Проектирование районной трансформаторной подстанции 35/10 кВ

8 вариант.docx

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВПО РГАУ – МСХА ИМЕНИ К.А.ТИМИРЯЗЕВА
по дисциплине: «Электрические станции и подстанции»
Проектирование районной трансформаторной подстанции
Электроснабжение сельских районов осуществляется через районные понизительные подстанции которые имеют следующие напряжения: 1103510 11010 3510 кВ. Число таких подстанций в Российской Федерации велико и сооружены они были в большинстве случаев в 70 – 80-х годах.
Электрооборудование этих подстанций физически и морально устарело. К одному из наиболее эффективных направлений совершенствования эксплуатации электрической сети и понизительных подстанций относится разработка и внедрение принципиально нового оборудования требующего значительно меньшего объёма технического обслуживания и ремонта и имеющего сниженного значения параметров потока отказов. Следует отметить что в прошлом все сельскохозяйственные потребители относились к III категории на сегодняшний день строительство в сельской местности предприятий перерабатывающей промышленности (к примеру производство растительных масел) требует повышение надёжности электроснабжения. Следовательно проектирование районных понизительных подстанций с целью реконструкции и модернизации является актуальной на сегодняшний день задачей.
Целью курсового проекта является выбор схемы понизительной подстанции силового оборудования составления плана и разработка конструкции подстанции.
Выбор главной схемы электрических соединений
Главная схема электрических соединений подстанций должна обеспечивать требуемой надежностью электроснабжения потребителей быть удобной в эксплуатации и безопасной на стороне высшего напряжения. На подстанциях применяются блочные и мостиковые схемы соединения.
Блочная схема – простейшая схема подстанции на которой нет сборных шин а в цепи силового трансформатора устанавливается отделитель с короткозамыкателем. Блочная схема применяется для тупиковых и ответвительных ТП. Выполняются подстанции по схеме укрепленного блока который применяется в том случае когда замена поврежденного трансформатора требует большого времени.
Мостиковые схемы применяются при питании подстанции по транзитным линиям или линиям с двухсторонним питанием. Также мостиковые схемы применяются на стороне ВН ПС 35 110 и 220 кВ при четырех присоединениях (2ВЛ + 2Т) и необходимости осуществления секционирования сети.
В соответствии со схемой подключения подстанции.
Главная схема соединений РУ на напряжение 35 кВ.
З.Расчет токов короткого замыкания
Схема замещения для расчета токов КЗ
В качестве базисных условий удобно задавать Sб (равное 100; 1000 МВА) и Uб (равно среднему эксплуатационному напряжению той ступени на которой предполагается К.З.: 37 115 105 кВ).
В качестве базисных условий принимаем: SБ=100 МВА UБ1=35 кВ UБ2=105 кВ
Iб1 =100(√3*35)= 156кA
Iб2 =100(√3*105)= 55 кА
Определим сопротивление всех элементов схемы в относительных единицах:
Определяем активное погонное сопротивление линии:
Rуд (240)= 2882344= 0122
Rуд (70)= 288677= 0425
Rуд (35)= 2883461= 0832
= 288 Омкм -удельное сопротивление алюминия;
F сечение провода; (По данным ГОСТ 839-80)
Определяем погонное реактивное сопротивление линии:
Xуд(240)= 0144 lg(Dсрd2+00157) = 0311
Xуд (70)= 0144 lg(Dсрd2+00157)= 0350
Xуд (35)= 0144 lg(Dсрd2+00157)= 0372
Dср=1440 мм-среднегеометрическое расстояние между фазами
С1С2: X1=XC*(SбSс) = 6*1001700=0352
X2=Xуд*L*(SбUб12) = 0311*40*(100352) = 1015
ВЛ 1(АС–24032):Х3=Xуд*L*(SбUб12) = 0311*40*(100352) = 1015
R3=Rуд*L*(SбUб12) = 0122*40*(100352) = 0398
ВЛ 1(АС–24032):Х4= Xуд*L*(SбUб12) = 0311*40*(100352) = 1015
R4=Rуд*L*(SбUб12) = 0122*40*(100352) = 0398
T1T2: X6ср = (Uк%100)*(SбSн) = (105100)*(100109)= 0963 =X6min=X6max
ВЛ 2(АС–70): X7=Xуд*L*(SбUб22) = 0350*13*(1001052) = 4126
R7=Rуд*L*(SбUб22) = 0425*13*(1001052) = 5011
ВЛ 2(АС–35): X8=Xуд*L*(SбUб22) = 0372*4*(1001052) = 1349
R8=Rуд*L*(SбUб22) = 0832*4*(1001052) = 3018
Определение токов КЗ на шинах 35 кВ (точка К1)
Z1 = √(R42+(X2+X4)2)= √(00482+(0124+0124)2)= 142
Z2 = √(R32+(X1+X3)2)= √(00482+(0352+0124)2)= 206
IкC1(3)= Iб1Z1= 156142= 109 кА
IкC2(3)= Iб1Z2= 156206= 075 кА
Iк1(3)= IкC1(3) +IкC2(3)= 109+075=184 кА
Для определения ударных токов определим:
(X1+X3)R4= (0352+1015)0398 = 343
(X2+X4)R3=(1015+1045)0398= 510
Kуд = 102+098*e-3(XERE)
iyC1=√2*Kуд1* IкC1(3) =√2*142*109= 218 кА
iyC2=√2*Kуд2* IкC2(3) =√2*156*075= 240 кА
iy1(3)= iyC1+ iyC2= 218+240= 458 кА
Минимальный режим К.З. будет при питании подстанции только от системы С1 т.к. С1 имеет большую электрическую удаленность от точки К.З. тогда:
Iк1(3)= IкC1(3)= 109 кА
Iк1(2)= 087*109= 095 кА
Определение токов КЗ на шинах 10кВ (точка К2):
Z3=(Z1*Z2)(Z1+Z2)=(142*206)(142+206)=084
Z4=Z3+X62=084+048= 132
Iк2(3)=Iб2Z4= 55132= 416 кА
Для определения ударного тока К.З. в точке К2 допускается приближённо найти:
Rэ=(R3*R4)(R3+R4)=(0398*0398) (0398+0398)=0199
Xэ=(X1+X3)*(X2+X4) (X1+X2+X3+X4)+X6min= 177
XэRэ= 177 0199 = 894;
Iу2(3)=√2* Куд2*Iк2(3)= √2*172*416 = 1011 кА
Z5= √(R42+(X1+X3+X5max)2)= √(03982+(0352+1015+0963)2)= 236
Iк2(3)=Iб2Z5=55236=232 кА
Iк2(2)=087* Iк2(3)=087*232= 202 кА
Определение тока КЗ в конце линии 10кВ
Z6=Z4+√ ((R7+R8)2+(X7+X8)2) = 1103
Iкз(3)= Iб2Z6 = 551103 = 049 кА
Iкз(2)= 087*049= 043 кА
Iуд(3)= √2*Куд*Iкз(3)= √2*108*049=074кА
Z7=Z4+√ ((R4+R7+R8)2+(X1+X3+X5max+X7+X8)2)=1280
Iкз(3)= Iб2Z8= 551280=042 кА
Iк2(2)=087* Iкз(3)=087*042=037 кА
Результат расчетов токов КЗ:
Элемент цепи точка КЗ
Выбор и проверка электрических аппаратов
Расчет максимальных рабочих токов:
А) В цепи ввода 35 кВ:
Iраб.max= Sрасч(√3*Uн)= 4400(√3*35)= 7258 А
Б) На головном участке ВЛ 10 кВ:
Iраб.max= Sрасч(√3*Uн*n)= 4400(√3*10*17)= 6408 А
В) В цепи секционного выключателя:
Iраб.max= 3* Iраб.max.ВЛ= 3*6408= 192 А
Г) В цепи ввода 10 кВ:
Iраб.max= 8* Iраб.max.ВЛ= 8*6408= 512 А
Выключатель ввода (35 кВ):
Выключатель шкафа ввода (10 кВ):
Выбор трансформатора тока:
Поскольку термическая и динамическая стойкость ТТ зависит от его первичного номинального тока достаточно проверить по условиям короткого замыкания ТТ отходящей линии 10 кВ (с наименьшим I1н) а остальные ТТ в КРУ выбирать по току.
IT2*tT.=4852*4= 941кА2*с
Iк2(2)*tК.=449 кА2*с
Вариант исполнения вторичных обмоток –0510р: сердечник с обмоткой класса 05 – для подключения измерительных приборов.
В шкафу ввода 10 кВ принимаю к установке ТТ с I1н=800 А а для секционного выключателя с Iik=600 A.
По классу точности достаточно проверить наиболее загруженные ТТ шкафа ввода 10 кВ соединенные по схеме неполная звезда с приборами: счетчиком активной энергии типа САЗУ – И670М две токовые катушки которого включены в фазы А и С и при номинальном токе потребляет мощность не менее Sa= 25 В*А каждая (Za=0 счетчиком реактивной энергии типа СР4У – И673М с катушками во всех фазах и потребляющих такую же мощность Sp= 25 В* A (ZP=01 Ом); амперметром типа Э – 378 включенным в фазу В и потребляющим мощность Sa=01 B*A (Za=0004 Ом).
Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 05: Z2h=04 Ом S2H–10 В*А.
S2H ≥ S2расч Sa+2*Sp+SA
Z2H ≥ Z2расч = √3*Rпрев+Za+2*Zp+ZA+Rконт
Где Rконт = 005 Ом – сопротивление контактов принимаем его равным 005 Ом при числе приборов до трех 01 Ом при большем числе приборов
S2H ≥ S2расч=25+2*25+01=76 В*А
Условие по Z2 удовлетворяет только при определенном значении соединительных проводов:
Rпров=Z2Н–пр–Rконт=04–0304–005=0046 Ом
Примем длину медных проводов I = 5м.
q=l(γ*Jпр)= (√3*5)(53*0046)
Выбираю провод сечением 4 мм2.
Трансформаторы тока встроенные в выключатели 35 кВ
IT2*tT.=202*3= 1200кА2*с
Iк2(2) *tК.=6572*3=1295кА2*с
Выбор трансформатора напряжения:
Для РУ–10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ–10 (антирезонансный) с помощью которого можно осуществлять контроль изоляции сети 10 кВ. Трансформатор устанавливается на каждой секции шин 10 кВ подстанции и питает приборы ввода 10 кВ и трех отходящих линий 10 кВ. От трансформатора напряжения питаются следующие приборы:
вольтметр типа Э–335; счетчик активной энергии типа САЗУ–И670М; счетчик реактивной энергии типа СР4У–И673М.
S2H= S2расч. где S2расч =120 ВА в классе точности 05 и S2Н =200 ВА в классе точности 10.
Суммарное количество катушек
Мощность потребляемая катушкой
Счетчик активной энергии САЗУ–И670М
Счетчик реактивной энергии СР4У–И673М
Расчетная мощность трансформатора
S2paсч=√(P2+Q2)2= √352+12762 = 1233 В*А
Таким образом выбранный трансформатор напряжения будет работать в классе точности 10 что допустимо.
Выбор шин и проверка шинных конструкций
Шины ОРУ – 35 кВ подстанции выполняют гибкими и тем же проводом что и питающие линии т.е. АС–185.
Так же на стороне высшего напряжения устанавливаются ТТ встроенные в выключатель типа ТВ–35–111–2005.
Шины РУ – 10 кВ выполняются жесткими и прямоугольного сечения из алюминиевых сплавов.
Расчетные сечения шин qpaсч выбирают из условия длительного нагрева пользуясь таблицами допустимых токов для шин стандартных сечений:
а) выбор по току 1раб.шах=512 «510А.
qш= h*b = 30*4 = 120мм2 с Iдоп =365370 А.
С учетом установки шины “плашмя” Iдоп снижается на 5% и составит Iдоп= 3465 А.
б) для проверки шин на термическую стойкость сравнивают расчетное сечение qpacч шин с минимальным сечением qmin допустимым по условию термической стойкости:
где qmin=√BкС=(Iк2(3)*√tк) С = (4740*√2)90=74748 мм2
где С=90 – коэффициент равный для алюминиевых шин. Таким образом термическая стойкость шин обеспечивается т.к. 120 > 7448 мм2
в) проверка шин на динамическую стойкость:
Для алюминиевых шин доп=823 Мпа
Расчетная результирующая сила действующая на единицу длины шины:
Fрасч= (173*(iy2(3))2)a*Kсх*10–7= (173*(124*103)2)025*095*10–7=101 Нм
Где Ксх=095–коэффициент зависящий от взаимного расположения шин. Для шин расположенных по вершинам прямоугольного равнобедренного треугольника (шкафы типа К–47) а=025м – расстояние между шинами.
Напряжение в материале шины будет:
расч= (Fрасч*l)(10*W)= (101*1)(10*06*10–6)
Где l=1м– расстояние между опорными изоляторами.
W=0167*b*h2=06*10–6Н*м – момент сопротивления шин.
Таким образом электродинамическая стойкость шин обеспечивается т.к. 1683823 МПа.
Выбираю для шинной конструкции опорные изоляторы типа:
ОФ–10–375. Разрушающая нагрузка изолятора составляет Fразр=3750 Н. Тогда допускаемая на изолятор:
Fдоп= 06*3750=2250Н а расчетная нагрузка на изолятор F*расч= Fрасч*1=101*1=101 Н.
Т.к. F*расч= 101 Н Fдоп= 2250 Н – электродинамическая стойкость обеспечивается.
Выбор и расчеты защит от К.З. и ненормальных режимов работы.
Согласно ПУЭ должны быть предусмотрены:
–МТЗ на стороне 35 кВ;
–Защита от перегрузки;
–МТЗ шин 10 кВ с действием на выключение СВ (иногда на ввод 10 кВ);
–Защита или селективная сигнализация замыкания на землю установленная на линию 10 кВ.
На подстанции предусматриваются МТЗ на отходящих линиях 10 кВ МТЗ на секционном выключателе 10 кВ МТЗ трансформатора на стороне 10 кВ дифференциальная и газовая защита трансформатора защиты от перегрузок трансформатора. Устройства защиты на стороне 35 кВ подключаются к встроенным трансформаторам тока ТВ–35 а на стороне 10 кВ к трансформаторам типа ТЛМ–10.
Расчет максимальной токовой защиты линий 10 кВ.
Схема выполнения МТЗ:
Для защиты отходящих линий 10 кВ от междуфазных КЗ и двойных замыканий на землю предусматриваются МТЗ выполняемые по двухфазной двухрелейной схеме с индивидуальным реле РТ – 85 дишунтирующих при срабатывании токовых электромагнитов отключения выключателя.
С целью ускорения действия защиты применяют токовые отсечки при использовании реле РТ – 85 отсечка выполняется электромагнитным элементом мгновенного действия имеющимся в реле этого типа.
) Выбор тока срабатывания МТЗ определяют из следующих условий:
а) из условия несрабатывания от максимального тока нагрузки:
IСЗ=(KН*КСЗПКВ)*Iраб.max
Для линий сельских районов коэффициент самозапуска может быть принят равным Ксзп = 12 – 13.
Для реле типа РТ – 85 коэффициент надежности учитывающий погрешности реле равен КСЗП = 12. Для реле РТ – 85 коэффициент возврата КВ = 08 085.
Iсз= (12*125) 084*6408=1442 А; без учета сетевого резервирования
Iраб.max= 6408 А – максимальный рабочий ток линии на головном участке 10 кВ.
б) из условий согласования защиты по чувствительности (для секционированных линий ) выбор не производится.
) Определение тока срабатывания и тока уставки реле:
Ксх(3)= 1–коэффициент схемы при симметричном режиме. Для схем соединения ТТ в звезду.
nt=1005 – коэффициент трансформации ТТ.
Icр= (1442*1) (1005)= 721 А;
б) из условия срабатывания токовых электромагнитов отключения выключателя с током срабатывания 5 А
Принимаем ток уставки реле Iу= 8 А.
) Ток срабатывания защиты с учетом выбранной уставки:
I*с.з.=Iу*nTKcx(3)= (8*1005)1= 160 A.
) Оценка чувствительности защиты:
Чувствительность защиты определяется коэффициентом чувствительности:
Kч=Iкз.min(2)I*с.з= 380160= 237 Кч.доп.=15 А.
Iкз.min(2) – минимальное значение тока двухфазного КЗ в конце защищаемой зоны.
I*с.з.– уточненное (с учетом выбранной уставки) значение тока срабатывания защиты.
Нормируемое значение коэффициента чувствительности для основной зоны: Кч 15.
) Время срабатывания и уставки выдержки реле РТ–85.
Выбор и согласование времени срабатывания МТЗ с зависимыми характеристиками производится путем построения карты селективности.
Так как защита линии не согласована по времени срабатывания с защитами ТП 1004 кВ подключенных к линии ТО уставка выдержки времени реле РТ – 85 принимается минимальной и равна ty = 06 сек.
) проверка ТТ и возможности применения схемы с дешунтированием электромагнитного отключения:
а) из условия обеспечения надежной работы дешунтирующих контактов реле РТ – 85:
I2= (4740*1) (1005)*(1–50%100)= 120 А.
б) из условия исключения возврата реле дешунтирования. Расчетная нагрузка на ТТ после дешунтирования:
Zн.расч.=2*Rпров.+Zp–Zэ.о.+Rконт= 2*007+012+36+01= 396 Ом.
q= 4 мм2 – сечение проводов;
γ= 345 мОм*мм2-для алюминиевых проводов;
Zp=SpIy2=1082=016 Ом
Где Sp – 10 В*А – потребляемая мощность при токе уставки Iy=2 A
Rконт = 01 Ом – сопротивление контактов при числе приборов до 3х.
ZЭ.О.= сопротивление электромагнита отключения.
По кривой предельных кратностей K10=f(ZH) для ТТ типа ТЛМ-10 с nT=505 .3005 по значению ZH.расч.=396 находим К10доп.=4 и при токе обеспечивающем надежное срабатывание электромагнитного элемента реле РТ-85 коэффициент:
A= (15*55*I1с.з.)(К10.доп.*I1H)= (15*55*160)(4*100)= 33
Погрешность ТТ определяется по зависимости f%= (А) будет равен 50%.
Коэффициент чувствительности защиты показывающий во сколько раз ток К.З. с учетом погрешности ТТ после дешунтирования будет больше тока возврата реле:
КЧ=(IКЗ.min(2) (КВ*I*с.з))*(1-(f%100))= 380(03*160)*(1-(50%100))= 4 Kч.доп.=15.
КВ=02 .03-коэффицент возврата электромагнитного элемента реле.Коэффициент чувствительности электромагнитов отключения будет:
КЧ.Э.О= (IКЗ.min(2)*Kсх) nT*Iср.Э.О*(1-(f%100))= (380*1)((1005)*5)*(1-(50%100))= 3781 Kч.доп.=18.
Таким образом расчеты показывают что ТТ пригодны для применения в схеме защиты с дешунтированием ЭО.
в) проверка на 10% погрешность:
- до дешунтирования:
К10= (11*5*Iсз)I1H= (11*5*1442)100=79.
По кривой К10=f(ZH) найдем ZH.доп.=22 Ом расчетная нагрузка на ТТ составляет:
ZH.расч= 396-36=036 Ом.
ZH.доп.=22 Ом ZH.расч=036 Ом- обеспечивается точность работы трансформаторов.
После дешунтирования:
К10=18*nT*Iср.Э.О.Kсх*I1Н=(18*(1005)*5)(1*100)=18.
По кривой К10= f(ZH) найдем ZH.доп= 8Ом что указывает на надежную работу электромагнитного отключения после дешунтирования.
г) погрешность ТТ при максимальном токе КЗ (до дешунтирования):
По значению ZН.расч = 036 находим по кривой К10= f(ZH) К10.доп. =26.
А= IK2(3)K10.доп.*I1H=4740(26*100)=182
Токовая погрешность по кривой f%=f(Z): что меньше f%=10% что удовлетворяет проверке на 10% погрешность.
д) напряжение на вводах вторичной обмотки ТТ после дешунтирования:
U2max=√2*IK2max(3)nT*ZН.расч= √2*(4740(2005))*396= 132726≤ U2max.доп.=1400
) токовая отсечка без выдержки времени на линиях 10кВ.
Ток срабатывания отсечки:
а) из условия отстройки от максимального тока в конце защищаемого участка:
ICOKH*IКЗ.max=15*7147=1072
IKmax(3)= Iб2(Z*√(X62+R62))= 5500(16446*√(2072+4192))= 7147 A
-ток К.З. в месте подключения ближайшего ТП 1004.
б) из условия отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов 1004 кВ не учитывается:
-ток срабатывания реле отсечки:
Iср.от.=Ic.o.*Kсх(3)nT=(1072*1)(2005)=268 А
-кратность тока срабатывания отсечки относительно тока установки индукционного элемента:
Котс.=Iср.оIy=2682=134
-коэффициент чувствительности отсечки:
КЧ=Iкз.min(2)Iс.о.=3801072= 354КЧ.доп=12 таким образом применение токовой отсечки целесообразно.
Расчет МТЗ действующей на секционный выключатель.
Схема выполнения защиты: двухфазная двухрелейная с реле тока РТ - 40 реле времени РВМ - 12 и одним промежуточным реле РП - 341 включенным на разность токов двух фаз и дешунтирующим при срабатывании электромагнита отключения выключателя ВК - 10.
)Определяется ток срабатывания защиты:
а) из условия отстройки от максимального тока нагрузки:
Iс.з.≥КН*КсзпКВ*Iраб.max= (12*12)085*192= 325 A
б) из условия согласования по чувствительности с предыдущей защитой:
Iс.з. ≥КНС*(Iс.з.+раб.max)=12*(160+64+64)= 346 A.
)Ток срабатывания РТ-40:
Iс.р. ≥ Iс.з.*Ксх(2)nT= (346*1)(3005)=576 А
)Ток уставки реле РТ-4010 и ток срабатывания защиты с учетом выбранной уставки:
IyIср. Принимаем Iy=3А.
)Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:
КЧ= IK2min(2)Iс.з.*=2040180=113 А
)Время срабатывания и уставка выдержки времени реле РВМ-12.
Уставка выдержки времени защиты шин действующей на секционный выключатель находится при согласовании ее с защитой линий 10 кВ из построения карты селективности.
Согласование проводится при токе Ic.з.(с.в.)= 180А так как при этом токе характеристики защит наиболее приближаются друг к другу.
IK1max(3)=(3510)* IK1max(3)=3510*6570=22995А
Время срабатывания защиты шин и уставки реле РВМ - 12.
tc.3.(c.в.) = tc.з.(л)+t= 1+08= 18
При токе согласования время срабатывания защиты линии равняется
tc.з.(л)=l0 сек. (определяется по характеристики реле РТ - 85)
) проверка ТТ и возможности применения дешунтирования:
а) из условия надежности работы дешунтирующих контактов реле
I2=IK2max(3)*KсхnT=(4740*√3)(3005)=79150 А.
б) проверка на 10% погрешность по дешунтированию:
Предельная кратность тока:
К10=11*Iс.з.I1Н= (11*180)300=066 А
По кривой К10=f(Zн) найдем ZН.доп.= 10 Ом.
Расчетная вторичная нагрузка на ТТ составляет
ZН.расч.=Jпр+Zpm+ZPBM+√3*(Jпр+Zp.n.)+Jконт=057 Ом
Где Zpt= SpI2y.min= 05252=008 Ом – сопротивление обмотки реле РТ-40.
Sp- потребляемая мощность реле при минимальной уставки.
Zрвм= Sp(2Iср.)2=01 Ом
Zр.п.= Sp(2Iср.)2=01 Ом
ZH.доп = 10 Ом > ZH.расч = 057 - требуемая точность работы трансформаторов тока обеспечивается.
Остальные требования к ТТ а также возможность применения дешунтирования выполняются так как условия работы ТТ практически не отличаются от условий работы ТТ линии а наименьший ток их выше.
На подстанции с двухобмоточными трансформаторами ликвидации КЗ на шинах 10 кВ помимо рассмотренной защиты на секционном выключателе должна осуществляться действием МТЗ трансформатора установленной на стороне питания.
Расчет МТЗ трансформатора тока.
МТЗ выполняется на переменном оперативном токе и имеет независимую выдержку времени. Для реализации защиты используется реле тока РТ - 40 реле времени РВМ - 12 и промежуточное реле РП - 321. В качестве источника питания оперативных цепей управления применяются предварительно заряженные конденсаторы. При срабатывании МТЗ с меньшей выдержкой времени действует на отключение выключателя ввода 10 кВ а с большей - на отключение выключателя на стороне основного питания.
Схема выполнения защиты: с двумя реле РТ - 40.
) Определяется ток срабатывания защиты:
Iс.з.≥Кн*КсзпКВ*Iраб.max= 12*12085*7324=12407 А
б) из условия отстройки от токов при включении дополнительной нагрузки после срабатывания АВР:
Iс.з.≥Кн(Ксзп*Iраб.max.T1+ Iраб.max.T2)= 12(12*1734+1734)=4778 А
где Iраб.max.T1= Sрасч√3*UН*2= 2100173*35*2=1734
в) из условия согласования по чувствительности с предыдущей защитой.
Iс.зКн.с.* Iс.з.(с.в.)=145*180*1035= 746 А
)Ток срабатывания реле РТ-40:
Iс.р= (Iс.з*Ксх(3))nT=5862*1(2005)=145 А
Iу Iс.р. Принимаем Iу=2 А.
Iс.з.*= (Iу* nT)Ксх(3)=(2*2005)1=80 А.
Iс.з.(T)=80*(3510)=280 А.
)Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне (при двухфазном КЗ за трансформатором):
КЧ= (IKmin(3)*1035) (nT*Iy)= (290*1035)(1005*2)=207 A.
Уставки выдержки времени определяются из сопротивления карты селективности. Защита предусматривается двухступенчатого действия:
- с меньшей выдержкой времени – на отключение выключателя ввода 10 кВ:
tс.з.(35)*= tс.з.(с.в.)+t=14+05= 19 сек
- с большой выдержкой времени – на отключение выключателя на стороне 35 кВ:
tс.з.(35)**= tс.з.(с.в.)*+t=19+05= 24 сек
)Проверка трансформатора тока:
а) проверка на 10% погрешность:
К10= 11*Iс.зI1H=11*80100= 088 А
По кривой К10=f(ZH) для встроенных трансформаторов тока ТВ - 35 с nT= 1005 определяется ZH.доп.= 10 Ом. При последовательном соединении двух ТТ установленных на ввод каждой фазы имеем ZH.доп.= 10+10= 20 Ом.
Расчетная нагрузка на ТТ для прямой схемы защиты:
ZH.pacч.= 3*Jпp+3*(Zpm+ZРВМ+Zpn+Zpнн)=199 Ом.
где Jпp=I(γ*q)= 35345*4=025 Ом.
Требуемая точность работы ТТ обеспечивается так как ZН.доп.>Zрасч.(20> l99)
б) погрешность ТТ при максимальном токе КЗ:
По значению ZH.расч= 10 Ом приходящемуся на один ТТ определяется по кривой К10= f(ZH) допускаемая кратность К10доп= 09. Тогда отношение:
A=IK1max(3)K10.доп*I1H=286009*200=1589 следовательно погрешность трансформатора ТВ - 35 - III очень большая.
в) Напряжение на вводах вторичной обмотки ТВ - 35 - III будет:
U2max=√2 (Ik1max(3)nT)*ZН.расч.= 141*2860(1005)*10 = 20163> U2max.доп= 1400.
Защита от перегрузки:
В качестве защиты предусматривается МТЗ в однофазном исполнении действующей с выдержкой времени на сигнал или автоматическую разгрузку.
Используются реле тока РТ - 40. Индивидуальное реле времени не предусматривается а используется общее реле времени цепей предупреждающей сигнализации.
Защита устанавливается на стороне высшего напряжения трансформатора.
Ток срабатывания защиты:
Iс.з.≥Кн*Iном.= 13*3146= 409 А
Токи срабатывания и уставки реле:
Iс.р=Ic.з.*КсхnT=409*√3(2005)= 177 А
Согласно ПУЭ газовая защита должна обязательно примениться на трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и выше. В нашем случае трансформатор мощностью 4000 кВА не нуждается в такой защите.
Выбор и расчеты защит от перенапряжений и прямых ударов молнии.
Атмосферное перенапряжение - одна из основных причин повреждений и аварийных отключений в сельских электрических установках.
Перенапряжения в электрических сетях могут быть грозовыми возникающими при ударах молнии например в линию электропередачи или вблизи ее и внутренними связанными с коммутацией дуговыми замыканиями на землю и резонансными явлениями в сети.
Проектирование защиты от грозовых перенапряжений сводится к обоснованному выбору длины защищаемых подходов линий к подстанции и выбору трубчатых разрядников на них выбору типа числа мест установки вентильных разрядников на подстанцию.
Защита от газовых перенапряжений подходов питающих ЛЭП к подстанциям выполняются тросовыми молниеотводами. Длина защищаемого участка составляет 1 км. На первой опоре подхода к подстанции считая со стороны линии установлен комплект трубчатых разрядников такой же комплект трубчатых разрядников и на входных порталах подстанции типа РТФ - 35 - 15 УХЛ 1.
Iоткл.minIK.min(2)=087*286 = 249 кА.
В ОРУ 35 кВ непосредственно у силового трансформатора со стороны все обмоток устанавливаются вентильные разрядники типа РВС - 35. В КРУН - 10 разрядники устанавливаются на шинах 10 кВ типа РВМ - 10 для каждой секции.
Защита от газовых перенапряжений со стороны отходящих линий 10 кВ на опорах предусматривается трубчатыми разрядниками типа РТФ - 10 - 055 УХЛ 1; один комплект которых устанавливается на первой опоре а второй через 200 300 метров.
Расчет защиты от прямых ударов молнии.
Подстанция 3510 кВ с трансформаторами 2x4000 кВ*А ограничена оградой 100x80 метров. Принимаю вариант защиты подстанции двумя стержневыми молниеотводами установленными на концевой опоре 35 кВ (Н=40м) и на концевой опоре 10 кВ. Определяю высоту молниеотвода из условия защиты угла подстанции на высоте hx = 8 м.
Принимаю высоту молниеотвода h = 45 м исходя из этого значения нахожу требуемый радиус защиты:
Rx=16*h*(h-hx)(h+hx)*p= 16*45*(45-8)(45+8)*082= 407 м
ha=h-hx= 45-8=37 м- активная высота молниеотвода.
Найдем габариты зоны зашиты:
С = а7р= 1108*082= 1916 м.
где а - расстояние между молниеотводами.
b= 2*Rx*(7*ha*p-a)(7*ha*p+a)= 2*407*(7*37*082-110)(7*37*082+110)= 53м
Учитывая что концевая опора по существу является несущей конструкцией молниеотвода то для его выполнения следует только устанавливать молниеприемник высотой:
а) для стороны 35 кВ: hM= h - Н = 45 – 40= 5 м.
а) для стороны 10 кВ: hM= h - Н = 45 – 35= 10 м.
Таким образом подстанция полностью находится в защищаемой зоне как по площади так и по высоте.
Расчет заземляющего устройства подстанции.
Заземление на подстанциях является защитной мерой от поражения электрическим током при повреждении изоляции. К заземлителю присоединяются корпуса силовых трансформаторов электроаппаратов и их приводов вторичные обмотки ТТ металлические конструкции распределительных устройств броня силовых кабелей и т.п.
Для расчета заземлителя подстанции 3510 кВ допускается считать землю однослойной с удельным сопротивлением слоя р = 100 Ом*м.
Заземлитель выполняется в виде замкнутого горизонтального контура проложенного на глубине 05 метров вокруг площади занимаемой оборудованием подстанции состоящего из полосовых заземлителей размерами In = 90 м; b = 3 см и 14 стержневых заземлителей Iс = 25 м; d = 5 см.
)√S=√(15+30)= 212м2 где S - площадь охваченная заземлителем.
)L= ln+nc+lc= 90+14*25= 125м - суммарная длина всех элементов заземлителя.
)Так как (lc+t)√S= (25+05)212= 014м2
А= 0385 - 025 *(lc+t)√S= 0385 - 025*(25+05)212= 035
R3 = 035 (100212)+(100125)= 245 Ом≤ 10 Ом
Таким образом условие выполняется
Выбор описание и расчет устройств автоматизации на подстанции.
Автоматическое повторное включение:
АПВ относят к устройствам автоматики аварийного режима обеспечивающим ликвидацию аварий в схемах электроснабжения.
АПВ - одно из основных средств повышения надежности электроснабжения потребителя.
Выбираю АПВ линии однократного действия процент успешных включений ВЛ напряжением 10 кВ которых составляет 60 70 % трехфазные встроенные в пружинный привод выключателя. Схему устройств АПВ выполняют на переменном токе.
Выбор рабочих установок однократного АПВ на линиях с односторонним питанием сводится к определению времени срабатывания и автоматического возврата устройств АПВ.
б) tАПВ≥ tГ.П.+ tзап
в) tАПВ≥ tГ.П.- tв.в + tзап
Принимаем tАПВ=2 сек.
Время автоматического возврата устройства АПВ:
tВ≥ tс.з.max+ tАПВ+tзап≥ 2+2+2= 6 сек
Схема АПВ однократного действия для выключателей напряжением 10 кВ с пружинным приводом.
На схеме положения вспомогательных контактов выключателя SQT SQC SQK и привода SQY SQM SQA соответствуют включенному состоянию выключателя и заведенному положению привода (включающие пружины растянуты).
Особенность схемы состоит в том что и при неуспешном АПВ происходит автоматический возврат привода в состояние готовности. Однократность действия АПВ обеспечивается за счет того что время возврата АПВ в положение готовности определяется временем натяжения включающих пружин которые на много больше суммарного времени работы реле защиты и времени замыкания проскальзывающего контакта для времени в схеме АПВ.
Автоматическое включение резервного питания.
Для обеспечения нормальных показателей надежности электроснабжения при отключении основного (рабочего) источника питания к независимому резервному источнику питания подключают потребители с помощью специальных устройств АВР.
В системах сельского электроснабжения устройства АВР применяют в основном на двух трансформаторных подстанциям напряжением
0 3510 кВ и на линиях 10 кВ работающих в условно - замкнутом режиме.
Устройства АВР двухстороннего действия - оба ввода питания являются одновременно и рабочим и резервным по отношению друг к другу.
Принята схема местного АВР двухстороннего действия на переменном токе. Секционный выключатель нормально отключается и включается устройством АВР при отключении выключателей ввода напряжением 10 кВ или исчезновении напряжения на шинах секций в результате отключения питающей линии электропередачи.
Особенность схемы АВР - при восстановлении напряжения на питающей линии автоматически восстанавливается нормальная схема подстанции.
рабочий ввод -380 В 50Гц
Схема АВР для секционного выключателя:
В схеме контактов выключателей и реле показаны для рабочего положения: выключатели ввода 10 кВ включены в результате чего имеется напряжение на шинах 10 кВ подстанции: приводы всех выключателей подготовлены для операции включения; реле положения выключателей “BKЛ” находится под напряжением и их контакты замкнуты. Напряжение на ШОП подается ТСН 1 и ТСН 2.
Выбор установок АВР трансформаторов определяют следующие:
)Напряжение срабатывания пускового органа минимального напряжения:
Uср. = (025 .04)UH = 03*220=66 В (ТСН).
)Время срабатывания пускового органа:
а) по условию отстройки от времени срабатывания тех защит в зоне действия которых повреждения могут вызвать снижения ниже принятого Ucp.
tcp.ABP> tc.з.max+t= 14 + 06= 20 сек.
б) по условию согласования с другими устройствами автоматики например с АПВ питающей ЛЭП от основного источника:
tcр.АВР> tc.зЛЭП+ tАПВ.ЛЭП + tзап
tcр.АВР= 08+2+3= 58 сек.
)Уставки по времени устройства автоматического восстановления нормальной схемы
подстанции принимают равным:
сек. - на включение рабочего ввода;
сек - на отключение секционного выключателя.
Технико-экономические показатели спроектированной
)Капиталовложения в подстанцию 3510 кВ 2x4000 кВ*А по данным на 2015 г.
К = 22 млн.руб. с учетом того что подстанция тупиковая и с выключателями на стороне ВН.
)Нормативные отчисления от капиталовложений в подстанцию.
КЕН = 22 000 000*0094= 2 млн.руб. (94 % отчисление).
)Издержки на обслуживание:
Nобс = γ*Ny.e. = γ*(Nу.е.тр*n +Nу.е.прис35*Z*Nу.е прис10*t)
= 0028*(708*2 + 322*2 +163*7) = 896 тыс.руб.
t = 8 - 4 отходящих линий + 2 (2 выключателя от каждого ТТ) + 1 секционный выключатель между трансформаторами.
где γ - стоимость одной условной единицы равной 28 руб.
Ny.e. = норма условных единиц.
)Амортизационные отчисления:
Na.m.= К*ра = 22 000 000*0064=1408000 руб.
где Ра= 64 % - норма амортизационных отчислений.
В.И.Сукманов Т.Б.Лещинская «Дипломное проектирование». Методические рекомендации к дипломному проектированию по курсу «Электроснабжение с. х.» М. МГАУ 1998г.
Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования под ред. Неклепаева В.Н. «Энергия» 1'972г.
Шабод М.А. «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л. «Энергия» 1976г.