Понижувальна підстанція 6-750 КВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсова робота

по курсу «Електричні станції і підстанції»

на тему:

Понижувальна підстанція 6-750 КВ

Перелік скорочень

силовий трансформатор підстанція електричний

ПС - підстанція;

ВН - вища напруга;

НН - нижча напруга;

ПЛ - повітряна лінія електропередачі;

КЗ - коротке замикання;

РУ - розподільна установка;

ТС - трансформатор струму;

ТН - трансформатор напруги;

ДЖ - джерело живлення;

ТВП - трансформатор власних потреб;

РПН -регулювання напруги під навантаженням;

ВРУ - відкрита розподільна установка;

АВР - автоматичне ввімкнення резерву;

АПВ - автоматичне повторне ввімкнення;

Таблиця 1. Вихідні дані

Таблиця 2 - Дані навантаження

Години	1	2	3-5	6	7	8	9-10	11-13	14-15	16	17	18-20	21	22	23	24
Навантаження	70	65	60	62	65	70	85	80	85	90	96	100	85	80	75	70

Вступ

Однією з важливих задач промисловості є більш повне задоволення потреб народного господарства, забезпечення технічного переобладнання та інтенсифікації усіх галузей промисловості. Для цього необхідно розширення випуску прогресивних економічних зразків машин, обладнання та приладів, систематичне оновлення продукції, яка випускається, зростання її технічного рівня та якості, покращення експлуатаційних характеристик.

Тому великого значення набуває вирішення питань правильного вибору обладнання - технологічного та електротехнічного. Ці питання набувають ще більшого значення при реконструкції та технічному переобладнанні промисловості.

На сьогодні встановлена потужність енергетичної системи України складає приблизно 53.9 ГВт, включаючи 12.8 ГВт атомних електростанцій, 36.4 ГВт теплових електростанцій та 4.7 ГВт гідроелектростанцій.

Магістральна мережа складається з ліній електропередачі напругою 220, 330, 400, 500, 750 кВ змінного струму та 800 кВ постійного.

Важливе значення в системі електропостачання відіграють понижуючі підстанції. В даній роботі розроблений проект підстанції напругою 110/10 кВ.

1. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів

Трансформатори є основним електроустаткуванням трансформаторних підстанцій (ПС). Вони забезпечують перетворення напруги з низького у високе - на джерелах живлення, і з високої в низьку - у споживачів.

Число трансформаторів на підстанції вибирають залежно від потужності і категорійності споживачів, а також від наявності резервних джерел живлення в мережах середньої і низької напруги.

У зв'язку з тим, що від проектованої підстанції живляться споживачі всіх категорій, і електроенергія до них від системи підводиться лише з боку вищої напруги, то за умов надійності потрібна установка двох трансформаторів.

Вибір номінальної потужності трансформаторів здійснюється за умовою покриття всього навантаження відповідно до графіка навантаження при виході з ладу другого трансформатора. Такий метод розрахунку потужності трансформаторів забезпечує підвищену надійність електропостачання споживачів, оскільки при виході з ладу одного трансформатора, другий повністю забезпечить електроенергією всіх споживачів.

У цьому розрахунку важливу роль виконують графіки навантаження. Добові графіки будуються за показами лічильників активної і реактивної енергії, які фіксують через кожну годину в перебігу доби, починаючи з 0 год. до 24. Графіки дають середнє значення потужності навантажень в перебігу години і звичайно будуються ступенями. Для об'єктів, які проектуються, графіки навантаження беруть за даними аналогічного підприємства або використовують типові графіки, одержані методами математичної статистики, які є результатом багаторічних досліджень об'єктів заданого типу. Заданий графік навантаження підстанції зображений на рис. 1.



Рис. 1 - Графік навантаження

Максимальна повна потужність навантаження

МВА

Визначаємо орієнтовну номінальну потужність трансформатора за формулою:

МВА

Приймаємо номінальну потужність трансформатора S_ТНОМ = 10 МВА.

Завантаження К₁ трансформатора при виході іншого з ладу

,

де Дt_i - тривалість ступеня потужністю S_i < S_тном ;

m=3 число ступенів, відповідних цій умові

Визначаємо попередній коефіцієнт перевантаження K?₂

,

де Дh_i - тривалість ступеня потужністю S_i >S_THOM;

n =21 - число ступенів, відповідних цій умові

Визначаємо коефіцієнт максимального перевантаження

Трансформатор 10 МВА умовам вибору відповідає.

2. Головна схема електричних з'єднань

Головна схема - це сукупність основного електроустаткування, збірних шин, комутаційних і інших первинних апаратів із усіма з'єднаннями, виконуваними між ними.

Головна схема електричних з'єднань повинна відповідати наступним вимогам:

-забезпечувати надійність електропостачання споживачів у нормальному і післяаварійних режимах;

-враховувати перспективу розвитку;

-допускати можливість розширення;

-забезпечувати можливість виконання ремонтних і експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.

При цьому варто приймати найпростіші схеми. Тому що проектована підстанція є прохідною, то згідно Норм технічного проектування підстанцій приймаємо схему “місток з вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів - схема 110.4” й двома одиночними секціонованими вимикачами системами шин на стороні 10 кВ (схема 10.2).

Рис. 2. Схема головних з'єднань підстанції

3. Розрахунок струмів короткого замикання

Для вибору устаткування підстанції необхідно розрахувати величину струмів короткого замикання (КЗ) на шинах 110 кВ і 10 кВ. Схема заміщення мережі для розрахунку струмів короткого замикання приведена на рис. 2. При розрахунку струмів КЗ для вибору обладнання допускається не враховувати активний опір елементів мережі, хоча струми в цьому випадку будуть завищені. Не врахування активної складової створює запас по параметрах вибраного обладнання, для розрахунку релейного захисту врахування активних опорів необхідне.

Рис. 3. Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання

Розрахунок струмів КЗ виконуємо в відносній системі одиниць. Система задана потужністю короткого замикання на шинах 110 кВ джерела живлення(S_c = 3040 МВА). Базисні умови: S_б=3800 МВА, U_б= 110 кВ

Визначаємо опори елементів схем заміщення.

Опір системи:

Х_с= /S_с

Х_с = 3800/3040 = 1,25

Опір ліній:

Х_л1 =

Х_л2 =

Опір трансформатора:

Х_т1=

Еквівалентний опір елементів схеми заміщення при КЗ на шинах 110 кВ (точка К1)

X_резK1= =

Еквівалентний опір елементів схеми заміщення при КЗ на шинах 10 кВ (точка К2)

X_резK2 = + x_т1 = + 38= 47,46

Початкове значення періодичної складової струму КЗ у точці К1:

I_п,0^К1=Е¹/ Х_екв ^К1ЧI_б,

де I_б=3800/(1.73Ч110)=19,9 кА

I_п,0^К1 = 1/9,46Ч19,9 = 2,10 кА

Початкове значення періодичної складової струму КЗ у точці К2:

I_п,0^К2 = 1/47,46Ч209,2 = 4.4 кА,

де I_б=3800/(1.73Ч10.5)=209,2 кА

Ударний струм КЗ:

i_у=2 I_п,0К_у,(4)

де К_у - ударний коефіцієнт, що згідно [6] дорівнює 1.6081.717 (приймаємо 1.7)

У точці К1:

i_у = 1.411.72,10= 5,04 кА

У точці К2 ударний коефіцієнт, згідно [6] дорівнює 1.821.904 (принимаем 1.85)

i_у = 1.41 1.85 4.4 = 11,5 кА

Припускаємо, що амплітуда ЕРС і періодична складова струму КЗ незмінні в часі , тому струм КЗ через час рівний часу відключення буде:

для точки К1 I_п,= 2,10 кА; для точки К2 I_п,= 4,4 кА.

Інтеграл Джоуля визначається за формулою:

В_к = I_п,0² (t + Т_а)(6)

Для точки К1 В_к= 2,10²(0.15 + 0.025)= 0,77 кА²с.

Для точки К2 В_к= 4.4²(0.58 + 0.08)= 12,7 кА²с

Результати розрахунків струмів КЗ приведені в табл. 3

Таблиця 3. Струми короткого замикання на шинах підстанції

Місце КЗ	Струм КЗ у початковий момент часу Iп,0, кА	Ударний струм КЗ iу, кА	Струм КЗ у момент розбіжності контактів Iп,,кА	Інтеграл Джоуля Вк, кА2с
На шинах 110 кВ	2,10	5,04	2,10	0,77
На шинах 10 кВ	4.4	11,5	4.4	12,7

4. Вибір високовольтних електричних апаратів, розподільних установок і струмоведучих частин

Високовольтні електричні апарати вибираються за умовами нормального режиму роботи і перевіряються за умовами коротких замикань. При цьому для всі апарати вибираються за:

- напругою;

- нагріванням при тривалих струмах;

- виконанням (для зовнішньої чи внутрішньої установки);

Перевіряються на:

- електродинамічну стійкість;

- термічну стійкість;

Необхідно вибрати: вимикачі на стороні вищої напруги; ввідні вимикачі на стороні нижчої напруги; секційні вимикачі на стороні нижчої напруги; вимикачі ліній 10 кВ, що відходять, трансформатори струму і напруги 110 кВ; ошиновку розподільних установок 110 кВ і 10 кВ.

Для вибору апаратів і струмоведучих частин необхідно визначити струми нормального і післяаварійного режимів.

Вибір обладнання будемо виконувати з умови установки на підстанції трансформатора наступного ступеня потужності, тобто 10 000 КВА.

Максимальний струм на вищій стороні:

I₁₁₀ = 1.4 10000/(1.73 110) = 74,3 А

Максимальний струм у колі ввідних вимикачів на стороні 10 кВ:

I₁₀^вв = 1.4 10000/(1.73 10 2) = 408,7 А

Струм у колі секційних вимикачів

I₁₀^св = (0.7 10000)/(1.73 10 2) = 202,3 А

Струм у колі ліній, що відходять, приймаємо з умови, що на одне приєднання напругою 10 кВ припадає 3 - 4 МВА

I₁₀^відх = 3200/(1.7310)= 184,97 А

Вибір апаратів виконується в табличній формі,

U_ном і I_ном- номінальна напруга і струм апарата;

U_м - номінальна напруга мережі, кВ;

I_розр - розрахунковий робочий струм апарата, А;

I_{гр наск}- граничне діюче значення наскрізного струму КЗ, кА;

I_наск- граничне амплітудне значення наскрізного струму КЗ, кА;

I_{вим ном} - номінальний струм вимикання, кА;

На стороні вищої напруги рекомендується встановлювати маломасляні вимикачі типу ВМТ-110, або елегазові. Вибір вимикачів приведений у табл. 4. Каталожні параметри вимикачів приймаються згідно [4].

Таблиця 4. Вибір вимикачів на стороні 110 кВ

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	110 кВ	110 кВ
Iрозр Iном	74.3 А	1000 А
Iп,0 гр наск	2.10 кА	20 кА
iу iнаск	5.04 кА	52 кА
Iп, Iвим ном	2.10 кА	20 кА
Вк Iт2tт	0.77 кА2с	2023=1200 кА2с

Як видно з табл. 4, вимикач ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 відповідає умовам вибору. На стороні нижчої напруги приймаємо для установки вакуумні вимикачі. Вибір вимикачів для сторони 10 кВ приведений у табл. 3-5. Приймаємо попередньо вакуумні вимикачі типу ВВ/TEL.

Таблиця 5. Вибір ввідних вимикачів на стороні 10 кВ

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	10 кВ	10 кВ
Iрозр Iном	408.7 А	630А
Iп,0 Iгр наск	4.4 кА	12.5 кА
iу iнаск	11.5 кА	32 кА
Iп, Iвим ном	4.4 кА	12.5кА
Вк Iт2tт	12.7 кА2с	12.523=469 кА2с

Вакуумні вимикачі типу ВВ/TEL-10-12.5/630 У2 відповідають умовам вибору.

Таблиця 6. Вибір секційних вимикачів

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	10 кВ	10 кВ
Iрозр Iном	202.3 А	630 А
Iп,0 Iгр наск	4.4кА	12.5 кА
iу iнаск	11.5 кА	32 кА
Iп, Iвим ном	4.4 кА	12.5 кА
Вк Iт2tт	12.7 кА2с	12.523=469 кА2с

Як секційні приймаємо вимикачі ВВ/TEL -10-12.5/630 У2

Таблиця 7. Вибір вимикачів на лініях, що відходять

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	10 кВ	10 кВ
Iрозр Iном	184.97 А	630А
Iп,0 Iгр наск	4.4 кА	12.5кА
iу iнаск	11.5 кА	32 кА
Iп, Iвим ном	4.4 кА	12.5 кА
Вк Iт2tт	12.7 кА2с	12.523=469 кА2с

На лініях, що відходять, приймаємо вимикачі ВВ/TEL -10-12.5/630 У2

Роз'єднувачі вибираються за номінальним струмом і напругою; перевіряються за ударним струмом КЗ, термічною і динамічною стійкістю.

Таблиця 8. Вибір роз'єднувачів 110 кВ

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	110 кВ	110 кВ
Iрозр Iном	74.3 А	630 А
iу iнаск	5.04 кА	80 кА
Вк Iт2tт	0.77 кА2с	31.52 4 =3 969 кА2с

На стороні 110 кВ передбачаємо застосування роз'єднувачів зовнішньої установки з одним і двома комплектами заземлюючих ножів типу РДЗ.1-110/630-Т1 і РДЗ.2-110/630-Т1.

Для приєднання електровимірювальних приладів і пристроїв релейного захисту необхідна установка трансформаторів струму і напруги. У даному проекті релейний захист детально не розглядається, тому перевірка трансформаторів за вторинним навантаженням виконується з урахуванням підключення тільки електровимірювальних приладів.

Згідно [табл. 4.11,4] у колі силового трансформатора з боку нижчої напруги встановлюються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної енергії; на шинах 110 кВ - вольтметр із перемикачем для виміру міжфазних напруг; на секційних вимикачах 10 кВ - амперметр; лічильники активної і реактивної енергії. Розрахунок вторинних навантажень трансформаторів струму приведений у табл. 9.

Таблиця 9. Вторинне навантаження трансформаторів струму

Прилад	Тип	Клас точності	Навантаження по фазах, ВА
			А	В	С
Амперметр	Э-335	1.0	0.5	0.5	0.5
Ватметр	Д-350	1.5	0.5	-	0.5
Варметр	Д-345	1.5	0.5	-	0.5
Лічильник активної енергії	СА-3	1.0	2.5	-	2.5
Лічильник реактивної енергії	СР-4	1.5	2.5	-	2.5
Сумарне навантаження трансформатора струму в колі силового трансформатора з боку НН	-	-	6.5	0.5	6.5
Сумарне навантаження в колі секційного вимикача	-	-	0.5	0.5	0.5
Сумарне навантаження в колі силового трансформатора на стороні ВН	-	-	0.5	0.5	0.5
Сумарне навантаження в колі ліній, що відходять	-	-	5.5	0.5	5.5

Вибір трансформаторів струму приведений у табл. 10-12.

Таблиця 10. Вибір трансформаторів струму в колі силового трансформатора на стороні вищої напруги

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	110 кВ	110 кВ
Iрозр Iном	74.3 А	75 А
iу iдин	5.04 кА	15 кА
Вк Iт2tт	0.77 кА2с	323=36 кА2с
Zн Zн ном	0.54 Ом	4 Ом

Для перевірки за вторинним навантаженням визначаємо опір приладів, підключених до даного трансформатора струму:

r_прил = S_прил/I² = 0.5/5² = 0.02 Ом

При цьому опір проводів може бути:

r_пр = Z_{н ном} - r_прил- r_к(7)

де Z_{н ном} - номінальний опір навантаження, Ом;

r_к= 0.1- опір контактів, Ом.

r_пр = 4 - 0.02 - 0.1 = 3.88 Ом

За умовами механічної міцності переріз з'єднувальних проводів повинний бути не менш 4мм² (для алюмінію) і 2.5 мм² для міді..

Довжину з'єднувальних кабелів приймаємо рівною L = 60м

Опір жил:

r_пр = L / F,(8)

де =0.0283-питомий опір алюмінію, Оммм²/м

F-переріз жил, мм².

r_пр = 0.0283 60/4 = 0.42 Ом

Загальний опір кола струму:

r_н= r_прил + r_к + r_пр= 0.02+0.1+0.42 = 0.54 Ом 4 Ом, значить трансформатор струму буде працювати в класі точності 1. Трансформатор ТФЗМ-110Б-1 75/5 -ХЛ1 відповідає умовам вибору.

Аналогічні розрахунки виконуємо для трансформаторів струму на НН.

Таблиця 11. Вибір трансформаторів струму в колі силового трансформатора на стороні НН

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	10 кВ	10 кВ
Iрозр Iном	408.7 А	3000 А
iу iдин	11.5 кА	52 кА
Вк Iт2tт	12.7 кА2с	31.5223=2977 кА2с
Zн Zн ном	0.28 Ом	0.4 Ом

Приймаємо трансформатор струму ТЛК-10-3-У3

Таблиця 12. Вибір трансформаторів струму на лініях, що відходять

Умова вибору	Розрахункові значення	Каталожні значення
Uм Uном	10 кВ	10 кВ
Iрозр Iном	184.97 А	200 А
iу iдин	11.5 кА	52 кА
Вк Iт2tт	12.7 кА2с	2023 = 400 кА2с
Zн Zн ном	0.25 Ом	0.4 Ом

На лініях, що відходять, передбачаємо застосування трансформаторів струму ТЛК-10-1-У3.

Трансформатори напруги на стороні 110 кВ приймаємо типу НКФ-110-58, на стороні 10 кВ - НАМИТ -10-66 У3.

Ошиновку в розподільних пристроях 110 кВ виконують, як правило, сталеалюмінієвими проводами. За умовами корони переріз повинний бути не меншим 70мм², а його вибір здійснюється по довготривалому припустимому струмі. Максимальний струм на стороні 110 кВ проектованої підстанції складає 74.3А. Для цього струму по [табл. 7.12, 2] слід прийняти переріз 70/11 мм² із припустимим струмом 265 А. Необхідно також перевірити прийнятий переріз за термічною стійкістю.

(9)

де С = 9110-³кАс/мм²

= 9.64 мм²

Остаточно приймаємо переріз ошиновки 70 мм².

Ошиновку закритих РУ 10 кВ виконують твердими шинами. Вибір перерізу також виконується по припустимому струмі. Струм у колі трансформаторів на стороні 10 кВ складає 408.7А, для цього струму приймаємо двополосні прямокутні шини 404 мм, для яких I_прип = 480 А.

Тверді шини необхідно перевірити на динамічну стійкість до струмів КЗ і на можливість виникнення резонансних явищ. Резонанс шин при протіканні струмів КЗ не виникає якщо власна частота коливання шин буде менше 30 чи більше 200 Гц. Частота власних коливань для алюмінієвих шин визначається по формулі:

(10)

де l-довжина прольоту між опорними ізоляторами, м; l = 1.5м;

J-момент інерції поперечного переріза шини щодо осі, перпендикулярної напрямку згинаючої сили, см⁴;

q-поперечний переріз шини, см²; q=1.6 см².

(11)

де b = 0.4 см, товщина шини;

h = 4 см, ширина шини;

k=1, кількість шин у пакеті.

см⁴

Гц

Розрахунок f₀ показує, що власна частота коливань шин не потрапляє в зону резонансних явищ.

Умовою механічної міцності шин є:

_{розр прип},(12)

де _розр- розрахункова механічна напруга в матеріалі шин, МПа;

_доп = 90 МПа - допустима механічна напруга в матеріалі шин для алюмінієвого сплаву АД 31Т.[5]

Розрахункова механічна напруга для двосмугових шин визначається за формулою:

,(13)

де - механічна напруга від взаємодії фаз;

- механічна напруга від взаємодії смуг .

,(14)

де - момент опору шини;

-згинальний момент, що виникає під дією зусилля між фазами F;

,(15)

де а = 0.5м- відстань між сусідніми фазами;

- ударний струм трифазного К3, кА;

- коефіцієнт форми, який враховує розташування шин на голівці ізолятора. Оскільки шини розташовані плиском, = 1

МПа

5. Вибір трансформаторів власних потреб

Приймачами власних потреб є оперативні кола, електродвигуни системи охолодження силових трансформаторів, освітлення, електричне опалення приміщень, електропідігрівання комутаційної апаратури і приводів.

Сумарна розрахункова потужність приймачів власних потреб визначається з урахуванням коефіцієнта попиту.

Розрахунок потужності приймачів власних потреб приведений у табл. 13. Дані по потужності споживачів власних потреб прийняті по[табл. П6.1 і П6.2, 4].

Таблиця 13. Розрахунок потужності власних потреб

Найменування споживача	Кількість одиниць	Потужність одиниці, кВт	Коефіцієнт попиту	Коефіцієнт потужності, cos	Споживана потужність, кВА
Охолодження силових трансформаторів	2	1.0	0.82	0.85	4.49
Підігрів високовольтних вимикачів зовнішньої установки	3	3.8	1	1	11.4
Опалення, освітлення, вентиляція закритої розподільної установки	1	6	0.65	0.95	4.1
Підігрів релейної шафи	2	1.0	1.0	1.0	2.0
Підігрів шаф КРУ	13	1.0	1	1	13.0
Регулювання напруги	2	1.0	0.8	0.9	3.88
Підзарядно-зарядний агрегат ВАЗП	2	23	0.12	0.85	6.5
Освітлення відкритого розподільного пристрою	1	2	0.5	1.0	3.5
Живлення телемеханіки і зв'язку	1	2.0	0.5	1	1.0
Сумарне навантаження власних потреб, кВА	49.87

На підстанціях необхідно передбачати установку двох трансформаторів власних потреб. Номінальна потужність вибирається за умовою:

S_тснS_сн,

де S_тсн- потужність трансформатора власних потреб кВА;

S_сн - сумарна потужність споживачів власних потреб кВА.

Тому що S_сн =49.87 кВА приймаємо до установки два трансформатори власних потреб потужністю 63 кВА. Обрані трансформатори необхідно перевірити на можливість їх використання з урахуванням ремонтного навантаження, яке приймаємо рівним 20 кВА. У випадку підключення ремонтного навантаження допускається перевантаження трансформатора власних потреб на 20 %.

S_{тсн рем} (49.87 + 20)/1.2 = 58.2 кВА

За умовою роботи одного трансформатора власних потреб з ремонтними навантаженнями приймаємо остаточно трансформатори власних потреб потужністю 63 кВА типу ТМ-63/10 з регулюванням напруги без збудження в межах ± 22.5% від номінального значення.

Типова схема власних потреб наведена на рис. 3.

Рис. 3 - Типова схема власних потреб ПС

6. Конструктивне виконання підстанції

Розподільна установка - це електроустановка, призначена для прийому і розподілу електроенергії, що містить електричні апарати, шини і допоміжні пристрої. Найбільше поширення при напрузі 110 кВ одержали відкриті розподільні пристрої. Вони мають перед закритими такі переваги:

-менший обсяг будівельних робіт;

-більш легко виконується розширення і реконструкція;

-всі апарати доступні для спостереження.

В зв'язку з тим, що в умовах проекту відсутнє обмеження по території приймаємо відкритий розподільний пристрій 110 кВ. Всі апарати відкритого розподільного пристрою розташовуються на фундаментах. Під силовими трансформаторами передбачений маслоприймач, заповнений гравієм. Кабелі оперативних кіл, кіл керування, релейного захисту й автоматики прокладаються в лотках із залізобетонних конструкцій.

Закрита розподільна установка 10 кВ виконується із збірного залізобетону, камери КМ-1 розташовуються в два ряди.

7. Релейний захист і автоматика силових трансформаторів

Основними видами пошкодження трансформаторів є багатофазні й однофазні короткі замикання в обмотках і на виводах трансформатора, а також “пожежа в сталі” магнітопроводу. Однофазні пошкодження бувають двох видів: на землю і між витками обмотки. Найбільш ймовірні короткі замикання на виводах трансформаторів і однофазні замикання в обмотках. При виткових замиканнях руйнується ізоляція і магнітопровід трансформатора, тому такі ушкодження повинні відключатися швидкодіючим захистом. Використовувати для цієї мети струмові і диференціальні захисти неможливо, тому що при малому числі витків, які замкнулися, струм в ушкодженій фазі з боку живлення може виявитися меншим значення номінального струму, а напруга на виводах трансформатора практично не зміниться. Захисти, засновані на використанні електричних величин не реагують на “пожежу в сталі” магнітопроводу. Для захисту від такого виду пошкоджень і від виткових замикань на трансформаторі встановлюється газовий захист, що є універсальним захистом від таких ушкоджень. Достоїнствами газових захистів є:

- висока чутливість і реагування на всі види пошкоджень усередині бака;

- порівняно невеликий час спрацювання;

- простота виконання;

-здатність захищати трансформатор при неприпустимому зниженні рівня масла.

Поряд з цим захист має ряд недоліків, основний з яких - не реагування на ушкодження поза баком. Захист може діяти помилково при попаданні повітря в бак трансформатора, наприклад при доливанні масла. У зв'язку з цим газовий захист не можна використовувати як єдиний захист від внутрішніх ушкоджень. Разом з газовим захистом установлюється диференціальний захист.

Для захисту від зовнішніх коротких замикань застосовуються струмові захисти з витримкою часу. Ці захисти реагують і на внутрішні короткі замикання, отже можуть використовуватися як резервні. Захист від перевантаження виконується на реле струму, включеному в коло одного з трансформаторів струму захисту від зовнішніх коротких замикань. Для відстроювання від короткочасних перевантажень і коротких замикань передбачається реле часу. Витримка часу приймається на ступінь селективності більшою, ніж час спрацювання захисту трансформатора від зовнішніх коротких замикань.

Висновки

У проекті розроблена понижувальна підстанція 110/10 кВ, вибрана кількість і потужність силових трансформаторів, схема її головних з'єднань а також основне обладнання. Виконаний розрахунок пристрою заземлення.

Розроблена в проекті понижувальна підстанція враховує вимоги норм проектування, передбачає застосування сучасного обладнання, зокрема вакуумних вимикачів і антирезонансних трансформаторів напруги.

Література

1. Правила устройства электроустановок /Минэнерго.- М.: Энергоатомиздат, 2011.

2. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6-750 кВ. ГКД 341. 004. 001- 94. - К., 1994.

3. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшков и др.; Под ред. А.А. Васильева. - М.: Энергоатомиздат, 1990;

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Уч. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 2007

6. Проектирование электрической части станций и подстанций: Уч. пособие для вузов/ Ю.Б. Гук , В.В. Кантан , С.С. Петрова - Л.: Энергоатомиздат, 1985

7. Методичні вказівки до виконання курсового проекту «Понижувальна підстанція 6 - 750 кВ» (для студентів 4 курсу денної і 5 курсу заочної форм навчання спеціальності 7.090603 «Електротехнічні системи електроспоживання»). Уклад. Воропай В.Г., Гаряжа В.М., Саприка О.В.- Харків: ХНАМГ, 2010. - 66 с.

Размещено на Allbest.ru