Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ «Харьягинская» в связи с ее реконструкцией

Кафедра «Электрификации и механизации сельского хозяйства»

Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ «Харьягинская» в связи с ее реконструкцией РЕФЕРАТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ, РАСЧЁТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ, ТРАНСФОРМАТОРЫ, ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ, ТОКИ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ, КОММУТАЦИОННАЯ АППАРАТУРА, РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ, ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, КОММЕРЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА.

Объект исследования — подстанция «Харьягинская».

Цель дипломного проекта — разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ «Харьягинская»

Метод проведения работы — проект разработан с использованием утверждённых методик для проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий и для расчета релейной защиты и автоматики распределительных сетей.

СОДЕРЖАНИЕ Введение Характеристика подстанции «Харьягинская»

Расчет параметров схемы замещения Расчет токов короткого замыкания Выбор оборудования подстанции «Харьягинская»

Выбор выключателей Выбор разъединителей Выбор разрядников и ограничителей перенапряжения Выбор трансформаторов тока Выбор трансформаторов напряжения Выбор шин и шинопроводов Выбор шин РУ 6 кВ Выбор шин РУ 35 кВ Выбор шин РУ 220 кВ Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока Релейная защита силовых трансформаторов подстанции «Харьягинская Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты Расчет токов короткого замыкания релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН Дифференциальная защита трансформатора ТДТН-40 000/220 (реле ДЗТ-21)

Токовые защиты трансформаторов от сверхтоков внешних коротких замыканий и перегрузок Токовые защиты трансформатора ТДТН-40 000/220 (МТЗ 6 кВ) Токовые защиты трансформатора ТДТН-40 000/220 (МТЗ 35 кВ) Токовые защиты трансформатора ТДТН-40 000/220 (МТЗ 220 кВ) Токовые защиты отходящей ячейки 6 кВ (ТСН) Дифференциальная защита шин Дифференциальная защита шин 220 кВ (реле ДЗТ-11)

Дифференциальная защита шин 35 кВ (реле РНТ-565)

Дистанционная защита воздушных линий Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№ 91 и № 92)

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№ 93 и № 94)

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№ 95 и № 96)

Газовая защита трансформатора ТДТН-40 000/220

Организационно-экономическая часть проекта Проблемы оценки надежности релейной защиты Экономическое сопоставление вариантов с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств РЗ Коммерческая эффективность инвестиционного проекта Безопасность и экологичность проекта Охрана труда при техническом обслуживании устройств релейной защиты, автоматики и средств электрических измерений Воздействие вредных и опасных факторов на организм человека Электробезопасность Пожаробезопасность Чрезвычайные ситуации Влияние подстанции «Харьягинская» на экологию и организм человека Заключение Библиографический список подстанция трансформатор ток релейный Введение Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она очень просто и экономично может быть преобразована в другие виды энергии — тепловую, механическую, световую и т. д. Электрическая энергия находит значительное применение в устройствах автоматики, электроники и т. п., без которых немыслимы современные аппараты и технические сооружения. Поэтому обеспеченность потребителей электрической энергией является на сегодняшний день одной из главных задач.

Развитие электрической сети ЕЭС и ОЭС России напряжением 220 кВ и выше на период до 2013 года разработали мероприятия для повышенного и пониженного вариантов развития электроэнергетики России с уровнями возможного спроса на электроэнергию по России в целом, соответственно, 1109 млрд. кВт*ч и 1049 млрд. кВт*ч на уровне 2013 г.

В период 2004;2013 гг. для повышенного варианта рекомендуется сооружение следующих новых электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, классифицированных по направлениям: для выдачи мощности расширяемых атомных электростанций; для выдачи мощности гидроэлектростанций;

2). Для приведения схемы выдачи мощности существующей электростанции в соответствие с нормативными требованиями необходим ввод ВЛ 330 кВ протяженностью 130 км.

3). Для питания нагрузки, повышения уровня надежности электроснабжения потребителей, для увеличения пропускной способности межсистемных сечений и снижения «запертой» мощности электростанций необходим ввод ВЛ протяженностью 21 432 км, трансформаторов мощностью 44 258 МВА.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей:

ПС 220 кВ Харьягинская, 2×25 МВА;

4). Для обеспечения экспорта электроэнергии необходим ввод ВЛ протяженностью 385 км, трансформаторов мощностью 626 МВА.

Всего в повышенном варианте развития электроэнергетики ввод воздушных линий напряжением 220 кВ и выше за период 2004;2013 гг. намечается протяженностью 33 202 км, трансформаторной мощности 109 722 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 10,9 млрд руб.

Всего в пониженном варианте за период 2004;2013 гг. намечается ввод 10 778 км ВЛ и 54 927 МВА трансформаторной мощности напряжением 330 кВ и выше, что ниже максимального варианта на 20% и 8% соответственно.

Реализация пониженного варианта развития электроэнергетики потребует капиталовложений в электросетевое строительство в размере 4,4 млрд руб. в ценах 1991 г.

Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и объемы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей напряжением 220 кВ и выше практически не зависят от вариантов развития электроэнергетики России и для пониженного варианта могут быть приняты на уровне повышенного варианта.

Основной задачей проектирования промышленных и сельскохозяйственных объектов является создание наиболее простой системы электроснабжения, наиболее полного использования всех видов энергии с наименьшими потерями. Это достигается за счет выравнивания суточных графиков потребления электроэнергии, компенсации реактивной мощности, уменьшения простоя оборудования, повышения коэффициента мощности и т. д.

Развитие энергетики России в программе экономического подъема предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства.

Характеристика подстанции «Харьягинская»

В дипломном проекте рассчитываем релейную защиту подстанции «Харьягинская» 220/35/6 в связи с ее реконструкцией, связанной с заменой трансформаторов ТДТН-25 000 на ТДТН-40 000. Подстанция «Харьягинская» является связным звеном ряда подстанций через ВЛ 35 кВ, что в свою очередь обеспечивает электроснабжение нефтяных месторождений по сетям с номинальным напряжением 6,3 кВ.

В административном отношении Харьягинское нефтяное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Ближайший к месторождению населенным пунктом является г. Усинск, расположенный в 172 км по автодороге круглогодичного действия Усинск-Харьяга. Город связан железнодорожной веткой Усинск-Сыня, а затем по Северной железной дороге со всеми городами России и зарубежья, имеется современный аэропорт и речной порт на реке Уса.

Территория Харьягинского нефтяного месторождения расположена в среднем и нижнем течении р. Харьяги, правобережного притока р.Колвы.

Рельеф территории слабовсхолмленный, пологоволнистый, равнинный.

Климатические условия района. Главными реками являются Колва и Харьяга. Территория сильно заозерена.

Территория Харьягинского месторождения входит в зону южной кустарниковой тундры. Небольшой участок в южной зоне месторождения относится к подзоне северной лесотундры. Незаселенные пространства заняты тундровыми участками, торфяными полями, заболоченными низинами и полосами стока.

Непосредственно в районе Харьягинского нефтяного месторождения стационарные наблюдения за элементами гидрометеорологического режима Росгидрометом не проводятся (используются данные по ГМС Хоседа-Хард).

По климатическому районированию территория относится к южному району арктической области. Погодные условия зависят от макроциркуляционных процессов над Северным полушарием, высокоширотным расположением территории и характера подстилающей поверхности.

Район находится за Полярным кругом и характеризуется умеренно-континентальным климатом. Снежный покров появляется в начале октября, сходит к началу июня. Число дней со снежным покровом составляет 225 суток. Средняя годовая скорость ветра составляет 4,4 м/с, зимой она несколько выше, чем летом. Туманы наблюдаются в течение всего года, но наиболее часты они в августе и сентябре. Расчетная температура наружного воздуха — минус 42єС, среднегодовая температура воздуха — минус 4,9єС.

Добыча в приполярных широтах связана с большими технологическими трудностями. Основные из них обусловлены самой нефтью, которая характеризуется четырьмя особенностями: высокой вязкостью, сильной загазованностью, большим количеством агрессивных компонентов и высоким содержанием парафина. Усложняют производство и природные факторы: вечная мерзлота, длительные зимы с очень низкими температурами. Однако, несмотря на это, нефтяники «ЛУКОЙЛ-Коми» продолжают эффективно осваивать месторождения Тимано-Печорской провинции.

Целью данного дипломного проекта является разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 «Харьягинская» в связи с ее реконструкцией.

Поэтому задачами проекта будут:

а) технико-экономическое сравнение вариантов;

в) расчет токов короткого замыкания;

г) выбор электрооборудования ПС «Харьягинская» 220/35/6;

д) расчет релейной защиты.

е) охрана труда;

ж) экология Технические данные подстанции «Харьягинская»

Подстанция комплектуется двумя трансформаторами ТДТН-25 000/220/35, ОРУ-220 кВ, ЗРУ-35 кВ, ЗРУ-6 кВ. На стороне 35кВ применена схема одна секционированная система сборных шин с фидерами № 91, 95, 96 и № 92, 93, 94. На стороне 6 кВ применена схема одна секционированная система сборных шин, нагрузка отсутствует, она служит для питания двух трансформаторов ТСН-1 и ТСН-2. В таблице 1 приведены мощности трансформаторов п/с «Харьягинская» за 2010 г.

Таблица 1 — Характеристика нагрузок ПС «Харьягинская» за 2010 г.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящим молниеотводом, а также молниеотводом совмещенным с конструкцией концевой опоры.

Защита оборудования от грозовых волн, набегающих с линии выполняется с помощью ОПН.

Прокладка контрольных кабелей оперативных цепей, цепей управления, РЗ и, А в пределах подстанции принята в наземных кабельных лотках. К силовым трансформаторам и выключателям 220, 35 и 6 кВ кабели при выходе из лотков прокладываются в стальных коробах и трубах.

На территории подстанции запроектирована внутриплощадочная дорога, шириной 4 метра с гравийным покрытием.

Высота установки оборудования выбрана с соблюдением требуемых ПУЭ электрических габаритов до фарфора и ошиновки с учетом принятых в проекте стрел провеса проводом и возможности прокладки наземных кабельных лотков вблизи любого из аппаратов.

Фундаменты под силовые трансформаторы выполняются из сборных железобетонных плит, с укладкой их на гравийно-балластную подушку. Под силовыми трансформаторами располагаются маслоприемники, укладывается слой грунта высотой не менее 25 см. Отвод трансформаторного масла при авариях в силовых трансформаторах за пределы территории подстанции обеспечивается трубопроводами из асбестоцементных безнапорных труб диаметром 200 мм в маслоуловитель емкостью 60 м³.

Шкафы КРУ устанавливают на незаглубленных фундаментах (лежнях). Лежни укладываются на выравнивающую подготовку высотой 10 — 30 см из крупнозернистого песка.

Для стока дождевых вод за пределы подстанции выполняется планировка площадки с уклоном 2% в сторону понижения рельефа местности.

Наружное освещение подстанции предусмотрено светильниками установленными на блоке опорных изоляторов 6 кВ и прожекторами установленными на площадке радиомачты.

Территория подстанции ограждается забором из металлической сетки высотой 1,8 м. Ограждение имеет ворота и калитки, которые запираются на внутренний замок. Входные наружные двери всех помещений подстанции выполнены металлическими и оборудованы внутренними замками. Наиболее высокая точка распложена на высоте 7 м.

Расчет параметров схемы замещения При проектировании электрических линий, подстанций и станций необходимо руководствоваться данными о нагрузках. Пользуясь данными таблицы 1, изобразим на рисунке 1 годовые графики нагрузки подстанции «Харьягинская».

Электрическая нагрузка величина непрерывно изменяющаяся. Эти изменения носят случайный характер, однако они подчиняются вероятностным законам.

В расчетах будем пользоваться годовыми графиками нагрузки, которые дают представление об изменении по месяцам года максимальной получасовой нагрузки. Они характеризуют колебания расчетной мощности объекта в течение года.

Рисунок 1 — Годовые графики нагрузок для трансформаторов (по месяцам года и по продолжительности: а) Т1; б) Т2

Для практических расчетов удобен годовой график нагрузки по продолжительности. На этом графике по оси абсцисс откладываем время (в году 8760 ч), а по оси ординат — максимальную нагрузку, которая соответствует этому времени (в о.е.)

По графикам определим расчетную нагрузку по формуле:

(1)

Упростим это выражение, приняв за ti=730 ч/мес, Уti=8760 ч, тогда для трансформатора Т1:

Для трансформатора Т2:

Из выше представленных расчетов видно, что трансформатор Т2 в течение года несколько более загружен, чем трансформатор Т1 (на 5,88%).

Для дальнейших расчетов принимаем коэффициент мощности нагрузки нефтяных месторождений

Для анализа загруженности линий в нормальном режиме проводится расчёт токов. Для расчета установившихся режимов производится анализ сети.

Ветви со своими параметрами представляют модель расчетной схемы. Эти данные хранятся в соответствующих таблицах расчетной модели.

Параметры трансформаторов, входящие в схему замещения, определяются по справочным данным. Сопротивления линий электропередачи rл, хл, Ом, определяются по формулам:

(2)

где r0 — погонное активное сопротивление линии, Ом/км; х0 — погонное реактивное сопротивление линии, Ом/км; l — длина линии, км;

Емкостная проводимость линии, См:

(3)

где b0 — погонная емкостная проводимость линии, См/км.

Подстанция «Харьягинская» запитана двухцепной ВЛ 220 кВ с подстанции «Северный Возей» (ВЛ№ 282, ВЛ№ 283). Согласно паспортным данным, для сталеалюминевого провода АС-240/32 погонное активное сопротивление r0=12,1 Ом/км (при +20єC; на 100 км), погонное реактивное сопротивление x0= 43,5 Ом/км, погонная емкостная проводимость линии b0=2,6*10−4 См/км. Расчетные данные для проводов линии электропередачи представлены в таблице 2.

Таблица 2 — Параметры ЛЭП

На подстанции «Харьягинская» установлены два трансформатора ТДТН-40 000/220 — трансформатор трехфазный с естественной циркуляцией масла и принудительным охлаждением воздухом трехобмоточный, имеется устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), параметры приведены в таблице 3.

Исходный режим рассчитывается для случаев максимальных и минимальных нагрузок. В режиме максимальных нагрузок на шинах 220 кВ ПС"Харьягинская" поддерживается напряжение 230 кВ, в режиме минимальных нагрузок — 220 кВ. Допустимые напряжения у потребителей на шинах 35 кВ в режиме наибольшей нагрузки согласно заданию должно составлять105ч110%, а в режиме наименьшей нагрузки 95ч100%.

Таблица 3 — Параметры трансформатора ТДТН-40 000/220*

*пределы регулирования ±12*1%

**расчетные данные приведены к ВН, Uб=230 кВ При номинальных значениях мощности трансформаторов 40 МВА номинальные токи: по стороне 220 — 100,4 А; по стороне 35 — 599,8 А; по стороне 6 — 3499,1 А; помимо ТСН по стороне 6 кВ нагрузки нет.

Расчет токов короткого замыкания Определение токов короткого замыкания является неотъемлемой частью при проектировании любых электрических установок электроэнергетических систем. В дипломной работе расчет токов произведен в системе относительных единиц. Расчет токов к.з. необходим для выбора аппаратов и проводников, проектирования и настройки средств защиты и автоматики, выбора конструктивного выполнения распределительных устройств, проверки защитных заземлений, подбора характеристик разрядников и т. п.

При расчетах токов к.з. составим расчетную схему, в которую входят все участвующие в питании источники тока (генераторы, синхронные компенсаторы, синхронные и асинхронные двигатели) и все элементы, связанные между собой и местом к.з. (трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы). Мощный источник (Печорская ГРЭС) питающей системы введем в систему как источник неограниченной мощности. Схему замещения выполним в однолинейном изображении с указанием сопротивлений сети (рисунок 2, а)

Следует иметь в виду, что трехобмоточными выполняются обычно только мощные трансформаторы и активными сопротивлениями обмоток таких трансформаторов можно пренебречь. Кроме того, в трехобмоточных трансформаторах одна из обмоток всегда соединена в треугольник, и поэтому, независимо от конструкции трансформатора, можно пренебрегать сопротивлением намагничивания, которое в схеме замещения всегда шунтируется сопротивлением обмотки, соединенной в треугольник.

При равенстве сопротивлений прямой и обратной последовательностей начальный ток двухфазного к.з. равен от трехфазного короткого замыкания.

Расчетная продолжительность замыкания или время отключения поврежденного присоединения складывается из времени срабатывания релейной защиты и времени отключения выключателя.

Намечаем расчетные зоны и точки для определения токов короткого замыкания (рисунок 2, б) а) принципиальная схема; б) схема замещения к расчетам токов к.з.

Рисунок 2 — Электроснабжение питания нефтяного месторождения подстанции «Харьягинская»

Эквивалентная ЭДС системы принята по шкале средних номинальных напряжений и равна:

При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы (СК), реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

Цепь трехобмоточного трансформатора. На стороне ВН, СН и НН расчетные нагрузки определяются, как правило с учетом установки в перспективе трансформатора следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S’номт.

(4)

(5)

где Sномт, Uномт — номинальные мощность и напряжение трансформатора.

На стороне ВН :

Определим сопротивление системы:

где Sк — мощность короткого замыкания энергосистемы, МВА, определяемая, как:

где Iк — ток короткого замыкания энергосистемы, равный 5,45 кА.

Далее рассчитаем сопротивление ВЛ:

(6)

Определим сопротивления трансформаторов:

(7)

Затем определим базисные токи на ступенях трансформаторов по следующей формуле:

(8)

Определим сопротивления до точек короткого замыкания:

(9)

Расчет токов при трехфазном коротком замыкании:

а) определяем установившееся значение тока КЗ:

(10)

(11)

б) определяем величину ударного тока:

(12)

где Куд — ударный коэффициент для сети напряжением свыше 1000 В, в которых не учитывается активное сопротивление, принимаем равным 1,8.

в) определяем мощность короткого замыкания:

(13)

По данным расчетов токов в дальнейшем будет производиться проверка проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость при коротких замыканиях. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.

Таблица 4 — Результаты расчетов токов к.з.

В практике степень термического воздействия тока к.з. на проводники и электрические аппараты принято определять по значению интеграла Джоуля.

Без существенной погрешности этот интеграл можно принять равным сумме интегралов периодической и апериодической составляющих тока к.з., т. е.:

(14)

Методика расчета интеграла Джоуля зависит от исходной расчетной схемы электроустановки, положения расчетной точки к.з. и ее удаленность от генераторов и других источников.

В дипломном проекте расчетное к.з. является удаленным. При этом интеграл Джоуля определяется по формуле:

(15)

где — действующее значение периодической составляющей тока к.з., А; - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. от эквивалентного источника:

(16)

где и — результирующие сопротивления расчетной схемы;

Определим сопротивление системы, Ом:

(17)

Для РУ трансформатора, соответственно:

Определим интеграл Джоуля по формуле:

Пользуясь данными интеграла Джоуля, проведем проверку электрических аппаратов на термическую стойкость.

Выбор оборудования подстанции «Харьягинская»

В основу классификации электрических аппаратов положены различные принципы. В качестве классификационных признаков используются: значения рабочих напряжений и токов, род тока, конструктивное исполнение, особенности эксплуатации, назначение и др.

Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора выбраны, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трансформаторов и двухобмоточных трансформаторов выбор аппаратуры по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току, равному 1,3 — 1,4 номинального тока трансформатора, устанавливаемого в перспективе, а проверка ошиновки — по экономической плотности тока 0,65 — 0,7 от номинального тока этого трансформатора.

Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН (35 кВ) и НН (35, 10, 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки производят по току перспективной нагрузки на 10-летний период с учетом аварийных перегрузок при отключении второго трансформатора.

В электроэнергетике включение и отключение высоковольтных линий электропередачи, связывающих первичные источники электроэнергии с многочисленными потребителями, включаемых через промежуточные электрические подстанции, осуществляется исключительно высоковольтными автоматическими выключателями. При этом в состав электрооборудования электрических подстанций входят различные виды нелинейных ограничителей перенапряжений, токоограничивающих реакторов для энергосистем, применяемые в аварийных режимах, вызванных короткими замыканиями и воздействиями грозовых разрядов. Кроме того, в состав этого оборудования входят многочисленные разъединители, высоковольтные предохранители, высоковольтные измерительные трансформаторы напряжения и тока.

Распределение электрической энергии по потребителям промышленных объектов на стороне низкого напряжения осуществляется многочисленными выключателями и контакторами, обычно конструктивно объединенными различными распределительными устройствами электрических подстанций.

Управление состоянием автоматических выключателей и контакторов осуществляется различными видами реле и командоаппаратами пунктов управления Совокупность различных типов реле лежит в основе систем релейной защиты.

Выключатели служат для коммутации (включений и отключений) всех токов цепи, возможных в эксплуатации: номинальных, короткого замыкания, емкостных токов длинных линий и др.

Выключатели должны осуществлять многократную коммутацию номинальных токов до 150 000 включений и отключений (ВО) и многократную коммутацию токов короткого замыкания (до 1000 ВО).

Разъединители применяются для коммутации элементов цепи при отсутствии тока. Это позволяет выводить оборудование для ревизии и ремонта (сначала ток отключается выключателем, потом цепь отсоединяется разъединителем). Разъединители могут отключать небольшой ток холостого хода трансформаторов и линий электропередачи.

Для ограничения напряжения, появляющегося на аппаратах высокого напряжения при коммутационных и атмосферных перенапряжениях, на подстанции «Харьягинская» служат ограничители перенапряжения (ОПН). Они являются нелинейным резистором с высокой нелинейностью. Это устройство не имеет искровых промежутков и непосредственно присоединяется параллельно защищаемому объекту. При рабочем напряжении ток через ОПН составляет миллиамперы. При перенапряжениях токи достигают сотен и тысяч ампер. Кратность коммутационных перенапряжений не превышает 1,75; при грозовых перенапряжениях — 2,42.

Для питания цепи релейной защиты трансформаторов и высоковольтных линий электропередачи, а также для контроля состояния энергетических систем необходимо непрерывно измерение тока и напряжения. Эту функцию выполняют измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Совокупность электрических аппаратов, позволяющая распределять энергию и обеспечивать защиту от аварийных режимов, будет являться распределительным устройством подстанции.

Выбор выключателей При выборе оборудования на подстанции необходимо руководствоваться следующими данными:

Номинальный ток — наибольший ток (; действующее значение), который аппарат способен длительно проводить при заданном напряжении, номинальной частоте и номинальной температуре воздуха, при этом температура частей аппарата не должна превышать допустимую, установленную для длительной работы;

Номинальное напряжение — линейное напряжение трехфазной системы, в которой аппарат предназначен работать. Для компенсации падения напряжения на источниках энергии (генераторах, трансформаторах, ВЛ) напряжение аппарата принимается на 5ч15% выше номинального значения ();

Номинальный ток отключения — наибольший ток короткого замыкания (; действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстановления напряжения и заданном цикле операций.

Ток отключения состоит из периодической и апериодической составляющих и меняется по действующему значению. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов ().

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания определяется в момент расхождения контактов и оценивается параметром в, равным отношению апериодической составляющей тока к амплитуде периодической в момент расхождения контактов. Допустимое значение в приводится в каталогах на выключатели и выражается в процентах:

(18)

Под циклом операций понимают перечень коммутационных операций, который обязан совершить аппарат. Так выключатель допускающие автоматическое повторное включение (АПВ), должны быть обеспечить цикл: О — tбт — ВО — 180/20 с — ВО.

Здесь О операция отключения; ВО — операция включения и немедленно за ней операция отключения; tбт — гарантируемая для выключателя минимальная бестоковая пауза при АПВ (время от погасания дуги на всех полюсах до появления тока при последующем включении; 0,3ч1,2 с, где 0,3 с для быстродействующих АПВ);

Термическая и электродинамическая стойкость аппарата при сквозных токах короткого замыкания характеризуется токами при заданном времени tт и. Ток сквозной стойкости — это ток, который пропускает через себя токоведущий контур аппарата при полностью включенном положении, когда нажатие контактов номинальное.

Проверка электрического аппарата на термическую стойкость при к.з. заключается в сравнении найденного при расчетных условиях значения интеграла Джоуля Вк с его допустимым для данного аппарата значением Втерм. Электрический аппарат удовлетворяет условию термической стойкости, если выполняется условие:

(19)

Допустимое значение интеграла Джоуля зависит от соотношения между расчетной продолжительностью к.з. tоткл = 0,01 и предельно допустимой времени воздействия нормированного тока термической стойкости tтерм (обычно до 3 сек), указываемой заводом-изготовителем. Если tоткл < tтерм, как в нашем случае, то:

(20)

При протекании тока термической стойкости температура токоведущих частей не должна превышать допустимую для кратковременного режима работы (время при :

(21)

Ток электродинамической стойкости определяется амплитудным значением ударного тока:

(22)

Номинальный ток включения — ток короткого замыкания, который выключатель с соответствующим ему приводом способен выключить без приваривания контактов и других повреждений при напряжении сети и заданном цикле операций:

(23)

Возвращающееся напряжения;

Восстанавливающееся напряжение на контактах полюса;

Коэффициент повышения амплитуды восстанавливающегося напряжения для одночастотного процесса (в реальных установках ;

Длительность дуги выключателя;

Собственное время отключения выключателя с приводом;

Время отключения выключателя с приводом;

Время включения (до возникновения тока в цепи) выключателя с приводом;

Бестоковая пауза выключателя при автоматическом повторном включении;

В процессе работы выключатель подвергается длительному воздействию номинального напряжения и кратковременному воздействию повышенных значений напряжения промышленной частоты и импульсного характера (ГОСТ 687−78).

По выше приведенным условиям выбираем по каталогу элегазовый выключатель типа ЯЭ-220Л-11(21)У4 для РУ ВН.

Для РУ СН выбираем по каталогу вакуумный выключатель типа ВБУ-35−1600/20.

Для РУ НН выбираем по каталогу вакуумный выключатель типа ВГГ-10−5000У3.

Для данных выключателей все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 5.

Таблица 5 — Расчет и выбор выключателей для РУ

Выбор разъединителей Выбор разъединителей производится согласно выбору выключателей (п. 1,п.2 и п.5).

Для дистанционного электрического управления разъединителями внутренней и наружной установки используются электродвигательные приводы.

Для данных разъединителей все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 6.

Таблица 6 — Расчет и выбор разъединителей для РУ

*Ток термической стойкости главных ножей и заземляющих ножей проверяются аналогично.

**Привод ПД-5У1

***Привод ПРН-110У1

****Привод ПНЧ Выбор разрядников и ограничителей перенапряжения Выбор ограничителей перенапряжения осуществляется по следующим параметрам:

Номинальное напряжение разрядника должно быть равно номинальному напряжению сети;

Токи короткого замыкания, возникающие при срабатывании разрядника, должны находиться в пределах токов, отключаемых разрядником (для трубчатых разрядников).

Расстояние до защищаемого объекта выбирается в зависимости от номинального напряжения сети, схемы установки и типа разрядника в соответствии с ПУЭ.

Для выше указанных условий выбираем ОПНН-П-220/115/10/550 УХЛ1 для РУ ВН, ОПН-П-35/40,5/10/550 УХЛ1 для РУ СН и для РУ НН — ОПН-П-6/7,2/10/550 УХЛ1.

Выбор трансформатора тока Трансформатор тока служи для преобразования измеряемого первичного тока во вторичный. В установках высокого напряжения ТТ изолирует цепь измерительных и защитных устройств от цепи высокого напряжения. При замене нагрузки во вторичной обмотке или размыкании цепи нагрузки включается шунтирующий контакт, чтобы избежать режима разомкнутой вторичной обмотки, который для ТТ является аварийным режимом (режим короткого замыкания).

Для выбора ТТ пользуются следующими данными:

Номинальное напряжение ТТ ;

Частота тока, указанная на щитке, должна соответствовать частоте сети;

Номинальный первичный ток ТТ берется в соответствии со шкалой токов, рекомендованной ГОСТ 7746–78. Если ток установки не соответствует этой шкале, то берется трансформатор с ближайшим большим током. Значительное превышение номинального первичного тока ТТ по сравнению с током установки ведет к повышению погрешности.

Класс точности определяется токовой погрешностью при первичном токе, вторичной нагрузке (0,25ч1)*Z2ном и cosц = 0,8 (классы 0,2; 0,5; 1):

(24)

Электродинамическая и термическая стойкость должны удовлетворять следующим условиям: для ТТ на номинальное напряжение до 220 кВ включительно термическая стойкость оценивается током трехсекундной стойкости; ток электродинамической стойкости — наибольшее амплитудное значение тока к.з., которое ТТ выдерживает без повреждений, препятствующих его дальнейшей работе:

(25)

Между токами электродинамической и термической стойкости должны выдерживаться соотношения:

(26)

Термическая и электродинамическая стойкости должны обеспечиваться при замкнутой накоротко вторичной обмотке.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин РУ, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.

Трансформатор, предназначенный для систем защиты от коротких замыканий, должен иметь погрешность, обеспечивающую устойчивую работу релейной защиты. Для оценки работы ТТ в этом режиме используются кривые предельной кратности.

При заданной вторичной нагрузке предельная кратность трансформатора должна быть выше расчетной кратности :

(27)

Трансформаторы, комплектуемые для дифференциальной защиты, должны иметь одинаковую предельную кратность при сквозном токе короткого замыкания. Значение зависит от принципа действия.

Сопротивление нагрузки не должно превышать номинальных значений ТТ. Для простейшей однофазной схемы включения ТТ, Ом:

(28)

где — суммарное реактивное сопротивление всех приборов нагрузки, Ом; - суммарное активное сопротиление всех приборов нагрузки, Ом; - сопротивление соединительных проводов, Ом; - сопротивление контаткных соединений (0,05ч1 Ом).

Сечение соединительных проводов при данной длине, м, определятся из выражения:

(29)

где — сечение провода (по условиям механической прочности сечение медных проводов должно быть не менее 1,5 мм², а алюминиевых — 2,5 мм2); - удельное сопротивление (для алюминиевых жил); - длина соединительных проводов, м, равна:

(30)

Обмотки тока всех приборов фазы соединяются последовательно.

При соединении ТТ в трехфазные группы по разным проводам протекают различные токи. Поэтому для расчета сечения соединительных проводов необходимо выбрать такой режим, при котором нагрузка на ТТ получается наибольшей (таблица 7).

Выносные измерительные трансформаторы тока устанавливаются лишь в тех случаях, когда использование встроенных трансформаторов тока не обеспечивает требуемых условий релейной защиты и питания измерительных приборов.

По приведенным выше условиям выбираются трансформаторы тока. Счетчики на линии используются для денежных расчетов (класс точности 0,5). Сравнение расчетных и каталожных данных трансформаторов тока сведено в таблице 8.

Таблица 7 — Вторичная нагрузка трансформатора тока*

*для все трех сторон РУ Потребляемая мощность защиты совместно с выравнивающими автотрансформаторами (дифференциальная защита с применением реле типа ДЗТ-21) в нормальном и аварийном режимах не превышает 5 ВА.

Так как защищаемый элемент на высокой стороне включен через два выключателя (схема четырехугольника) и через эти выключатели возможны значительные перетоки в нагрузочных режимах (без захода в защищаемы элемент — трансформатор), то в защиту целесообразно включать не на трансформаторы тока в цепях этих выключателей, а на трансформаторы тока, установленные непосредственно в цепи защищаемого элемента, чтобы указанные перетоки не загрубляли защиту. Кроме того, при включении защиты на трансформаторы тока в цепях указанных выключателей в ней возможно появление больших токов небаланса при внешних к.з., что приведет к необходимости загрубления защиты.

Из таблицы видно, что трансформаторы проходят по условиям работы, как в продолжительном режиме, так и в режиме КЗ.

Таблица 8 — Расчетные и каталожные данные ТТ

*

По условиям механической прочности можно принять кабель с сечением до 2,5 мм², что обеспечивает работу трансформатора тока в заданном классе точности. Поэтому принимается контрольный кабель АКРВГ 4×2,5 мм² и АКРВГ 4×10 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения Трансформатор напряжения служит для преобразования измеряемого напряжения, значение которого удобно для измерения. В установках высокого напряжения ТН изолирует цепь измерительных и защитных устройств от цепи высокого напряжения.

Для выбора ТН пользуются следующими данными:

Номинальное напряжение первичной обмотки ТН должно быть равно номинальному напряжению установки (для систем с изолированной нейтралью). Для систем с заземленной нейтралью номинальное напряжение первичной обмотки должно быть равно фазному напряжению установки;

Для питания счетчиков электроэнергии используются ТН класса 0,5. Для щитовых приборов ТН классов 1 и 3. Требования к ТН со стороны низкого напряжения диктуются релейной защитой и мощностью потребляемой измерительными приборами;

Нагрузка должна равномерно распределяться между фазами. Суммарная нагрузка не должна превышать значение, указанное в каталоге при требуемом классе точности;

Сечение проводников, соединяющих ТН и приборы, выбираются такими, чтобы падение напряжения на них не превышало 0,5% от вторичной обмотки номинального напряжения ТН. Для обеспечения механической прочности сечение медного кабеля должно быть не менее 1,5 мм², алюминиевого — 2,5 мм². Медный кабель используется в установках напряжением равным либо превышающим 220 кВ;

Для защиты ТН от повреждений в цепи нагрузки во вторичную цепь включается автоматический выключатель или предохранитель. Номинальный ток защитных аппаратов равен току нагрузки.

Для защиты сети от повреждений в первичной обмотке ТН устанавливаются кварцевые предохранители типа ПКН с номинальным напряжением трансформатора;

ТН можно использовать как силовой трансформатор. Предельная мощность указана в каталожных данных. При предельной мощности температура трансформатора достигает предельного значения;

Номинальная мощность ТН представляет собой наибольшее значение вторичной мощности при cosц = 0,8, при которой погрешность ТН не выходит за пределы, определенные классом точности (ГОСТ 1983;77). Погрешность по напряжению, %:

(31)

По приведенным выше условиям выбираем трансформаторы напряжения: для РУ НН — НАМИ-6−77У4 (50 ВА в классе точности 0,5), для РУ СН — ЗНОМ-35−66У1 (150 ВА), для РУ ВН — ЗНОГ-220 79У3 (400 ВА). Представим в табличной форме (таблица 9) вторичную нагрузку трансформаторов напряжения.

Таблица 9 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения*

*для всех РУ Полная мощность вторичной нагрузки трансформаторов напряжения для всех сторон РУ определим по формуле:

(32)

Проверим выбранные трансформаторы на условие (при соединении трех ТН в звезду мощность утраивается):

(33)

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм².

Выбор шин и шинопроводов Шины и шинопроводы распределительных устройств применяются, в основном, медные или алюминиевые.

Шины и шинопроводы на токи до 5000 А выбираются по условиям длительного нагрева номинальным током, приведенным в таблицах, с последующей проверкой их на термическую и динамическую устойчивость при к.з. При этом

(34)

Проверка проводников и и шин на термическую стойкость при к.з. заключается в определении их температуры нагрева к моменту отключения к.з. и сравнений этой температуры с предельно допустимой температурой нагрева при к.з. Последняя зависит от вида проводника, его материала и других факторов.

При расположении шин 'плашмя' или 'на ребро' в распределительных устройствах (кроме комплектных сборных ячеек одностороннего обслуживания (КСО) и комплектных распределительных устройств (КРУ) 6−10 кВ, а также панелей 0,4−0,69 кВ заводского изготовления) необходимо соблюдать следующее условие: в распределительных устройствах напряжением 6−220 кВ при переменном трехфазном токе сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин должны располагаться:

а) при горизонтальном расположении: одна под другой: сверху вниз А-В-С; одна за другой, наклонно или треугольником: наиболее удаленная шина А, средняя — В, ближайшая к коридору обслуживания — С;

б) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из коридора обслуживания (при наличии трех коридоров — из центрального):

при горизонтальном расположении: слева направо А-В-С;

Ошиновка ОРУ 35 — 750 кВ должна выполняться сталеалюминиевыми проводами, а также алюминиевыми трубами. На трубах необходимо устанавливать компенсаторы, а также принимать меры против вибрации труб.

Жесткая ошиновка на стороне 6 — 10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию.

Шины являются жесткими неизолированными проводниками, из которых выполняются сборные шины распределительных устройств, электрическое соединение между аппаратами и присоединение их к сборным шинам.

Шины прямоугольного и коробчатого сечения применяют на напряжение до 10 кВ.

В установках напряжением 35 кВ и выше необходимо учитывать явление коронного разряда, который возникает при частичном электрическом пробое воздуха у поверхности проводника.

Наиболее совершенной формой поперечного сечения шин является круглая кольцевая, которую имеют трубчатые шины. При правильном выборе соотношения толщины стенки t и диаметра трубы D обеспечивается хороший отвод тепла и достаточная механическая прочность. Вокруг трубчатой шины создается равномерное электрическое поле, что препятствует возникновению короны. Трубчатые шины укрепляют на опорных стержневых или штыревых изоляторах, а также крепят к опорным конструкциям гирляндами подвесных изоляторов.

Наряду с трубчатыми шинами в открытых распределительных устройствах широко применяют многопроволочные гибкие провода. Обычно применяют сталеалюминиевые провода марки АС, у которых сердечник скручен из стальных оцинкованных проволок, а алюминиевая часть из проволок одинакового диаметра укладывается рядами (повивами) вокруг стального сердечника.

Все соединения и ответвления от проводов и шин, а также и присоединения их к аппаратным зажимам должны производиться опрессовкой или сваркой.

При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий и т. п. местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия, следует применять специальные алюминиевые и сталеалюминиевые провода (в т. ч. полые), защищенные от коррозии.

Выбор шин РУ 6 кВ Для выбора проводника (шины) на термическую стойкость, ее определим минимальное сечение.

Для материала ДЗ31Т1 (принятый материал проводника) по кривой для определения температуры нагрева проводников из начальной температуры проводника tнач = 70 єС определим начальное значение функции — Аtн = 1,25 * 104 А2с/мм2.

Так как определяющим условием является термическая стойкость при к.з., то по кривым найдем значение функции, соответствующей предельно допустимой температуре нагрева проводников при к.з. tнач = 200 єС — Аtдоп = 0,65 * 104 А2с/мм2.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

(35)

где параметр

В связи с реконструкцией подстанции, принимаем продолжительность максимальной нагрузки более 5000 часов. Для данной продолжительности максимальной нагрузки экономическая плотность тока алюминиевых шин равна 1 А/мм2. Таким образом, экономическое сечение шин при нормальном режиме работы трансформаторов определим по формуле (:

Наибольший рабочий ток с учетом коэффициента перегрузки равен на фазу 4900 А.

Из выше приведенных условий, выбираем коробчатую шину сечением 3570 мм², которая отвечает требованию:

При расчете нагрузок на шинах последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно.

Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальное значение нагрузок при трехфазном к.з. наступают примерно через 0,01 с и равно, Н/м:

(36)

где — ударный ток к.з. (таблица № 4); а — расстояние между осями шин, м (принимаем, а = 0,5 м); - коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин, значения которых для некоторых конструкций указывается в каталожных данных.

Рисунок 3 — Шинная конструкция Для шин распределенных в одной плоскости (рисунок 3) расчетной является фаза В. В этой фазе, а для крайних — 0,93, поэтому наибольшая нагрузка:

Изгибающие нагрузки ():

Произведем проверку шинной конструкции на электродинамическую стойкость.

Электродинамической стойкостью шинной конструкции называется свойство конструкции выдерживать без повреждений механические воздействия, создаваемые токами к.з.

Шинная конструкция считается электродинамической, если максимальное расчетное напряжение в материале шин и максимальные расчетные нагрузки на изоляторы не превосходят допустимых значений, т. е.:

(37)

Согласно ПУЭ допустимое напряжение принимается равным 70% временного сопротивления разрыву (предела прочности) материала шин, т. е.:

(38)

где — предел прочности материала, дается в каталожных данных.

Допустимая нагрузка на изолятор принимается равной 60% от минимальной разрушающей нагрузки, приложенной к головке изолятора, т. е.:

(39)

где — минальная разрушающая нагрузка, дается в каталожных данных.

Для современных опорных (стержневых) изоляторов 6…35 кВ с внутренней заделкой арматуры расстояние Н (рисунок 3) примерно равно высоте изолятора.

В качестве расчетной схемы шины принимают балку, защемленную или шарнирно опертую на опоры.

Опоры шин (изоляторы и основания, на которых они крепятся) применяются абсолютно жесткими. Как правило, можно опоры считать абсолютно жесткими, не участвующими в колебании при к.з., в РУ напряжением до 35 кВ включительно, в остальных случаях следует этим фактом оперировать.

Принимаем для шинной конструкции 6 кВ многопролетную нарезную шину, ее расчетная схема представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 — Расчетная схема шинной конструкции Для расчетных шин коробчатого сечения принимаем материал АДЗ1Т1. Определим момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения шины (даны в каталожных данных):

Т.к. изоляторы абсолютно жесткие, поэтому расчетной схемой служит балка с жесткими опираниями на неподвижные опоры, параметры частоты которой r1 = 4,73, а коэффициенты в = 1 и л = 12.

Вычислим первую частоту собственных колебаний шины по следующей формуле:

(40)

где r1 — параметр первой частоты собственных колебаний шины; l — длина пролета между опорными изоляторами, принимаем; Е — модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов 7*1010 Па; J — момент инерции поперечного сечения шины, м4; m — масса шины на единицу дины, для выбранного нами сечения шины она составляет 9,64 кг/м.

Необходимо, чтобы частота собственных колебаний шины была далека от резонансных частот 50 и 100 Гц, т. е. либо меньше 40 Гц, либо больше 115 Гц. Проверим данное условие:

Условие соблюдено. Так как частота собственных колебаний больше 200 Гц, поэтому динамический коэффициент з = 1 ([1].

Вычисляем максимальные напряжения в материале шин по следующей формуле:

(41)

Допустимое напряжение наиболее прочного электротехнического алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 составляет 136 МПа [19], что больше расчетной:

Определим расчетные нагрузки на изоляторы по формуле:

(42)

Предварительно выбираем изоляторы типа ИОР-6−3,75УХЛ3 с минимальной разрушающей нагрузкой 3750 Н.

Изоляторы имеют внутреннюю заделку арматуры, поэтому расстояние от головки до опасного сечения изолятора равно высоте изолятора, Н = 100 мм, данный параметр приведен в каталожных данных. Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины (рисунок 4) согласно таблицы для выбранного сечения шин, будет равен:

Определим допустимую нагрузку с учетом удаления центра масс поперечного сечения шины от вершины опорного изолятора (формула39):

Отсюда, выполняется условие:

Принимаем к установке шины марки АДЗ1Т1 2020 мм2 и изоляторами марки ИОР-6−3,75УХЛ3.

Выбор шин РУ 35 кВ Для материала ДЗ31Т1 (принятый материал проводника) по кривой для определения температуры нагрева проводников из начальной температуры проводника tнач = 70 єС определим начальное значение функции — Аtн = 1,25 * 104 А2с/мм2.

Так как определяющим условием является термическая стойкость при к.з., то по кривым найдем значение функции, соответствующей предельно допустимой температуре нагрева проводников при к.з. tнач = 200 єС — Аtдоп = 0,65 * 104 А2с/мм2.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр .

В связи с реконструкцией подстанции, принимаем продолжительность максимальной нагрузки более 5000 часов. Для данной продолжительности максимальной нагрузки экономическая плотность тока алюминиевых шин равна 1 А/мм2. Таким образом, экономическое сечение шин при нормальном режиме работы трансформаторов определим по формуле (: