Файл: Основные данные о работе.docx

Таблица 3

Параметры схемы замещения

Элемент	R0, Ом/км	Х0, Ом/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	Z, Ом
Система					0,652	0,652
W1	0,169	0,078	0,55	0,093	0,043	0,102
W2	0,208	0,079	0,14	0,029	0,011	0,031
W3	0,261	0,08	0,38	0,099	0,030	0,104
W4	0,329	0,081	0,46	0,151	0,037	0,156
W5	0,261	0,08	0,19	0,050	0,015	0,052
W6	0,208	0,079	0,17	0,035	0,013	0,038
W7	0,169	0,078	0,68	0,115	0,053	0,127
W8	0,329	0,081	0,6	0,197	0,049	0,203
W9	0,329	0,081	0,6	0,197	0,049	0,203

---

В нормальном режиме работы сеть 10 кВ работает в разомкнутом режиме по точке потокораздела.

Рассчитаем токи КЗ для случаев, когда сеть работает в нормальном режиме, а также при работе в послеаварийном режиме- при отключении (в случае КЗ и при выводе в ремонт) линии W1 в режиме магистрали.

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

, кА, (2.2.3)

где Z_Σ– суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается формуле:
, кА, (2.2.4)

где К_у – ударный коэффициент, который находится по формуле:

, (2.2.5)

где Т_а – постоянная времени переходного процесса.

, с, (2.2.6)

где Х – реактивное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом;

ω – угловая частота (ω=314 при частоте питающей сети 50 Гц);

R – активное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом.

Пример расчета для рисунка П7.1:

, кА;
, с;
;
, кА;
, кА.

Результаты расчетов для всех точек расчета (см. табл. 2.2).


Таблица 4

Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	К1	К2	К3	К4	К5	К6	К7
Рабочий режим электрической сети
Ik(3), кА	8,04	7,72	6,82	5,8	6,98	7,43	7,79
Ik(2), кА	6,96	6,68	5,9	5,02	6,05	6,43	6,74
Ку	1,48	1,23	1,1	1,04	1,10	1,23	1,48
Iy, кА	16,84	13,42	10,64	8,56	10,9	12,92	16,32
Послеаварийный режим электрической сети
Ik(3), кА	7,79	7,43	6,98	5,92	5,37	5,23	–
Ik(2), кА	6,74	6,48	6,05	5,13	4,65	4,53	–
Ку	1,48	1,23	1,1	1,04	1,03	1,02	–
Iy, кА	16,32	12,92	10,9	8,73	7,79	7,53	–
ТП7
Ik(3), кА	7,5	7,5	–	–	–	–	–
Ik(2), кА	6,5	6,5	–	–	–	–	–
Ку	1,24	1,24	–	–	–	–	–
Iy, кА	13,19	13,19	–	–	–	–	–

---

3. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

---

Выбор коммутационных аппаратов


Электрооборудование, изоляторы и оборудование, находящееся под напряжением, работают в трех основных режимах условий эксплуатации: длительном, перегрузочном (повышенная нагрузка, достигающая для некоторого оборудования значений до номинальных 1,4) и коротком замыкании. (короткое замыкание).

При длительной эксплуатации надежная работа приборов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным подбором номинальных напряжений и токов.

В режиме перегрузки ограничение величины и продолжительности повышения напряжения или тока обеспечивает надежную работу устройств электроустановки и других устройств, а запас мощности обеспечивает нормальную работу электроустановки. увеличивать.

В режиме короткого замыкания надежная работа устройств, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств требованиям по термической и электромеханической стойкости. Для автоматических выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавлены условия выбора на основе отключающей способности.

На стороне 10 кВ будут установлены вакуумные выключатели серии ВБЭС-10-31,5/1600 УХЛ2 в качестве линейных выключателей и ВГГ-10-63/4000 У в качестве вводных и частичных выключателей.

Вакуумные выключатели типа ВБЭС-10-31,5 предназначены для коммутации электрических цепей в нормальном и аварийном режимах в сетях трехфазного переменного тока с изолированной нейтралью частотой 50 и 60 Гц и номинальным напряжением до 12 кВ.

Выбор выключателей и разъединителей

Выбор высоковольтных выключателей проводится по следующим параметрам:

- по напряжению электроустановки U_уст:
U_уст ≤U_ном,

где U_ном – номинальное напряжение выключателя, кВ;
- по длительному току:

I_р.max ≤I_ном,
где I_ном – номинальный ток выключателя, А;
- по отключающей способности:


где I_откл. – номинальный ток отключения выключателя, кА;

- на электродинамическую стойкость:

i_дин.= i_пр.скв.≥ i_уд.,
где i_пр.скв. – предельный сквозной ток выключателя, кА;

i_уд. – расчётое значение ударного тока, кА;

---

i_дин – действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА;

- на термическую стойкость:

; (2.3.1)

_, (2.3.2)
где В_к – тепловой импульс по расчёту;

I_Т – предельный ток термической устойчивости, кА;

t_T – длительность протекания тока I_Т, с;

t_сз – время срабатывания защиты, с.

Выбора выключателя Q1.

Предварительно выбираем вакуумный выключатель типа ВБЭС-10-31,5/1600 УХЛ2:

U_уст=10ном=12 [кВ];
I_p.max=205.2 А;

I_K.max=6,58 кА ≤ I_откл=31,5 кА

i_дин.= i_пр.скв.=15,75 кАуд=80 кА_.,

В_к=6,58^.2=13,16 кА ≤ I²_T^.t_T=31,5^2.3=2976,8 кА²∙с

Таким образом, из проведенных расчетов видно, что вакуумный выключатель типа ВБЭС-10-31,5/1600 УХЛ2 удовлетворяет условиям выбора.

Таблица 5

Технические данные выключателей

Условия выбора	Численное Значение	Линейный ВБЭС-10-31,5/1600 УХЛ2	Численное Значение	Вводный и секционный ВГГ-10-63/4000 У
Uуст  Uном	10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ
I р.max  Iном	205,2 А	1600 А	1650 А	4000 А
	6,58 кА	31,5 кА	6,58 кА	63 кА
iдин.= iпр.скв.≥ iуд.	15,75 кА	80 кА	15,74 кА	161 кА
	13,16кА2с	2976,8 кА2∙с	13,16 кА2с	77763 кА2∙с

В КРУ-10 кВ выполним установку разъединителей РВК-10/2000. Разъединитель имеет технические характеристики, приведенные в табл. 6.

Таблица 6

Технические характеристики разъединителя типа РВК-10/2000

Параметр	Значение
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А	2000
Ток электродинамической стойкости, кА	31,5
Ток термической стойкости, 3 с	80

1. 
   Выбор трансформаторов тока
   

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор трансформаторов осуществляется:

- по напряжению установки U_цеп ≤ U_ном ;
- по току I_{p max} ≤ I_{1 ном} ;
- по конструкции и классу точности ;
- по электродинамической стойкости i_уд ≤ i_дин ;
- по термической стойкости B_k ≤ I_T²t_T ;
- по вторичной нагрузке Z₂ ≤ Z_2ном ,

где Z₂ – сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока;
Z_2,ном – номинальное допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимаем Z₂ ≈ r₂. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов⁶:

r₂ = r_приб + r_пр + r_k. (2.3.3)
Сопротивление приборов определяется по выражению [3с.104]:
r_приб = S_приб/I₂², (2.3.4)

где S_приб – мощность, потребляемая приборами;
I₂ – вторичный номинальный ток приборов.

Сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие⁷:

r_приб + r_пр + r_к ≤ z_2ном, (2.3.5)

откуда:

r_пр = z_2ном – r_приб – r_к,
Зная r_пр, можно определить сечение соединительных проводов:

q = , (2.3.6)

где – удельное сопротивление материала провода.

Применяем провода с медными жилами = 0,0178 Ом/м.

l- расчётная длина соединительных проводов.

На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы тока.

U_ном = 10 кВ ; U_уст = 10 кВ ;
I_1ном = 3000 А ; I_{p max} = 1650 A ;
i_дин = 52 кА ; i_уд = 5,38 кА ;
I_т²t_т = 84672 кА²с; В_к = 10,76 кА²с;

z_2ном = 10 Ом в классе точности 0,5.

Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке.

Общее сопротивление приборов:

r_приб= = 0,2 [ Ом]

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр=10-0,2-0,1=9,7 [Ом]

Принимаем длину проводов ℓ_расч=40м, тогда сечение:

q= =0,08 [мм²].

Согласно требованиям ПУЭ принимаем контрольный медный кабель ВВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Таблица 7

Трансформаторы тока

Условия выбора	На вводе и секционный
	Расчетное значение		ТПШФЛД-10-3000/5 У3
Uном Uсети	Uсети = 10 кВ		Uном= 10 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=1650 А		Iном = 3000 А
iдинiуд	iуд= 5,38кА		iдин = 52 кА
I2t Bк	Bк=10,76 кА2с		I2t=84672 кА2с
Условия выбора	На фидерах нагрузки
	Расчетное значение	ТПЛ-10-1500/5 У3		ТПЛ-10-1000/5 У3
Uном Uсети	Uсети = 10 кВ	Uном=10кВ		Uном=10кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max = 1050;940; 550А	Iном = 1500 А		Iном = 1000 А
iдинiуд	iуд =5,38 кА	iдин=80кА		iдин=80 кА
I2t Bк	Bк=10,76 кА2с	I2t=1587 кА2с		I2t=1016 кА2с

2. 
   Выбор трансформаторов напряжения
   

Условие выбора трансформатора напряжения:

1. По напряжению:

U_{ном }U_сети .

2. По расчетной нагрузка вторичных цепей:

,

где S_2ном – номинальная вторичная мощность (при заданном классе точности 0,5).

На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НАМИТ-10:

U_ном=10 кВ =U_сети =10 кВ;

S₂=300МВ ≤S_2НОМ=630МВ

Трансформатор напряжения подключаются через предохранители:

на 10 кВ - ПКН-001-10 У3: U_ном=10кВ, I_{мин.откл.=}2 А.

3. 
   Выбор ограничителей перенапряжения
   

Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. Параметры ОПН представлены табл. 8.

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

Таблица 8

Выбор ОПН

Тип ОПН	ОПН – РС-10/12,7УХЛ1
Класс напряжения с сети	Uном =10 кВ
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение	Uдлит.доп=12,7 кВ
Номинальный разрядный ток, при импульсе 8/20 мкс	Iном.разр=10 кА
Мах. амплитуда импульса тока 4/10 мкс	Iампл =100 кА

Выбор дугогасящих реакторов

Дугогасительные реакторы представляют собой индуктивности, предназначенные для гашения дуги емкостных токов замыкания на землю и ограничения перенапряжений при повторном возгорании дуги на землю.

Согласно ПУЭ, допускается длительная эксплуатация сетей с изолированной нейтралью при емкостных токах замыкания на землю не более 20А. Однако исследования и опыт эксплуатации, проведенные в Республике Беларусь и за рубежом, показали, что использование дугогасящих катушек рекомендуется даже при токах замыкания на землю 15А.

Возьмем однофазный маслоохлаждаемый реактор с заземленным дугогашением типа РУОМ. Они используются в качестве заземлителей с автоматической компенсацией емкостных токов замыкания на землю и предотвращают переход однофазных замыканий на землю в короткие замыкания в электрических сетях.

Реактор подключается между точкой заземления и высшей нейтралью трансформатора или с помощью нейтрали фильтра нулевой последовательности. Регулировка режимов производится автоматически с помощью специальной системы управления САНК, входящей в комплект РУОМ. SANK распознает нормальные рабочие режимы и режимы замыкания на землю, измеряет емкость сети в нормальном режиме и плавно переходит в режим компенсации емкостного тока в случае замыкания на землю.

Расчет емкостных токов

Емкостной ток для воздушной линии определяется по формуле⁸:

(2.3.7)

Емкостной ток для кабельной линии определяется по формуле:

(2.3.8)

Мощность дугогасящих катушек выбирается по величине полного емкостного тока замыкания на землю сети и подсчитывается по формуле⁹:

(2.3.9)

где n – коэффициент, учитывающий развитие сети в ближайшие пять лет. Приближенно n=1,25.

Определяем мощность дугогасящих катушек:

I С.Ш.: Q=1,25^.18,4^.10=230кВА;

II С.Ш.: Q=1,25^.11,3^.10=141кВА.

Принимаем мощность реактора для первой секции шин S_др = 300 кВ·А и мощность ФЗМО S_фзмо = 310кВ·А. Окончательно выбираем заземляющий дугогасящий реактор типа РУОМ - 300/11/Ц3 У1. Для второй секции шин – мощность реактора также S_др = 300 кВ·А и мощность ФЗМО S_фзмо = 310 кВ·А. Окончательно выбираем заземляющий дугогасящий реактор типа РУОМ - 300/11/Ц3 У1. Для РУОМ - 300/11/Ц3 У1 выбираем кабель ВВГ-43: I_доп = 37 А> I_расч.=18 А, ΔU=0,03%<5%. А также устанавливаем трансформаторы тока ТОЛ-10 300/5.
2.4 Выбор сечения кабелей сети 10 кВ
Электрические нагрузки сетей 10 кВ, в соответствии с¹⁰, определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линий и прочее), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по. Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (tgφ = 0,43).

Расчетная активная нагрузка линии P_p.w определяется по формуле:
, кВт, (2.3.10)
где ^k_y – коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов¹¹;

^Рр.ТП.i – активная нагрузка i-ой ТП, получающей питание по данной линии в послеаварийном режиме, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка линии Q_p.w определяется по формуле:

, квар, (2.3.11)

где ^P_p.w – расчетная активная нагрузка в послеаварийном режиме, кВт;

^tgφ – коэффициент реактивной мощности.

Полная электрическая нагрузка S_p определяется по формуле:

, кВ∙А, (2.3.12)

где ^P_p – расчетная электрическая нагрузка линии, кВт;

^Qp – расчетная реактивная мощность линий, квар.

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме работы I_p, кА, определяется по формуле:

, А, (2.3.13)

где ^S_p – полная электрическая нагрузка линии, кВ∙А;

^Uн – номинальное напряжение, кВ.

Согласно, кабели выбирают по следующим условиям;

1) по длительно допустимому току:

I_p < I_доп, А, (2.3.14)

2) по экономической плотности тока:

, мм², (2.3.15)

где ^F_p – расчетное сечение кабеля, мм²;

^Ip – расчетный ток линии, А;

j_эк – экономическая плотность тока А/мм².

3) по нагреву током послеаварийного режима:

, (2.3.16)

где ^I_па – ток послеаварийного режима, А;

^kср – коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной [6];

k_пр – коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке;

k_пер – коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме, K_пер = 1,25;

k_гр – коэффициент, учитывающий удельное сопротивление грунта [6];

I_доп – допустимый ток кабеля, А, [6].

4) по допустимому отклонению напряжения:

, (2.3.17)

где ∆^U_% – допустимая потеря напряжения ≤ 5% ;

∆^Up – расчетные потери напряжения, %;

I_р – расчетный ток линии, А;

L – длина кабеля, км;

r_o – удельное активное сопротивление кабеля, мОм/м;

x_o – удельное реактивное сопротивление кабеля, мОм/м¹²;

cosφ_н, sinφ_н – косинус и синус нагрузки;

U_ном – номинальное напряжение кабеля, В.

Выбираем марку кабеля: АПвП – алюминиевая жила, с изоляцией из сшитого полиэтилена, в оболочке из полиэтилена. Рекомендуется прокладка в земле (траншеях) с низкой коррозийной активностью, в процессе эксплуатации не подвергается растягивающим усилиям.

Рассчитаем нагрузки для линии W1.

, кВт;

, квар;
, кВ∙А.

Расчетный ток линии в послеаварийном режиме:

, А.

Расчетному току соответствует кабель сечением 95 мм² с допустимым током I_доп = 275 А.

Проверка по экономической плотности;

, мм².

Cечение получилось завышенным при расчете по экономической плотности тока. Выбираем сечение по длительно допустимому току.

Подставив численные значения в выражение (5.6), получим:

243,7 <1∙0,9∙1,25∙1∙275, мм²,

243,7 мм² <309,375 мм² условие соблюдается.

Потери напряжения составят:

%,

0,44% ≤5%, условие выполняется.

В результате проверок и расчетов получаем сечение линии W1F = 95 мм².

Результаты расчета сечений кабеля для других линий (см. приложение В. табл. В.1).

Проверим сечение кабеля по вышеперечисленным условиям.

1) по нагреву расчетным током:

А,

А условие соблюдается.

3) по допустимому отклонению напряжения:

%,

6% ≥ 2,19%, условие соблюдается.

Окончательно принимаем следующие сечение F = 120 мм².

Выбираем марку кабеля: АВБбШв – алюминиевая жила, изоляция из поливинилхлорида, броня из профилированной стальной ленты, защитный покров в виде выпрессованного шланга из поливинилхлорида.

2.5 Виды защит на ПС 110/10 кВ
Согласно ПУЭ силовые трансформаторы подстанций обеспечены следующими защитами:

а) повреждение внутри трансформатора с выделением газа и низким уровнем масла - газозащита;

б) Повреждения клемм трансформатора и внутренних повреждений - продольная дифференциальная защита. Установка обязательна для трансформаторов мощностью выше 6,3 МВА.

c) От токов, вызванных внешними короткими замыканиями, - максимальная токовая защита, установленная на стороне питания.

г) от токов, вызванных перегрузками (по возможности) - максимальная токовая защита от перегрузок, содержащаяся в токе одной фазы;

По статистическим данным наиболее частым аварийным режимом в РУ является короткое замыкание. Причинами коротких замыканий обычно являются механические повреждения, старение, перекрытие фазных проводов посторонними предметами, перенапряжение, нарушение изоляции из-за некачественного обслуживания оборудования. Короткие замыкания часто возникают из-за неправильного поведения обслуживающего персонала. Примерами таких действий являются ошибочное включение разъединителей короткого замыкания, ошибочное действие при коммутации в главных цепях и цепях релейной защиты и автоматики.

Дифференциальная защита и отключение действуют при отключении выключателя стороны питания 110 кВ и отключении выключателя стороны 10 кВ. Газозащита первой ступени и защита от перегрузки выполняются по сигналу. Вторая ступень газовой защиты и защиты от перегрузки по току срабатывает при размыкании автоматического выключателя на стороне подачи (или на размыкании всех автоматических выключателей на стороне).

Для защиты шин 10кВ предусмотрена максимальная токовая защита, установленная на шинах вводных и секционных выключателей 10кВ.

Защищает отходящие линии 10 кВ от междуфазных коротких замыканий. и двойное замыкание на землю, предусмотрена защита от перегрузки по току, которая может быть дополнена отсечкой по току.

д) Предусмотрены устройства контроля изоляции или частичная защита от однофазных замыканий на землю на отводной линии 10 кВ для воздействия на сигнал или отключение.

Аварии можно предотвратить, быстро отключив поврежденные участки электроустановок или сетей, как правило, с помощью специальных отключающих автоматических устройств.

Поэтому основной целью релейной защиты является быстрое и автоматическое отключение выключателя поврежденного оборудования или сети от неповрежденной остальной части электроустановки или сети.

Помимо повреждений электрооборудования, приводящих к многофазным коротким замыканиям, могут возникать нарушения нормального режима работы, такие как перегрузки, замыкания на землю на одной фазе в сетях с изолированной нейтралью, газообразование в результате пробоя масла и т.п. Низкий уровень масла в баке трансформатора или устройства РПН, расширителе трансформатора, аномально высокая температура масла трансформатора.

В большинстве этих случаев нет необходимости сразу обесточивать оборудование, так как данные явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и разрешаются сами собой (исключения - загазованность трансформаторов или РПН, их повреждение). в трансформатор). Поэтому при нарушении нормального режима работы на стационарной подстанции обычно достаточно подать предупредительный сигнал персоналу подстанции.

Поэтому второстепенным назначением релейной защиты является обнаружение нарушений нормального режима работы оборудования, которые могут привести к авариям, и выдача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу.

В трансформаторах принято выполнять защиты, выполняющие функцию отключения при всех видах многофазных и однофазных коротких замыканий выводов и обмоток, а также катушечных коротких замыканий и «пожаров», которые представляют собой ламинированные магнитные замыкания, вызванные вихревыми токами, которые возникают, когда изоляция между пластинами Повреждения связаны с искрением и газовыделением от разложения масла и других изоляционных материалов.

Ненормальными режимами работы, учитываемыми при выполнении релейной защиты, являются МТЗ при внешних коротких замыканиях, МТЗ при перегрузках и низкий уровень масла в случае маслонаполненных трансформаторов.

Тепловые эффекты перегрузки по току могут вызвать преждевременный износ и повреждение изоляторов. Защита от перегрузки по току внешних коротких замыканий используется для защиты соседних поврежденных элементов или для выполнения резервной функции на случай выхода из строя выключателя.

В трансформаторах защита от перегрузки по току имеет выдержку времени и срабатывает по сигналу, автоматической разгрузке или отключению.

Установленные в настоящее время в КРУ устройства релейной защиты и автоматики соответствуют требованиям. Их набор, избирательность действия и чувствительность обеспечивают защиту оборудования от нештатных режимов работы и бесперебойного электроснабжения потребителей.

В то же время реальный срок службы электромеханических реле значительно превышает заявленный срок службы. В результате мы наблюдаем увеличение количества изменений характеристик релейных элементов и случаев повреждения, выявляемых при регулярном техническом обслуживании и анализе неисправностей, а также увеличение относительного количества неисправностей. Наличие этих факторов приводит к невозможности восстановления требуемых характеристик устройства при техническом обслуживании.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

---