Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Ижевский государственный технический университет имени М.Т. Калашникова»

(ФГБОУ ВПО «ИжГТУ имени М.Т. Калашникова»)

Кафедра «Электротехника»

Выпускная квалификационная работа на соискание степени бакалавра техники и технологии

Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ «Аргамак»

Аннотация

Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ «Аргамак».

Проведен расчет и выбор средств по реконструкции подстанции. Выбрана электрическая аппаратура, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока. Рассчитаны собственные нужды подстанции. Проведен выбор оперативного тока. Выбраны виды и типы исполнения устройств РЗА. Проведен расчет уставок релейной защиты. Выбраны автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.

Содержание

• Введение
• 1. Реконструкция подстанции «Аргамак»
• 2. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока
• 2.1 Выбор схемы РУ 220, 110 кВ
• 2.1.1 Выбор схемы РУ ВН напряжением 220 кВ
• 2.1.2 Выбор схемы РУ СН напряжением 110 кВ
• 2.2 Расчет нагрузки
• 2.3 Выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов
• 2.4 Расчет токов короткого замыкания на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
• 2.5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
• 2.6 Выбор токоведущих частей и изоляторов
• 2.7 Выбор высокочастотных заградителей
• 2.8 Выбор трансформаторов тока 220/110/10 кВ
• 2.8.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 220кВ подстанции
• 2.8.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110кВ подстанции
• 2.8.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН подстанции
• 2.9 Выбор трансформаторов напряжения на подстанции
• 2.9.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН
• 2.9.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН
• 2.9.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН
• 3. Собственные нужды подстанции
• 4. Выбор источника оперативного тока
• 5. Выбор видов и типоисполнения терминалов релейной защиты и автоматики для всех объектов подстанции
• 5.1 Выбор поколения устройств РзиА
• 5.2 Выбор фирмы производителя
• 5.3 Выбор видов и типоисполнения РзиА
• 5.3.1 Автотрансформатор 220/110/10 кВ
• 5.3.2 Защита ВЛ 220, 110 кВ
• 5.3.3 Системы шин 220кВ и 110кВ
• 5.3.4 Шиносоединительные, секционные и обходные выключатели 110кВ
• 5.3.5 Вводной выключатель 10кВ
• 5.3.6 Секционный выключатель 10 кВ
• 5.3.7 Шины НН 10 кВ
• 6. Расчет уставок релейной защиты
• 6.1 Расчет установок ДЗТ АТ
• 6.1.1 Общий принцип действия дифференциальной защиты АТ
• 6.1.2 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042
• 6.2 Расчет установок ДЗО 220кВ
• 6.2.1 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты ошиновки в шкафу ШЭ2607 051
• 6.2.2 Исходные данные для расчета установок ДЗО
• 6.2.3 Выбор установок ДЗО
• 6.1.3 Выбор установок ДЗТ
• 6.3 Расчет МТЗ на ВЛ 110кВ Синеглазово Т (тупиковая)
• 6.4 Расчет МФТО на ВЛ 110 кВ Синеглазово Т (тупиковая)
• 7. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП)
• 7.1 Структура АСУ ТП подстанции
• 7.2 Интеграция средств РЗА и автоматизированного управления
• 7.3 Программно-технический комплекс на базе цифровых устройств релейной защиты и телемеханики ПТК "Защита-2"
• 7.3.1 Структура ПТК «Защита - 2»
• 7.4 Управление и сигнализация на подстанции
• Заключение
• Список использованной литературы

Введение

В настоящее время в электроэнергетических системах (ЭЭС) России эксплуатируются более полутора миллионов устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), подавляющая часть которых - электромеханические устройства. Примерно 20 лет назад началось внедрение в эксплуатацию микроэлектронных и порядка 5-10 лет - микропроцессорных (МП) устройств РЗА. Доля последних пока невелика и составляет на начало 2006 года примерно 2,1 %. Большинство работающих устройств РЗА физически и морально устарели, поэтому требуется их замена.

Недостаток финансирования на реконструкцию и замену ведет к постоянному увеличению числа устаревших устройств. Анализ статистических данных показывает рост числа случаев неправильной работы устройств РЗА по причине их старения. Однако какие-либо отраслевые материалы по вопросам реконструкции и замене устаревших устройств РЗА отсутствуют.

Выборочное обследование ЭЭС показало, что примерно 10% всех устройств РЗА эксплуатируются более 35 лет, 20% - 25-30 лет, 50% - 15-25 лет и 20% менее 15 лет. В настоящее время в ЭЭС более 35% электромеханических устройств эксплуатируются не менее 25 лет, что превышает установленный техническими условиями средний срок службы устройств РЗА более чем в два раза. Кроме того, сверх установленного ресурса (на улице 15 лет, в помещении - 25 лет) работают и контрольные кабели с пластмассовой изоляцией. Опыт показал, что фактический средний срок службы электромеханических устройств составляет 25 лет. Это подтверждается практически постоянством процента правильной работы этих устройств РЗА в течение многих лет.

Такое положение объясняется двумя основными причинами. Во-первых, срок службы электромеханических устройств определяется изготовителем с учетом ресурсов комплектующих изделий и возможной работы устройства при оговоренных в технических условиях предельных значениях климатических и механических воздействий.

Во-вторых, принятая система технического обслуживания дает возможность во время периодических проверок выявлять и устранять (путем регулировки, ремонта или замены отдельных элементов) установленные неисправности устройств, предотвращая их возможные отказы.

Согласно статистической отчетности процент случаев неправильной работы устройств РЗА остается из года в год практически на одном уровне. Однако в ЭЭС отмечают, что работоспособность устройств, прослуживших 25 лет и более, обеспечивается за счет увеличения затрат на дополнительные регулировки, ремонт или замену отдельных элементов. В меру имеющихся возможностей устаревшие устройства РЗА и аппаратура ВЧ каналов обновляются.

Однако эта работа производится в недостаточном объеме из-за отсутствия необходимого финансирования, поэтому уже сейчас следует начинать планомерную замену или реконструкцию устаревших устройств РЗА, обуславливающих некоторое увеличение числа случаев неправильной работы, не связанных с действиями или ошибками эксплуатационного персонала, персонала проектных или наладочных организаций, а также с любыми внешними воздействиями.

Для обоснования и упрощения планирования разработаны основные критерии замены и рекомендации по реконструкции устройств РЗА /1/:

а) техническое перевооружение энергообъекта (его части) с заменой основного оборудования (генератора, трансформатора, выключателей и другое);

б) несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройства требованиям селективности, быстродействия, чувствительности, резервирования при действующих (предусматриваемых в ближайшей перспективе) схемах или режимах работы энергообъекта (прилегающей сети);

в) нерентабельность дальнейшей эксплуатации устройства из-за значительного возрастания затрат на техническое обслуживание и ремонт;

г) фактический износ электромеханического устройства до состояния, требующего замены. Значительное превышение числа его неправильных срабатываний;

д) неудовлетворительная механическая или электрическая прочность, а также уровень сопротивления изоляции контрольных кабелей и монтажных проводов. Существенные изменения внешнего вида значительной части монтажных проводов устройства, катушек, изоляционных трубок и так далее;

е) рост числа случаев изменения характеристик и (или) повреждений элементов устройства, выявленных при техническом обслуживании и анализе их неправильной работы;

ж) прекращение производства устройств и запасных частей к ним.

Целью данной работы является разработка мероприятий по реконструкции релейной защиты и автоматики подстанции ПС 220/110/10 кВ «Аргамак».

Для достижения заданной цели в работе необходимо выполнить следующие задачи:

- провести расчет и выбор средств по реконструкции подстанции;

- выбрать электрическую аппаратуру, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока;

- рассчитать собственные нужды подстанции;

- провести выбор оперативного тока;

- выбрать виды и типы исполнения устройств РЗА;

- провести расчет уставок релейной защиты;

- выбрать автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.

1. Реконструкция подстанции «Аргамак»

Реконструкция подстанции будет проведена не полностью, так как не предусмотрено изменение схемы электрических соединений 110кВ.

По современным нормам проектирования схемы с обходной системой шин должны приниматься только при специальном обосновании /7/. Но так как подстанция уже построена и смонтирована, стоит ограждение, рассчитано освещение и молниеотводы, нет смысла убирать обходную систему шин. Кроме того схема достаточно надежная и диспетчера отлично знакомы с оперативными переключениями, производимыми на подстанции - целесообразно оставить схему электрических соединений без изменений.

В данном проекте будет произведена проверка уже установленного оборудования и выбор релейной защиты и автоматики, удовлетворяющих современные требования к ним.

Подстанция «Аргамак» имеет два открытых распределительных устройства. На ОРУ 220кВ заходят отпайки от линий 220кВ и соединяются по схеме «мостик» с двумя автотрансформаторами 220/110/10кВ. ОРУ 110кВ выполнено по схеме «две рабочие системы шин с обходной» и имеют 11 отходящих линий 110кВ (две из них тупиковые). Собственные нужды организованы двумя шинами 10 кВ и двумя трансформаторами 10/0,4кВ. Оперативный ток постоянный. Все оборудование прослужило более 50 лет и подлежит замене на новое, соответствующее современным требованиям.

В связи с запланированной реконструкцией было принято решение о изменении схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 220кВ. Предполагается организовать шлейфовый заход на распределительное устройство 220кВ, что способствует упрощению схемы распределения электроэнергии и облегчает расчет релейной защиты и автоматики.

На подстанции будет произведена замена: масляных выключателей 220, 110 и 10кВ на современные элегазовые с автоматизированным управлением, удовлетворяющие последним требованиям п.1.8.21 /1/; разъединителей 220 и 110 кВ с двигательным приводом; автотрансформаторов, согласно прогнозируемым нагрузкам на 2027 год; измерительных трансформаторов напряжения и тока; релейной защиты и автоматики на микропроцессорную, а так же оборудования постоянного оперативного тока. Предусмотрена замена: трансформаторов собственных нужд; замена токоведущих частей и изоляторов 220, 110 и 10 кВ; системы АСУТП.

2. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока

2.1 Выбор схемы РУ 220, 110 кВ

2.1.1 Выбор схемы РУ ВН напряжением 220 кВ

Выбор главной схемы подстанции зависит от назначения, роли и местоположения объекта в энергосистеме в целом. Выбранная схема должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность.

Схема на существующей подстанции при организации шлейфового захода не соответствует вышеуказанным требованиям, следовательно, ее следует заменить.

Перед тем, как определиться со схемой РУ ВН рассмотрим особенности нескольких схем.

В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию - минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является её высокая надёжность. Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей.

Недостатком данной схемы является отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей. Усложнение цепей релейной защиты. Увеличение количества выключателей в схеме, на 4 присоединения приходится 6 выключателей, что приводит к удорожанию схемы.

Рисунок 2.1 - Схема РУ ВН 220кВ

Данная схема используется, как правило, для напряжения 35 кВ (высшего, среднего и низшего) при пяти и более присоединениях (два трансформатора, три и более линии). Допускается применять эту схему для РУ 110-220 кВ при использовании высоконадежного оборудования, например герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией.

В нормальном режиме работы секционный выключатель выключен. Если все присоединенные линии являются отходящими, выключатель включается при повреждении одного из трансформаторов. Если схема используется в транзитной ПС, выключатель включается при повреждении одной из питающих линий.

Схема имеет ряд недостатков:

· ремонт одной секции сборных шин (или любого шинного разъединителя) связан с отключением всех линий, подключенных к этой секции;

· повреждение на секции сборных шин приводит к отключению всех линий, отходящих от этой секции;

· ремонт любого выключателя (кроме секционного) связан с отключением соответствующего присоединения линии или трансформатора.

Рисунок 2.2 - Схема с одной рабочей секционированной системой сборных шин

Применяется в РУ 220кВ и выше. Ревизия любого выключателя производится без перерыва работы какого-либо элемента. Однако схема становится менее надёжной при разрыве кольца. В кольцевых схемах надёжность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путём его отключения не нарушает работу присоединённых элементов и не требует никаких переключений в схеме. Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико. К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Релейная защита также должна быть выбрана с учётом всех возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.

Рисунок 2.3. - Схема РУ ВН 220кВ

После анализа вариантов схем РУ ВН 220кВ можно сделать вывод, что целесообразно выбрать схему «четырехугольник» ввиду использования четырех выключателей.

2.1.2 Выбор схемы РУ СН напряжением 110 кВ

Выбранная схема должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность.

Схема на существующей подстанции имеет 16 присоединений (14 ЛЭП 110кВ и 2 присоединения к АТ), что не соответствует вышеуказанным требованиям, следовательно, ее необходимо заменить.

Рассмотрим схему «Две секционированные системы сборных шин с обходной системой шин».

Основные условия применения:

· недопустимость полного погашения РУ при отказах выключателей и сборных шин по условию сохранения устойчивости энергосистемы;

· в нормальном режиме присоединения по возможности симметрично распределены между системами сборных шин, а шиносоединительные выключатели включены и выполняют секционирующую функцию (режим с фиксированными присоединениями) или отключены по режимным соображениям, в том числе стационарному делению сети для ограничения уровней токов КЗ. При этом один из шинных разъединителей каждого присоединения включен, а другой отключен. Остальные выключатели и разъединители в схеме включены. В нормальном режиме обходные выключатели не задействованы;

· k+6 ячеек выключателей, где k - количество присоединений.

Недостатки:

· дорогая;

· требует установки двух секционных, двух шиносоединительных и двух обходных выключателей для исключения погашения подстанции, что усложняет схему;

· надежность схемы остается недостаточно высокой.

Схема с двойной секционированной системой шин с обходной нужна системному оператору для обеспечения надежной работы, как самой этой подстанции, так и прилежащей сети. Кроме того по техническим причинам - по условиям РЗА: для обеспечения нормального выполнения ДЗШ фирмы ЭКРА.

2.2 Расчет нагрузки

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы должны быть выбраны по условиям продолжительной работы и проверены по условиям короткого замыкания.

Продолжительный режим имеет место, когда электроустановка находится в нормальном или утяжеленном режимах.

Нормальный режим предусмотрен планом эксплуатации. В этом режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок.

Утяжеленный режим - это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов, а также режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного отключения.

Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: IНОРМ - наибольший ток нормального режима, IMAX - наибольший ток утяжеленного режима.

Определим расчетные токи продолжительного режима работы для каждого присоединения на стороне ВН, СН и НН, используя задание (Таблица 2.1).

Рисунок 2.4 - Схема с двумя рабочими секционированными системами сборных шин с обходной системой шин

Номинальный ток ЛЭП110 кВ определяется по выражению:

А

Утяжеленный ток ЛЭП 110 кВ определяется по выражению:

А

По данным службы электрических режимов ЧРДУ максимальный рабочий ток одной ВЛ 220 кВ (при отключенной другой ВЛ) в 2027 году будет равен 1500 А и 750 в нормальном режиме (существующие ВЛ 220 кВ выполнены проводами 2хАСО-480). Соответственно, при включении ПС Аргамак шлейфовым заходом надо выбрать сечение проводов на заходах 220 кВ, потому что сейчас отпайки от ВЛ 220 кВ до ПС Аргамак выполнены проводом АСО-400.

Таблица 2.1 - Расчетные токи продолжительного режима

Нормальный режим	Утяжеленный режим
Расчетные токи в ЛЭП на стороне ВН подстанции
Расчетные токи в ЛЭП на стороне СН подстанции
Расчетные токи на стороне ВН подстанции
А	А
Расчетные токи на стороне СН подстанции
А	А
Расчетные токи на стороне НН подстанции

Расчет токов на низкой стороне автотрансформатора производим согласно выбранных схемы питания и ТСН в пункте 4. Два ТСН по 630 МВА, нормально к стороне НН АТ подключен один ТСН, а в ремонтных режимах - два ТСН, соответственно, длительный ток на стороне НН АТ соответствует мощности одного ТСН, а в утяжеленном режиме - суммарной мощности двух ТСН.

В таблице 2.1 обозначено:

I_АТ - ток в цепи автотрансформатора, А;

S_НАГР - нагрузка подстанции на 2027 год, ВА;

S_ТСН -номинальная мощность трансформатора собственных нужд ВА;

U_ВН - высшее напряжение подстанции, В;

U_СН - среднее напряжение подстанции, В;

U_НН - низшее напряжение подстанции, В.

2.3 Выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов

При выборе количества автотрансформаторов учитывают требования к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей, а также экономичность проекта.

Подстанция питает потребителей, которые относятся к потребителям второй категории, поэтому установка одного автотрансформатора недопустима. Выбираем два автотрансформатора, поскольку на подстанции три ступени напряжения 220/110/10 кВ. Но один автотрансформатор выводят в ремонт, при плановом ремонте, это делают при минимальных нагрузках. В аварийном режиме оставшийся автотрансформатор можно нагружать на столько, чтобы он не перегрузился сверх нормы, иначе он выйдет из строя. Поэтому выбор номинальной мощности автотрансформатора производят с учетом его нагрузочной способности.

При определении Sрасч принимается во внимание нагрузка на пятый год, если считать от конца сооружения электроэнергетического объекта, причем учитывается перспектива дальнейшего его развития на 515 лет вперед.

Все трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, а также двухобмоточные трансформаторы подстанций и станций, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь встроенные устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

где Sнагр - нагрузка на 2027 год; Sном - номинальная мощность автотрансформатора; kп - допустимый коэффициент перегрузки.

По справочнику выбираем АТДЦТН-200000/220/110:

220 - высшее напряжение;

110 - среднее напряжение;

10 - низкое напряжение;

А - автотрансформатор;

Т - трехфазный;

ДЦ - охлаждение масляное с дутьем и с принудительной циркуляцией масла;

Т - трехобмоточный;

Н - регулирование под нагрузкой.

Проверим по аварийному режиму:

Реальный коэффициент нагрузки:

(допускается);

(допускается).

Значит, выбранный автотрансформатор соответствует условиям работы в аварийном режиме.

Сведем параметры автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 в таблицу:

Таблица 2.2 - Параметры трансформатора АТДЦТН-200000/220/110

Тип	Sном,МВ•А	Каталожные данные
		Uномобмоток, кВ	ик, %	Потери, кВт	Ток холостого хода, %
		ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	Холостого хода	Короткого замыкания
АТДЦТН-200000/220/110	200	230	121	10,5	11	34	20	48	ВН-СН 367,5	0,038
									ВН-НН 350,5
									СН-НН 353,9

Таким образом, принимаем к установке два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.

2.4 Расчет токов короткого замыкания на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции

Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляют расчетную схему замещения, намечают расчетные точки короткого замыкания и определяют токи короткого замыкания. Расчетным видом короткого замыкания является трехфазное короткое замыкание.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратов и проводников одной цепи выбирают режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания. При этом не учитываются режимы, не предусмотренные для длительной эксплуатации.

За расчетную точку короткого замыкания следует принимать точку, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

Произведем расчет короткого замыкания в точке К1 на шинах ВН 220кВ.

Для расчётов применим программу ТОКО.

Рисунок 2.4 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ

Параметры, вводимые в программу: АТДЦТН 200000/220/110; мощность системы 220 кВ 2000МВА со стороны ЮУГРЭС и 4000МВА от п/ст Шагол; мощность системы 110 кВ 5000МВА.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны СН 110 кВ. Для этого в схеме отключаем подпитку со стороны ВН 220 кВ.

Рисунок 2.5 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны СН 110кВ)

Так как в схеме два одинаковых автотрансформатора то токи в присоединениях делятся поровну.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны ЮУГРЭС.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны Шагол.

Произведем расчет короткого замыкания в точке К2 на шинах СН 110кВ.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны ВН 220 кВ. Для этого в схеме отключаем подпитку со стороны СН 110 кВ.



Рисунок 2.6 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны ЮУГРЭС)

Рисунок 2.7 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны Шагол)

Так как в схеме два одинаковых автотрансформатора то токи в присоединениях делятся поровну.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны системы 110кВ.

Рисунок 2.8 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ

Рисунок 2.9 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны ВН 220кВ)



Рисунок 2.10 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны системы 110кВ)

Произведем расчет короткого замыкания в точке К3 на шинах НН 10кВ.

Рисунок 2.11 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах НН 10кВ

Сведем все расчеты в таблицу 2.3

2.5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения любых токов. Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и электромагнитные.

Таблица 2.32 - Расчетные токи короткого замыкания в различных точках.

Точка КЗ	К1 На шинах 220кВ	К2 На шинах 110кВ	К3 На шинах 10кВ
Токи	Iкз(3)	Iкз(2)	Iкз(1,1)	Iкз(1)	Iкз(3)	Iкз(2)	Iкз(1,1)	Iкз(1)	Iкз(3)	Iкз(2)	Iкз(1,1)	Iкз(1)
?Iкз	20,269	17,553	18,398	14,275	36,306	31,442	32,725	24,197	45,279	39,213	39,213	0
Iкз от сети 220кВ	15,108	13,084	13,479	9,065	11,067	9,584	10,234	8,706	-	-	-	-
Iкз от п/ст Шагол	10,072	8,723	8,986	6,043	-	-	-	-	-	-	-	-
Iкз от ЮУГРЭС	5,036	4,361	4,493	3,022	-	-	-	-	-	-	-	-
Iкз от сети 110кВ	5,161	4,469	4,954	4,675	25,239	21,858	22,517	15,143	-	-	-	-

Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются однотипные для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям. Расчетным током короткого замыкания для выбора выключателей является ток на шинах высшего напряжения в точке К1 и среднего напряжения в точке К2 соответственно.

Выключатели выбирают:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение выбираемого выключателя, кВ,

u_УСТ - напряжение установки, кВ;

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток выключателя, А,

I_МАХ - максимальный ток, протекающий через выключатель в утяжеленном режиме, А;

3) по номинальному току отключения:

,

где I_{НОМ.ОТКЛ.} - номинальный ток отключения выключателя, кА,

- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , кА.

Произведем выбор выключателя на стороне ВН 220кВ.

Согласно этим требованиям намечаем к установке выключатель элегазовый типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,025с, полное время отключения выключателя t_О.В. = 0,05с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

, (2.1)

где - значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , определяется по формуле:

, (2.2)

где I_П,0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА;

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей, согласно /4/ Т_А = 0,02 с;

- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с:

, (2.3)

где t_РЗ,MIN - минимально возможное время срабатывания релейной защиты, t_{РЗ, MIN} = 0,01с;

t_С.В. - собственное время отключения выключателя, с.

с.

Значение апериодической составляющей по формуле (2.2):

кА.

В каталоге на выключатель /5/ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ:

 %. (2.4)

Из формулы (2.4) можно найти номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , используемое в выражении (2..1):

. (2.5)

кА.

5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

, (2.6)

, (2.7)

где i_УД - расчетный ударный ток в цепи выключателя, кА;

i_ДИН - ток электродинамической стойкости (наибольший пик предельного сквозного тока короткого замыкания), кА;

I_ДИН - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.

Заводами-изготовителями соблюдается условие:

, (2.8)

где К_У = 1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

6) Проверка на термическую стойкость:

, (2.9)

где I_ТЕР - ток термической стойкости выключателя, определяется по каталогу, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, определяется по каталогу, с;

В_К - тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной за время короткого замыкания.

Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле:

, (2.10)

где Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, согласно /4/ Т_А = 0,02 с;

t_ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

, (2.11)

где t_РЗ - время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. - полное время отключения выключателя, с;

с.

Тепловой импульс по формуле (2.10):

.

Для удобства проверки выполнения условий все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 2.4

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ - максимальный расчетный ток утяжеленного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

4) проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс по расчету, кА²с.

С учетом этих требований выбираем по справочнику /5/: разъединитель трехполюсный серии РПД-220-2500

Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 2.4

Итак, во всех цепях распределительного устройства высшего напряжения принимаем к установке выключатели одного типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1и разъединители типа РПД-220-2500.

Таблица 2.4 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГК-220II*-31,5/3150-У1	Разъединитель РПД-220-2500
uУСТ = 220 кВ	uНОМ = 220 кВ	uНОМ = 220 кВ
IМАХ = 1500 А	IНОМ = 3150 А	IНОМ = 2500 А
IП,ф = 20,269 кА	IНОМ.ОТКЛ. = 31,5 кА	-
iА,ф = 4,98 кА	iА,НОМ = 15,6 кА	-
IП,0 = 20,269 кА	IДИН = 40,1 кА	-
iУД = 51,6 кА	iДИН = 102 кА	iДИН = 102 кА
ВК = 69,84 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•3 = 4800 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•3 = 4800 кА2 с

Произведем выбор выключателя на стороне СН 110кВ.

Намечаем к установке выключатель элегазовый типа ВГБУ-110-40/2000 У1. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,03 с, полное время отключения выключателя t_О.В. = 0,055 с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по формуле (2.1).

- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с по формуле (2.3):

с.

Значение апериодической составляющей по формуле (2.2):

кА.

В каталоге на выключатель /6/ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ.

По формуле (2.5) получим:

кА.

5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

,

,

6) Проверка на термическую стойкость по формуле (2.9).

,

Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле (2.10):

t_ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

,

где t_РЗ - время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. - полное время отключения выключателя, с;

с.

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ - максимальный расчетный ток утяжеленного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

4) проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс по расчету, кА²с.

С учетом этих требований выбираем по справочнику /6/ два типа разъединителей: с одним заземляющим ножом SGF 123n-100/3НА и с двумя заземляющими ножами SGF 123n-100+2Е/3НА в зависимости от места установки.

Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГБУ-110-40/2000 У1	Разъединители SGF 123n-100/3НА и SGF 123n-100+2Е/3НА
uУСТ = 110 кВ	uНОМ = 110 кВ	uНОМ = 110 кВ
IМАХ = 1049,7 А	IНОМ = 2000 А	IНОМ = 1600 А
IП,ф = 36,306 кА	IНОМ.ОТКЛ. = 40 кА	-
iА,ф = 6,95 кА	iА,НОМ = 26,59 кА	-
IП,0 = 36,306 кА	IДИН = 40,1 кА	-
iУД = 92,42 кА	iДИН = 102 кА	iДИН = 100 кА
ВК = 230,67 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•3 = 4800 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•3 = 4800 кА2 с

Итак, во всех цепях распределительного устройства высшего напряжения принимаем к установке выключатели одного типа ВГБУ-110-40/2000 У1 и в зависимости от необходимого числа заземляющих ножей разъединители типа SGF 123n-100/3НА и SGF 123n-100+2Е/3НА.

Выбор реакторов, выключателей на стороне НН подстанции

Перед выключателем на низкой стороне установим реактор. Это мероприятие поможет нам снизить токи короткого замыкания, проходящие через выключатель, а, следовательно, выключатель будет установлен более дешевый.

Выбор реактора

Реактор следует выбирать:

по номинальному напряжению U_устU_ном,

по номинальному току I_раб.maxI_ном,

по индуктивному сопротивлению.

В качестве линейного реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Принимаем одинарный. Номинальный ток реактора должен быть больше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которой он включен. Для простого одинарного реактора при резервированной схеме питания потребителей утяжеленный режим возникает при отключении резервной цепи.

Индуктивное сопротивление линейного реактора определяют, исходя из условий ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня. В большинстве случаев допустимое значение тока короткого замыкания при повреждении за реактором определяется по коммутационной способности отключающих аппаратов (выключателей, предохранителей), намечаемых к установке или установленных в данной точке сети.

Порядок определения сопротивления линейного реактора следующий. Известно начальное значение периодического тока короткого замыкания I_п.о. Требуется ограничить I_п.0. до значения , чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения I_{отк.ном} (действующее значение периодической составляющей тока отключения). Принимают . Результирующее сопротивление, Ом, цепи короткого замыкания до установки реактора определяем по выражению

,

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения

,

Требуемое сопротивление реактора

,

.

По каталожным материалам /6/ выбираем тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением. Принимаем к установке РБ-10-1000-0,14УЗ.

Таблица 2.6 - Характеристики реактора РБ-10-1000-0,14УЗ

Тип	Uном, кВ	Iном, кА	xном, Ом	iдин,, кА	Iтер,, кА	tтер,, с
РБ 10-1000-0,14УЗ	10	1000	0,14	63	24,8	8

Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учетом реактора:

,

а затем определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

,

кА.

Максимальный ток продолжительного режима:

,

А

где Sнаг - мощность понижающего трансформатора выбранного в пункте 4.

Выбранный реактор проверяется на электродинамическую стойкость по условию

,

где ударный ток при трехфазном коротком замыкании за реактором;

i_дин ток электродинамической стройности реактора (по каталогу).

Термическая стойкость реактора характеризуется током термической стойкости I_тер и временем термической стойкости t_тер (по каталогу).

Условие проверки по термической устойчивости:

,

Тепловой импульс по формуле (2.10):

кА² с.

t_ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

,

где t_РЗ - время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. - полное время отключения выключателя со стороны СН и ВН, с;

с.

Выбор выключателя

С учетом того, что планируется установка КРУ, выбор выключателей сводится к выбору КРУ в целом. Принимаем к установке КРУ-СЭЩ-63 /15/.

Выключатели выбираются по тем же условиям, что и на стороне ВН. Расчетные токи продолжительного режима указаны в таблице 1, а расчетным током короткого замыкания является ток на шинах низкого напряжения после реактора. Исходя из этого, намечаем к установке выключатель элегазовыйтипаLF1/11/.

Собственное время отключения tС.В. = 0,05 с, полное время отключения tО.В. = 0,07 с

Определим расчетное время по формуле (3.3):

с.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя по формуле (2.2):

кА,

где I_П,0 = 22,12 кА - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания в точке К3;

Т_А = 0,05 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей, ее значение указано в /4/.

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ определяется по кривой _НОМ = f () из /4/. Для времени = 0,06, _НОМ = 26 %.

Найдем гарантируемую выключателю заводом-изготовителем апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени по формуле (2.5):

кА,

где I_{НОМ.ОТКЛ.} = 25 кА - номинальный ток отключения выключателя из каталога.

Для проверки выключателя на термическую стойкость необходимо определить тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, для чего найдем сначала время от начала короткого замыкания до его отключения по формуле (2.11):

с,

где t_РЗ = 1,5с - максимальное время действия основной защиты;

Тепловой импульс по формуле (3.10):

А² с.

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 2.6.

i_УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

i_ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

Таблица 2.6 - Выбор выключателей на стороне НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LF1
uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
IМАХ = 69,3А	IНОМ = 630 А
IП,ф = 22,12кА	IНОМ.ОТКЛ. = 25кА
iА,ф = 9,4кА	iА,НОМ = 9,55 кА
IП,0 = 22,12кА	IДИН = 25,14 кА
iУД = 56,3 кА	iДИН = 64 кА
ВК = 792,7А2 с	I2ТЕР•tТЕР = 31,52•3 = 2977А2 с

Из таблицы 2.6 видно, что условия выполняются, следовательно, устанавливаем выключатели типа LF1.

2.6 Выбор токоведущих частей и изоляторов

Выбор ошиновки 220кВ

Так как ошиновка по экономической плотности тока не выбирается, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае ЛЭП 220кВ: Imax= 1500 А.

- проверка шин на схлестывание (электродинамическую стойкость):

При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизиться, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами, когда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше, чем меньше расстояние между ними. Проверка на схлестывание требуется при

Iкз(2) =17,553кА > 20кА. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см согласно Таблица П8/1/.

- проверка на термическое действие тока КЗ: не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе

- проверка по условиям коронирования не требуется, так как выбрано сечение, которое больше минимально допустимого по короне для 220 кВ (АС-240/39) ПУЭ табл.2.5.6 /1/. Сечение проводов выбирается по допустимому току при работе в максимальном режиме:

,

где I_МАХ - максимальный ток провода в утяжеленном режиме, А;

I_ДОП - допустимый ток провода, А.

Существующие ВЛ 220 кВ выполнены проводами 2хАСО-480. Соответственно, при включении ПС Аргамак шлейфовым заходом надо выбрать сечение проводов на заходах и ошиновку 220 кВ, потому что сейчас отпайки от ВЛ 220 кВ до ПС Аргамак выполнены проводом АСО-400.

Для токоведущих частей ошиновки 220кВ выбираем провод 2хАСО-400/51, согласно табл. 3.15 /3/ (I_ДОП=825*2=1650> I_МАХ=1500 А).

Гибкие провода крепятся на гирляндах подвесных изоляторов типа ПФ6-В с числом изоляторов в гирлянде 14 при напряжении 220 кВ /8/.

Выбор шин 110кВ

Выбор шин 110кВ производим аналогично выбору ошиновки 220кВ.

Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае автотрансформатор: I_МАХ= 1049,7А

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

- проверка на термическое действие тока КЗ: не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе

- проверка по условиям коронирования не требуется, так как выбрано сечение, которое больше минимально допустимого по короне для 110 кВ (АС-70/11) ПУЭ табл.2.5.6 /1/. Сечение проводов выбирается по допустимому току при работе в максимальном режиме:

,

где I_МАХ - максимальный ток провода в утяжеленном режиме, А;

I_ДОП - допустимый ток провода, А.

Для токоведущих частей шин 110кВ выбираем провод 2хАС - 300/48 (2 провода в фазе), согласно табл. 3.15 /3/ (I_ДОП=690*2=1380 > I_МАХ=1336 А).

Гибкие провода крепятся на гирляндах подвесных изоляторов типа ПФ6-В с числом изоляторов в гирлянде 7 при напряжении 110 кВ /8/.

Выбор шин 10кВ

Соединение трансформатора с закрытым устройством 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. С КРУ СЭЩ-63/15/ соединение выполнено шинным мостом.

Все соединения внутри КРУ 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Принимаем к установке алюминиевые шины прямоугольного сечения АД 31 Т15*3 (Т - закаленный и естественно состаренный), допустимый длительный ток на одну фазу 165 А. Максимальный ток на шинах НН 10кВ посчитан в пункте 2.2и равен69,3А:

,

Значит шины, выбраны, верно.

Выбор изоляторов для ОРУ 220кВ

Для данной подстанции на ОРУ 220 кВ опорные изоляторы для крепления ошиновки выбираем типаОТК 8-220-А10-2/УХЛ1 /10/.

Параметры изолятора:

размеры: - строительная высота - 2100 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка - 8 кН;

Эти изоляторы имеют значительные преимущества перед остальными изоляторами:

- меньшую массу;

- более высокие разрядные характеристики;

- материал защитной оболочки: кремнийорганическая резина

- стойкость к загрязнению;

- устойчивость к ударам и резким сменам температуры;

- более простой монтаж и обслуживание.

Выбор изоляторов для ОРУ 110кВ

Для данной подстанции на ОРУ 110 кВ опорные изоляторы для крепления шин выбираем типа ОСК 10-110-А01-2 УХЛ1 /10/.

Параметры изолятора:

размеры: - строительная высота - 1020 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка - 10 кН;

Эти изоляторы имеют значительные преимущества перед остальными изоляторами:

- меньшую массу;

- более высокие разрядные характеристики;

- материал защитной оболочки: кремнийорганическая резина

- стойкость к загрязнению;

- устойчивость к ударам и резким сменам температуры;

- более простой монтаж и обслуживание.

Выбор изоляторов для КРУ 10кВ

Для данной подстанции на КРУ 10 кВ опорные изоляторы для крепления шин выбираем типа ИО 10-20, 00 УЗ /12/.

Параметры изолятора:

размеры: - строительная высота - 134 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка - 20 кН;

Эти изоляторы имеют:

- меньшую массу;

- более высокие разрядные характеристики;

- стойкость к загрязнению;

- простой монтаж и обслуживание.

2.7 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей 110кВ

Высокочастотные заградители устанавливаются на линиях электропередач при вводе в подстанцию, чтобы не пропустить высшие гармоники.

Выбор высокочастотных заградителей осуществляется по следующим условиям:

по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток заградителя, А;

I_МАХ - ток, протекающий в линии в утяжеленном режиме, А;

проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - ток электродинамической стойкости заградителя, кА;

i_УД -ударный ток трехфазного КЗ на стороне СН, кА

производится проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости заградителя, кА;

t_ТЕР - допустимое время действия тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания на стороне СН, кА²с.

С учетом выполнения этих условий принимаем к установке на питающих линиях напряжением 110 кВ высокочастотный заградитель типа ВЗ-630/40/102-0,5У1. Каталожные данные заградителя представлены в /9/. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 3.7.

Таблица 2.7 - Выбор высокочастотных заградителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВЗ-630/40/102-0,5 У1
IМАХ = 115,5А	IНОМ = 630 А
iУД = 92,42 кА	iДИН =102 кА
ВК = 230,67 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•1 = 1600 кА2 с

Как видно из таблицы 2.7, условия выполняются.

2.8 Выбор трансформаторов тока 220/110/10 кВ

Трансформаторы тока предназначены для понижения тока до величины, удобной к измерению, а также являются изоляцией между первичными и вторичными цепями. Трансформатор тока включается в цепь последовательно. Во вторичную обмотку включаются токовые катушки приборов и реле так же последовательно. Вторичная обмотка трансформаторов тока обязательно заземляется в целях техники безопасности на случай пробоя изоляции между первичной и вторичной обмотками.

Сопротивление приборов, включенных во вторичную цепь, мало, поэтому режим работы трансформатора тока близок к режиму короткого замыкания.

2.8.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 220кВ подстанции

В выключателях типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1отсутствуют встроенные трансформаторы тока.

Выберем трансформаторы тока в цепи линий.

Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ,

u_УСТ - напряжение установки, кВ;

2) по номинальному первичному току:

,

где I_1НОМ - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А,

I_МАХ - максимальный рабочий ток в цепи, в которой выбирается трансформатор тока, А;

3) по конструкции и классу точности;

4) производится проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - ток электродинамической стойкости трансформатора тока по каталогу, кА,

i_УД - ударный ток короткого замыкания, кА;

5) осуществляется проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - каталожное значение тока термической стойкости трансформатора тока, кА,

t_ТЕР - допустимое время действия тока термической стойкости, с,

В_К - тепловой импульс по расчету, кА² с.

Расчетным током короткого замыкания является ток в точке К1.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Выбор трансформаторов тока в цепи питающих линий

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока TG245
uУСТ = 220 кВ	uНОМ = 220 кВ
IМАХ = 1500 А	I1НОМ = 2000 А
iУД = 51,6 кА	iДИН = 125 кА

Подобные документы

• Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ "Харьягинская" в связи с ее реконструкцией

  Выбор оборудования подстанции, числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока. Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 01.10.2013
  

• Проектирование электрической части тяговой подстанции

  Структурная схема опорной тяговой подстанции, расчет ее мощности. Определение рабочих токов и токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей, изоляторов, высоковольтных выключателей, ограничителей перенапряжения. Выбор и расчет типов релейной защиты.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 15.06.2014
  

• Реконструкция электрооборудования подстанции 35/10 кВ "Нюксеница"

  Электрические нагрузки подстанции. Расчет токов нормальных режимов и короткого замыкания, релейной защиты и автоматики. Выбор трансформаторов, коммутационной и защитной аппаратуры, шинопроводов. Оценка затрат на проведение электромонтажных работ.
  
  дипломная работа [223,6 K], добавлен 10.04.2017
  

• Понизительная подстанция

  Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок. Расчет короткого замыкания. Схема соединения подстанции. Выбор силовых трансформаторов, типов релейной защиты, автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчёт технико-экономических показателей.
  
  курсовая работа [3,7 M], добавлен 30.05.2014
  

• Релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции завода транспортного машиностроения

  Выбор необходимого объёма релейной защиты и автоматики. Расчет токов короткого замыкания. Расчет параметров схемы замещения сети. Проверка трансформатора тока. Газовая защита трансформатора. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 13.02.2014
  

• Проектирование электрической части ТЭЦ-180 МВт

  Разработка структурной схемы выдачи электроэнергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей и сборных шин, контрольно-измерительных приборов, типов релейной защиты, измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений.
  
  курсовая работа [647,0 K], добавлен 20.03.2015
  

• Расчет подстанции 35/6 кВ

  Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012
  

• Проектирование тяговой подстанции переменного тока

  Расчет мощности тяговой подстанции переменного тока, ее электрические характеристики. Расчет токов короткого замыкания и тепловых импульсов тока КЗ. Выбор токоведущих частей и изоляторов. Расчет трансформаторов напряжения, выбор устройств защиты.
  
  дипломная работа [726,4 K], добавлен 04.09.2010
  

• Проектирование релейной защиты электроустановок

  Выбор и расчет устройства релейной защиты и автоматики. Расчёт токов короткого замыкания. Типы защит, схема защиты кабельной линии от замыканий. Защита силовых трансформаторов. Расчетная проверка трансформаторов тока. Оперативный ток в цепях автоматики.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 08.01.2012
  

• Технический проект теплофикационной электростанции – теплоэлектроцентрали

  Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей. Выбор типов релейной защиты, токоведущих частей, измерительных приборов и измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 23.03.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам