Выбор электрических аппаратов и токопроводов

Расчет токов нормальных режимов.

Токи нормальных режимов рассчитываются исходя из нормальной схемы соединений электрооборудования подстанции.

Рабочий ток равен:

(10.1).

(10.2).

А.

А.

Выбор выключателей и разъединителей.

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

по напряжению.

Uном? Uсети, ном, (10.3).

Где Uном — номинальное напряжение выключателя, (кВ);

Uсети, ном — номинальное напряжение сети, (кВ).

2) по длительному току.

Iном? Iраб, max, (10.4).

где Iном — номинальный ток выключателя, (А).

Iраб, max — максимальный рабочий ток, (А).

3) по отключающей способности:

(10.5).

где ia, r — апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

ia, норм — номинальный апериодический ток отключения выключателя;

Допускается выполнение условия:

(10.6).

где норм — нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

ф — наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов;

ф = фз, мин + tсоб, (10.7).

где фз, мин = 1,5 с — минимальное время действия защит;

tсоб — собственное время отключения выключателя.

4) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по сквозному предельному току короткого замыкания:

где Iпр, скв — действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

— начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

5) на термическую стойкость:

выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(10.9).

где — предельный ток термической стойкости;

— нормативное время протекания тока термической стойкости.

Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1. Параметры аппаратуры, установленной на стороне 110 кВ.

Выбор выключателей установленных на стороне НН приведен в таблице 10.2 в скобках указаны значения для вводных выключателей.

Таблица 10.2. Параметры выключателей, установленных на стороне 10 кВ.

Выбор предохранителей Условия выбора предохранителей:

Uном ?Uсети, ном, (10.10).

Iном ?Iраб.max, (10.11).

Iоткл. ном? IКЗ (10.12).

На стороне 10 кВ для ТСН выбираем предохранитель типа:

ПКТ101−10−10−12,5 У3:

Uном = 10 кВ;

Iном. пр = 10 А;

Iпл.в = 5 А;

Iоткл. норм = 12,5 кА.

Выбор трансформаторов тока.

Условия выбора трансформаторов тока:

Uном ?Uсети, (10.13).

Iном ?Iраб.max, (10.14).

iдин ?iуд, (10.15).

I2· t? Вк (10.16).

Параметры трансформаторов тока на стороне ВН кВ приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3. Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ.

Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4. Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ.

Выбор трансформаторов напряжения Условия выбора трансформаторов напряжения (ТН):

Uном?Uсети. (10.17).

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 10.5.

Таблица 10.5. Параметры трансформаторов напряжения.

Выбор ограничителей перенапряжения.

Выбор ограничителей перенапряжения в таблице 10.6.

Таблица 10.6. Параметры ограничителей перенапряжения.

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:

• 1. Ограничители перенапряжения: EXLIM R 72-CN123;
• 2. Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110М-II У1;
• 3. Трансформаторы тока ТВТ-110-I-300/5.

Выбор шинопроводов.

В РУ 110 кВ применяем гибкие шины и жесткие шины из алюминиевых труб. Сечение гибких шин и токопроводов выбираются по:

1) По нагреву расчетным током:

IР.

2) допустимому термическому действию тока КЗ:

Вк = I2· t. (10.19)

3) динамическому действию тока КЗ.

Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Выбираем ошиновку из алюминиевых труб: d = 25 мм, Iдоп = 400 А, Dср = 1,5 м.

Проверим по условию коронирования:

(10.20)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (m=0,82); r0 — радиус провода, см.

кВ/см Проверка условия:

Е? 0,9•Е0, (10.21)

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

, (10.22)

где U — линейное напряжение, кВ; Dср.- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

.

2,89< 0,9· 87,8

Условие выполняется.

Шинопроводы 10 кВ IН = 1000 А поставляются совместно с шкафами КРУ.

11. Расчет релейной защиты Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус».

Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

• — выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;
• — задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т. д.);
• — ввод и хранение уставок защит и автоматики;
• — передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;
• — непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;
• — блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;
• — получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;
• — гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;
• — высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.

Расчет релейной защиты отходящих линий.

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень — токовая отсечка, вторая ступень — МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л»

На линиях 10 кВ двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

Iс.о. = kн *I (3)кз, (11.1)

где kн — коэффициент надежности, kн =1,1;

I (3)кз — максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Максимальная токовая защита:

, (11.2)

Где kзап — коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kзап =1,1;

kв — коэффициент возврата реле, для «Сириус» kв = 0,95;

kсз — коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

Ipmax — максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка Кч>1,5, а при К.З. в конце резервируемого участка Кч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

, (11.3)

, (11.4)

где I (2)к, min — минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии;

где I (3)к, зток трехфазного короткого замыкания в начале защищаемой линии.

Вторичный ток срабатывания равен:

, (11.5)

где Кт — коэффициент трансформации трансформатора тока;

kсх — коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 — при соединении в полную и неполную звезду и — при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

tс.з.=tс.з.пред+t, (11.6)

где tс.з.пред — время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок tпл.вст.=0,5 с.

t — ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6−1сдля защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2−0,6с — для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Приведем пример расчета защит ВЛ Лукино

Iс.о. = 1,1 * 610=668,74 А.

А

.

А

А Время срабатывания МТЗ:

tс.з.=0,6+0,2=0,8 c.

Расчетные данные уставок вводятся в блок «Сириус» с встроенной клавиатуры.

Расчет защит сведен в таблицу 11.1.

Таблица 11.1. Расчет защит отходящих линий