ПУЭ выбирают в соответствии с назначением ТТ.

Таблица 4

Условия для выбора и проверки ТТ 110 кВ

При выборе по данным значения выключателя 110 кВ был выбран выключатель ВЭБ-110 II — 40/2500 У1 со встроенными ТТ 1000/5.

5.1.4 Выбор трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения выбирают по напряжению установки, классу точности и по вторичной нагрузке.

Таблица 5

Условие выбора трансформаторов напряжения

Принимаем трансформаторы напряжения однофазные антирезонансные НАМИ-110 УХЛ1.

Электромагнитный антирезонансный однофазный трансформатор напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1 предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с глухозаземленной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, устройств автоматики, защиты, сигнализации и управления.

Характеристики ТН сведены в таблицу 6.

Таблица 6

Характеристики ТН 110кВ

5.1.5 Выбор ОПН Для защиты трансформатора выбираем современные ограничители перенапряжений типа ОПН-110/88/10/500 У1 в количестве 8 штук, по три на секцию 110 кВ и по одному на разъединителе нейтрали. Характеристики сведены в таблицу 7.

Таблица 7

Характеристики ОПН 110кВ

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

Шины РУ выполняем из многопроволочных сталеалюминевых проводов. Расчетная токовая нагрузка на одну секцию 110 кВ определяется с учётом номинальной нагрузки трансформатора:

Принимаем для установки сталеалюминевые провода АС-400/51. Для провода АС-400/51 допустимый длительный ток в помещениях составляет 705 А. При отключении 1-го трансформатора в послеаварийном или ремонтном режимах, т. е. нагрузка подстанции переводится на одну секцию, ток в цепи составит:

А.

=705А, следовательно, провод АС-400/51 удовлетворяет условию длительного допустимого режима.

Минимально допустимое по условию коронирования сечение провода ВЛ электропередачи 110 кВ: мм2 < мм2 — следовательно, по условию коронирования данный провод также проходит.

Минимально допустимые сечения провода АС по условиям механической прочности на ВЛ, сооружаемые на двухцепных опорах составляет 120 мм² .

Принимаем в качестве изготовления материал ошиновки ЗРУ-110 кВ провод АС-400/51 с изоляторами типа ПС6-Б 9 тарелок в гирлянде.

5.1.7 Выбор проходных линейных вводов Высоковольтный линейный ввод конденсаторного типа с внутренней RIP и полимерной наружной изоляцией ГКПЛ-90−110/2000 О1 предназначен для установки в стенах и перекрытиях зданий распределительных устройств. Отличительными особенностями RIP изоляции являются низкие диэлектрические потери и низкий уровень частичных разрядов. Достигается это пропиткой предварительно намотанного бумажного остова эпоксидным компаундом под вакуумом, что исключает наличие газовых включений в остове. RIP изоляция имеет также высокую термическую и механическую стойкость. Вводы не требуют технического обслуживания кроме замены пластины измерительного вывода (один раз в десять лет).

Особенности конструкции ввода:

* внутренняя изоляция типа RIP: низкий уровень ЧР, минимальные габариты;

* наружная полимерная изоляция: повышенные гидрофобные свойства, повышенная стойкость к механическим повреждениям;

* отсутствие масла;

* простота конструкции, монтажа и эксплуатации;

* минимальная масса.

Выбор вводов производим по наибольшему рабочему току трансформатора:

А.

Таблица 8

Технические характеристики линейных вводов

Принимаем к установке проходные линейные вводы тип ГКПЛ-90−110/2000 О1 количество 12 штук.

5.2 Выбор оборудования для РУ 10 кВ

5.2.1 Выбор выключателей 10 кВ Выбор вводных выключателей 10 кВ Определяем номинальный ток на стороне 10 кВ:

Т.к. обмотка трансформатора расщеплена, то примем для одной полуобмотки Iном /2 = 2199А.

Определяем максимальный рабочий ток полуобмотки трансформатора при перегрузе трансформатора:

От одной полуобмотки трансформатора питается две секции 10кВ, поэтому ток для одной ветви полуобмотки трансформатора:

Iраб.утяж /2 = 1649 А.

Базисный ток, ток короткого замыкания, ударный ток и мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ рассчитывается в п.4:

Iб = 197,1 кА.

IК10 = 19,9 кА.

iК10 = 44,9 кА.

SК10 = 361,5 МВ· А.

Определяем относительное содержание апериодической составляющей:

где — апериодический ток к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя.

кА.

Таблица 9

Условия для выбора и проверки вводных выключателей

Выбираем в качестве вводных выключателей вакуумные выключатели марки ВВЭ-М-10−31,5/2000.

В качестве вводных выключателей принимаем вакуумные выключатели марки ВВЭ-М-10−31,5/2000 в общем количестве 8 шт.

Выбор секционных выключателей Условия для предварительного выбора выключателей:

Iраб.утяж =1649 А ток для одной ветви полуобмотки трансформатора.

Iраб.утяж =1649/2=824,5 А — для секционного выключателя.

Таблица 10

Условия для выбора и проверки секционных выключателей

Выбираем выключателя марки ВВЭ-М-10−20/1000 У2.

Остальные значения — такие же, как и при выборе вводных выключателей. Поэтому выбираем 4 секционных выключателя марки ВВЭ-М-10−20/1000 У1.

Таблица 11

Основные технические характеристики ВВЭ-М-10−20/1000 У2

Выбор линейных выключателей По таблице исходных данных выбираем наиболее загруженный фидер. Этим фидером является фидер № 23, I = 490 А. По этой нагрузке выбираем выключатель.

Таблица 12

Условия для выбора и проверки линейных выключателей

Выбираем выключатели для линейных ячеек марки ВВЭ-М-10−20/630 У1.

В связи с тем, что данные об отходящих кабельных линиях отсутствуют, принимаем ток КЗ на кабельной линии равный Iкз на шинах подстанции. Остальные все расчётные значения остаются неизменными.

Окончательно выбираем выключатели для линейных ячеек марки ВВЭ-М-10−20/630 У1.

Таблица 13

Основные технические характеристики ВВЭ-М-10−20/630 У1

Вакуумные выключатели ВВЭ-М-10 предназначены для эксплуатации в сетях трехфазного переменного тока, частотой 50 Гц, номинальным напряжением до 10 кВ, с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах. Применяются в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска.

Основные отличительные особенности вакуумных выключателей ВВЭ-М-10:

· высокий коммутационный и механический ресурс;

· вакуумные выключатели ВВЭ-М-10 общепромышленного исполнения рассчитаны на коммутационный ресурс — 50 000 циклов «ВО» при номинальном токе, механический ресурс привода при этом составляет

· 150 000 циклов «ВО»;

· отсутствие необходимости в проведении текущего, среднего и капитального ремонтов;

· безотказность работы выключателя обеспечивается соблюдением условий монтажа и эксплуатации;

· минимальная рабочая температура: -40°С;

· максимальная рабочая температура: +55°С;

· питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений;

· малое потребление мощности по цепи оперативного питания.

5.2.2 Выбор комплектного распределительного устройства Для комплектации ЗРУ 10 кВ применим комплектное распределительное устройство серии К-104М. Выбор данного распределительного устройства производим по рассчитанным значениям в п. 5.2.1:

Iраб.утяж=1649 А, ток для одной ветви полуобмотки трансформатора; это значение тока примем для выбора типовых сборных шин КРУ.

IКЗ (3) = 19,9 кА.

Выбор главных цепей КРУ производим по параметрам выбора вводного выключателя п. 5.2.1.

Таблица 14

Технические характеристики КРУ

Общие сведения о шкафах К-104.

Шкаф КРУ состоит из жесткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися шторками.

Отсеки сборных шин и линейный отсек имеют доступ сзади и закрываются съемными крышками.

Выключатель высоковольтный с приводом установлен на выкатном элементе. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф, замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений. Когда тележка находится вне корпуса шкафа обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта, а при необходимости — быстрая замена выключателя другим аналогичным, установленным на такой же тележке.

При выкатывании тележки из шкафа автоматически изоляционными шторками закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов, что исключает возможность случайного прикосновения к токоведущим частям, оставшимся под напряжением. Отсек выкатного элемента в рабочем и контрольном положениях закрыт дверью с замком.

Выкатной элемент шкафа имеет блокировки, которые не допускают:

* перемещение тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном высоковольтном выключателе;

* вкатывание тележки в рабочее положение при включенном или не полностью отключенном заземляющем разъединителе;

* включение высоковольтного выключателя в промежуточном (между рабочим и контрольным) положении выкатного элемента;

* включение заземляющего разъединителя в корпусе шкафа при нахождении выкатного элемента в рабочем или промежуточном положениями;

* вкатывания и выкатывания тележки с разъединителями или разъединяющими контактами под нагрузкой (для шкафов без выключателей);

* включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с разъединителем или разъединяющими контактами при рабочем положении выкатного элемента секционного выключателя.

5.2.3 Выбор шин В закрытых РУ 6−10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.

Для распределительного устройства 10 кВ выбираем жесткие алюминевые окрашенные шины.

Определяем номинальный ток на стороне 10 кВ:

Т.к. обмотка трансформатора расщеплена, то примем для одной полуобмотки Iном /2 = 2199А.

Определяем максимальный рабочий ток полуобмотки трансформатора при перегрузе трансформатора:

А.

Выбираем алюминевые шины коробчатого сечения окрашенные сечением 2· 1010 мм².

Проверку сечения шин производим по нагреву (по допустимому току).

Условия проверки:

где — допустимый ток по таблицам.

Проверка шин на термическую стойкость Условия проверки:

где qmin — минимальное сечение по термической стойкости;

q — выбранное сечение.

где Ст — коэффициент, зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании и материала проводника. Рекомендуемое значение Ст для алюминиевых шин из сплава АД1Н — 91.

Значение теплового импульса:

мм2.

.

Проверка шин на электродинамическую стойкость При проектировании распределительных устройств с жесткими шинами производится определение частоты собственных колебаний для алюминиевых шин. Изменяя длину пролета можно добиться чтобы механический резонанс был исключен, т. е. чтобы f0 > 200Гц.

Максимально допустимую длину пролета между изоляторами l0 определим по формуле:

м, где l — расстояние между изоляторами;

J — момент инерции;

q — поперечное сечение двух шин.

Из условия l < l0 длину пролета между изоляторами выбираем равной 2 м.

Усилия, действующие между фазами при трехфазном коротком замыкании:

где a — расстояние между осями шин смежных фаз, м.

Определяем механическое напряжение в шинах.

где W — момент сопротивления шин (каталожные данные двух сращенных шин коробчатого сечения).

Шины сечением q=2· 1010 мм² удовлетворяют условию электродинамической устойчивости:

МПа.

Таблица 15

Каталожные данные алюминиевых шин коробчатого сечения

Алюминиевые шины коробчатого сечения q=2· 1010 мм² по всем условиям выбора шин подходят.

5.2.4 Выбор изоляторов и ОПН Выбираем опорные стержневые полимерные изоляторы внутренней установки ОСК 3−10 УХЛ1, Fразр=3000 Н, высота изолятора Низ=130 мм.

Проверяем изоляторы на механическую прочность.

Максимальная сила, действующая на изгиб:

где принято расстояние между фазами, а = 0,6 м.

Поправка на высоту коробчатых шин:

.

Fрасч = kh· Fи = H < 0,6 Fразр=1800 Н.

Таким образом, изолятор ОСК 3−10 УХЛ1 проходит по механической прочности.

Выбираем проходной изолятор из камеры трансформатора в ЗРУ-10 кВ ИП-10/5000−42,5 УХЛ1,

Uном=10 кВ,

Iном=5000А>Imax=4398 А,

Fразр=42 500 Н.

Проверяем изолятор на механическую прочность:

Н.

Выбранный проходной изолятор удовлетворяет условию.

Для защиты оборудования от перенапряжений на стороне вторичного напряжения по номинальному напряжению выбираем ОПН-10/12−10 УХЛ1.

ОПН устанавливается на ошиновку трансформатора с низкой стороны.

5.2.5 Выбор трансформаторов напряжения Условия выбора трансформаторов напряжения:

где Uном — номинальное напряжение установки;

U1н — первичное напряжение трансформаторов напряжения;

Sрасч — расчетная нагрузка;

Sном — номинальная нагрузка трансформатора напряжения в принятом классе точности.

По напряжению установки выбираем трансформатор напряжения НАМИТ-10−2 УХЛ2 (пятистержневой).

Таблица 16

Каталожные данные трансформатора напряжения

Таблица 17

Параметры нагрузки трансформатора напряжения

Мощность обмоток класса точности 0,5, потребляемая щитовыми приборами:

Общая потребяемая мощность:

В· А,

S=43,5

Мощность обмоток класса точности 1:

В· А,

S=7

Выбранные трансформаторы соответствуют условию.

Трансформаторы устанавливаются по одному на секцию, всего 8 шт.

5.2.6 Выбор трансформаторов тока Условие выбора трансформаторов тока:

· по напряжению установки;

· по длительному току;

· на электродинамическую устойчивость;

· на термическую устойчивость;

· по вторичной нагрузке.

По напряжению и расчетному току выбираем трансформаторы тока ТЛШ — 10, устанавливаемые на шины 10 кВ, и ТЛК — 10, устанавливаемые в ячейках КРУ на линейных ячейках, ТОЛ-СЭЩ-10, устанавливаемые в ячейках КРУ на вводе и секционном выключателе.

Таблица 18

Каталожные данные трансформаторов тока

Таблица 19

Данные приборов для ТЛК — 10

Таблица 20

Данные приборов для ТОЛ-СЭЩ-10

Нагрузка шинных трансформаторов ТЛШ-10 состоит только из релейной защиты.

Проверка трансформаторов тока ТЛК-10

на термическую устойчивость:

,

кА2· с,

кА2· с;

на электродинамическую стойкость: iу Iдин,

iу =81 > Iдин =36,1 кА;

по вторичной нагрузке: Z2 Z2 ном ,

где Z2 — расчетная нагрузка трансформатора тока, Ом;

Z2 ном — номинальная нагрузка в выбранном классе точности, Ом.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому:

Z2 R2=Rприб+Rпров+Rк ,

где Rприбсопротивление приборов;

Rпров — сопротивление проводов;

Rк — сопротивление контактов (в расчетах принимают равным 0,1 Ом).

где Sприб — суммарная мощность приборов;

I2ном — вторичный ток трансформаторов тока.

Для присоединения измерительных приборов к трансформатору тока используем алюминиевые провода.

Проверка трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ-10

Общее сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

Для вводных выключателей трансформатора применяется кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому, тогда сечение:

Принимаем сечение 4 мм².

6. Релейная защита и автоматика В данном разделе дипломного проекта будет рассмотрена РЗиА для защиты трансформаторов и секций 10 кВ на базе современных микропроцессорных терминалов, а также система АСКУЭ.

Защита оборудования ЗРУ 110 кВ до выключателей осуществляется защитой линий 110 кВ, т. е. ЗРУ — 110 кВ находится в зоне действия защиты линии. Согласно ПУЭ, главы 3.2., защита трансформатора осуществляется с помощью дифференциальной защиты трансформатора, газовой защиты, максимальной токовой защиты.

6.1 Релейная защита трансформатора Релейная защита понижающих трансформаторов выполнена в соответствии с ПУЭ и руководящими указаниями по релейной защите — «Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110−500 кВ».

Релейная защита трансформаторов выполняется с помощью двух комплектов микропроцессорных терминалов защит RET-670 компании АВВ, чем достигается 100% дублирование основных и резервных защит трансформаторов.

Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) защищает от всех внутренних повреждений, имеет 2 ступени: ступень с торможением и дифференциальную отсечку для защиты от тяжелых внутренних повреждений. Область срабатывания ступени с торможением определяется тормозной характеристикой в координатах «ток срабатывания» — «ток торможения», приведенными к опорной стороне трансформатора с наибольшей мощностью. Максимальный ток на любой стороне трансформатора является тормозным для ДЗТ. Для обнаружения броска тока намагничивания используется критерий по форме тока и блокировки по 2-й гармонике. Критерий по второй гармонике может работать постоянно или автоматически выводиться после включения трансформатора и повторно запускаться, только если обнаружено внешнее повреждение. Процедура обнаружения внешнего КЗ выполняется по-фазно. Критерий основывается на предположении, что трансформаторы тока не насыщаются быстрее 4−6 мс. При обнаружении тяжелого внешнего повреждения активизируется критерий по 2-й гармонике и чувствительность ДЗТ загрубляется до 70%. Защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора со всех сторон без запрета АВР.

Газовая защита защищает от витковых замыканий и повреждений в баке трансформатора. Защита имеет две ступени. Первая ступень от сигнального элемента газового реле действует на сигнал. Вторая ступень действует от отключающего элемента газового реле без выдержки времени на отключение трансформатора со всех сторон, без запрета АВР, на закрытие отсечного клапана, пуск пожаротушения. Имеется возможность перевода 2 ступени газовой защиты на сигнал.

Струйная защита защищает от повреждений внутри бака РПН. Защита действует без выдержки времени на отключение трансформатора со всех сторон, на пуск УРОВ, закрытие отсечного клапана, пуск пожаротушения без запрета АВР.

Максимальная токовая защита (МТЗ) предназначена для защиты от внешних междуфазных КЗ. Выполнена в виде трех комплектов МТЗ-110, МТЗ-10 1−3(5−7), МТЗ-10 2−4 (6−8) секции с использованием функциональных модулей TOC1, TOC2, TOC3. Для ликвидации повреждения между выключателем 10 кВ ввода и трансформатором тока предусмотрен автоматический вывод цепи пуска соответствующей МТЗ-10 при отключении выключателя ввода. МТЗ-110 действует на отключение трансформатора со всех сторон, пуск УРОВ выключателя 110 кВ, запрет АВР, пуск дуговой защиты (оптической и клапанной). МТЗ-10 выполнено с двумя выдержками времени: первая выдержка времени защита действует на отключение выключателя ввода с запретом АВР и пуск УРОВ соответствующего присоединения, со вторая — на отключение трансформатора со всех сторон, пуск УРОВ выключателя 110 кВ, запрет АВР. Предусматривается автоматическое ускорение МТЗ-10 при включении выключателя.

Регулирование напряжения. Для регулирования напряжения проектом предусматривается устройство регулирования TAPCON 240.

Сигнализация. В обоих комплектах защит обеспечивается сигнализация с отображением на встроенных светодиодах и с выдачей сигнала «Неисправность трансформатора» в схему ЦС и СКЗУ при:

· неисправности в приводе РПН;

· потере оперативного тока РПН;

· перегреве масла;

· понижении уровня масла в баке трансформатора и РПН;

· отключенном автомате управления отсечного клапана;

· при закрытом отсечном клапане;

· перегрузке трансформатора;

· неисправности оперативного тока газовой защиты.

При срабатывании защит трансформатора формируется сигнал «Работа защит» в схему ЦС с отображением сработавших защит на встроенных светодиодах терминалов.

6.1.1 Дифференциальная защита трансформатора Защищаемый трансформатор ТРДН -80 000/110:

· пределы регулирования напряжения под нагрузкой ±9Ч1,78% на стороне ВН;

· номинальные напряжения — 110/10/10кВ;

· группа соединения обмоток У/Д-Д-0−0;

· трансформаторы тока защиты имеют коэффициенты трансформации:

· со стороны ВН — 1000/5;

· со стороны НН — 3000/5.

Расчёт будем вести по методике, предложенной концерном ABB.

Находим номинальные токи обмоток трансформатора при нулевом положении РПН:

со стороны ВН

;

со стороны НН Находим вторичные токи ТТ в номинальном режиме:

со стороны ВН

А;

со стороны НН

.

Исходя из полученных значений принимаем номинальный ток входных ТТ терминала 5А.

Со стороны НН применены ТТ типа ТЛШ-10 с коэффициентом трансформации 3000/5. Такие ТТ имеют приведённую предельную кратность Кпр=10.

Принимаем, что сопротивление нагрузки между ТТ и терминалом

Rнг = 1,2 Ом (это соответствует длине медных соединительных проводов примерно 275 м при сечении 4мм2).

Находим предельную кратность для ТТ низкого напряжения Кпр, :

где I1ном. ТТ — номинальный первичный ток ТТ;

Iном.Т — номинальный ток обмотки трансформатора.

>10.

Таким образом, условие со стороны НН выполняется.

Со стороны ВН применяется встроенные ТТ типа TG-145 с коэффициентом трансформации 1000/5. Для таких ТТ условие обычно выполняется со значительным запасом и его можно не проверять.

Полагаем, что учет положения РПН трансформатора в дифференциальной защите не используется.

где Котс — коэффициент отстройки 1,1 п. 6 [2];

?fвыр =0,02- относительная погрешность выравнивания токов плеч п.6

К / пер = 1 -коэффициент, учитывающий переходный процесс п. 6,3 [2];

?Uрег. = 0,16- относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения [2];

Iб.нач. = 1,25 -относительное значение тормозного тока в начале участка торможения принимаем п. 6.

Принимаем уставку .

Определяем ток небаланса на основе параграфа 6.1 [2]:

Определяем относительный ток начала торможения Задавшись значением Iб. расч = 3,0 по п. 3. для характеристики № 3 и согласно рекомендации п. 6 для расчёта S принимаем Ib.нач. = 2, находим:

Поскольку полученное значение S превышает 0,3, то с учётом этого по рис. 3.3 принимаем для характеристики № 4 и повторяем расчёт:

.

Поскольку полученное значение, то следует принять тормозную характеристику № 4.

При одностороннем питании КЗ на выводах трансформатора выполняется условие Id = Ibias; из расчётов коэффициента наклона S видно, что для любой тормозной характеристики S не превышает 0,67. Поэтому коэффициент чувствительности согласно выражению п. 7.1. получается более 1,5 и производить специальную проверку Кч не требуется.

Расчет уставок дифференциальной отсечки (ДО).

При выборе уставки ДО необходимо учитывать два условия:

* отстройка от режима БНТ;

* отстройка от режима максимального тока внешнего КЗ (сквозного тока).

По условию отстройки от режима БНТ уставка ДО должна приниматься не менее 5,0.

По условию отстройки от режима максимального сквозного тока уставку ДО можно находить из выражения:

где Кнб (1)= 0,7 принимается при вторичном номинальном токе ТТ =5А п. 9.

Принимаем .

Таблица 21

Уставки дифференциальной защиты

6.1.2 Газовая защита трансформатора Обмотки трансформаторов помещены в залитый маслом бак, которое используется как для изоляции обмоток, так и для их охлаждения. При возникновении внутри бака электрической дуги к. з., а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопровождается выделением газа, который перемещается из бака в расширитель. Это явление используют для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри бака. Защиту выполняют при помощи газового реле, устанавливаемого на трубопроводе между баком и расширителем трансформатора. При слабом газообразовании (газ скапливается в верхней частей кожуха реле), а также при понижении уровня масла верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов. При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков.

Газовая защита осуществляется с помощью газовых реле BF-80.Защита имеет две ступени: 1 ступень действует на сигнал, 2 ступень — на отключение. Действие обоих ступеней реализовано через цифровое реле RET-670.

6.1.3 Максимальная токовая защита 110кВ трансформатора Для защиты от токов, обусловленных внешними КЗ на напряжении 10 кВ, и для резервирования основной дифференциальной защиты трансформатора, в цифровом реле RET-670 используется функция максимальной токовой защиты с независимой характеристикой с двумя выдержками времени.

Ток срабатывания защиты:

где Кн = 1,2 — коэффициент надёжности, учитывающий возможную погрешность в величине тока возврата реле;

Кс.з = 1,25 — коэффициент самозапуска реле для бытовой нагрузки [3];

Кв = 0,95 — коэффициент возврата реле;

Iраб.макс. — максимальный рабочий ток первичной обмотки трансформатора:

А.

Чувствительность защиты.

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности для основной защиты должен быть Кч > 1,5.

где — минимальный ток двухфазного КЗ рассчитан в п. 4.

Защита будет чувствительной.

Определяем ток срабатывания реле:

где kсх — коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения обмоток ТТ защиты. При соединении ТТ в звезду он равен 1, при соединении ТТ в треугольник — равен 1,73.

Принимаем ток реле 5 А.

Время срабатывания защит Ввиду того, что кабельная сеть на момент проектирования не меняет конфигурацию сети, расчёт будем вести по наибольшей уставке срабатывания защиты отходящего фидера, условно примем время tс.з.кл = 1,2 с.

Время срабатывания защиты секционного выключателя:

Ступень селективности для цифровых реле

Время срабатывания защиты вводных выключателей 10 кВ выбирается на ступень больше, чем у защиты секционного выключателя 10 кВ:

Время срабатывания второй ступени, действующей на отключение выключателя 110 кВ:

6.1.4 Защита трансформатора от перегрузки Защита трансформатора от перегрузки выполняется максимальной токовой защитой на базе реле RET-670. Защита выполнена с действием на сигнал.

Принимаем ток реле равный 2,3 А.

6.2 Релейная защита и автоматика присоединений 10 кВ

6.2.1 Релейная защита и автоматика вводов 10 кВ трансформаторов Релейная защита и автоматика вводов 10 кВ трансформаторов выполнена с использованием микропроцессорных терминалов защиты и управления

REF-545, выполняющих следующие функции:

· максимальная токовая защита 10 кВ. Защита действует на отключение ввода 10 кВ трансформатора с запретом АВР;

· автоматическое ускорение МТЗ-10. Используется функциональный блок VOC6low. Защита вводится на время 0,5−1с после включения выключателя. Действует на отключение ввода 10 кВ трансформатора с запретом АВР;

· логическая защита шин 10 кВ (ЛЗШ). Для выполнения этой функции используется функциональный блок максимальной токовой защиты NOC3high c независимой выдержкой времени. При отсутствии блокирующих сигналов ЛЗШ с выдержкой времени 0,25с действует на отключение ввода трансформатора с запретом АВР;