Подякувати Студентському архіву довільною сумою
Admin
26.02.2023 12:38
Дякуємо, що користуєтесь нашим архівом!
Релейний захист, автоматика та сигналізація підстанції «Демня» ВАТ «Львівобленерго».
Інформація про навчальний заклад
ВУЗ:
Інші
Інститут:
Не вказано
Факультет:
КН
Кафедра:
Не вказано
Інформація про роботу
Рік:
2024
Тип роботи:
Дипломна робота
Предмет:
Інші
Частина тексту файла (без зображень, графіків і формул):
АНОТАЦІЯ
В даному проекті спроектовано релейний захист, автоматику та сигналізацію підстанції «Демня» ВАТ «Львівобленерго».
Описано район розміщення станції, розраховано струми КЗ, проведено вибір типів захисту та автоматики, здійснено розрахунок їх уставок, вибрано комутаційні апарати, вимірні трансформатори, організаційно-економічну частину, розкрито питання охорони праці та заходів безпеки на станції.
ANNOTATION
This project is about the relay protection, automatic and signalization of substation “Demnya” VAT “Lvivoblenergo”.
It describes the district of location and the short circuit currents counting given scheme, also the economical, work defense and accident prevention questions are considered.
ЗМІСТ
Вступ 8
1. ОПИС ЕНЕРГЕТИЧНОГО РАЙОНУ, ПІДСТАНЦІЇ І ОБЛАДНАННЯ 13
1.1. Опис енергетичного району та підстанції 13
1.2. Опис обладнання 14
2. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКИХ ЗАМИКАНЬ НА ПІДСТАНЦІЇ „ДЕМНЯ” 16
2.1. Розрахунок аперіодичної складової струму короткого замикання 21
2.2. Розрахунок значення ударного струму короткого замикання 21
2.3. Poзрахунок номінальних та максимальних струмів 22
2.4. Розрахунок теплового імпульсу 22
3. ВИБІР ЕЛЕМЕНТІВ КЕРУВАННЯ ПІДСТАНЦІЇ «ДЕМНЯ» 23
3.1. Вибір вимикачів та роз’єднувачів 23
3.1.1. Вибір вимикачів та роз’єднувачів на стороні ВН 110 кВ: 24
3.1.2. Вибір вимикачівта роз’єднувачів на стороні НН 6 кВ: 24
3.2. Вибір розрядників 24
3.3. Вибір вимірювальної апаратури 24
3.4. Вибір трансформаторів струму 25
3.4.1. Вибір трансформаторів струму на стороні ВН 110 кВ: 26
3.4.2. Вибір трансформаторів струму на стороні НН 6 кВ: 27
3.5. Вибір трансформаторів напруги 29
3.5.1. Вибір трансформатора напруги на стороні ВН 110 кВ: 29
3.5.2. Вибір трансформатора напруги на стороні НН 6 кВ: 30
3.6. Вибір шин та ошиновки підстанції 31
3.6.1. Вибір гнучких шин на стороні ВН 110 кВ: 31
3.6.2. Вибір жорстких шин на стороні НН 6 кВ: 32
4. РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА ТИПУ ТДН-10000/110/6 КВ 40
4.1. Загальні положеня 40
4.2. Елементи і функціональні частини пристроїв релейного захисту і автоматики 40
4.3. Основні види пошкоджень та особливі режими роботи трансформатора 42
4.4. Функції релейного захисту і основні вимоги, які ставляться до пристроїв 46
4.5. Газовий захист трансформатора 46
4.6. Призначення та особливості виконання диференційних захистів трасформаторів. 55
4.6.1. Виконання диференційного захисту трансформатора із використанням реле серії ДЗТ-11 63
4.6.2. Розрахунок диференційного захисту трансформатора з використанням реле серії ДЗТ-11 66
4.7. Максимальний струмовий захист рансформатора 69
4.7.1. Максимальний струмовий захист від надструмів зовнішніх к.з. 71
4.7.2. Розрахунок максимального струмового захисту 77
4.8. Захист трансформатора від перенавантажень 78
4.8.1. Розрахунок захисту трансформатора від перевантажень 80
4.9. Диференційний захист ошиновки 110 кВ 80
4.9.1. Розрахунок диференційного захисту шин 80
4.10. Автоматичне регулювання напруги трансформатора 82
4.11. Автоматичне ввімкнення резерву 83
4.11.1. Загальні положення 83
4.11.2. Розрахунок пристрою АВР СМВ-6 кВ 85
4.12. Автоматичне повторне ввімкненя 85
4.12.1. Загальні положення 86
4.12.2. Розрахунок пристрою АПВ СМВ-110 кВ 88
5. ЗАХОДИ З ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ БЕЗПЕКИ І СТІЙКОСТІ ФУНКЦІОНУВАННЯ ПІД ЧАС ЕКСПЛУАТАЦІЇ ПІДСТАНЦІЇ 90
6. ОХОРОНА ПРАЦІ 95
6.1. Промислова санітарія 95
6.1.1. Системи опалення і вентиляції 96
6.1.2. Водопостачання і каналізація 96
6.1.3. Виробниче освітлення 96
6.1.4. Розрахунок виробничого освітлення 97
6.2. Електробезпека 99
6.2.1. Заземлюючі пристрої 99
6.2.2. Розрахунок заземлюючих пристроїв 101
6.3. Пожежонебезпека 105
6.3.1. Блискавкозахист 105
7. ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА 108
7.1. Загальні положення 108
7.2. Визначення капіталовкладень у пpoeктне pішення 109
7.3. Визначення щоpічних експлуатаційних витpат 110
7.4. Визначення щорічних економічних збитків 113
ВИСНОВКИ 115
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ 116
Додаток А. Розрахунок струмів КЗ для підстанції „Демня” 118
ВСТУП
Енергетика є основою економіки нашої країни, оскільки вона має великий вплив на пришвидшення прогресу не тільки у промисловому виробництві, але й у всіх інших галузях життя нашого суспільства. Роль електричної енергії пояснюється універсальністю її використання, можливістю передачі на практично будь-які віддалі і безмежним поділом.
До основних елементів електроенергетичної системи, що забезпечують виробництво і пересилання електричної енергії споживачам, належать генератори, трансформатори, кабелі і лінії.
Електрична система – це сукупність взаємодіючих елементів, які можна розбити на дві групи:
Силові елементи, які:
виробляють (наприклад генератори);
перетворюють (трансформатори, випростувачі);
пересилають і розподіляють (лінії пересилання, мережі);
споживачі електричної енергії.
Елементи керування: регулюють і змінюють стан енергосистеми (регулятори збудження синхронних машин, регулятори частоти, реле, вимикачі і т.д.).
Всі елементи енергосистеми пов’язані єдністю процесів генерування, пересилання, розподілу і споживання електричної енергії і процесів, що з’являються при зміні стану у системі основною специфічною особливістю якого є швидке протікання подій і неминучість пошкоджень аварійного характеру. Сучасна енергосистема не може працювати без пристроїв релейного захисту і автоматики, які здійснюють автоматичну ліквідацію пошкоджень та ненормальних режимів в електричній частині енергосистеми і є найважливішою автоматикою. Тому надійне і економічне функціонування систем електропостачання можливе тільки при автоматичному керуванні ними. Для цієї мети використовують комплекс автоматичних пристроїв, серед яких перше місце займають пристрої релейного захисту і автоматики. Зростання споживання електроенергії і ускладнення систем електропостачання потребують постійного вдосконалення цих пристроїв. Спостерігається тенденція створення і впровадження автоматичних систем управління на основі використання цифрових універсальних і спеціалізованих обчислювальних машин. Разом з цим широко експлуатуються і простіші пристрої захисту: топкі запобіжники, автоматичні вимикачі, магнітні пускачі, реле прямої дії, магнітні трансформатори струму, пристрої оперативного змінного струму і т.п.
Основне місце серед пристроїв автоматичного управління займає релейний захист, який діє при появі ненормальних режимів роботи електричних установок. Релейний захист знайшов використання в системах електропостачання раніше, ніж інші пристрої автоматичного керування. Найнебезпечніші і найчастіші пошкодження – короткі замикання між фазами електричної установки і короткі замикання фаз на землю в мережах з глухозаземленими нейтралями. Можливі і складніші пошкодження, які супроводжуються короткими замиканнями й обривом фаз. В електричних машинах і трансформаторах поряд з вказаними пошкодженнями виникають замикання між витками однієї фази. Внаслідок короткого замикання порушується нормальна робота системи електропостачання з можливим виходом синхронних генераторів, компенсаторів і електричних двигунів з синхронізму і порушення режиму роботи споживачів. Небезпеку представляє також термічна і динамічна дія струму короткого замикання як безпосередньо в місці пошкодження, так і при проходженні його по непошкодженому обладнанню.
Щоб недопустити розвитку аварії або зменшити наслідки можливого пошкодження при к.з. необхідно швидко виявити і вимкнути пошкоджений елемент системи електропостачання. В ряді випадків пошкодження повинно бути ліквідоване протягом долі секунди. Зрозуміло, що людина не в змозі вирішити таку задачу. Пристрої релейного захисту повинні визначити місце пошкодження і подіяти на вимкнення відповідного вимикача. Основним елементом релейного захисту є спеціальний апарат – реле. В деяких випадках вимикач і захист суміщають в одному пристрої захисту і комутації, наприклад у вигляді топкого запобіжника.
Однофазні замикання на землю в мережах з ізольованою чи заземленою через дугогасні реактори нейтраллю не супроводжується виникненням великих струмів (струми не перевищують декількох десятків ампер). Міжфазні напруги при цьому незмінюються і робота системи електропостачання не порушується. Але цей режим роботи не можна рахувати нормальним, так як напруга непошкоджених фаз відносно землі зростає і виникає небезпека переходу однофазного замикання на землю в багатофазне коротке замикання. Необхід ності в швидкому відключенні пошкодженої ділянки немає, тому пристрої релейного захисту від замикань на землю діють на сигнал, привертаючи увагу персоналу. Виняток складають системи електропостачання гірничих підпри ємств, де за вимогами техніки безпеки захисти виконуються з дією на вимкнення.
Час-від-часу в експлуатації виникають ненормальні режими, викликані перевантаженням чи зовнішніми короткими замиканнями, які виникають в суміжних елементах. При цьому по непошкодженому обладнанню проходять значні струми (надструми), які призводять до передчасного старіння ізоляції, зношення обладнання. Надструми, викликані зовнішніми короткими замикан нями, ліквідовуються після вимкнення пошкодженого елемента власним захис том. Від надструмів перевантаження на відповідному обладнанні повинен передбачатися захист, який діє на сигнал. При цьому оперативний персонал приймає заходи з розвантаження обладнання чи його вимкнення. При відсут ності постійного чергового персоналу захист повинен діяти на автоматичне розвантаження чи вимкнення. Своєрідним ненормальним режимом є режим хитань паралельно працюючих синхронних електричних машин, що виникають внаслідок коротких замикань, які призводять до гальмування одних і прискорення інших синхронних машин. Хитання супроводжується зростанням струму і пониженням напруги, зміна значень яких має пульсуючий характер. При цьому пристрої релейного захисту не повинні діяти на вимкнення. Для відновлення нормального режиму іноді передбачається спеціальна проти аварійна автоматика (ПА), яка при виникненні хитань і можливому порушенні стійкості роботи здійснює поділ системи в певних вузлах на несинхронно працюючі системи. Звідси можна зробити висновок, що одного релейного захисту недостатньо для забезпечення надійності електропостачання. В цьому можна переконатися на прикладі такої схеми електропостачання. Шини розподільчого пункту виконуються у вигляді двох секцій. Секційний вимикач при нормальному режимі роботи вимкнений. Кожна лінія електропередачі, яка відходить від них, зв’язана тільки з певною секцією. При пошкодженні однієї з ліній і вимкненні її релейним захистом електропостачання споживачів відпо відних секцій переривається. Електропостачання можна відновити вмиканням секційного вимикача пристроєм автоматичного вмикання резерву.
Досвід експлуатації повітряних ліній електропередачі показує, що більшість пошкоджень після швидкого вимикання лінії релейним захистом самоліквідовується, а лінія, ввімкнена повторно, залишається в роботі, продов жуючи забезпечувати електропостачання. Повторне вмикання виконується пристроєм автоматичного повторного ввімкнення.
Пошкодження одного з елементів системи електропостачання і його вимкнення, як правило, відображаються на роботі всієї системи. Наприклад, вимкнення частини споживачів призводить до надлишку виробленої електроенергії і, як наслідок, часто недопустимого збільшення частоти і діючого значення напруги. Крім того, при вимкненні потужного генератора виникає дефіцит електроенергії, що може привести до глибокого пониження частоти і діючого значення напруги, порушення роботи споживачів, виходу з синхронізму генераторів і порушення стійкості роботи всієї енергосистеми.
Напругу в системі електропостачання можна відновлювати зміною ЕРС синхронних генераторів, за допомогою інших джерел реактивної потужності та РПН на трансформаторі.
Напругою в системі постачання можна керувати також шляхом автоматичної зміни реактивної потужності, що генерується компенсуючими пристроями: неперервно синхронними компенсаторами і перезбудженими синхронними електродвигунами і дискретно – компенсуючими конденсатор ними пристроями (зміною числа ввімкнених секцій конденсаторів, автоматичними пристроями керування компенсуючими установками). Широко використовуються пристрої автоматичного регулювання коефіцієнта трансформації трансформатора.
З економічних причин надається перевага встановленню трифазних трансформаторів. Їх вартість, розхід активних матеріалів (міді та сталі) на 20-25% менший, втрати енергії при експлуатації на 12-15% менші, ніж в групі однофазних трансформаторів такої ж потужності.
В енергетичних системах переважно використовуються дво- і триобмоткові трифазні трансформатори.
Два двообмоткові трансформатори встановлюють тільки при відсутності перспективи розвитку навантаження на вторинній напрузі і при загальному її значенні, меншому 10-15% потужності трансформатора. До основних параметрів трансформатора відносять повна потужність, частота, напруга, струм, втрати активної та реактивної потужності, ККД. Якщо всі ці параметри задовольняють вимоги стандарту, то їх називають номінальними.
1. ОПИС ЕНЕРГЕТИЧНОГО РАЙОНУ, ПІДСТАНЦІЇ І ОБЛАДНАННЯ
1.1. Опис енергетичного району та підстанції
Місце розташування підстанції – Львівська область, Миколаївський район. Кліматичні умови: середньорічна температура – 10,7 оС, середньорічна кількість опадів – 630 мм, середньорічна швидкість вітру – 4,8 м, середньорічний показник вологості повітря – 74 %, район по ожеледі –2.
Рівень забрудненості атмосфери – нормальний, грунт – глина.
Підстанція „Демня” живиться одноколовою лінією довжиною 2,2 км від відпайки на лінії „Кагуїв”–„Південна” довжиною 5,83 км, виконаними проводом АС-185/29 і призначена для електропостачання споживачів, яке здійснюється за допомогою кабельних ліній. Схема приєднання підстанції до енергосистеми України показана на рис. 1.1.
На підстанції встановлено два силові трансформатори (Т-1, Т-2) типу ТДН-10000/110/6.3 кВ.
Підстанція має 6 приєднань (1 з яких на даний момент є у резерві) до трансформатора Т-1, 11 приєднання (5 з яких на даний момент є у резерві) до трансформатора Т-2.
Для захисту трансформаторів використовуємо диференційний захист, максимальний струмовий захист, захист від перевантажень та газовий захист.
Для захисту шин підстанції використовуємо диференційний захист на стороні 110 кВ та струмову відсічку з та без витримки часу на стороні 6 кВ.
Трансформатор поставляється заводами з пристроєм регулювання під навантаженням, який має автоматичну систему регулювання коефіцієнту трансформації. Розміщений такий пристрій на стороні ВН.
Рис. 1.1. Схема приєднання підстанції до енергосистеми України
1.2. Опис обладнання
На підстанції «Демня» встановлено таке обладнання:
Сторона ВН 110 кВ:
роз’єднувачі типу РНДЗ.2-110/630У1, з приводом ПРН –220Т;
трансформатори струму типу ТВ-110-І-200/5;
вимикач типу МКП-110Б-630-20У1 з приводом ШПЕ-33;
трансформатори напруги типу НКФ-110-58У1;
трансформатори струму вбудовані у СМВ-110 кВ – ТВ-110-I-1000/5;
короткозамикачі (КЗ) - КЗ-110;
розрядники – РВМГ-110МУ1;
гнучкі шини АС-10/1.8.
Сторона НН 6 кВ:
Силовий трансформатор ТДН-10000/110/6.3 кВ;
роз’єднувачі типу РВ-6/600У2;
трансформатори струму типу ТПОЛ-6-І-1000/5;
вимикач типу МГГ-6-2000У3 з приводом ШПЕ-33;
трансформатори напруги типу НТМИ-6;
трансформатори струму ТПОЛ-6-600/5 У3;
короткозамикачі (КЗ) - КЗ-10;
розрядники – РВО-6У1;
2. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКИХ ЗАМИКАНЬ НА ПІДСТАНЦІЇ „ДЕМНЯ”
В енергетичних системах можуть виникати пошкодження і ненормальні режими роботи електрообладнання електростанцій і підстанцій, їх розподільних пристроїв, ліній електропересилання і електроустановок споживачів електроенергії.
Процес переходу ЕЕС від одного усталеного режиму до іншого називається перехідним. Під час цього процесу змінюється електромагнітний стан системи і порушується баланс моментів на валах електричних машин, що призводить до зміни їх частоти обертання. Отже, перехідний процес супроводжується взаємопов’язаними електромагнітними та механічними змінами. Через велику механічну інерцію обертових машин на початковій стадії перехідного процесу проявляються переважно електромагнітні зміни, пізніше – електромеханічні, а електромагнітні перехідний процес майже загасає. Тому в більшості практичних задач електромагнітні і електромеханічні перехідні процеси розглядають окремо.
Електромагнітні перехідні процеси виникають при КЗ; поздовжній несиметрії; вмиканні та вимиканні окремих елементів ЕЕС та її підсистем; форсуванні збудження та гашенні магнітного поля синхронних машин тощо.
Нормальний режим роботи ЕЕС найчастіше порушується КЗ – не передбаченим нормальними умовами роботи ЕЕС замиканням між фазами, а для мереж із заземленими нейтралями трансформаторів – замиканням однієї або кількох фаз на землю, замикання однієї фази на землю в мережах з ізольованими нейтралями.
В місці КЗ виникає перехідний опір, який складається з опорів електричної дуги й опорів інших елементів на шляху струму КЗ. У деяких випадках перехідний опір малий і ним можна знехтувати. Таке КЗ називається металевим.
Розрізняють трифазне К(3) та несиметричні КЗ.
Трифазним називається замикання між трьома фазами в одному вузлі схеми. При трифазному КЗ струми в різних фазах однакові за значенням і зсунуті в просторі на кути =2∙(/3.
Короткі замикання, при яких струми в різних фазах неоднакові за значенням і мають різні кути зсуву фаз, називаються несиметричними. До них належать двофазне КЗ К(2), одно- К(1) та двофазне К(1,1) КЗ на землю. Іноді в процес аварії один вид КЗ може перейти в інший. Наприклад, в кабельних мережах несиметричне КЗ часто переходить у трифазне.
Є два види пошкоджень: прості та складні. Простими називаються КЗ, які виникають в одному вузлі мережі, складними – одночасні КЗ у різних точках мережі, комбінація КЗ з обривом фаз тощо. Наприклад, у мережах з ізольованою нейтраллю трансформаторів виникає КЗ на землю однієї й тієї самої фази або різних місцях мережі. Прикладом комбінації поздовжньої та поперечної несиметрії може бути випадок, коли біля опори обривається провід. Один кінець провода закріплений на опорі, другий падає на землю, утворюючи КЗ.
Під час виникнення КЗ струми у вітках схеми, які межують з точкою КЗ, значно зростають порівняно зі струмами нормального режиму. Одночасно знижується напруга в окремих вузлах ЕЕС, особливо в місці КЗ. Хоча місце КЗ протягом 0,05…5 с локалізується релейним захистом і вимикається вимикачами, можливе серйозне пошкодження окремих елементів ЕЕС та порушення нормального режиму її роботи. Тому струми КЗ необхідно розрахувати, а результати розрахунків використовувати під час проектування та в процесі експлуатації ЕЕС та їх підсистем.
Причини виникнення КЗ:
порушення ізоляції електричного обладнання та лінії електропередачі;
помилкова дія обслуговуючого персоналу;
падіння опор ліній електропередачі та обрив проводів.
Ізоляція порушується через старіння, прямі удари блискавки, дії перенапруг, механічні пошкодження, проїзд під лініями електропередачі негабаритних механізмів, накиди на лінії сторонніх предметів, незадовільне обслуговування обладнання
Помилкові дії обслуговуючого персоналу, які призводять до КЗ: вимикання роз’єднувачами струму КЗ; помилкові дії при перемиканнях у головних схемах, схемах релейного захисту і автоматики.
Падіння опор та обрив проводів ліній електропередачі пов’язані із зростанням механічного навантаження. Це можливо під час сильних вітрів, ожеледі, землетрусів тощо.
Поряд із КЗ, які мають випадковий характер, в ЕЕС передбачаються КЗ, пов’язані з певними режимами роботи електрообладнання, наприклад, робота короткозамикача; КЗ під час різних випробувань, тощо.
Наслідки КЗ:
термічне та механічне пошкодження обладнання;
випадання із синхронізму генераторів, електричних станцій і підсистем;
зниження продуктивності роботи електродвигунів і їх зупинка;
перешкоди для ліній зв’язку;
займання в електроустановках;
виникнення системних аварій.
На практиці результати розрахунків струмів КЗ використовують при:
виборі головних схем електричних з’єднань електричних станцій і підстанцій;
виборі електричних апаратів;
проектуванні налагоджені та експлуатації пристроїв релейного захисту й автоматики;
проектуванні заземлюючих пристроїв;
виявленні умов роботи споживачів при аваріях;
виборі числа заземлених нейтралей трансформаторів та їх розташуванні;
аналізі аварій;
розробці методик проведення різних випробувань та оцінці їх припустимості.
У сучасних ЕЕС максимальний рівень струмів КЗ безперервно зростає. Очевидно, що для якісного планування розвитку ЕЕС необхідно знати, яких рівнів струму КЗ можна очікувати в перспективі. Тому актуальними є прогнозування рівня струмів КЗ, їх оптимізація та координація.
Прогнозування струмів КЗ на перспективу – це визначення очікуваних з достатньою ймовірністю їх значень. Точність прогнозування залежить від якості вхідної інформації. Слід відзначити, що під час прогнозування рівня струмів КЗ на віддалену перспективу вхідна інформація буде неповною. Оптимізація рівня струмів КЗ в ЕЕС зводиться до визначення найбільшого припустимого рівня струмів КЗ, який забезпечував би мінімум приведених затрат. Ця задача розв’язується разом із задачею оптимізації структури, параметрів і режиму ЕЕС.
Координація рівня струмів КЗ полягає в узгодженні струмів КЗ з параметрами електрообладнання. Ця проблема виникла у зв’язку з тим, що ЕЕС інтенсивно розвиваються, зростає потужність окремих агрегатів, електро стан цій, густина мереж тощо. Це призводить до зростання струму КЗ. У той самий час електротехнічна промисловість відстає в розробці та випуску електро обладнання із підвищеними параметрами. В результаті параметри установле ного в ЕЕС електрообладнання можуть не відповідати рівню струмів КЗ.
З цього положення можна вийти різними шляхами:
освоєнням та постановкою в ЕЕС нового електрообладнання, параметри якого відповідали б рівню струмів КЗ;
обмеженням струму КЗ значення, при якому в роботі може залишитись існуюче електрообладнання;
одночасним обмеженням струмів КЗ та використанням нового електрообладнання з кращими характеристиками.
Розрахунок струмів короткого замикання проводимо за допомогою комплексу DAKAR (Додаток А). За основу взято режим НДЦ України, який нараховує 745 вузлів, 482 вітки (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Графічна схема електричної мережі району підстанції «Демня»
Результати розрахунку струмів короткого замикання наведені в табл. 2.1.
Таблиця 2.1
Значення струмів короткого замикання на підстанції «Демня»
Вузол
Вид короткого замикання
Трифазне (кА)
Демня 110 кВ (9231)
25,15
Демня 6 кВ (9232)
9,15
За результатами розрахунків струмів короткого замикання в початковий момент часу розраховуємо значення аперіодичної складової струму короткого замикання, значення ударного струму та теплового імпульсу струму короткого замикання. На стороні високої напруги (ВН) плануємо встановити малоолійні бакові вимикачі, на стороні низької напруги (НН) - вакуумні вимикачі.
Час вимкнення струму коротких замикань для вакуумних вимикачів складає 0,055 с, для малоолійних вимикачів - 0,08 с.
2.1. Розрахунок аперіодичної складової струму короткого замикання
Визначаємо аперіодичну складову струму короткого замикання:
де - стала часу згасання аперіодичної складової струму короткого замикання.
Отримали сталі часу:
= 0,01318 c, = 0,0169 с, які обчислювали за формулою:
,
де ω - кутова частота, X і R - еквівалентні індуктивні і активні опори системи.
t - розрахунковий час, для якого визначаємо струм к.з.
де – власний час вимкнення вимикача,
– значення періодичної складової струму КЗ.
2.2. Розрахунок значення ударного струму короткого замикання
Значення ударного струму короткого замикання визначаємо за формулою:
де - ударний коефіцієнт.
2.3. Poзрахунок номінальних та максимальних струмів
Розрахунок виконуємо за формулами:
(для 110 кВ і вище);
(для 6 кВ),
де - потужність навантаження; - струм навантаження; - максимальний струм.
;
;
2.4. Розрахунок теплового імпульсу
Розрахунок теплового імпульсу проводимо за формулою:
де tвим - повний час вимкнення вимикача, який складається з часу дії основного релейного захисту та часу вимкнення вимикача.
3. ВИБІР ЕЛЕМЕНТІВ КЕРУВАННЯ ПІДСТАНЦІЇ «ДЕМНЯ»
3.1. Вибір вимикачів та роз’єднувачів
Вибір вимикачів виконуємо за такими основними параметрами :
за напругою установки ;
за довготривалим струмом .
Перевірку виконуємо за вимикальною здатністю:
перевірка на симетричний струм відключення ;
перевірка відключення аперіодичної складової струму кз: ;
перевірка вимикаючої здатності за повним струмом к.з.
,
де – номінальне значення відносного вмісту аперіодичної складової у струмі відмикання;
електродинамічну стійкість;
перевірка на термічну стійкість: .
Вибір роз’єднувачів проводимо за такими основними параметрами:
за напругою установки ;
за довготривалим струмом .
Перевірку виконуємо:
на електродинамічну стійкість ;
на термічну стійкість .
Параметри вимикачів та роз’єднувачів наведено в табл. 3.1-3.2.
Вимикачі вибираємо з інформаційно-технічних каталогів.
3.1.1. Вибір вимикачів та роз’єднувачів на стороні ВН 110 кВ
Таблиця 3.1
Вимикач
Uном, кВ
Іном, А
Іном.відкл, А
Ідин, А
Вk,
LTB D1/B 145 кВ-3150
145
3150
40000
52000
66,8
Роз’єднувач
РНД3.2-110/1000У1
110
1000
-
80000
81,5
3.1.2. Вибір вимикачів на стороні НН 6 кВ
На стороні НН вибираємо універсальні модулі з вакуумними вимикачами типу BB/TEL-6-12,5/3150-У1-1 [10].
Таблиця 3.2
Вибір вимикачів на стороні НН
Вимикач BB/TEL-6-12,5/3150
Розрахункові дані
Каталожні дані
Uуст = 6 кВ
Uном = 6 кВ
Іmax = 1924 А
Іном = 3150 А
Іп.( = 9,15 кА
Івимк.вим = 12,5 кА
іа.( = 0,0852 кА
Іп.0 = 9,15 кА
Ідоп.пос = 12,5 кА
іу = 20,233 кА
ідоп.пос = 32 кА
ВК = 8,696 кА2(с
3.2. Вибір розрядників
Вибираємо такі розрядники:
Сторона ВН: типу РВМГ-110 МУ1: , ;
Сторона НН: типу РВО-6У1 : , ;
Нейтраль трансформатора : РВО–6У1 , .
3.3. Вибір вимірювальної апаратури
Контроль за режимом роботи основного та допоміжного обладнання на підістанції здійснюється за допомогою вимірювальних засобів.
Вимірювальні прилади в колах підстанціїї показані на рис 3.1.
Для встановлення на під станції вибираємо такі вимірю вальні прилади:
вольтметр Э-335 з класом точності δ=1;
ампертметр Э-335 з класом точності δ=1;
ватметр Д-335 з класом точності δ=1,5;
варметр Д-365 з класом точності δ=1,5;
реєструвальний вольтметр Н-393 з класом точності δ=1,5;
лічильник активної енергії СА4У-И672М з класом точності δ=2;
лічильник реактивної енергії СР4У-И673М з класом точності δ=2.
3.4. Вибір трансформаторів струму
Вибір трансформаторів струму виконуємо:
за напругою ;
за номінальним первинним струмом .
Перевірку виконуємо:
за електродинамічною стійкістю ;
за вторинним навантаженням .
3.4.1. Вибір трансформаторів струму на стороні ВН 110 кВ
Вторинне навантаження трансформатора струму наведено в табл. 3.3.
Таблиця 3.3
Вторинне навантаження трансформатора струму
Прилад
Тип
Навантаження кожної фази (В·А)
А
В
С
Амперметр
Э351
0.5
0.5
0.5
Варметр
Д335
0.5
-
0.5
Ватметр
Д365
0.5
-
0.5
Лічильник активної енергії
СА4У-И672М
2.5
-
2.5
Лічильник реактивної енергії
СР4У-И673М
2.5
-
2.5
Всього:
6.5
0.5
6.5
Визначаємо опір приладів:
Приймаємо опір контактів:
Допустимий опір проводів:
Вибираємо трансформатор струму типу ТФЗМ110Б-ІІ-200/5.
Параметри трансформатора струму наведені в табл. 3.4.
Таблиця 3.4
Параметри трансформатора струму
Тип
(кВ)
(А)
(А)
(кА)
(кА)
(Ом)
T
(с)
клас точності
ТФЗМ110Б-ІІ
110
200
5
100
80
1,2
3
0,5
Переріз проводу:
,
де , для РП 110 кВ;
.
Вибираємо контрольний кабель АКВРГ з перерізом жили 2,5 мм2.
Опір проводів:
Опір навантаження:
Перевірка вибраного трансформатора струму:
;
;
Вибраний трансформатор задовільняє необхідні умови.
3.4.2. Вибір трансформаторів струму на стороні НН 6 кВ
Вторинне навантаження трансформатора струму зведено в табл. 3.5.
Таблиця 3.5
Вторинне навантаження трансформатора струму
Прилад
Тип
Навантаження кожної фази (ВА)
А
В
С
Амперметр
Э351
0,5
0,5
0,5
Лічильник активної енергії
СА4У-И672М
2,5
-
2,5
Всього:
-
3,0
0,5
3,0
Визначаємо опір приладів:
.
Приймаємо опір контактів:
.
Допустимий опір проводів:
Вибираємо трансформатор струму типу ТПОЛ-6У3.
Параметри трансформатора струму наведені в табл. 3.6.
Таблиця 3.6
Параметри трансформатора струму
Тип
(кВ)
(А)
(А)
(кА)
(кА)
(Ом)
t
(с)
Клас точності
ТПОЛ-6У3
6
2000
5
107
32
0,8
3
0.5
Переріз проводу:
.
Вибираємо контрольний кабель АКВРГ з перерізом жили 2,5 мм2.
Опір проводів:
Опір навантаження:
.
Перевірка вибраного трансформатора струму:
;
;
;
Трансформатор струму задовільняє відповідні умови.
3.5. Вибір трансформаторів напруги
Трансформатор напруги призначений для пониження рівня напруги до стандартної величини 100 В або 100 ∙ В, та відокремлення вимірювальних кіл та релейного захисту від кіл високої напруги.
Трансформатори напруги вибирають за такими умовами:
за напругою установки: ;
по конструкції і схемі з’єднання обмоток;
за класом точності.
Перевірку вибраного трансформатора напруги виконуємо:
по вторинному навантаженню ,
де - навантаження всіх вимірювальних приладів;
– номінальна потужність у вибраному класі точності.
3.5.1. Вибір трансформатора напруги на стороні ВН 110 кВ
Вторинне навантаження трансформатора напруги наведено в табл. 3.7.
Таблиця 3.7
Вторинне навантаження трансформатора напруги
Прилад
Тип
S
(ВА)
Nоб
cosφ
sinφ
К-ть
прила-дів
Загальна потужність споживачів
Р
(Вт)
Q
(вар)
Вольтметр
Э351
3
1
1
0
2
6
-
Варметр
Д335
2.5
1
1
0
1
2.5
-
Ватметр
Д365
2.5
1
1
0
1
2.5
-
Фіксатор імпульсної дії
ФІП
3
-
1
0
1
3
-
Лічильник активної енергії
СА4У-И672М
8
2
0.25
0.97
1
4
15.52
Лічильник ре-активної енергії
СР4У-И673М
8
2
0.25
0.97
1
4
15.52
Всього
-
-
-
-
-
-
22
31.04
Загальна потужність навантаження:
.
Вибираємо трансформатор напруги типу НКФ-110-83У1
Параметри трансформатора напруги наведені в табл. 3.8.
Таблиця 3.8
Параметри трансформатора напруги
Тип
U1ном
(В)
U2осн
(В)
U2дод (В)
S2ном (ВА)
Клас точності
НКФ-110-83У1
110000/
100/
100/3
400
0,5
Перевірка вибраного трансформатора напруги:
3.5.2. Вибір трансформатора напруги на стороні НН 6 кВ
Вторинне навантаження трансформатора напруги наведено в табл. 3.9.
Таблиця 3.9
Вторинне навантаження трансформатора напруги
Прилад
Тип
S
(ВА)
Nоб
cosφ
sinφ
К-ть
прила-дів
Загальна потужність споживачів
Р
(Вт)
Q
(вар)
Вольтметр
Э351
3
1
1
0
4
2
-
Лічильник активної енергії
СА4У-И672М
8
2
0,25
0,97
4
6
2,08
Всього:
-
-
-
-
-
-
8
2,08
Загальна потужність навантаження:
.
Вибираємо трансформатор напруги типу НАМИТ-10-2 С.
Параметри трансформатора напруги наведені в табл. 3.10.
Таблиця 3.10
Параметри трансформатора напруги
Тип
U1ном
(В)
U2осн
(В)
U2дод (В)
S2ном (ВА)
Клас точності
НАМИТ-10-2 С
10000
100
100/3
120
0,5
Перевірка вибраного трансформатора напруги:
Вибрані трансформатори напруги задовільняють умови перевірки.
3.6. Вибір шин та ошиновки підстанції
В розподільних злагодах напругою 110 кВ використовуються гнучкі шини, а збірні шини і ошиновку в РП 10 кВ виконують жорсткими алюмінієвими шинами. Вихідними даними для вибору гнучких і жорстких шин та струмопроводів підстанції є номінальна напруга РП, розрахункові струми тривалого робочого режиму, значення струмів коротких замикань.
3.6.1. Вибір гнучких шин на стороні ВН 110 кВ
Переріз гнучких шин та струмопроводів вибирається за тривалим допустимим струмом: .
, .
Вибираємо провід АС-10/1.8 з діаметром проводу , допустимий тривалий струм проводу
Перевірка на електродинамічну стійкість:
кА.
Так як значення струмів трифазного короткого замикання є меншим за допустиме значення струму проводу, то перевірку на схлестування проводів не проводимо.
Для проводу АС-10/1.8 перевірку на коронування не проводять.
Гнучкі шини виконані голими проводами на термічну дію струмів короткого замикання не перевіряються.
3.6.2. Вибір жорстких шин на стороні НН 6 кВ
Переріз жорстких шин вибирається за тривалим допустимим струмом: .
Перевірка виконується: по термічній дії струмів короткого замикання, а також по електродинамічній дії струмів.
Вибираємо шину - q = 6×60 мм, з площею перерізу 360
Перевірка по тривалому допустимому струму:
,
де - допустимий струм шини вибраного перерізу.
Перевірка по термічній дії струмів короткого замикання.
Визначаємо температуру шин до к.з.
,
де V0 – дійсна температура навколишнього середовища (), - допустимий струм шини вибраного перерізу, - максимальний струм, Vдоп, V0,ном - для шин приймаємо відповідно і .
.
Вихідне рівняння для визначення температури в кінці к.з.
,
де
Приймаємо .
Отже, умова виконується.
Перевірка на електродинамічну дію струмів.
Визначаємо відстань між ізоляторами l, при умові, що частота власних коливань буде більшою 200 Гц.
Вихідне рівняння ,
де l - відстань між ізоляторами, J - момент інерції поперечного перерізу шин відносно осі, q - вибраний переріз шин.
Звідки, .
Шини розміщені на «ребро»:
де ,.
Шини розміщені «пластом»:
;
Знаходимо l, якщо шини розміщені на «ребро» (рис 3.2).
Рис. 3.2. Розміщення шин ''на ребро''
; .
Знаходимо l, якщо шини розміщені «пластом» (рис. 3.3).
Рис 3.3. Розміщення шин ''пластом''
; .
Другий варіант розміщення шин на ізоляторах дозволяє збільшити відстань між ізоляторами до 1 м, тобто, це дає значну економію на ізоляторах. Приймаємо розміщення шин «пластом», відстань між ізоляторами 1 м, відстань між фазами 0,4 м.
Найбільше зусилля при трифазному к.з.
,
де , - коефіцієнт форми, а – відстань між фазами.
.
Розраховуємо згинаючий момент
Напруженість у матеріалі шин:
,
де
.
Шини механічно міцні, якщо виконується умова:
,
де для алюмінієвих шин 82,3 .
.
Отже, умови виконуються.
3.7. Вибір числа та потужності трансформаторів власних потреб і оперативного струму на ПС
Так як на даній підстанції більше трьох вимикачів 110 кВ, то приймаємо на ній постійний оперативний струм.
Для вибору трансформаторів власних потреб складаємо перелік навантаження ВП та робимо його підрахунок.
Таблиця 3.11
Вид споживача
К-ть
Встановлена потужність
cos(
tg(
Навантаження
од., кВт
Всього
Руст,
кВт
Qуст, квар
Охолодження ТДН-10
2
2,5
5,0
0,85
0,62
5,0
3,1
Підігрів вимикачів 110 кВ
6
1,8
10,8
1
0
10,8
-
Підігрів, освітлен ня, вентиляція ОПУ
-
-
60,0
1
0
60,0
-
Підігрів ЗРП-6 кВ
-
-
7,0
1
0
7,0
-
Освітлення ВРП-110 кВ
-
-
6,0
1
0
6,0
-
Підзарядно-зарядний агрегат ВАЗП
2
25
50,0
1
0
50,0
-
Всього:
138,8
3,1
Розрахункове навантаження ВП при kc=0,8:
Приймаємо до установки два трансформатори ТМ-100/6.
При вимкненні одного трансформатора другий буде заван та жений на , тобто на 11%, що менше допустимого.
На стороні 0,4 кВ шини власних потреб виконуємо секціонованими. Схема живлення власних потреб приведена на рис. 3.4.
Для живлення оперативних кіл приймаємо акумуляторну батарею без елементного комутатора, що працює в режимі постійного підзаряду.
Кількість елементів, що приєднуються до шин в режимі постійного підзаряду
де n0 – кількість основних елементів у батареї;
Uш=230 В – напруга на шинах;
Uпз=2,15 В – напруга на елементі в режимі постійного підзаряду
В режимі заряду при максимальній напрузі на елементі 2,7 В до шин приєднується
В режимі аварійного розряду при напрузі на елементі 1,75 В, а на шинах не нижче номінального (220 В)
де n – загальне число елементів батареї.
Типовий номер батареї вибираємо по формулі
де Iав – навантаження усталеного півгодинного аварійного розряду, А;
1,05 – коефіцієнт запасу;
J – допустиме навантаження аварійного розряду, приведене до першого номера акумуляторів (рис. 7.26 [7]) в залежності від температури електроліта.
Струм аварійного розряду підраховуємо по табл. 3.12.
Таблиця 3.12
Вид споживача
К-ть
прийм.
Параметри електроприймачів
Розрахункове навантаження, А
Sном, кВт
Іном, А
Ірозр.трив, А
Іпуск, А
Іпошт
Іав
Іmax.п.
Постійне навантаження
-
-
-
20
-
20
20
20
Аварійне освітлення
-
-
-
160
-
-
160
160
Приводи вимикачів VMIS
2
-
23
-
-
46
-
-
Приводи вимика чів LTB123 D1
2
-
13,5
-
-
27
-
-
Перетворювальні агрегати оперативного зв’язку
1
7,2
38
30
100
100
30
-
Всього:
193
210
210
де за кривою 1 при t=20(C рис. 7.26 [7].
Перевірка за максимальним струмом поштовху (попередньо приймаємо СК-10)
Батарея СК-10 прийнята вірно.
Рис. 3.5. Схема акумуляторної установки без елементного комутатора
Відхилення напруги при найбільшому поштовху струму
За кривою 2 рис. 7.27 [7] визначаємо напругу на акумуляторі, яка рівна 95%. Якщо прийняти втрату напруги в проводах 5% то напруга на приводі буде складати 90%. За табл. 7.1 відхилення напруги на електромагнітах ввімкнення складає 80-110%. Таким чином, прийняті акумулятори забезпечують необхідну напругу.
Підзарядний пристрій
Вибираємо підзарядний пристрій ВАЗП-380/260-40/80.
Струм підзаряду додаткових елементів
Напруга підзаряду додаткових елементів
Вибираємо автоматичний підзарядний пристрій типу АРН-3, що поставляється комплектно з панеллю автоматичного регулювання типу ПЭХ-9045-00 А2.
4. РЕЛЕЙНИЙ ЗАХИСТ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА ТИПУ ТДН-10000/110/6 КВ
4.1. Загальні положення
В процесі експлуатації можливі пошкодження в трансформаторах і на його з’єднаннях з комутаційними апаратами. Можуть також бути небезпечні режими роботи, не пов’язані з пошкодженнями трансформатора чи його з’єднань. Можливість пошкоджень і ненормальних режимів обумовлює необхідність встановлення на трансформаторах захисних пристроїв.
Згідно п.3.2.51 ПУЕ на трансформаторах слід встановлювати захисти від таких видів пошкоджень:
багатофазних замикань в обмотках і на виводах;
однофазних замикань на землю в обмотці і на виводах, приєднаних до мережі з глухозаземленою нейтраллю;
виткових замикань в обмотках;
струмів в обмотках, обумовлених зовнішніми КЗ;
струмів в обмотках, обумовлених перевантаженнями;
пониження рівня масла.
Від таких видів пошкоджень слід використовувати такі захисти:
диференційний захист;
максимально-струмовий захист;
газовий захист;
захист від перевантажень.
4.2. Елементи і функціональні частини пристроїв релейного захисту і автоматики
Пристрої релейного захисту і автоматики складаються з окремих функціональних елементів, зв’язаних між собою спільною схемою. Призначення кожного елемента – перетворити вхідні сигнали, отримані від попереднього елемента, і передати їх наступному елементу. В кожному пристрої елементи об’єднуються в функціональні частини. Умовно у відповідності з послідовністю перетворення і передачі сигналів виділяють вимірювальну, передавальну, логічну і виконуючу частину
Вимірювальна частина. Елементи вимірювальної частини контролюють той чи інший параметр системи електропостачання, наприклад амплітуду (абсолютне значення) струму, напруги, кут зсуву фаз між ними, значення частоти. Вказані параметри вторинних напруг і струму, отриманих від первинних вимірювальних перетворювачів напруги і струму електричних установок, є інформаційними параметрами. Вторинні напруга і струм вимірювальних трансформаторів є основними вхідними електричними сигналами автоматичних пристроїв.
Розрізняють аналогові (неперервні) і дискретні (цифрові) сигнали. Ознакою аналогових сигналів – нескінчена кількість можливих значень інформаційного параметру. Аналоговий неперервний сигнал характери зується неперервною змінною інформаційного параметру в часі. Ознака дискретного сигналу – обмежене число допустимих значень інформаційного параметру, частіше тільки два значення. Дискретний цифровий сигнал – число імпульсів в одиничній чи в двійковій системі числення.
Основні вхідні електричні сигнали є ан...
19.11.2017 01:11-
Ділись своїми роботами та отримуй миттєві бонуси!
0%
Оголошення від адміністратора