59,1

118,2

225

0,85

1,0

191

1,4

267

30

0,641

0,228

0,006

29,5

-

225

0,85

1,0

191

1,4

267

35

0,641

0,228

0,004

29,5

59

225

0,85

1,0

191

1,4

267

30

0,641

0,228

0,003

29,5

59

225

0,85

1,0

191

1,4

267

30

0,641

0,228

0,003

14,8

103,4

225

0,85

1,0

191

1,4

267

35

0,641

0,228

0,002

14,8

-

225

0,85

1,0

191

1,4

267

40

0,641

0,228

0,002

Для выбранного кабеля по таблицам находим длительно допустимый ток I_доп.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки рассчитывается по формуле:

I_доп = К_п • К_t • I_доп > I_{p, k} / n_k, (2.40)

где К_п - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей (см. приложение Ж); К_t - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель (см. приложение Ж); n_k - число запараллеленых кабелей в кабельной линии.

I_доп = 0,85•1,0•225=191 > 59,1/1=59,1

Под послеаварийным режимом кабельной линии следует понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребителей 1-й и 2-й категории. При этом нагрузка на линию удваивается, т.е.I_АВ = 2 • I_p,k. Допустимая перегрузка кабеля в указанном режиме

I_AB = K_AB • I_доп > I_АВ / n_k, (2.41)

где K_AB - коэффициент аварийной перезагрузки (см. приложение Ж).

I_AB = 1,4 • 191=267 > 118,2 / 1=118,2

Потеря напряжения в кабельной линии

(2.42)

Где Р_р, Q_p - расчетные активная и реактивная нагрузки;

Х_о, R_о - удельные индуктивные и активные сопротивления кабеля (см. приложение Ж).

Минимальное сечение кабеля, допустимое по условиям термической стойкости к токам к.з. f_т.с определим по формуле [24]:

(2.43)

Для определения теплового импульса В_к, в формулу (2.26) введем сопротивление данного кабеля, которое рассчитаем по формулам:

R=r_уд•l, (2.44)

Х=х_уд•l, (2.45)

Где r_уд - активное сопротивление кабеля, Ом;

х_уд - индуктивное сопротивление кабеля, Ом;

l - длина кабеля.

R=0,641•0,03=0,02 Ом,

Х=0,228•0,03=0,007 Ом,

Тогда Z_КЛ=0,02+j0,007 Ом.

Подставив данное выражение в (2.26) получим:

.

Из (2.29):

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) нужно выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначается для включения электроизмерительных приборов, другая - для релейной защиты. Выбор ТТ производится по номинальному напряжению (в соответствии с классом изоляции), току первичной цепи, вторичной нагрузке при выбранном классе точности, термической стойкости. Класс точности ТТ при включении в их цепи счетчиков должен быть 0,5. Для остальных измерительных приборов достаточно класса 1,0.

ТТ., встроенные в секционный выключатель перемычки со стороны 110 кВ

Таблица 2.8

Условие выбора	Каталожные данные аппарата	Расчетные параметры цепи
1. Uном ? Uсети	Uном = 110 кВ.	Uсети = 110 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iном = 200 А.	Iнорм.max= Iдлит.max=70,37 А
3. класс точности	0,5	0,5
4. iдин.ст? iуд	iдин.ст =126 кА	iуд = 12,9 кА
6. I2Т · tТ ? ВК	I2Т · tТ = 202 · 3 = = 60 кА2 •с	ВК = 6,25 кА2 •с

Вторичная нагрузка:

Согласно [28. с. 281] определяем приборы, которые должны быть подключены к ТТ секционного выключателя на стороне 110 кВ.: амперметр, ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой.

Таблица 2.9

Прибор	Тип	Нагрузка
		Ф «А»	Ф «Б»	Ф «С»
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
итого		1,5	-	1,0

R₂ = R_приб + R_пр.+ R_конт, (2.46)

Где (2.47)



S_приб - мощность, потребляемая приборами [18, таблица 6.26];

I_2н - вторичный номинальный ток приборов и ТТ, равный обычно 5А.

Сопротивления контактов R_конт принимаются равными 0,1 Ом. Тогда сопротивление соединительных проводов можно выразить

R_пр. = Z_2ном - R_приб - R_конт. (2.48)

Зная R_пр, можно определить сечение соединительных проводов, мм²:

, (2.49)

где = 0,028 Ом.мм²/м - удельное сопротивление для алюминия и 0,0175 - для меди.

Провода с медными жилами применяются только на подстанциях с ВН 220 кВ и выше. Расчетная длина _расч провода зависит от схемы соединения ТТ и увеличивается по сравнению с расстоянием от ТТ до приборов в 3 раза при установке ТТ в двух фазах и в 2 раза - при установке в одной фазе. При соединении в полную звезду _расч =.

Расстояние между ТТ в цепи НН трансформатора подстанции и приборами можно принять равным 35-50 м.

По условию механической прочности сечение соединительных проводов из алюминия должно быть не менее 2,5 мм².

Из (2.47), общее сопротивление приборов:

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 по [18, с. 299] составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда по (2.48) сопротивление проводов:

R_пр. =0,8-0,06-0,1=0,64 Ом.

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами

40 м [28, c. 301], по формуле (2.49) определяем сечение:

тогда по формуле (2.46), вторичная нагрузка:

R₂ = 0,06 + 0,64 + 0,1 = 0,8 Ом.

Условие выполняется.

Выбираем ТТ ТВ-110-I-200/5 У2 [18, таблица 5-10].

Схема включения приборов

Рис. 2.8 - Схема включения приборов

Таблица 2.12

Условие выбора	Каталожные данные аппарата	Расчетные параметры цепи
1. Uном ? Uсети	Uном = 41,5 кВ.	Uсети = 38,5 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iном = 200 А.	Iнорм.max= Iдлит.max=118,2 А
3. класс точности	0,5	0,5
4. iдин.ст= ? iуд	iдин.ст = 125 кА	iуд = 3,68 кА
6. I2Т · tТ ? ВК	I2Т · tТ = 502 · 1 = = 50 кА2 •с	ВК =4,1 кА2 •с



Вторичная нагрузка:

Согласно [28. с. 281] определяем приборы, которые должны быть подключены к ТТ выключателя силового трансформатора на стороне 35 кВ.: амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии.

Таблица 2.13

Прибор	Тип	Нагрузка
		Ф «А»	Ф «Б»	Ф «С»
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной и реактивной энергии	Альфаевро ЕА0,5RALX- - P3BN-4	2	2	2
итого		3,5	2	3

Из (2.47), общее сопротивление приборов:

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 по [18, с. 299] составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда по (2.48) сопротивление проводов:

R_пр. =0,8-0,14-0,1=0,56 Ом.

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами

2 м [28, c. 301], по формуле (2.49) определяем сечение:

По условию прочности, сечение алюминиевых жил не должно быть меньше 4 мм² (ПУЭ, п. 3.4.4). Тогда принимаем сечение F_пр = 4 мм².

тогда по формуле (2.46), вторичная нагрузка:

R₂ = 0,14 + 0,56 + 0,1 = 0,8 Ом.

Условие выполняется.

Выбираем ТТ ACD-24.

Рис. 2.9 - Схема включения приборов

Таблица 2.14

Условие выбора	Каталожные данные аппарата	Расчетные параметры цепи
1. Uном ? Uсети	Uном = 41,5 кВ.	Uсети = 38,5 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iном = 100 А.	Iнорм.max= Iдлит.max=59 А
3. класс точности	0,5	0,5
4. iдин.ст= ? iуд	iдин.ст = 80 кА	iуд = 3,68 кА
6. I2Т · tТ ? ВК	I2Т · tТ = 31,52 · 1 = = 31,5 кА2 •с	ВК = 4,1 кА2 •с

Вторичная нагрузка:

Согласно [28. с. 281] определяем приборы, которые должны быть подключены к ТТ выключателя отходящей ВЛ - 35 кВ.: амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

Таблица 2.15

Прибор	Тип	Нагрузка
		Ф «А»	Ф «Б»	Ф «С»
Амперметр	Э-335	0,5
Счетчик активной и реактивной энергии	Альфаевро ЕА0,5RALX- - P3BN-4	2,0	2,0	2,0
итого		2,5	2,0	2,0

Из (2.47), общее сопротивление приборов:

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 по [18, с. 299] составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда по (2.48) сопротивление проводов:

R_пр. =0,8-0,08-0,1=0,62 Ом.

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами

2 м [28, c. 301], по формуле (2.49) определяем сечение:

По условию прочности, сечение алюминиевых жил не должно быть меньше 4 мм² (ПУЭ, п. 3.4.4). Тогда принимаем сечение F_пр = 4 мм².

По формуле (2.46), вторичная нагрузка:

R₂ = 0,08 + 0,62 + 0,1 = 0,8 Ом.

Условие выполняется.

Выбираем ТТ ACD-24.



Рис. 2.10 - Схема включения приборов

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) выбираются по номинальному напряжению, по конструкции и классу точности. Они устанавливаются на каждой секции сборных шин для питания параллельных катушек измерительных приборов всех отходящих линий данной секции, а также приборов в цепи трансформатора [24, с. 21].

Выбор ТН в цепи СШ-35 кВ.

Таблица 2.16

Условие выбора	Каталожные данные аппарата	Расчетные параметры цепи
1. Uном ? Uсети	Uсети = 10 кВ.	Uном = 10 кВ.
2. Схема соединения	Y0/Y0/?-0	Y0/Y0/?-0
3. Класс точности	0,5	0,5

Вторичная нагрузка: согласно [28, с. 282] определяем приборы, которые должны быть подключены в цепи СШ-35 кВ: вольтметр для измерения междуфазного и трех фазных напряжений. Кроме этого, добавим к этому списку приборы, устанавливаемые в релейном отсеке ввода-35 кВ и отходящих КЛ - 35 кВ: это счетчик активной энергии и счетчик реактивной энергии, т.к. он необходим при месячных и системных замерах для определения коэффициента нагрузки и тангенса потерь.

Таблица 2.17

Прибор	Тип	Потребляемая мощность одной катушки, В·А	Число катушек	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потреб. мощность
							P	Q
Вольтметр	Э-335	2,0	1	1	0	1	2,0	-
Счетчик активной и реактивной энергии	Альфаевро ЕА0,5RALX- - P3BN-4	2,0 Вт	3	0,5	0,5	4	14	14
Итого							16	14

Рис. 2.11 Схема включения приборов

Трансформаторы напряжения на стороне 110 кВ и 10 кВ оставляем прежние. На стороне 110 кВ это НКФ-110 кВ, на стороне 10 кВ - НТМИ-10 кВ.



2.5 Выбор релейной защиты и автоматики

Выбор и расчет релейной защиты и автоматики

В данном дипломном проекте необходимо рассчитать защиту силового трансформатора, секций шин 35 кВ и отходящих ВЛ-35 кВ. Защиты остального оборудования ПС., остаются прежними.

Защита силового трансформатора:

· Дифференциальная защита;

· Максимальная токовая межфазовая защита;

· Газовая защита;

· Защита от перегрузки;

· Защита от перегрева.

Защита секционного выключателя 35 кВ:

· Максимальная токовая межфазовая защита.

Отходящие линии 35 кВ:

· Максимальная токовая межфазовая защита в двухступенчатом исполнении.

Выбор и расчет релейной защиты силовых трансформаторов, сборных шин всех распределительных устройств и отходящих линий

Защита силового трансформатора

Дифференциальная защита

Составим схему замещения сети и определим сопротивление ее элементов.



Рис. 2.12 - Схема замещения сети

Расчет будем вести в именованных единицах.

(2.50)

(2.51)



Определим сопротивление линий:

(2.52)

Где х_уд - удельное индуктивное сопротивление линий.

Участок ВЛ-110 кВ Половинное - Лопатки выполнен проводом АС-120. Протяженность этого участка составляет 68,1 км.

Протяженность ВЛ-110 кВ Макушино - Лопатки составляет 55 км. Выполнена данная ВЛ-110 кВ проводом АС-120.

Тогда по формуле (2.52) ВЛ-110 кВ Половинное - Лопатки:

ВЛ-110 Макушино - Лопатки:

Определим сопротивление трансформатора:

(2.53)

(2.54)



(2.55)

Дальнейший расчет параметров защиты трансформатора оформим в виде таблицы.

Таблица 2.18 - Расчет основных защит трансформатора

Наименование параметра	Расчетные выражения для сторон
	ВН	СН	НН
Первичный номинальный ток трансформатора Iт.ном, А
Схема обмоток трансформатора	Y	Y	Д
Схема соединения Т.Т.	Д	Д	Y
Коэффициент схемы Ксх			1
Коэффициент трансформации Т.Т. КI
Вторичные токи в плечах защиты, соответствующие номинальной мощности трансформатора I2ном, А



Далее поэтапно свернем схему замещения для определения эквивалентного сопротивления сети. Поскольку сопротивление ветвей трансформатора одинаково, в схеме замещения покажем только одну ветвь.

Рис. 2.13 - Этапы «Сворачивания» схема замещения сети

(2.56)

(2.57)

(2.58)



(2.59)

Рис. 2.14 - Этапы «Сворачивания» схема замещения сети

(2.60)



(2.61)

Максимальный режим:

(2.62)

(2.63)

(2.64)

(2.65)



(2.66)

(2.67)

Исходя из полученных данных, отстраиваться будем от бoльшего тока, т.е. от .

Минимальный режим:

(2.68)

(2.69)

(2.70)



(2.71)

(2.72)

(2.73)

Найдем ток срабатывания защиты:

· Ток срабатывания защиты при отстройке от броска тока намагничивания при включении трансформатора со стороны источника питания:

(2.74)

· Ток срабатывания защиты при отстройке от тока небаланса при трехфазных КЗ вне зоны действия защиты:



(2.76)

Где

К_ап = 1 - коэффициент апериодической составляющей;

К_одн = 1 - коэффициент однотипности;

е = 10% - полная погрешность трансформаторов тока;

ДU_рег = 16% - диапазон изменения напряжения в одну сторону от номинального при регулировании;

Дf = в первом приближении не учитывается

Тогда:

Исходя из этого, выбираем отстройку по I_с.з от I_{нб.расч.max}.

Выполним предварительную проверку чувствительности защиты при двухфазном коротком замыкании на выводах за трансформатором (КЗ в зоне действия защиты) в минимальном режиме.

(2.77)

Чувствительность защиты в точке К₃ недостаточная, поэтому необходимо применить дифзащиту с торможением (ДЗТ-11).

Устанавливаем тормозную обмотку на сторону, где больший максимальный ток внешнего КЗ = 432 А.

Тогда по формуле (2.76):

· Ток срабатывания защиты при отстройке от броска тока намагничивания при включении трансформатора со стороны источника питания по (2.74):

· Ток срабатывания защиты при отстройке от тока небаланса при трехфазных КЗ вне зоны действия защиты по (2.75):

Исходя из этого, выбираем отстройку по I_с.з от I_{нб.расч.max}.

Выполним проверку чувствительности защиты при двухфазном коротком замыкании на выводах за трансформатором (КЗ в зоне действия защиты) в минимальном режиме по формуле (2.77):

Чувствительность защиты достаточная, поэтому продолжаем расчет.

Наименование параметра	Расчетные выражения для сторон
	ВН	СН	НН
Токи срабатывания реле ДЗТ-11 Iс.р., А
Выбираем основную сторону, где Iс.р больше	Не основная	Не основная	Основная
Расчетное число витков обмотки НТТ реле для основной стороны защищаемого трансформатора
Принятое число витков для основной стороны Wосн (меньшее)			9
Расчетное число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны защищаемого трансформатора
Предварительно принятое число витков обмоток НТТ реле для не основной стороны Wне осн. (ближайшее)	10	9
	10-9=1	9-9=0
Уточненное значение тока срабатывания реле на основной стороне, А
Уточненное значение тока срабатывания защиты на основной стороне, А

Определяем значение коэффициента чувствительности для уточненного тока срабатывания защиты, соответствующего окончательно принятому значению в режиме двухфазного короткого замыкания на выводах низшего напряжения по формуле (2.77).

Коэффициент чувствительности больше двух, поэтому считаем что защита выбрана правильно.

Далее необходимо выбрать количество тормозных витков.



(2.78)

Где (2.79)

Тогда

Число витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены следующие: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24.

Принимаем ближайшее большее значение из ряда:

Газовая защита

Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные.

Для трансформаторов в данном проекте выбираем в качестве газовой защиты - газовое реле Бухгольца типа ВF80/Q поплавкового типа, и струйное реле URF 25/10 защиты устройства РПН от повреждений внутри бака, производства Германии.

Токовая отсечка устанавливается на стороне ВН. Выполняется в трехфазном исполнении без выдержки времени. Отстраивается от максимального тока внешнего КЗ.

(2.80)

Определим коэффициент чувствительности:

Определим ток срабатывания реле:

(2.81)

Выбираем реле РТ-40 / 20.

МТЗ

Предварительный расчет

(2.82)

(2.83)

(2.84)

НН

Определим ток срабатывания защиты на стороне НН:

(2.85)

(2.86)

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям, поэтому продолжим расчет и определим ток срабатывания реле на стороне НН:

(2.87)



Выбираем реле типа РТ-40 / 10.

Далее определим время срабатывания защиты на стороне НН:

(2.88)

Выбираем реле времени РВ - 133.

СН

Определим ток срабатывания защиты на стороне СН по формуле (2.85) и коэффициент чувствительности по формуле (2.86):

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям, поэтому продолжим расчет и определим ток срабатывания реле на стороне СН по формуле (2.87):

Выбираем реле типа РТ-40 / 10.

Далее определим время срабатывания защиты на стороне СН по формуле (2.88):

Выбираем реле времени РВ - 133.

ВН

Определим ток срабатывания защиты на стороне ВН по формуле (2.85) и коэффициент чувствительности по формуле (2.86):

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям, поэтому продолжим расчет и определим ток срабатывания реле на стороне ВН по формуле (2.87):

Выбираем реле типа РТ-40 / 20.

Далее определим время срабатывания защиты на стороне ВН по формуле (2.88):

Выбираем реле времени РВ - 133.

Исходя из выше приведенных расчетов, все МТЗ удовлетворяют требованиям, предъявляемым к чувствительности защиты, и могут применяться в качестве резервных защит трансформатора.

МТЗ от перегрузки

Реле от перегрузки ставится в одну фазу на ТТ резервных защит со стороны ВН. Силового трансформатора. Действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты:

(2.89)

Ток срабатывания реле:

(2.90)

Выбираем реле РТ - 40 / 6

Время срабатывания защиты:

(2.91)

Выбираем реле времени РВ - 133

Защита от перегрева

При понижении уровня масла в расширителе силового трансформатора или в баке РПН и перегреве масла выпадает блинкер «Перегрев масла».

Максимальная токовая защита отходящих ВЛ-35 кВ

На линиях 35 кВ смонтирована максимальная токовая защита в двухступенчатом исполнении. Первая ступень выполняется как токовая отсечка без выдержки времени. Вторая ступень - МТЗ с выдержкой времени.

Токовая отсечка без выдержки времени

I_сз = К_н · I_{к вн макс}, А (2.92)

Где К_н =1,05 - коэффициент надежности;

I_{к вн макс} - максимальный ток внешнего КЗ в конце защищаемой ВЛ.

(2.93)

(2.94)

(2.95)

Тогда

I_сз = 1,05 · 396=415,8 А

(2.96)

Реле тока РТ-40/50 включены по схеме неполной звезды, имеющей К_сх - 1.

Коэффициент чувствительности получился небольшой, поэтому необходимо проверить какую зону в процентном отношении от всей длины ВЛ, будет охватывать данная защита. Допустимо применение ТО, если ее зона охватывает более 20% от длины линии.

(2.97)

Условие выполняется.

МТЗ

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от рабочего тока при возможной перегрузке трансформатора:

(2.98)

где К_отс=1,1 - коэффициент отстройки;

К_в=0,9 - коэффициент возврата;

K_зап=1,2 - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета.

Ток срабатывания реле:



(2.99)

где K_сх - коэффициент схемы (схема - звезда).

Выбираем реле тока РТ-40/10.

Коэффициенты чувствительности в основной зоне:

(2.100)

Защита удовлетворяет требованию чувствительности.

Время срабатывания защиты:

МТЗ секционного выключателя-35 кВ

Согласно ПУЭ 3.2.126. специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 35 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе. В целях повышения чувствительности и ускорения действия защиты шин мощных подстанций допускается применять защиту, включенную на сумму токов питающих элементов. При наличии реакторов на линиях, отходящих от шин подстанций, допускается защиту шин выполнять по аналогии с защитой шин электростанций.

Исходя из этого, выбираем МТЗ с независимой выдержкой времени и ускорение после включения выключателя на короткое замыкание. При работе защиты выпадает блинкер «Аварийное отключение».

(2.101)

где k_н = 1,2 - коэффициент надежности, учитывающий возможную погрешность в определении I_вз (k_н = 1,1 - 1,3);

k_в = 0,8 - коэффициент возврата;

k_сз =1,91 - коэффициент самозапуска двигателей;

I_нагр.max = 59,1 А.

где n_т = 100/5 = 20 - коэффициент трансформации ТА;

k_сх = 1 - коэффициент схемы.

Выбираем реле РТ-40/10.

Коэффициент чувствительности k_ч определяется из условия охвата МТЗ всей линии и действия ее при минимальном значении тока КЗ - I_{кз. min}, т.е. в конце зоны действия по формуле (2.100):

Исходя из этого, защита может быть установлена в качестве основной защиты СШ-35 кВ, и в качестве резервной для отходящих ВЛ-35 кВ.

Время срабатывания защиты по условиям селективности по формуле:

(2.102)

Выбор АВР секционного выключателя

Устройства автоматического включения резерва (АВР) нашли широкое применение в системе собственных нужд электростанций и на подстанциях. Устройство АВР должно подключать резервный источник питания (трансформатор, линию) при исчезновении по любой причине питания от рабочего источника. Исчезновение напряжения на шинах нагрузки может быть вызвано короткими замыканиями в питающей сети высшего напряжения, в рабочем трансформаторе, на его шинах низшего напряжения и в присоединенной к шинам распределительной сети, а также произвольным отключением одного выключателя рабочего трансформатора. Включение резервного источника должно происходить после деионизации среды в случае неустойчивого короткого замыкания на сборных шинах, поэтому требуется, чтобы t_АВР > t_Д,С. Время перерыва питания, однако, должно быть не больше допустимого по условиям самозапуска двигателей времени t_доп,с,з т.е. t_АВР < t_доп,с,з.

Устройство АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника, быть отстроенным по времени от максимальных токовых защит присоединений. При включении резервного источника на устойчивое КЗ релейная защита должна обеспечить его отключение от поврежденного участка, чтобы сохранилось питание других присоединений. Вариант принципиальной схемы устройства АВР на двухтрансформаторной подстанции дан на рис. 3.

При включенном положении выключателя Q2 промежуточное реле KL находится под током и держит свои контакты в замкнутом состоянии. При отключении выключателя Q1 или Q2 схема АВР обеспечивает включение секционного выключателя без выдержки времени: через размыкающие вспомогательные контакты выключателя Q2 и контакты реле КL получает питание катушка промежуточного контактора секционного выключателя YАСЗ. При внедрении схем АВР высказывались опасения о том, что при быстром включении секционного выключателя могут быть большие броски токов в самозапускающихся двигателях, однако эти опасения в целом оказались неоправданными из-за относительно большого времени включения и отключения современных выключателей.

Рис. 2.15 - Схема АВР на двухтрансформаторной подстанции:

а - принципиальная; б - развернутая.

При отключении выключателя Q2 разрывается цепь питания катушки промежуточного реле КL, однако его контакты размыкаются c выдержкой времени, достаточной для надежного включения секционного выключателя. Реле КL обеспечивает однократность действия АВР, так как не позволяет дважды включать секционный выключатель на устойчивое КЗ.
В случае исчезновения напряжения на секции 1 сборных шин срабатывают реле напряжения КV1 и КV2. При наличии напряжения на секции 2 они запускают реле времени КТ. Контроль наличия напряжения осуществляется реле напряжения КVЗ. После замыкания контактов реле времени отключается выключатель Q2 и далее устройство работает так же, как и в первом случае. Установка реле напряжения КV1 и КV2 с последовательно соединенными контактами вызвана необходимостью исключить запуск схемы АВР при перегорании предохранителей в цепях трансформатора напряжении. Выдержка времени АВР выбирается по условию:

где t_М,Т,З - наибольшая выдержка времени максимальных токовых защит отходящих линий.

Практически оказывается t_АВР =1,5 ? 2 с. Уставка на минимальных реле напряжения КV1 и КV2 должна исключать работу АВР при самозапуске двигателей, поэтому напряжение срабатывания реле обычно принимают равным 0,25 U_НОМ.

Выбор АПВ на отходящих линиях

Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый, проходящий характер. При снятии напряжения с поврежденной цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу без осмотра и ремонта. Поэтому были разработаны и внедрены устройства автоматического повторного включения (АПВ) однократного и двукратного действия.

Успешность действия АПВ однократного действия в воздушных сетях достигает 60-80, % а в кабельных сетях - около 50%. Успешность действия второго цикла АПВ двукратного действия, естественно, существенно ниже и составляет примерно 15% всех случаев работы второго цикла этих АПВ. Применение АПВ трехкратного действия оказалось нецелесообразным, так как успешность действия его третьего цикла не превышает 1-3%.
Устройства АПВ работают в едином комплексе с релейной защитой (рис. 1). При возникновении К3 на линии W1 срабатывает релейная защита этой линии и отключает выключатель Q1. Через некоторый промежуток времени t_АПВ устройство АПВ вновь включает линию. Если короткое замыкание самоликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя Q1 линия вновь отключается релейной защитой и остается в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом. В случае установки на линии АПВ двукратного действия производятся две попытки включить ее в работу. При таком АПВ к приводу выключателя и к конструкции самого выключателя, естественно, предъявляются более жесткие требования, чем при АПВ однократного действия.

Рис. 2.16 - Совместная работа релейной защиты и АПВ:

а - поясняющая схема; б - диаграмма выдержек времени защит

Устройство АПВ должно иметь выдержку времени, отстроенную от времени деионизации среды t_д.с, т.е. t_АПВ > t_д.с, а также от времени готовности выключателя к повторному включению. По данным Всесоюзного научно-исследовательского института электроэнергетики (ВНИИЭ) время деионизации среды (минимальное время АПВ) зависит от тока К3 и напряжения электрической линии (длины гирлянды изоляторов); эти зависимости представлены на рис. 2. Обычно принимают t_АПВ = 0,5 ? 1 с.

Наличие АПВ позволяет снизить время отключения КЗ в сети. Так, например, на головном участке радиальной сети (рис. 1, а) может быть установлена неселективная отсечка с зоной действия, охватывающей не только линию W1, но и смежные линии‚ W2, W3 и т.д. После действия неселективной отсечки (ускорение защиты до АПВ) работает АПВ, восстанавливая электроснабжение потребителей. При неуспешном АПВ, отключение поврежденного участка производят максимальные токовые защиты. В схеме устройств АПВ может предусматриваться также возможность ускорения действия защиты после неуспешного АПВ, т.е. после включения на устойчивое КЗ.

Устройства АПВ вводят в работу специальным переключателем при включенном положении выключателя линии. Готовность АПВ к действию наступает через 10-20 с после ввода его в работу. Это время определяется временем заряда емкости устройства, обеспечивающей однократность действия АПВ.

Рис. 2.17 - Зависимость времени деионизации среды от тока короткого замыкания и напряжения электрической линии



На линиях с двусторонним питанием устройства АПВ при необходимости выполняют с контролем синхронизма напряжений с обеих сторон выключателя, включаемого последним. На той стороне линии, где выключатель включается первым, проверяется отсутствие напряжения на линии, а с другой стороны линии осуществляется контроль синхронизма напряжений с двух сторон от выключателя.

В условиях эксплуатации могут применяться и несинхронные автоматические повторные включения (НАПВ). По данным ВНИИЭ такие включения допускаются, если в общем случае ток I_НС,ВКЛ и момент М_НС,ВКЛ при несинхронном включении генератора меньше соответственно тока I_к,г и момента М_К,Г при трехфазном КЗ на его выводах, т.е.

Эти условия могут быть записаны в другом виде:

для гидрогенераторов

для турбогенераторов

Отметим, что более жесткие ограничения на возможность НАПВ накладывает допустимое значение возникающего при несинхронном включении электромагнитного момента, действующего на генератор, а не допустимый ток.



Рис. 2.18 - Схема работы АПВ однократного действия на реле РПВ-58.



2.6 Расчет показателей надежности электроснабжения потребителей

Рис. 2.19 - Расчетная схема сети.

Надежность ПС А относительно точки присоединения к ВЛ 110 кВ характеризуется следующими показателями:

щ_ав-А = 1,5 1/год.

ф_ав-А = 0,5 ч.

щ_пл-А = 0,5 1/год.

ф_пл-А = 8,0 ч.

Надежность ПС Б относительно точки присоединения к ВЛ 110 кВ характеризуется следующими показателями:

щ_ав-Б = 2 1/год.

ф_ав-Б = 0,75 ч.

щ_пл-Б = 0,6 1/год.

ф_пл-Б = 5,0 ч.

Составим эквивалентную схему замещения.



Рис. 2.20 - Схема замещения сети

Элементы А и Б характеризуются показателями надежности соответствующие ПС. А и Б.

Элемент В характеризуется показателями надежности ВЛW1, ЛР - 3 и 5.

Элемент Г характеризуется показателями надежности ВЛW2, ЛР - 4 и 6.

Элемент Д представляет собой последовательное соединение РТ - 7 выключателя - 9 и трансформатора - Т 1.

Элемент Е представляет собой последовательное соединение РТ - 8 выключателя - 10 и трансформатора - Т 2.

2.7 Выбор оперативного тока и источников питания

Силовой трансформатор

Источником оперативного тока является зарядное устройство БПЗ - 401, установленное в релейном отсеке, от которого заряжаются конденсаторы. Запасенная энергия конденсаторов используется для работы промежуточного реле и отключения вводов 110, 35 и 10 кВ. целосность цепей управления контролируется блинкером «Обрыв цепей управления». При исчезновении напряжения на БПЗ - 401 или отключении автомата шинок управления, а так же при любой неисправности БПЗ - 401 выпадает блинкер «Неисправность БПЗ».

Оперативный ток КРУН-10 кВ и ЗРУ-35 кВ

Питание шинок управления и сигнализации осуществляется от ТСН с верхних губок силовых автоматов через автоматы АВ ШУ-ТСН-1, и АВ ШУ-ТСН-2 установленных в шкафах СН-1 и СН-2. при переводе питания с ТСН-1 на ТСН-2, необходимо отключить силовой автомат ТСН-1 и автомат управления АВ ШУ-ТСН-1, после выполненной операции включить силовой автомат ТСН-2 и автомат АВ ШУ-ТСН-2. перевод питания с ТСН-2 на ТСН-1 выполняется аналогично вышеуказанному.

На линиях 10 кВ и 35 кВ питание в схему управления и АПВ подается через автомат цепей управления SF. Двигатели заводки пружин питаются от SF. Контроль напряжения на шинках управления и сигнализации выполняет вольтметр с переключателем, установленный в шкафу центральной сигнализации. В нормальном режиме вольтметр должен показывать 220 - 230 В. в положении ШОП-А-100-110 В, ШОП-N-100-110 В.

При появлении «Земли» в цепях оперативного тока, показания будут разными. На полюсе где будет «Земля», вольтметр покажет «0» В. на другом - около 220 В. при появлении «Земли», выпадает блинкер «Земля на шинках обеспеченного питания». Автоматы шинок управления и сигнализации установлены в шкафу распределения собственного расхода. Автоматы стабилизаторов и реле контроля напряжения для АВР - 0,23 кВ установлены в шкафу центральной сигнализации.

Оперативный ток ОПУ

Для питания цепей защит, управления и автоматики секционного выключателя 110 кВ используется выпрямленный ток.

Блок питания БПН 1002 №1 питается через автомат SF11 «Питание оперативных БПН-1 от ТН-110 кВ №1».

Блок питания БПН 1002 №2 питается через автомат SF12 «Питание БНП-2» от распределительного щита 0,4 кВ.

Блок питания БПНС питается от ТН-110 №2.

Блок питания БПТ 1002 №1 и №2 питаются от встроенных в ввода секционного выключателя 110 кВ трансформаторов тока.

БПТ 1002 №1 от трансформаторов тока фазы «А» и «С», включенных по схеме «Восьмерка».

БПТ 1002 №2 от трансформаторов тока фазы «В».

На выходе в блоке БПНС вмонтирован сглаживающий фильтр. На вход этого фильтра подается так же выпрямленное напряжение, получаемое с блоков БПТ 1002 и БПН 1002.

В блоке БПНС на лицевой панели установлены: амперметр, вольтметр с вольтметровым переключателем. Вольтметровый переключатель позволяет измерять напряжение на обеих группах стабилитронов и напряжение на входе БПНС. С блоков БПНС напряжение подается на шинки управления через автомат SF13 «Образование ± ШУ», расположенный на панели постоянного тока.

Оперативный ток на панели защит и панель автоматики подается через автоматы, установленные на задней стороне панели управления №1: SF 1 «Питание защит ВЛ-110 кВ Половинное», SF 2 «Питание защит ВЛ-110 кВ Макушино», SF «Питание цепей управления и автоматики секционного выключателя 110 кВ».

2.8 Собственные нужды (СН) подстанции

Выбор схемы СН

Мощность, состав потребителей и схема питания собственных нужд (СН) подстанции зависят от мощности главных трансформаторов, класса напряжения, конструктивного выполнения подстанции, способа обслуживания и вида оперативного тока.

В настоящее время большинство подстанций эксплуатируется без постоянного обслуживающего персонала.

На выбор тока влияет оборудование подстанции. Например, если приводы выбранных выключателей выпускаются только на постоянном оперативном токе, то на подстанции необходимо установить аккумуляторную батарею с соответствующими подзарядно-разрядными устройствами. В других случаях допустимо использовать выпрямленный или переменный оперативный ток, что удешевляет подстанцию и упрощает ее эксплуатацию.

В соответствии с «НТП подстанций» на однотрансформаторных подстанциях с постоянным оперативным током, где нет синхронных компенсаторов (СК), воздушных выключателей, а у главного трансформатора нет и принудительного охлаждения, устанавливается один трансформатор собственных нужд. Во всех других случаях на подстанции устанавливается, как правило, два трансформатора СН.

Схема подключения трансформаторов собственных нужд выбирается из условия надежного обеспечения питания ответственных потребителей. На двухтрансформаторных подстанциях с переменным или выпрямленным оперативным током трансформаторы СН присоединяются через разъединители и предохранители (если последние проходят по токам к.з.) на участке между выводами НН силовых трансформаторов и выключателями.

Такое включение обеспечивает возможность пуска подстанции независимо от наличия напряжения в сети 6-10 кВ. На подстанции с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам РУ 10 кВ через разъединители, предохранители или выключатели. При отсутствии таких РУ- к обмоткам НН силовых трансформаторов.

В выполняемом задании ТСН подключены к шинному мосту 10 кВ через разъединитель и плавкие вставки ПКТ-6 20А в соответствии с выше изложенными требованиями.

Классификация приемников СН осуществляется по следующим признакам:

А. По ответственности:

А-1. Приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима работы, к частичному или полному отключению подстанции, к аварии основного оборудования.

Для приемников этой группы необходимо предусмотреть двойное питание от разных секций щита (380/220 В) с автоматическим резервированием.

А-2. Приемники, отключение которых допустимо на 20-40 мин. Восстановление питания осуществляется вручную оперативным персоналом.

А-3. Приемники, терпящие более длительные перерывы питания.

Б. По длительности включения:

Б-1. Приемники, постоянно включенные в сеть, в том числе

и цепи управления и релейной защиты.

Б-2. Приемники, включаемые периодически, например, в зависимости от температуры наружного воздуха, имеющие технологические перерывы в работе.

Б-3. Приемники, включаемые при ремонте.

Выбор мощности трансформаторов СН

Выбор производится с учетом коэффициента спроса К_с. Он учитывает использование установленной мощности и одновременность их работы.

Расчетная максимальная мощность потребителей СН находится суммированием установленной мощности отдельных приемников СН, умноженной на коэффициенты спроса К_с.



3. Организационно-экономическая часть проекта

Функционально-стоимостной анализ проектируемого варианта

1) Порядок проведения корректирующей формы ФСА.

Структурная модель (СМ) - это упорядоченное представление элементов объекта и отношений между ними, дающее представление о составе материальных составляющих объекта, их основных взаимосвязях и уровнях иерархии.

Рисунок 3.1 - Структурная модель

2) Построение функциональной модели объекта.

Функциональная модель (ФМ) - это логико-графическое изображение состава и взаимосвязей функций объекта, получаемое с помощью их формулировки и установления порядка подчинения.

В ФСА под функцией понимают внешнее проявление свойств какого-либо объекта в данной системе отношений.



Рисунок 3.2 - Функциональная модель

F₁ - электроснабжение потребителей;

f_1.1 - обеспечение бесперебойного электроснабжения;

f_1.2 - обеспечение безопасного электроснабжения;

f_1.3 - обеспечение управления и учёта электроснабжения;

f_1.1.1 - резервирование подачи электроэнергии;

f_1.1.2 - обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах;

f_1.2.1 - защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений;

f_1.2.2 - защита от токов короткого замыкания;

f_1.3.1 - устройство телемеханики;

f_1.3.2 - устройство автоматического учёта электроэнергии;

f_1.1.1.1 - использование секционированной системы шин;

f_1.1.1.2 - замена трансформаторов трансформатора;

f_1.1.1.3 - выполнения секционирования;

f_1.1.2.1 - установка элегазовых выключателей на стороне 35,110;

f_1.1.2.2 - установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;

f_1.2.1.1 - установка ограничителей перенапряжения;

f_1.2.1.2 - установка молниезащиты;

f_1.2.2.1 - установка основной защиты трансформатора;

f_1.2.2.2 - установка резервной защиты трансформатора.

3) Построение совмещенной функционально-стоимостной модели системы.

Функционально-стоимостная модель (ФСМ) системы пригодна для выявления ненужных функций и элементов (бесполезных и вредных); определения функциональной достаточности и полезности элементов объекта; распределения затрат по функциям; оценки качества исполнения функций; выявления дефектных функциональных зон в объекте; определения уровня функционально-структурной организации изделия.

Построение ФСМ осуществляется путем совмещения ФМ и СМ объекта.

Оценка значимости функции ведется последовательно по уровням ФМ (сверху вниз), начиная с первого. Для главной и второстепенной, т.е. для внешних функций объекта, при оценке их значимости исходным является распределение требований потребителей (показателей качества, параметров, свойств) по значимости (важности).

Нормирующим условием для функции является следующее:

, (3.1)

где r_ij - значимость j^ой функции, принадлежащей данному i^ому уровню ФМ (определяется экспертным путем);

j=1,2,…, n;

n - количество функций, расположенных на одном уровне ФМ и относящихся к общему объекту вышестоящего уровня.

Для внутренних функций определение значимости ведется исходя из их роли в обеспечении функций вышестоящего уровня.

4) Определение относительной важности функции (R).

Учитывая многоступенчатую структуру ФМ, наряду с оценкой значимости функций по отношению к ближайшей вышестоящей функции, определяется показатель относительной важности функции любого i-го уровня R_ij по отношению к изделию в целом:

, (3.2)

где G - количество уровней ФМ.

В случае, если одна функция участвует одновременно в обеспечении нескольких функций верхнего уровня ФМ, ее значимость определяется для каждой из них отдельно, а относительная важность функции для объекта в целом рассчитывается как сумма значений R_ij по каждой ветви ФМ (от i^го уровня до первого), проходящей через эту функцию.

5) Оценка качества исполнения функций (Q).

Обобщенный (комплексный) показатель качества варианта исполнения функций оценивается по формуле:

, (3.3)

где - относительная значимость n-го потребительского свойства;

Р_nV - степень удовлетворения n-го свойства в V-ом варианте;

m - количество свойств.

Важным элементом качества исполнения функций является функциональная организованность изделий, которая определяется следующими показателями:

- показатель актуализации функций, который определяется коэффициентом актуализации:



, (3.4)

где F_П - необходимые функции;

F_об - общее количество действительных функций;

- показатель сосредоточения функций, который определяется коэффициентом сосредоточения:

, (3.5)

где F_осн - количество основных функций;

F_об - общее количество действительных функций;

- показатель совместимости функций, определяющийся коэффициентом совместимости:

, (3.6)

где F_с - функции согласования;

F_об - общее количество действительных функций;

- показатель гибкости функций, который определяется коэффициентом гибкости:

, (3.7)



где F_р - количество потенциальных функций;

F_П - количество необходимых функций.

Выражение качества выполнения функций будет иметь вид:

. (3.8)

6) Определение абсолютной стоимости функций.

Функционально необходимые затраты - минимально возможные затраты на реализацию комплекса функций системы при соблюдении заданных требований потребителей (параметров качества) в условиях производства и применения (эксплуатации), организационно-технический уровень которых соответствует уровню сложности спроектированного объекта.

Абсолютная стоимость реализации функций S_абс определяется по формуле:

, (3.9)

где S_изг - затраты, связанные с изготовлением (приобретением) материального носителя функции. В состав этих затрат входят: затраты на проектирование, изготовление (модернизацию), пуско-наладочные работы, обучение персонала;

S_экспл - эксплуатационные затраты;

S_тр - затраты, связанные с трудоемкостью реализации функции;

S_эн - энергозатраты на реализацию функции;

S_проч - прочие затраты на реализацию функции.

7) Определение относительной стоимости реализации функций

Относительная стоимость реализации функций S_отнF определяется по формуле:

, (3.10)

где S_абс - суммарная абсолютная стоимость функционирования объекта. Определяется путем суммирования значений абсолютных стоимостей реализации функций;

S_абсFij - абсолютная стоимость реализации j^ой функции i^го уровня ФМ.

8) Построение функционально-стоимостных диаграмм (ФСД) и диаграмм качества исполнения функций (КИФ)

Данные диаграммы строятся для базового и проектного варианта исследуемой системы. Они имеют целью выявление зон диспропорции, т.е. зон избыточной затратности реализации функции, а также определение зон функциональной недостаточности (низкого качества исполнения функций).

Диаграммы ФСД и КИФ строятся для базового варианта (до принятия и реализации проектного решения) и проектного варианта.

Функционально-стоимостные диаграммы и диаграммы качества исполнения функций для базового и проектируемого варианта представлены на рисунках 3.3, 3.4 и 3.5, 3.6 соответственно.



Таблица 3.1 - ФСМ базового варианта

Индекс ф-ции	Наименование функции	Значимость функции, r	Относительная важность функции, R	Качество исполнения функции, Q	Абсолютная стоимость реализации функции, Sабс	Относительная стоимость реализации функции, Sотн
f1.1	обеспечение бесперебойного электроснабжения	0,4	0,4	0,24	9677,4	0,228
f1.2	обеспечение безопасного электроснабжения	0,4	0,4	0,24	2681,6	0,063
f1.3	обеспечение управления и учёта электроснабжения	0,2	0,2	0,1	2684	0,063
f1.1.1	резервирование подачи электроэнергии	0,3	0,12	0,15	7632,2	0,18
f1.1.2	обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах	0,7	0,28	0,35	2045,2	0,048

Рисунок 3.3 - Функционально-стоимостная диаграмма базового варианта



Рисунок 3.4 - Диаграмма качества исполнения функций базового варианта

Таблица 3.2 - ФСМ проектируемого варианта

Индекс ф-ции	Наименование функции	Значимость функции, r	Относительная важность функции, R	Качество исполнения функции, Q	Абсолютная стоимость реализации функции, Sабс	Относительная стоимость реализации функции, Sотн
f1.1	обеспечение бесперебойного электроснабжения	0,4	0,4	0,36	8747,4	0,21
f1.2	обеспечение безопасного электроснабжения	0,4	0,4	0,36	1937,6	0,047
f1.3	обеспечение управления и учёта электроснабжения	0,2	0,2	0,16	4764	0,115
f1.1.1	резервирование подачи электроэнергии	0,3	0,12	0,24	7074,2	0,17
f1.1.2	обеспечение коммутаций в нормальном и аварийном режимах	0,7	0,28	0,56	1673,2	0,04
f1.2.1	защита подстанции и питающих линий от грозовых перенапряжений	0,4	0,16	0,24	1204,2	0,029

Рисунок 3.5 - Функционально-стоимостная диаграмма проектируемого варианта



Рисунок 3.6 - Диаграмма качества исполнения функций проектируемого варианта

Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта

Проведем оценку экономической эффективности проекта.

Следующие допущения:

1) горизонт расчета принимаем 15 лет. Шаг расчета устанавливаем 1 год;