Реконструкция и модернизация подстанции "Ильинск"

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса мощности.

В режиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.

В проекте предусмотрена установка вакуумных выключателей серии ВВ/TEL в КРУН-10.

Выключатели вакуумные серии BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей с изолированной нетралью при нормальных и аварийных режимах рабрты в сетях переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением U=6-10 кВ.

Вакуумный выключатель (ВВ) - это коммутационный аппарат нового поколения, в основе принципа действия которых лежит гашение возникающей при размыкании контактов электрической дуги в глубоком вакууме, а фиксация контактов вакуумных дугогасительных камер(ВДК) в замкнутом положении осуществляется за счет остаточной индукции приводных электромагнитов(“магнитная защелка“).

Отличительная особенность конструкций ВВ/TEL по сравнению с традиционными коммутационными аппаратами в том, что соосность электромагнитного привода и ВДК в каждом полюсе ВВ, которые механически соеденены между собой общим валом.

Оригинальность конструкции ВВ/TEL позволила достичь следующих преймуществ по сравнению с другими коммутационными аппаратами:

высокий механический и коммутационный ресурс;

малые габариты и вес;

небольшое потребление энергии по цепям управления;

возможность управления по цепям постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;

простота встраивания в различные типы КРУ и КСО и удобство организации необходимых блокировок;

отсутствие необходимости ремонта в течении всего срока службы;

доступная цена.

Благодаря своим преймуществам BB/TEL широко применяется во вновь разрабатываемых (КРУ,КСО,КРН), а также для реконструкции ячеек КРУ, находящихся в эксплуатации и имеющих в своем составе на момент реконструкции выключатели других конструкций, которые устарели морально и физически.

Отделители заводского изготовления на стороне 110 кВ, в перемычке переделываются для работы “на включение”. Такая схема с автоматической перемычкой более предпочтительна, т.к. она обеспечивает надежное электроснабжение потребителей при повреждениях на линиях, которые возникают гораздо чаще, чем повреждение трансформаторов.

6.1 Выбор выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

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

Выбор выключателей производится:

по напряжению U_ном U_{сети,ном} ,

длительному току I_ном I_раб,max,

по отключающей способности.

Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания

_{а, а,норм} = 2_нормI_{откл норм} (6.1)

допускается выполнение условия

2(1+_норм)I_{откл норм к,} = 2 I_п,+_а, , (6.2)

где _норм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов:

=_з,мин+t_{соб ,} (6.3)

где _з,мин =0.01 - минимальное время действия защиты ;

t_соб - собственное время отключения выключателя .

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

I⁽³⁾_кз I_пр,скв ; i_пр,скв=i_динi_уд , (6.4)

где I_пр,скв - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

I⁽³⁾_кз - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

I²_{терм,норм} t_{терм,норм} B_к , (6.5)

где I²_{терм,норм} - предельный ток термической стойкости;

t_{терм,норм} - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

6.1.1 Выбор аппаратуры на стороне ВН

Тепловой импульс тока короткого замыкания определяется по формуле:

B_к= (I⁽³⁾_к,max)²(t_откл+Т_а) , (6.1.1)

где Т_а= 0.02 [c];

t_откл - справочная величина

t_откл= t_р.з.осн+ t_в.откл , (6.1.2)

где t_р.з.осн - время действия основной релейной защиты;

t_в.откл - полное время отключения выключателя.

I^вн_раб,max= S_р / 3 U_вн (6.1.3)

I^вн_раб,max= 11.610³/1.732110= 60.9 [A]

Выбор и обоснование разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на стороне ВН приведены в таблице 6.1.

6.1.2 Выбор аппаратуры на стороне С

I^сн_раб,max= S_р / 3 U_сн = 9.310³/1.73235=154.0 [A]

Выбор и обоснование аппаратуры на стороне СН приведены в таблице 6.2

Выбор секционного выключателя и разъединителей на стороне СН:

(секционный выключатель марки С-35М уже был установлен в плане строительства первой очереди):

I^сн_раб,max= S_р / 3 2U_сн= 77 [A] (6.1.4)

Выключатель и разъединители выберем те же (см.таблицу 6.2)

Выбор аппаратуры на линиях СН:

I^сн_раб,max= S_р / 3 4U_сн= 9.310³/41.73235=38.5 [A].

Выключатели и разъединители возьмём такие же, что и в таблице 6.2.

6.1.3 Выбор аппаратуры на стороне НН

на вводе I^нн_раб,max= S_р / 3 U_нн= 2000/1.73210=115.5 [A].

В вводной ячейке монтируем вакуумный выключатель серии BB/TEL.

Выбор и обоснование приведены в таблице 6.3.

Выбор секционного выключателя :

I^нн_раб,max= S_р / 3 2U_нн= 2000/21.73210=57.7 [A] .

Выключатель возьмём такой же, что и в таблице 6.3.

Таблица 6.1

Выбор аппаратуры на стороне ВН (110 кВ )

Условия выбора	Численное Значение	РЗД-2-110/1000 УХЛ1	ОДЗ-1-110/1000 УХЛ1	КЗ-110УХЛ1
Uном Uсети	Uсети =110кВ	Uном=110кВ	Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
IномIраб,max	Iраб,max=60.9А	Iном=1000 А	Iном =1000А	-
Iоткл Iкз	Iкз=1.99 кА	-	-	-
iпр.сквiуд	iуд=4.5 кА	iпр.скв=80кА	iпр.скв=80кА	iпр.скв=51кА
I2t Bк	Bк=11.9 кА2с	I2t=2977кА2с	I2t=2977кА2с	I2t=1200кА2с

Таблица 6.2

Выбор аппаратуры на стороне СН (35 кВ )

Условия выбора	Численное значение	РЗД-2-35/1000 УХЛ1	С-35М-630-10 У1
Uном Uсети	Uсети =35 кВ	Uном=35 кВ	Uном=35 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=154 А	Iном =1000 А	Iном =630 А
Iоткл Iкз	Iкз=1.93 кА	-	Iоткл=10 кА
iпр.сквiуд	iуд=4.37 кА	iпр.скв=63 кА	iпр.скв=26 кА
I2t Bк	Bк=11.2 кА2с	I2t=625 кА2с	I2t=300 кА2с

Таблица 6.3

Выбор аппаратуры на стороне НН (10 кВ )

Условия выбора	Численное Значение	BB/tel-10-12.5/630У3
UномUсети	Uсети =10 кВ	Uном=10кВ
IномIраб,max	Iраб,max=115.5А	Iном =630А
Iоткл Iкз	Iкз=4.7 кА	Iоткл=12.5кА
iпр.сквiуд	iуд=10.6 кА	Iпр.скв=12.5 кА
I2t Bк	Bк=66.3кА2с	-

6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения

6.2.1 Выбор трансформаторов тока

На стороне 110 кВ для силового трансформатора выбираем встроенные в трансформатор ТТ (см. таблицу 6.3).

Количество ТТ на один ввод: 2 штуки.

На стороне 35 кВ выбираем встроенные в выключатель ТТ, выбор и обоснование которых приведены в таблице 6.4. Количество ТТ на выключатель 12 штук.

На стороне 10 кВ выбор и обоснование ТТ представлен в таблице 6.5

Таблица 6.4

Выбор ТТ на стороне ВН (110 кВ )

Условия выбора	Численное Значение	ТВТ-110-I-150/5 (для силового тр-ра)
Uном Uсети	Uсети =110 кВ	Uном=110 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=60.9А	Iном =150 А
iдинiуд	iуд=4.5 кА	iдин=20 кА
I2t Bк	Bк=11.9 кА2с	I2t=133 кА2с

Таблица 6.5

Выбор ТТ на стороне СН (35 кВ )

Условия Выбора	Численное значение	На вводе	секционный	на линии
		ТВ-35-III- 300/5	ТВ-35-III-300/5	ТФЗМ-35А-У1-150/5
UномUсети	Uсети =35 кВ	Uном=35 кВ	Uном=35 кВ	Uном=35 кВ
IномIраб,m	Iраб,max=154/ 77/38.5 А	Iном =200 А	Iном =100 А	Iном =75 А
iдинiуд	iуд=4.37 кА	iдин=10 кА	iдин=10 кА	iдин=15 Ка
I2t Bк	Bк=11.2кА2с	I2t=400кА2с	I2t=400кА2с	I2t=15.9кА2с

Таблица 6.6

Выбор ТТ на стороне НН (10 кВ)

Условия выбора	Численное значение на вводе	ТЛМ-10- 2УЗ	Численное Значение на линиях	ТЛМ-10-2УЗ
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном=10 кВ	Uсети =10 кВ	Uном=10 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=115 А	Iном =200 А8	Iраб,max= 20А	Iном =100 А
iдинiуд	iуд= 10.6 кА	iдин=52 Ка	Iуд=2.4 кА	iдин=17.6 кА
I2t Bк	Bк=66.3 кА2с	I2t=306кА2с	Bк=46.1кА2с	I2t=119кА2с
Условия выбора	Значение для секционного ТТ	ТЛМ-10-2УЗ	ТВТ-I-10-600/5 (встроенный в тр-р)
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном=10кВ	Uном=10 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=57.7 А	Iном =100 А	Iном =600 А
iдинiуд	iуд=10.6 кА	iдин=17.6Ка	iдин=85.5 кА
I2t Bк	Bк=66.3 кА2с	I2t=119.1кА2с	I2t=2350 кА2с

6.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора ТН:

U_ном U_сети (6.2.1).

В данном проекте на место деионтируемых трансформаторов напряжения марки ЗНОМ-35 и НТМИ-10 устанавливаются НАМИ-35 и НАМИ-10.Этот тип трансформатора напряжения является масштабным измерительным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации в сетях 10-35 кВ с изолированной нейтралью. В отличие от НТМИ-НАМИ, благодаря антирезонансным свойствам имеет повышенную надежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю.Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительных мер со стороны потребителя.

ТН подключаются через предохранители- на 35 кВ-типа ПКТ-102-35-20-8У3:

U_ном=35 кВ, _{Iном пр.}=50 А, I_{откл.ном}=2.5 кА; на 10кВ ПКТ-104-10-200-12.5У3: U_ном=10кВ, I_{ном пр.=}50 А, I_{откл.ном}=2.5 кА.

Выбор ТН представлен в таблице 4.7

Таблица 6.7 Выбор ТН

Тип ТН	Uном , кВ	Uном1, кВ	Uном2, В	Uном.доп, В	Sном, ВА (0.5)	Sпред, ВА
НКФ-110-83У1	110	110/3	100/3	100	400	2000
НАМИ-35-УХЛ1	35	35/3	100/3	100/3	150	1200
НАМИ-10-УХЛ1	10	10	100	100/3	120	1000

Для РУНН-10 кВ выбираем камеры высоковольтных сборных РУ серии К-37, с одной системой шин , одностороннего обслуживания на напряжение до 110 кВ и ток до 1000 А с вакуумным выключателем серии BB/TEL-10 и приводом к ним типа БУ/TEL-220-10 . Т.к.привод взаимозаменяемый с существующими пружинномоторными и электромагнитными приводами (ПЭ-11, ПП-61, ППО-10 и т.п.),то адаптация цепей РзиА этих ячеек к работе с выключателями BB/TEL-не требуется.

Аппаратура первичной коммутации размещена в пределах камеры . Сборные шины вне камеры . Разъединители и выключатели нагрузки со стационарными заземляющими ножами и блокировками.

6.3 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов

В нейтрали трансформатора, на стороне 35 кВ устанавливаются:

1. Ограничители перенапряжения (ОПН);

2. Дугогасительная катушка;

3. Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110 М-1-У1;

4. Трансформаторы тока ТВТ-35-1-300/5.

4.3.1 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжения (ОПН)-это защитный аппарат, состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления, заключенного в изоляционную покрышку.Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности его выбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не через искровой промежуток.

Создание ограничителей перенапряжения позволило отказатся от дорогостоящих и ненадежных искровых промежутков, значительно (на 30-50%) снизить уровень ограничения коммутационных перенапряжений, в 2-3 раза улучшить массово-габаритные показатели защитных аппаратов.

Специалистями предрприятия “Таврида Электрик” разработаны типовые “Рекомендации по выбору и применению ограничителей перенапряжений”.По желанию потребителя выбор необходимых ОПН может быть выполнен специалистами предприятия-изготовителя,что и было сделано при выполнении проекта.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном =U_сети (6.3.1)

Параметры ОПН представлены в таблице 6.8

Таблица 6.8

Параметры и технические данные ограничителей перенапряжения

Тип ОПН	ОПН-У/TEL 110/70	ОПН-Т/TEL 35/40.5	ОПН-Т/TEL 10/10.5
Класс напряжения сети	Uном =110 кВ	Uном =35 кВ	Uном =10 кВ
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение	Uдлит.доп =70 кВ	Uдлит.доп =40.5 кВ	Uдлит.доп=10.5 кВ
Номинальный разрядный ток,при импульсе 8/20мкс	Iном.разр=10 кА	Iном.разр=10 кА	Iном.разр=10 кА
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10мкс	Iампл =100 кА	Iампл =100 кА	Iампл =100 кВ

В нейтраль главного понизительного трансформатора ставим разрядники ОПН-Т/TEL 35/38.5 и OПН-Т/TEL 10/10.5.

6.3.2 Выбор дугогасительной катушки

Задача эксплуатации дугогасительной катушки (ДК) состоит в том, чтобы уменьшить ток замыкания на землю и тем самым обеспечить быстрое погасание заземляющей дуги. При значение тока КЗ в изолированной нейтрали более 10 А повляется необходимость установки ДК.

Произведем расчет однофазного тока короткого замыкания на землю в сети 35 кВ.

В сетях с изолированной нейтралью в точке замыкания фазы на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз:

I_c=3U_фjC , (6.4.1)

где I_с-ток замыкания на фазу, А;

С=С₀l-емкость сети, Ф;

=2-угловая частота,с^-1.

С₀=в₀10^-6/2 , (6.4.2)

где в₀-удельная проводимость сети, (в₀=2.65см).

Для ВЛ-35 “Самино-1”, “Самино-2”:

С₀=2.6510^-6/(23.1450)=8.4410^-9 [Ф/км] ,

С=25.58.4410^-9=2.1510^-7 [Ф] ,

I_c=3(35000/3)3142.1510^-7=4.1 [А].

Аналогичным способом определим I _cдля остальных ВЛ-35 кВ:

Для ВЛ-35 “Быково”: С₀=8.4410^-9 Ф/км, С=1.510^-7 Ф, I_с=2.86 А;

Для ВЛ-35 “Кошкино”: С₀=8.4410^-9 Ф/км, С=1.1610^-7 Ф, I_с=2.2 А;

I_c=4.1+4.1+2.86+2.2=13.26А>10A.

Таким образом необходима установка дугогасительной катушки.

Параметры катушки приведены в таблице 6.9

Таблица 6.9 Параметры дугогасящей катушки

Тип	Типовая мощность, кВА	Номинальное напряжение сети, кВ	Номинальное напряжение реактора, кВ	Предельный ток реактора, А	Трансформатор тока	Масса, кг
					Тип	Масла	Общая
РЗДСОМ-310/35У1	310	35	38.5/3	25	ТВ-35-III-200/5У2	880	2100

6.4 Выбор шин

6.4.1 Выбор шин на стороне 110 и 35 кВ

Так как расширяемая подстанция блочного типа, то вся ошиновка оборудования выполняется из аллюминиевых труб, которые расчитывает и поставляет предприятие-изготовитель,в связи с этим расчет ошиновки выполненных из аллюминевых труб в проекте не выполняется .

Согласно расчетам предприятия-изготовителя на стороне 110 кВ устанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 16 мм, при этом I_доп=295А>61А;

На стороне 35 кВ устанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 20 мм, при этом I_доп=345А>154А.

6.4.2 Выбор шин на стороне 10 кВ

I^нн_раб,max=115.5 [A],

g_мин= В_к /c_t= 66.310⁶ /90=90.47 [мм²].

Сборные шины выполним жесткими алюминиевыми.Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером bh=505 мм:

I_доп=665 А> I^нн_раб,max=115.5 A,

условие по допустимому току выполняется.

Площадь поперечного сечения : S=2.49 cм² ,

масса 1 м шины :0.672 кг ( табл.7.2[2]).

Механическая система:две полосы-изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц , чтобы не произошло резкого увеличения усилий в результате механического резонанса.Исходя из этого первое условие выбора пролёта:

l 0.13310^{-2 4} E J_n /m_n , (6.4.3)

где J_n=bh³/12 - момент инерции полосы;

m_n = 2.152 кг/м ;

E=710¹⁰ Па - модуль упругости.

Второе условие выбора такое, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ не вызывали соприкосновение полос:

l _n 0.216 а_n/ i_уд ⁴ E J_n /к_ср , (6.4.4)

где к_ср=0.47;

а_n=20.8=1.6 см - расстояние между осями полос.

По первому условию

J_n=bh³/12=50.5³/12=0.34 ,

тогда l=0.13310^{-2 4} 710¹⁰0.05/0.672 =0.36 [м].

По второму условию

l _n =0.216 1.6/ 10.610^{3 4} 710¹⁰0.05/0.47 =0.78 [м]

Принимаем l _n =0.36 м ,

тогда число прокладок в пролете n=l / l _n-1 , где l=1.2 м

n=1.2/0.36 - 1=2.3 принимаем n=2

При двух прокладках в пролете, расчетный пролет

l _n=l /n+1=1.2/3=0.4 [м].

Определим силу взаимодействия между полюсами:

f_n= (i_уд²к_ср/4h) 10^-7, (6.4.8)

f_n= ((10.610³)²0.47/40.005) 10^-7=264.05 [Н/м].

Напряжение в материале полос:

f_n l _n²

_n= (6.4.9)

12 W_n

где W_n= h²b/6 - момент сопротивления одной полосы ;

W_n= 0.5²5/6=0.21 , тогда

_n =264.050.4²/120.21=16.76 [МПа].

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

l²i_уд²

_ф= 3 10^-8 , (6.4.10)

а W_ср

где W_ср = h²b/3 - момент сопротивления;

W_ср = 0.5².5/3=0.42 ,

а=0.8 - расстояние между фазами.

_ф=1.73210^-81.2²10.6²10⁶/0.80.42=8.3 [МПа],

шины остаются механически прочными , если

_расч=_n+_фдоп ; (6.4.11)

_доп=75 [МПа],

_расч=16.76+8.3=25.1<75 условие выполняется.

7. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ

При расчёте молниезащиты используется методика из [3]. Принимаем высоту молниеотвода h=50 м ,(см.рис.6)

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

О

О'

K r_x M

B B' C A' A

Рис.6

Длина отрезков: CA'=CB'=0.75h=0.7550=37.5 [м],

Расстояние: CO'=0.8h=0.850=40 [м],

Длина отрезков: CA=CB=1.5h=1.550=75 [м].

Защиты определяются по следующим выражениям:

r_x=1.5(h-1.25h_x) при 0 h_x 2/3h , (7.1)

r_x=0.75(h-h_x) при h_x 2/3h. (7.2)

Оптимальная высота молниеотвода определяется из предыдущих выражений по формулам:

h_опт = (r_x+1.9h_x)/1.5 при 0 h_x 2/3h , (7.3)

h_опт = (r_x+0.75h_x)/0.75 при h_x 2/3h (7.4)

При h_x =20 м

r_x=1.5(50-1.2520)=37.5 [м],

h_опт = (37.5+1.920)/1.5=50.3 [м].

При h_x =40 м

r_x=0.75(50-40)=7.5 [м],

h_опт = (7.5+0.7540)/0.75=50 [м].

Устанавливаем на подстанции 4 молниеотвода (смотри план подстанции).

При расчёте устройства заземления для электроустановок 110 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 0.5 Ом.

Принимаем сопротивление естественных заземлителей R_е=1.5 Ом. Расчётное удельное сопротивление грунта :

_{расч=изм}, (7.5)

где =1.4 - климатический коэффициент для сухого твердого суглинка,

_изм =R_гр=215 [Омм],

тогда:

_расч=2151.4=301 [Омм].

Находим сопротивление исскуственного заземлителя:

R_и= R_еR_з/ R_е-R_з=1.50.5/1.5+0/5=0.75 [Ом]. (7.6)

В качестве вертикального стержня принимаем стальную трубу длиной 3 м и d=0.05 м. При заглублении вертикального стержня ниже уровня земли на 0.7 м ,т.е Н₀=0.7 м

R_в= (_расч / 2L) [ln(2L)/d+0.5ln(4H₀+L)/(5H₀+L)], (7.7)

R_в=(301/18.85)(4.78+1.22)=95.81 [Ом],

На глубине Н=Н₀+L/2=2.2 м

R_в= (_расч / 2L) [ln(2L)/d+0.5ln (4H+L)/(5H+L)]

=(301/18.85)(4.78+1.22)=79.55 [Ом].

Определим общее сопротивление сетки горизонтальных проводников , выполненных из полосовой стали сечением 404 мм . Общая длина горизонтальных заземлителей равна 848 м. Число вертикальных стержней примем 100:

R_г= (_расч / 2L)ln(2L²)/bH=(301/18.85)17.75=283.5 [Ом],

где b=40 мм - ширина полосы

Н=0.7 м .

Вертикальные стержни располагаем через 8.5 м ,отсюда R_г с учётом коэффициента использования =0.19 соединительной полосы:

R_г= 283.5/0.19=1492.1 [Ом].

Уточняем сопротивление искусственного заземлителя

R_и'= R_иR_г/ R_и+R_г=1.50.5/1.5+0/5=0.749 [Ом].

Окончательное число вертикальных заземлителей с учётом коэффициента использования _ст=0.5:

n= R_в/_стR_и'=79.55/0.7490.5=213 штук.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением ВЛ-10 кВ, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования, поставляемого комплектно с камерами КРУН К-37, из которых комплектуется РУ 10 кВ.

В соответствии с [4] для силового трансформатора 10 000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

8.1 Расчет защиты силовых трансформаторов

8.1.1 Диффренциальная защита с торможением

Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением с применением реле серии ДЗТ-11 [8].

1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты. Сторона 10 кВ принимается за основную.

а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I_1ном=S_{ном тр}/3U_ном , (8.1)

где S_ном.тр - номинальная мощность трансформатора;

U_ном - номинальное напряжение.

б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I_2ном=I_1номk_сх /k_i , (8.2)

где k_i - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k_i=150/5 для стороны ВН, k_i=200/5 для стороны СН и k_i=600/5 для стороны НН );

k_сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k_сх=1, для схем, соединенных в треугольник k_сх=3.

Расчет сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
	110 кВ	35 кВ	10 кВ
Первичные номинальные токи трансформатора, А	10000/3110=52.5	10000/335=165	10000/310=577.4
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI	150/5	300/5	600/5
Схемы соединения трансформаторов тока			Y
Вторичные токи в плечах защиты, А	52.535/150=3.03	16535/300=4.76	577.415/600=4.81

2) Тормозную обмотку реле ДЗТ-11 включаем в плечо 10 кВ.

3) Определим первичный ток небаланса с учетом составляющей I_нб''' по формулам:

I_нб=I_нб'+I_нб''+I_нб''' , (8.3)

I_нб'=k_аперk_однiI_к.макс ; (8.3.1)

где I_к.макс- периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом КЗ (I_к.макс=4700 А);

_i - относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым 10%^ных кратностей принимается равным 0,1;

k_одн- коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k_апер - коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с НТТ принимаем равным 1.

, (8.3.2)

где , - периодические составляющие токов (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулирование напряжения;

, - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне.

I_нб=110.14700+0.161990+0.051930=1154.9 [А],

4) Выбираем ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания по выражению:

I _с.з.=k_нI_{ном тр}=1.5I_{ном тр} (8.4)

где k_н=1.5 для реле серии ДЗТ.

I_с.з.=1.510000/310=866 А,

5) Определим число витков обмоток ДЗТ для основной и неосновных сторон:

Расчет будем производить по следующим формулам:

I_с.р.осн=I_с.з.осн. k_{сх осн}⁽³⁾/k_i , (8.5)

где I_с.з.осн. - ток срабатывания защиты, выбранный по условию (8.4) и приведенный к напряжению основной стороны;

k_i - коэффициент трансформации трансформатора тока на основной стороне;

k_{сх осн}⁽³⁾ - коэффициент схемы для ТТ на основной стороне.

(8.6)

где - намагничивающая сила срабатывания реле,

(8.7)

(8.8)

(8.9)

где и - расчетные числа витков уравнительных обмоток ДЗТ для неосновных сторон;

и - периодические составляющие токов КЗ (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где используются соответственно числа витков и .

Результаты расчета числа обмоток ДЗТ сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Определение чисел витков обмоток НТТ

Обозначение величины и расчетное Выражение	Численное значение
по (8.5)	Iс.р.осн=86615/600=7.22 А
по (8.6)	осн.р.=100/7.22=13.85 вит
(ближайшее меньшее число)	13 вит
	100/13=7.7А
1 по (8.7)	н.р.1=134.81/3.03=20.6 вит
2 по (8.7)	н.р.2=134.81/4.76=13.1 вит
1	20 вит
2	13 вит
по (8.9)	Iнб'''=(20.6-20)1990/20.6+(13.1-13) 1930/13.1=72.7

6) Определим необходимое число витков тормозной обмотки по выражению:

(8.10)

где - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, поведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на рис. 2-16 [8]); для реле ДЗТ-11 принимается равным 0,87 [9].

_m1=1.5306.933/19900.87=8.7 вит.

Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).

_m2=1.5306.926/19300.87=7.13вит.

Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).

7) Определим коэффициент чувствительности защиты при КЗ в зоне действия, когда ток повреждения проходит только через ТТ сторон 110 кВ и 35 кВ и торможение отсутствует из выражения:

(8.11)

где - ток в первичной обмотке НТТ реле ДЗТ при условии, что он проходит по ТТ только одной из сторон, определяется приведением минимального первичного тока КЗ к вторичной цепи этих ТТ с учетом вида повреждения, схем соединения ТТ и обмоток защищаемого трансформатора:

(8.12)

I_{р.мин вн}=(1.51990) 5/150=99.5 А

I_{р.мин.сн}=(1.51140) 5/300=28.5 А

Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 110 кВ _неосн1=20 :

I_с.р=100/20=5 А,

Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 35 кВ _неосн2=13 :

I_с.р.=110/13=7.7 А,

Коэффициенты чувствительности K_ч1=99.5/5=19.91,5 , К_ч2=28.5/7.7=3.71,5 . Окончательно принятый ток срабатывания защиты при I_с.р.осн=7.7 А (см. табл. 6.2) I_с.з.=866 А

8.1.2 Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

Максимальная токовая защита (МТЗ) служит для защиты от токов внешних КЗ.

1) Выбор тока срабатывания максимальной защиты:

(8.13)

где k_н - коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, k_н=1,2;

k_сзп - коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, k_сзп=1, т.к. защита имеет пуск по напряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;

k_в - коэффициент возврата реле, для реле РТ-80 k_в= 0,8.

1,4 - коэффициент допустимой перегрузки;

I_т.ном - номинальный ток трансформатора на соответствующей стороне.

I_с.з.в=1.211.410000/0.83110=110.2 А

I_с.з.с=1.211.410000/0.8335=346.4 А

I_с.з.н=1.211.410000/0.8310=1212.43 А

Определим ток срабатывания реле по формуле (8.5):

 I_с.р.в=110.235/150=6.4 А,

Выберем уставку реле РТ-80/20 I_уст=10 А [10].

I_с.р.в=346.435/300=9.9 А,

Выберем уставку реле РТ-80/20 I_уст=10 А [10].

I_с.р.в=1212.4335/600=17.5 А,

Выберем уставку реле РТ-80/40 I_уст=20 А [10].

Определим коэффициенты чувствительности по (8.11):

К_ч1=99.5/6.4=15.51,5; К_ч2=28.5/9.9=2.81,5.

2) Выбор напряжения срабатывания защиты:

(8.14)

где U_ном - номинальное напряжение сети.

Определим напряжение срабатывания реле:

(8.15)

где k_н - коэффициент трансформации трансформатора напряжения, установленного на шинах 10 кВ, от которого питаются реле комбинированного пускового органа защиты.

Выбираем уставку минимального реле напряжения РН-54/160 I_уст=56 В [10].

3) Напряжение срабатывания фильтр-реле по выражению:

(8.16)

По (8.15):

Напряжение срабатывания реле соответствует минимальной уставке реле типа РНФ-1 с пределами шкалы 6-12 В, U_уст=6 В [10].

4) Выбор времени действия защиты:

 (8.17)

8.1.3 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).

Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B - реле с двумя элементами, F - с фланцем, 80 - внутренний диаметр фланца в мм, Q - фланец квадратной формы).

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

8.2 Расчет устройств автоматики установленных на ПС

Устройствами автоматики, установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных:

с повреждениями на шинах 10 кВ;

с повреждениями силовых трансформаторов и трансформаторов с.н.;

с отключением после неуспешного действия АПВ одной из питающих линий.

Аварии ликвидируются действием следующих автоматических устройств:

АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов (АПВТ);

АВР секционного выключателя 10 кВ;

АВР секционных отделителей 110 кВ (АО);

АПВ на питающих линиях.

Структурная схема автоматики подстанции представлена на листе.

8.2.1 Устройство АВР секционного выключателя 10 кВ

При повреждении трансформатора Т1 АПВ его выключателя 10 кВ действовать не будет. Оно блокируется при отсутсвии напряжения и включении короткозамыкателя.В этом случае питание шин 1-й секции востанавливается включением от АВР секционного выключателя СВ 10 кВ.Пуск АВР осуществляется вспомогательными контактами короткозамыкателя в момент его включения.Цепь пуска проходит последовательно через вспомогательные контакты короткозамыкателя КЗ1 и выключателя В1.Если включится короткозамыкатель и отключится выключатель В1, то АВР секционного выключателя будет работать с минимальной выдержкой времени t₁=1.5с. АВР секционного выключателя должен находится в работе как при двух работающих трансформаторах, так и при одном. В последнем случае АВР будет выполнять роль АПВ секционного выключателя 10 кВ.

8.2.2 Устройство АПВ вводного выключателя 10 кВ

Устройсво АПВ выключателя запускается замыканием вспомоготельных контактов выключателя В1, отключившегося защитой.

Действие АПВ будет успешным, если повреждение самоустранится. Если же после АПВ выключатель В1 опять отключится защитой, то схема АПВ выводится из действия. Устройство АПВ подготавливается к новому циклу работы лишь после включения выключателя В1 в работу ключом управления или по каналу ТУ.

Работа АПВ блокируется при повреждении трансформатора Т1, когда действием защит от внутренних повреждений включается короткозамыкатель КЗ1. Вспомогательные контакты включившегося короткозамыкателя размыкают цепь АПВ.

Аналогично выполнена схема АПВ выключателя В2 10 кВ трансформатора Т2.

Устройство АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов держат включенными при работе одного и двух трансформаторов. Роль АПВ особенно заметна в обеспечении надежности электроснабжения, когда в работе находится один трансформатор и одна линия.

8.2.3 Расчет устройства автоматического повторного включения линии 110 кВ с односторонним питанием

Время срабатывания однократного автоматического повторного включения (АПВ) определяется по следующим условиям:

(8.18)

где t_г.п - время готовности привода, которое в зависимости от типа привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 [8], принимаем t_г.п= 0,2 с.

(8.19)

где t_г.в. - время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя [2], t_г.в=2 с;

t_в.в. - время включения выключателя [2], t_в.в.=0,06 с.

(8.20)

где t_д - время деонизации среды в месте КЗ, составляющее 0,1-0,3 с [8], принимаем t_д=0,3 с;

t_зап=0,4-0,5 с [8], одинаково для выражений (8.18)-(8.20).

По условию (8.18):

По условию (8.19):

По условию (8.20):

Выбираем t_1апв=3с.

Для обеспечения однократности действия АПВ выключателя, оборудованного пружинным или грузовым приводом, минимальное время натяжения пружин или подъема груза (время возврата АПВ t_в) должно быть отрегулировано большим максимального времени действия защиты после включения на устойчивое КЗ:

(8.21)

где t_зап=2-3 с [8], принимаем t_зап=3 с.

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ выбирается равным [8]:

(8.22)

Принимаем t_2АПВ=15 с.

8.2.4 Расчет параметров автоматического включения резерва

Автоматическое включение резерва (АВР) устанавливаем на секционирующих выключателях 10 и 35 кВ.

1) Напряжение срабатывания (замыкания размыкающих контактов) минимального реле напряжения принимаем, согласно условия:

(8.23)

Выбираем уставку реле РН-53/200 U_уст=50 В [10].

2) Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения и принимается равным для реле РН-50:

(8.24)

Выбираем уставку реле РН-53/200 U_уст=70 В [10].

3) Определим время срабатывания реле времени пускового органа напряжения.

Время срабатывания реле после неуспешного действия АПВ первого цикла питающей линии 110 кВ:

Время срабатывания реле после неуспешного действия АПВ второго цикла питающей линии 110 кВ:

Очевидно, что в целях ускорения действия АВР1 не следует считаться с возможностью успешного действия АПВ второго цикла, тем более, что вероятность его не велика, а уменьшение времени срабатывания пускового органа АВР1 позволит выбрать меньшую уставку по времени для пускового органа АВР2.

Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения прежде всего должно быть на ступень селективности больше выдержек тех защит, в зоне действия которых КЗ вызывают снижения напряжения ниже напряжения срабатывания минимального реле напряжения или реле времени:

(8.25)

(8.26)

где t₁ - наибольшая выдержка времени защиты присоединений, отходящих от шин высшего напряжения ПС;

t₂ - то же для присоединений, отходящих от шин, где установлен АВР;

t - ступень селективности, принимаемая равной 0,5-0,6 с [8].

По условию (8.25):

По условию (8.26):

Принимаем время срабатывания реле времени пускового органа АВР1 t_с.р.=7,5 с. Выбираем реле типа ЭВ-132 с диапазоном уставок от 0,5 до 9,0 с [10].

Выберем уставку реле времени пускового органа устройства АВР2 (на секционирующем выключателе 10 кВ).

Определим время срабатывания реле после неуспешного действия АВР1:

Принимаем время срабатывания реле времени пускового органа АВР2 t_с.р.=10 с. Выбираем реле типа ЭВ-142 с диапазоном уставок от 1 до 20 с [10].

9. ОБОСНОВАНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЫ

Питание цепей РЗА осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением воздушных линий электропередачи, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования, поставляемого комплектно со шкафами К-37, из которых комплектуется КРУН 10 кВ на переменном (выпрямленном) оперативном токе.

Объем электроизмерительных приборов на ПС[6]:

На линиях 110-220 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии и один фиксирующий амперметр, так как длина ВЛ более 20 км.

На линиях 35 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии, счетчик реактивной энергии.

На линиях 10 кВ устанавливаются один амперметр, один счетчик активной энергии.

Для линий, принадлежащих потребителю, допускается установка счетчиков на приемном конце, у потребителя.

На силовом трехобмоточном трансформаторе устанавливаются три амперметра в одноименных фазах ВН,СН и НН, три ваттметра, один указатель положения РПН, три счетчика активной энергии и три счетчика реактивной энергии.

На секционный (шиносоединительный) выключатель устанавливается один амперметр.

На ТСН устанавливается один амперметр и один счетчик активной энергии.

Устанавливаем эти приборы в связи с необходимым их объемом на ПС.

10. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ АТМОСФЕРНЫХ И КОММУТАЦИОННЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

10.1 Основные сведения

Ограничители перенапряжений серии TEL на оксидно-цинковых нелинейных резисторах без искровых промежутков предназначены для защиты электрооборудования станций и сетей от коммутационных и атмосферных перенапряжений и используются для внутренней и наружной установки в сетях низкого, среднего и высокого переменного напряжения промышленной частоты 48-62 Гц.

По сравнению с вентильными разрядниками ограничители серии TEL имеют следующие преймущества:

- глубокий уровень ограничения для всех видов волн перенапряжений;

- отсутствие сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения;

- простота конструкции и высокая надежность в эксплуатации;

- стабильность характеристик и устойчивость к старению;

способность к рассеиванию больших энергий;

непрерывное подключение к защищаемой сети;

стойкость к атмосферным загрязнениям;

малые габариты, вес и стоимость.

10.2 Конструкция и принцип действия

Ограничители серии TEL представляют собой разрядники без искровых промежутков, в которых активная часть состоит из металлооксидных нелинейных резисторов, изготавливаемых из окиси цинка (ZnO) c малыми добавками окислов других металлов.

Высоконелинейная вольтамперная характеристика резисторов позволяет длительно находиться под действием рабочего напряжения, обеспечивая при этом глубокий уровень защиты от перенапряжений.

Резисторы опрессовываются в оболочку из полимерных материалов, которая обеспечивает заданную механическую прочность и изоляционные характеристики. Полимерный корпус обеспечивает надежную защиту от всех внешних воздействий на протяжении всего срока службы.

Эта конструкция отлично зарекомендовала себя во всех условиях эксплуатации, включая районы с высоким уровнем атмосферных загрязнений.

В нормальном рабочем режиме ток через ограничитель носит емкостной характер и составляет десятые доли миллиампера. При возникновении волн перенапряжений резисторы ограничителя переходят в проводящее состояние и ограничивают дальнейшее нарастание напряжение на выводах. Когда перенапряжение снижается, ограничитель возвращается в непроводящее состояние.

Ограничители серии TEL были испытаны в соответствии с различными стандартами на взрывоопасность. При возникновении импульсов тока, значительно превышающих расчетный уровень, разрушение ограничителя происходит без взрывного эффекта.

Все испытания показали отсутствие разрушительных эффектов на окружающую среду, что является принципиальным отличием от ограничителей в фарфоровом или другом прочном корпусе.

10.3 Основные термины и определения

Длительно допустимое рабочее напряжение Uнд:

это наибольшее действующее значение напряжения промышленной частоты, которое может быть приложено к выводам ограничителя неограниченно долго (при нормированных условиях эксплуатации).

Пропускная способность:

- это гарантированная способность ограничителя выдерживать воздействие прямоугольного импульса тока длительностью 2000 мкс без пробоев и перекрытий не менее 20 раз.

Номинальный разрядный ток:

это амплитудное значение грозового импульса тока 8/20 мкс, используемое для классификации ограничителя.

Остающееся напряжение:

это максимальное значение напряжения на выводах ограничителя при протекании через него импульса тока заданной формы.

Разрядники без искровых промежутков не имеют напряжение пробоя и характкризуются остающимся напряжением. Как правило, нормируются импульсы тока с длительностями 1/4мкс,8/20мкс, 40/90мкс.

Импульс тока с длительностью 1/4мкс представляет собой очень крутые волны перенапряжения, а соответствующее остающееся напряжение можно сравнить с напряжением срабатывания традиционных искровых разрядников на фронте волны.

Остающееся напряжение на импульсе номинального разрядного тока 8/20мкс соответствует защитному уровню разрядника при грозовых перенапряжениях.

Импульс тока с формой 40/90мкс вызывает остающее напряжение, типичное для разрядника при воздействии коммутационных перенапряжений с крутым фронтом. Уровень защиты ограничителя от коммутационного импульса представляет собой максимальное остающееся напряжение при нормированных токах коммутационного импульса.

Защитные характеристики ограничителя достаточно полно описываются этими тремя видами импульсов тока.

10.4 Техническое обслуживание ограничителей перенапряжения

Монтаж и эксплуатация ограничителей TEL должны проводится в соответствии с Паспртом предприятия-изготовителя. Правильно выбранный и установленный ограничитель не требует технического обслуживания в течение всего срока службы.

11. ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

11.1 Организация строительства

11.1.1 Общая часть

Организация строительства ПС 110/35/10 кВ “Ильинск” Вилегодского района Архангельской области разработана в соответствии с СНИП 3.01.01-85 “Организация строительного производства” и Инструкцией по разработке проектов организации строительства (Электроэнергетика), ВСН 33-82, Минэнерго СССР.

Все строительно-монтажные работы будут выполнятся трестом “Запсельэлектросетьстрой”.

Организация строительного производства должна обеспечивать целенаправленность всех организационных, технических и технологических решений на достижение конечного результата-ввода в действие обьекта с необходимым качеством и в установленные сроки.

11.1.2 Характеристика обьекта строительства

Строительство ПС 110/35/10 кВ “Ильинск” относится к категории несложных.