4

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЛИАЛ «ТОБОЛЬСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ»

Кафедра «Электроэнергетики»

Специальность: «Электроснабжение»

Пояснительная записка

к дипломному проекту на тему

Реконструкция подстанции 110/10 кВ Волгинская

Дипломник

Мингалёв С.С.,

группа ЭС-97

Руководитель

О.Н. Ивкин

Консультанты

О. Е. Новосёлова

Нормоконтроль О.А. Бузинов

к. т. н., доцент

Тобольск, 2002

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИ НАГРУЗКИ И ФОРМИРОВАНИЕ СЕТИ 110 кВ ТОБОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В РАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 кВ ВОЛГИНСКАЯ

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС 110 кВ Волгинская

1.2 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ Волгинская

1.3 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции

1.4 Технические решения реконструкции ПС 110 кВ Волгинская

1.4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ

1.4.2 Реконструкция КРУ 10 кВ

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

3.2 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах

3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

3.4 Выбор выключателей высокого напряжения

3.5 Выбор разъединителей

3.6 Выбор ячеек КРУН - 10 кВ

3.7 Выбор измерительных трансформаторов

3.7.1 Трансформаторы тока

3.7.2 Трансформаторы напряжения

3.8 Выбор гибкого токопровода

3.9 Выбор шинопровода

3.10 Выбор изоляторов

3.11 Выбор ограничителей перенапряжения

3.12 Выбор устройства компенсации емкостных токов

3.12.1 Дугогасящие катушки

3.12.2 Расчет емкостных токов

3.12.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов

4.2 Защиты трансформаторов 110/10 кВ

4.2.1 Общие положения

4.2.2 Газовая защита

4.2.3 Токовая защита обратной последовательности и максимальной токовой защитой с пуском по напряжению

4.2.4 Дистанционная защита от многофазных замыканий

4.2.5 Токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю

4.2.6 Максимальная токовая защита от перегрузки

4.2.7 Дифференциальная токовая защита

4.3 Устройство автоматического включения резерва

4.4 Автоматическое повторное включение

4.5 Автоматическая частотная разгрузка

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

5.1 Определение капитальных затрат, необходимых для реконструкции

5.2 Определение экономического эффекта от внедрения нового оборудования

6. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Безопасность труда

6.2 Расчет заземляющего устройства подстанции «Волгинская»

6.3 Молниезащита

6.4 Оценка экологичности проекта

7. УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКРЙ ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО МИКРОПРОЦЕССОРНОГО СЧЕТЧИКА СЕРИИ АЛЬФА - ЕВРОАЛЬФА

7.1 Назначение счетчиков серии Альфа

7.2 Принцип работы счетчиков Альфа

7.3 Конструкция счетчиков Альфа

7.4 Базовые модификации счетчиков Альфа

7.5 Интерфейсы счетчиков Альфа

7.6 Общие характеристики счетчиков Альфа

7.7 Установка счетчиков Альфа

7.8 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ)

7.8.1 Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии АльфаМЕТ (ИВК «Метроника»)

7.8.2 Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии АльфаСМАРТ

7.8.3 Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии АльфаЦЕНТР

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение 1

Приложение 2

ВВЕДЕНИЕ

Подстанция 110 кВ Волгинская является одним из энергоузлов, входящих в системообразующую сеть Тобольской энергосистемы.

Реконструкция ПС 110 кВ Волгинская вызвано необходимостью модернизации и замены устаревшего электрооборудования и автоматики.

В настоящей работе рассматриваются следующие возможности усиления надёжности схемы электроснабжения:

1) Установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;

2) Установка маломасляных выключателей на стороне 110 кВ;

3) Замена разрядников, на более современные, ограничители перенапряжения нелинейные;

4) Установка счетчиков ЕвроАльфа, предназначенных для автоматического контроля и учета электроэнергии;

5) Установка более мощных устройств компенсации емкостного тока.

1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ И ФОРМИРОВАНИЕ СЕТИ 110 кВ ТОБОЛЬСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В РАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 кВ ВОЛГИНСКОЙ

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС Волгинская

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д.. Потребителями электроэнергии ПС Волгинская являются: Хлебозавод, Медгородок, Котельная, Микрорайон 9, Холодильник, Микрорайон 8, Ягодный, Зверосовхоз, КНС-8. Баланс мощности электрических нагрузок ПС Волгинская приведён табл. 1.1.

Таблица 1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС Волгинская

Наименование потребителей	Зимой в (А)	Летом в (А)	cos
Хлебозавод Медгородок Котельная Микрорайон 9 Холодильник Микрорайон 8	95 210 272 120 65 219	134 204 140 91 45 117	0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95
Ягодный Зверосовхоз КНС-8 Итого	35 15 50 1081	13 5 117 866	0,95 0,95 0,95 ----

От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели [15].

1.2 Характеристика существующей схемы электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ Волгинская

Подстанция 110 кВ Волгинская была введена в эксплуацию в 1979 году, подключена к энергосистеме путём сооружения ВЛ 110 кВ Тобольская-1 и ВЛ 110 кВ Тобольская-2. Она предназначалась для питания потребителей промышленной зоны и части г. Тобольска .

Напряжение на ввода трансформаторов подается по двум взаиморезервируемым линиям: Тобольская-1 и Тобольская-2. Такая схема позволяет производить поочередный ремонт выключателей без отключения потребителей.

1.3 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции

Подстанция 110 кВ Волгинская состоит из основного оборудования выпуска семидесятых годов.

На подстанции установлены:

Два трансформатора с расщепленной обмоткой 1Т и 2Т - ТРДН-25000/110

На стороне 110 кВ трансформатор 1Т запитан от ВЛ Тобольская-1, 2Т - от ВЛ Тобольская-2.

Питание 1 секции 10 кВ осуществляется от трансформатора 1Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 10 кВ, допускается кратковременно ( не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов 1Т, 2Т автоматически или дистанционно.

В цепи линий установлены аппараты, необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий, для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях, а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.

Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого замыкания. На стороне 10 кВ установлены выключатели: ВК-10-20/630. Разъединители применяются для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка, недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе. На стороне 110 кВ установлены разъединители: РНДЗ-1^б-110У1 и РНДЗ-2-110У1; на стороне 10 кВ на линиях 1Т - КРУН-10 кВ и 2Т - КРУН-10 кВ установлены разъединители РНДЗ-1-10/2000. В результате электромагнитных процессов, связанных с резким изменением режима работы электрических сетей внутри электроустановки, или внешних воздействий, например, молний, возникают перенапряжения. Для защиты от них на стороне 110 кВ применяют разрядники РВС - 110/73 - 10(I)УХЛ1 и для защиты изоляции нейтралей трансформаторов РВС - 110/44 - 10(I)УХЛ1; на стороне 10 кВ: РВ0 - 10/11 - 10(I)УХЛ1. Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высокого напряжения применяют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Таблица 1.2.

U,кВ	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения
10 10	ТЛМ-10 ТЛН-10	НАМИ-10

Схема КРУН-10 кВ одно-секционированная система шин. В целях ограничения токов короткого замыкания применяется раздельная работа секций. В схеме предусмотрен секционный выключатель с устройством автоматического включения резерва (АВР).

Надежность схемы на стороне напряжения 10 кВ повышается за счет применения шкафов КРУ-10 кВ, позволяющих производить быструю замену выкатной части ячейки для ремонта выключателя.

Установлены ячейки K-37. Для питания собственных нужд установлены два трансформатора ТМ - 160/10/0,4, присоединенные к секциям 10 кВ.

Распределение электроэнергии от подстанции осуществляется:

10 кВ - кабельными и воздушными ЛЭП.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование практически выработало свой ресурс.

Кроме того, с течением времени выявились недостатки расположения ПС Волгинская: большая длина кабельных линий, и как следствие, высокий уровень емкостных токов, требующий применения соответствующего оборудования.

Поэтому необходима реконструкция действующей подстанции, целью которого является замена устаревшего оборудования и автоматики.

1.4 Технические решения реконструкции ПС 110 кВ Волгинская

Технические решения реконструкции подстанции «Волгинская» направлены на повышение надежности схемы подстанции:

- установка выключателей на стороне 110 кВ на подходящих линиях;

- выключателя на перемычке между линиями 110 кВ;

- замена устаревшего оборудования на новое и более совершенное.

Кроме того, рассматривается выбор дополнительного оборудования для компенсации емкостных токов.

1.4.1 Реконструкция ОРУ 110 кВ

В основу реконструкции ОРУ 110 кВ подстанции Волгинская заложены следующие принципы:

обеспечение возможности подключения ВЛ 110 на любом из этапов реконструкции;

сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ;

минимальное количество переключений коммутационного оборудования;

минимальное количество и протяжённость временных перемычек и участков линий.

1.4.2 Реконструкция КРУН 10 кВ

К существующему КРУН 10 кВ ПС Волгинская подключены линии электропередачи, одни из которых обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Указанные особенности присоединений КРУН 10 кВ определяют расчётные условия, в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.

В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:

максимальное сохранение в работе всех присоединений;

обеспечение выдачи всей установленной мощности ;

сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;

минимальное количество временных перемычек;

исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

2. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [1].

Токи короткого замыкания (КЗ) рассчитывают для выбора и проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую и динамическую стойкость, для выбора, при необходимости, устройств по ограничению этих токов, а также для выбора и оценки устройств релейной защиты.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения. При расчётах токов КЗ принимаются допущения [21]:

все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

расчётное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;

короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

сопротивление места КЗ считается равным нулю;

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

не учитываются ёмкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

напряжение источников питания остаются неизменным.

В сетях 110 кВ и выше, работающих с глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше. В сетях менее 110 кВ, расчёт токов КЗ производится для трёхфазного вида КЗ.

В связи с необходимостью проверки выбираемого силового и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий, а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.

В зависимости от назначения расчёта выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.

Например, выбор и проверка коммутационной аппаратуры на термическую стойкость требует, чтобы в ветви с КЗ протекал максимально возможный ток. Этот режим требует включения в расчетной схеме всех источников питания и ветвей связи. Такой режим называется максимальным.

Наоборот, проверка чувствительности устройств релейной защиты должна производится с учётом ремонтных режимов сети, при которых отключена часть источников питания и ветвей связи, для того чтобы ток КЗ через проверяемую защиту был минимальным.

Однако, хотя расчётные режимы и виды повреждения для проверки чувствительности устройств РЗиА должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных условий работы системы, выбранный режим работы должен быть реально возможным [14].

Схема замещения для расчётов токов КЗ представлена на рис. 2.1.

рис.2.1

Найдем параметры схемы замещения приведенные к напряжению 110 кВ:

1) Сопротивление системы.

5,57/6,47 Ом

2) Найдем сопротивления трансформаторов.

Ом

Ом

Запишем параметры схемы замещения в общем виде:

1)Удельное реактивное сопротивление параллельных i - j линий:

(2.1)

2) Общее сопротивление линии:

(2.2)

3) Общее реактивное сопротивление линии:

(2.3)

где - удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км); - длина линии (км).

4) Общее активное сопротивление линии:

(2.4)

где - удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км); - длина линии (км).

5) Общее сопротивление i -j линий:

(2.5)

6) Реактивное сопротивление i -j линий:

(2.6)

7) Активное сопротивление i -j линий:

(2.7)

Параметры линии 110 кВ (АС-150):

X_л= 2,38 Ом

R_л= 1,092 Ом

Параметры токопровода 10 кВ (2АС-150):

X_т.п.=0,41 Ом

R_т.п.= 0,19 Ом

Запишем формулы для расчета тока короткого замыкания в общем виде:

1) Периодическая составляющая тока короткого замыкания:

(2.8)

где - расчетное напряжение;

- сопротивление участка до точки короткого замыкания.

2) Постоянная времени:

(2.9)

где - реактивное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

- активное сопротивление участка до точки короткого замыкания;

3) Ударный коэффициент:

(2.10)

4) Ударный ток короткого замыкания:

(2.11)

Для примера рассмотрим точку К1, рис.2.2:

рис. 2.2.

кА

где I_к.б. max/min - приведенный к 110 кВ ток к.з. при максимальном и минимальном режимах системы.

Ток к.з., приведенный к номинальному напряжению:



с

кА

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Расчетная точка к.з.	Max режим системы	Min режим системы
	К1	К2	К3	К4	К1	К2	К3	К4
Х110, Ом	7,95	63,55	63,96	36	8,85	64,45	64,86	36,9
R110, Ом	1,092	3,632	3,822	2,5	1,092	3,632	3,822	2,5
Ikiб, кА	8,4	1,05	1,04	1,4	7,5	1,03	1,02	1,2
Uн, кВ	110	10	10	10	110	10	10	10
Ik, кА	8,4	11,5	11,4	15,3	7,5	11,3	11,2	23,1
Та, с	0,023	0,056	0,053	0,046	0,026	0,057	0,054	0,047
iуд, кА	20,2	29,3	29,0	38,9	18,0	28,7	28,5	33,0

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Мощность трансформаторов подстанции определяется электропотреблением потребителей 10 кВ. Часовые потребления нагрузок сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

Время	S, МВА
2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00	12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 14,3 14,3 14,3 14,3 14,3 14,3 14,3 14,3 14,3 14,3 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 14,3 14,3 12,5 14,3

Находим полную среднеквадратичную мощность из графика нагрузки подстанции по формуле:



МВА.

1) Номинальная мощность трансформаторов определяется по условию[7]:

(3.1)

где n - число трансформаторов на подстанции (n=2).

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки.

МВА

С перспективой развития промзоны и строительством новых микрорайонов оставляем существующие трансформаторы мощностью МВА.

Определяем коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме:

(3.2)

Следовательно, в нормальном режиме трансформаторы перегрузок не испытывают.

2) Определим коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме, т.е. когда один трансформатор отключен:

(3.3)

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме не превышает установленной нормы 1,5.

Следовательно, трансформаторы мощностью 25 МВА каждый удовлетворяют требуемым условиям.

Выбираем трансформаторы ТРДН-25000/110. Параметры трансформатора сведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Тип трансформатора	ТРДН-25000/110
Sном, МВА	25
Uвн, кВ	115
Uнн, кВ	10,5-10,5
Pхх, кВт	25
Pк, кВт	120
Uк, %	10,5
Iк, %	0,65
Количество трансформаторов	2

3.2 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах

Потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах, МВт*ч:

(3.4)

где - нагрузочные потери активной мощности в трансформаторе, МВт*ч;

- время максимальных потерь, ч;

- номинальные потери холостого хода трансформатора, МВт;

Т - время работы трансформатора, ч (при работе круглый год принимается Т=8760 ч).

(3.5)

где - фактическая мощность, протекающая по трансформатору, МВА;

- номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;

- активное сопротивление трансформатора, Ом.

(3.6)

где - номинальные потери к.з. трансформатора, МВт;

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

(3.7)

Потери электроэнергии в группе одинаковых параллельно включенных трансформаторов:

(3.8)

где n - число трансформаторов в группе.

(ч)(3.9)

где - число часов использования максимума, ч в год.

(3.10)

где - значения мощностей за соответствующие периоды времени ;

- максимальное значение мощности за сутки (из графика нагрузок).

Потери электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах и трансформаторах с расщепленной обмоткой, МВт*ч:

(3.11)

где - фактические мощности, протекающие соответственно по обмотке высокого, среднего и низкого напряжения, МВА.

Потери электроэнергии в группе одинаковых параллельно включенных трансформаторов, МВт*ч:

(3.12)

где n - число трансформаторов в группе.

Расчеты представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Тип транс-формара	Число транс-форматоров	, ч	, МВт	, МВт	Т, ч	, МВА	, МВА	, МВт*ч
ТРДН- 25000/110	2	6298	0,025	0,12	8760	14,3	25	561,6

3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Непрерывность процесса передачи и распределения электроэнергии потребителям на подстанции обеспечивается потребителями собственных нужд. В качестве источников энергии для них используются понижающие трансформаторы 10/0,4.

В таблице 3.4 представлены потребители собственных нужд подстанции «Волгинская».

Таблица 3.4

Наименование потребителя	Iн, А
1. Охлаждение 1Т	25
2. Охлаждение 2Т	25
3. Освещение ОРУ	50
4. Регулирование напряжения 1Т	50
5. Регулирование напряжения 2Т	50
6. Обогрев счетчиков Альфа	50
7. Освещение ячеек 10кВ	25
8. Аварийное освещение ЗРУ-10 кВ	25
9 Обогрев приводов ОД и КЗ-110 кВ	25
10. Освещение коридора ЗРУ	25
11. Силовой щиток в ЗРУ-10	50
12. Проверка устройств РзиА	25
13. «Гранит»	25
14. Телеизмерение	63

Путем замеров было выяснено, что электроснабжение потребителей собственных нужд составляет в среднем S_ср=144 кВА.

Определим мощность трансформаторов собственных нужд:

кВА

Выбираем трансформаторы S_н=160 кВА

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

Т.е. трансформаторы собственных нужд не испытывают перегрузок.

На подстанции «Волгинская» установлено два трансформатора собственных нужд ТМ-160/10/0,4.

Таким образом, трансформаторы собственных нужд на подстанции «Волгинская» в замене не нуждаются.

3.4 Выбор выключателей высокого напряжения

Выключатель - это аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования [14]:

надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания.

Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .

Выбор выключателей производится[21]:

по напряжению

; (3.13)

по длительному току

;(3.14)

по отключающей способности.

В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения

,(3.15)

где - действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент начала расхождения дугогасительных контактов;

- номинальный ток отключения, кА.

Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания, т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей

,(3.16)

где - апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов ;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе короткого замыкания; - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов,

,

где = 0.01 с - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя.

На электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

; (3.17)

;(3.18)

где - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

- действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по справочнику);

- ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;

- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания (по каталогу).

На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу

,(3.19)

,(3.20)

где - тепловой импульс по расчёту;

- предельный ток термической устойчивости по каталогу;

- длительность протекания тока термической устойчивости, с.

Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения обычно не проводится.

Рассмотрим выбор высоковольтного выключателя на ОРУ 110 кВ для присоединения линии Тобольская-Волгинская-1. Максимальный рабочий ток в линии равен:

, (3.21)

А

Намечаем выключатель типа [9]:

ВМТ-110Б/1000/УХЛ1 и производим его проверку:

1) По напряжению:

2) По номинальному току:

3) По току отключения:

4) По величине ударного тока к.з. в сети:

5) На термическую стойкость:

6) На способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания:

Таким образом, выключатель удовлетворяет условиям. Результаты выбора выключателей ОРУ 110 и ЗРУ 10 кВ сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 Выбор высоковольтных выключателей

ВМТ-110Б/1000УХЛ1
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	75,1 А	1000 А
	8,4 кА	20 кА
	20,2 кА	52 кА
	5,2 кА2с	1200 кА2с
	Iк=8,4 кА	Iпр.скв.=20 кА
ВБКЭ-10-20/1600УХЛ (для вводных и межсекционных выключателей)
	10 кВ	10 кВ
	825,6 А	1600 А
	15,3 кА	20 кА
	38,9 кА	52 кА
	22,4 кА2с	1200 кА2с
	Iк=15,3 кА	Iпр.скв.=20 кА
ВБКЭ-10-20/630УХЛ (на присоединение)
	10 кВ	10 кВ
	272 А	630 А
	15,3 кА	20 кА
	38,9 кА	52 кА
	22,4 кА2с	1200 кА2с
	Iк=15,3 кА	Iпр.скв.=20 кА

3.5 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится [14]:

по напряжению;

по току;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической устойчивости;

по термической устойчивости.

Результаты выбора разъединителей сведены в табл. 3.6

Таблица 3.6

РНДЗ 1-110/1000ХЛ
Условие выбора	Расчётные данные	Каталожные данные
1.	110 кВ	110 кВ
	Iраб.макс=75,1 А	1000 А
	iу=20,2 кА	80 кА
4.	Bк=5,2 кА2с	3969 кА2с

Разъединители не проверяют на коммутационную способность при коротких замыканиях, поскольку они не предназначены для работы в таком режиме.

3.6 Выбор ячеек КРУ - 10 кВ

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями, благодаря своим достоинствам:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;

резкое снижение эксплутационных затрат;

полная взрыво и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

широкий диапазон температур, в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;

повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);

бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла, газов при отключении КЗ;

отсутствие загрязнений окружающей среды;

высокая надёжность и безопасность эксплуатации, сокращение времени на монтаж.

К недостаткам относится повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что требуют применения специальных технических средств и высокая цена.

В качестве распределительного устройства 10 кВ целесообразно применить закрытое КРУ заводского изготовления, состоящего из отдельных ячеек различного назначения.

Для комплектования КРУН-10 кВ выберем малогабаритные ячейки К-59, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ-10.

В составе КРУ сери К-59 входят вакуумные выключатели типа ВБЭ-10-20/1600 с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножи, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы.

3.7. Выбор измерительных трансформаторов

3.7.1 Трансформаторы тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения [24].

Выбор ТТ при проектировании РУ заключается в выборе типа трансформатора, определении ожидаемой нагрузки и сопоставлении её с номинальной, проверке на электродинамическую и термическую стойкость. Класс точности намечают в соответствии с назначением трансформатора тока: класс точности 0,5 - применяем для присоединения счётчиков денежного расчёта; класса 1 - для всех технических измерительных приборов; класса 3 и 10 - для релейной защиты [21].

Контроль над режимом работы подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов: вольтметра, ваттметра, варметра, счётчиков активной и реактивной энергии. Выбор и сравнение трансформаторов тока приведён в табл. 3.7.

Таблица 3.7 Выбор и проверка трансформаторов тока

ТФЗМ - 110Б-1
Условие выбора и проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
	110 кВ	110 кВ
	75,1А	300 А
	Bк=5,2 кА2с	2187 Ка2с
	iу=20,2 кА	62 кА
ТШЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	825,6А	1500 А
	Bк=22,4 кА2с	2187 Ка2с
	iу=38,9 кА	69 кА
ТПЛ-10
	10 кВ	10 кВ
	272А	400 А
	Bк=22,4 кА2с	3675 Ка2с
	iу=38,9 кА	66 кА

Для проверки трансформаторов тока по вторичной загрузки, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам (табл. 3.8. ).

Из табл. 3.8. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТФЗМ 110Б-1. Общее сопротивление приборов

Ом.

Таблица 3.8

Прибор	Тип	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э365	0,1	0,1	0,1
Ваттметр	Д365	1,5	-	1,5
Варметр	Д365	2,5	-	2,5
Счётчик активной энергии	СА4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4У-И670(3)	2,5	2,5	2,5
РЗиА		5	5	5
Итого		14,1	10,1	14,1

Из табл. 3.8. видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Производим проверку по вторичной нагрузке трансформаторов тока ТШЛ-10. Общее сопротивление приборов

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5 составляет 0,8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1, тогда сопротивление проводов

Ом.

Проверка трансформаторов тока на 110 и 10 кВ сведена в табл. 3.9.

Таблица 3.9

Тип ТТ	, А	, Ом	, Ом
ТШЛ-10	25	0,564	0,136
ТФЗМ-110Б-1	25	0,564	0,136
ТШЛП-10	25	0,564	0,136

3.7.2 Трансформаторы напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты - 0,5, 1,0 и 3,0.

Трансформаторы напряжения выбирают [21]:

по напряжению

; (3.22)

по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке

, (3.23)

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А

. (3.24)

Для ОРУ 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110-83. Подсчёт нагрузки производим в табл. 3.10.

Таблица 3.10 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор	Тип	Потр. мощн-ость			Кол-во приб.	Суммарная мощность S
Вольтметр Ваттметр Варметр Счётчик активной энергии Счётчик реактивной энергии РзиА	Э365 Д365 Д335/1 СА4У-И670(3) СР4У-И670(3)	0,1 1,5 2,5 2,5 2,5 5	1 1 0,38 0,38 0,38 1	0 0 0,925 0,925 0,925 0	3 2 2 3	0,3 3 5 7,5 7,5 5

Рассмотрим выбор трансформатора на U=110 кВ:

Рассмотрим выбор трансформатора на U=10 кВ:

S_ном=120ВА>25,6ВА

Выбор трансформаторов напряжения сведён в табл. 3.11

Таблица 3.11

Тип ТН	, В·А	, В·А
НТМИ-10	25,6	120
НКФ-110-83	25,6	400

Таким образом, трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.

3.8 Выбор гибкого токопровода

Выберем токопровод, по которому электроэнергия передается от трансформатора 110/10 кВ в КРУН - 10 кВ [14].

1) Определим экономически выгодное сечение токопровода:

(3.25)

где i_эк - экономическая плотность тока (для зоны Западной Сибири i_эк =1,3 А/мм²);

I_раб - рабочий ток нормального режима.

(3.26)

где I_расч - расчетное значение тока.

=825,6 А

=412,8 А

= 317,5 мм²

Выбираем токопровод 2АС-150.

2) Условие выбора по продолжительному нагреву:

(3.27)

где I_{раб.утяж}. - максимальный рабочий ток токопровода.

(3.28)

где I_т - максимальное допустимое значение тока для проводника по ПУЭ;

к₁ - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

к₅ - коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение.

Выберем в качестве проводника АС-150.

I_т =450 А

к₁ =1

к₅ =1,05

А

А

Пусть на каждую фазу токопровода идут линии АС - 150, таким образом токопровод будет представлять собой линию 2АС-150.

А

3) Проверка по электродинамической стойкости:

Для обеспечения электродинамической стойкости шинопровода при токах короткого замыкания расчетное напряжение не должно превосходить допустимого напряжения _доп.

(3.29)

Для алюминия _доп.=70 мПа.

Так как в нашем случае на каждую фазу идет две линии, то возникают электродинамические силы двух видов: усилие от взаимодействия токов различных фаз и усилие от взаимодействия токов в проводниках одной фазы.

_расч.= ₁ +₂ (3.30)

где ₁ - напряжение на шине в результате взаимодействия токов различных фаз.

₂ - напряжение в проводниках одной фазы.

(3.31)

где i_уд - ударный ток короткого замыкания i_уд =38,9 кА;

a - расстояние между фазами, м;

а=1 м.

l - длина пролета токопровода, м;

l=0,5 м.

=10

W - момент сопротивления поперечного сечения, м³;

W₁=2W

(3.32)

где d - диаметр проводника, м;

d=17,5 мм.

где q - сила взаимодействия между проводниками одной фазы на 1м длины.

(3.33)

где l₂ - расстояние между проводниками одной фазы, м;

l₂ =0,15 м.



МПа

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.12

Таблица 3.12

Условия для выбора	Расчетные данные	Данные для токопровода
U= 10 кВ
	iэк =1,3 =412,8А мм2	S=150 мм2 2АС-150
	А l=1 м, а=1 м, =10, iуд =7 кА d=17,5 мм.	Iт=450 А Iдоп=2*472,5 А
Таким образом, выбираем токопровод 2АС-150 для соединения выводов трансформаторов с шинами КРУН-10 кВ.

3.9 Выбор шинопровода

Сечение сборных шин выбирают по [13]:

1) По допустимому нагреву, исходя из токовой нагрузки в утяжеленном режиме;

2) По термической стойкости;

3) По электродинамической стойкости.

Выбираем шинопровод для КРУН-10 кВ.

Расчетный ток утяжеленного режима:

I_утяж. =825,6 А. Выбираем алюминиевые шины сечение 60х6 мм². I_доп. =870 А.

1. Проверка по допустимому нагреву:

2. Минимальное сечение шинопровода по термической стойкости:

где I_к. - установившийся ток к.з., А;

t_n. - приведенное время к.з., с;

С - коэффициент, для алюминия С=92.

t_n. = t_откл. +Та

t_n. =0,05+0,046=0,096 с.

I_к. =15,3 кА=15300 А.

3. По электродинамической стойкости шины выбирают исходя из условия:

где - напряжение в материале шин;

(3.34)

где М- максимальный изгибающий момент, Н*м;

W- момент сопротивления сечения шин, м³.

(3.35)

где F - сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока к.з., Н;

l- расстояние между изоляторами, l=1м.

=10

(3.35)

где a - расстояние между фазами, а=0,15 м;

Кф- коэффициент формы, Кф=0,35;

i_уд - ударный ток короткого замыкания i_уд =38,9 кА.

Пусть шины расположены друг к другу узкими сторонами:

b= 6мм=6*10^-3 м.

h= 60мм=6*10^-2 м

Н

Н*м.

м³.

мПа.

Наибольшее допустимое при изгибе напряжение _доп не должно превышать для алюминия 70 мПа.

4. Найдем частоту собственных колебаний шин:

5.

(3.36)

где Е- модуль упругости материала шин, для алюминия Е=7*10¹⁰ Па;

J- момент инерции поперечного сечения шин, м⁴.

 (при расположении шин друг к другу узкими сторонами). (3.37)

где m - масса одного погонного метра шины, кг/м.

Следовательно, явление резонанса не учитывается.

Таким образом, алюминиевые шины прямоугольного сечения 60х6 мм² удовлетворяют необходимым условиям.

3.10 Выбор изоляторов

Изоляторы предназначены для крепления шин и их безопасного обслуживания. Изоляторы, выбираются по следующим условиям:

1. Род установки

2. (3.37)

3. Допустимая механическая нагрузка:

(3.38)

Расчетная нагрузка на изолятор определяется по формуле:

(3.39)

где l - расстояние между изоляторами в пролете, l=1м.

а - расстояние между фазами, а=0,15 м.

кН

Выбираем изолятор для внутренней установки: ИОР-10-30.00УХЛ:

1.

2.

Выбранный изолятор удовлетворяет условиям. Высота изолятора 130 мм.

3.11 Выбор ограничителей перенапряжения

До 70-х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который содержал нелинейный элемент с симметричной вольт-амперной характеристикой на основе карбида кремния и последовательно включенные с ним искровые промежутки. Из-за относительно слабой нелинейности не линейного элемента он не мог подключаться к сети непосредственно, так как при рабочем напряжении через него протекал бы значительный ток.

В 70-х годах появились нелинейные элементы на основе окиси цинка, имеющие вольт-амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно-цинковыми элементами получили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН). За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками. Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить его массогабаритные показатели. К началу 70-х годов безыскровые защитные аппараты получили преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов производства лучших зарубежных фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении всплесков перенапряжений любой физической природы из-за резкой нелинейной вольт-амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до значений от ампер до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до заданных значений [17]. Выбираем ограничители перенапряжения. Для напряжения 10 кВ выбираем ОПН-10/11-10(I)УХЛ1. Для напряжения 110 кВ выбираем ОПН-110/73-10(I)УХЛ1.

3.12 Выбор устройства компенсации емкостных токов

3.12.1 Дугогасящие катушки

Дугогасящая катушка представляет собой индуктивность, предназначенную для гашения дуги емкостного тока замыкания на землю и ограничения перенапряжений при повторных зажиганиях заземляющей дуги.

По способам регулировки тока компенсации, современные дугогасящие катушки разделяются на три основных вида [3]:

1) с переключением ответвлений обмотки;

2) с изменением зазоров в магнитной системе;

3) с изменением индуктивности подмагничиванием постоянным током.

В высоковольтных сетях 6 - 35 кВ применяются в основном дугогасящие катушки ЗРОМ, они имеют прямо пропорциональную зависимость тока от напряжения. Насыщение стали практически не проявляется при напряжении 1,1 Uф, когда переключатель установлен на ответвление наибольшего тока.

Обмотки дугогасящей катушки ЗРОМ имеют пять ответвлений, делящих токи в соотношении 1:2. Длительная работа сетей 3-60 кВ с изолированной нейтралью допускается при емкостных токах замыкания на землю, не превышающих следующие значения:

Таблица 3.13

Напряжение сети, кВ	6	10	15-20	35 и выше
Емкостной ток замыкания на землю, А	30	20	15	10

Указанные значения токов соответствуют требования Правил технической эксплуатации (ПТЭ). Однако, исследования опасности воздействия заземляющих дуг и перенапряжений, а также опыт эксплуатации показали, что в сетях 6 и 10 кВ целесообразно применять дугогасящие катушки тогда, когда емкостные токи замыкания на землю достигнут соответственно 20 и 15 А.

3.12.2 Расчет емкостных токов

Емкостной ток для воздушной линии определяется по формуле:

(3.40)

Емкостной ток для кабельной линии определяется по формуле:

(3.41)

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.14

Таблица 3.14

№ ячейки	Наименован. отходящих линий	Марка кабеля.	Протяженность, км	Iс
			Общая	В том числе кл	В т.ч. вл
2	ЗРОМ-1	АШВУ-3х70	0,01	0,01		0,01
3	КНС-8	ААВ-3х150	0,35	0,35		0,35
4	Хлебозавод	ААШВ-3х120	0,35	0,35		0,35
5	РП-9-1	ААШВ-3х185	0,4	0,4		0,4
6	ТП холод.-1	ААШВУ3х120	0,719	0,719		0,719
		ААШВУ3х185	0,980	0,980		0,980
7	РП-5-1	АСВ-3х240	1,530	1,530		1,530
10	РП горкотел	2ААШВ3х185	2х1,4	2х1,4		2,8
11	РП-10-2	ААШВ-3х150	0,1	0,1		0,1
		АС-95	1,5		1,5	0,043
		ААШВ-3х185	0,7	0,7		0,7
12	РП-8-3	АСВ-3х240	4,57	4,57		4,57
Общий емкостной ток I системы шин 16,6
15	КНС-8	ААВ-3х150	0,35	0,35		0,35
16	РП-5-2	АСВ-3х240	1,53	1,53		1,53
17	Ягодный	А-70	13,07		13,07	0,37
18	РП горкотел	2ААШВ3х185	2х1,4	2х1,4		2,8
19	РП-8-4	АСБ-3х240	4,57	4,57		4,57
23	Хлебозавод	ААШВ-3х120	0,35	0,35		0,35
24	ЗРОМ-2	АШВУ-3х70	0,012	0,012		0,012
25	РП-10-1	ААШВ-3х150	0,1	0,1		0,1
		АС-95	1,5		1,5	0,043
		ААШВ-3х185	0,7	0,7		0,7
26	ТП холод.- 2	ААШВУ3х120	0,723	0,723		0,723
		ААШВУ3х185	0,98	0,98		0,98
27	Зверосовхоз	А-50	10,3		10,3	0,29
28	РП-9-2	ААШВ-3х185	4,4	4,4		4,4
Общий емкостной ток II системы шин 17,2

3.12.3 Выбор мощности и места установки дугогасящих катушек

Мощность дугогасящих катушек выбирается по величине полного емкостного тока замыкания на землю сети и подсчитывается по формуле [3]:

(3.42)

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

Дугогасящие катушки должны устанавливаться, как правило, на питающих узловых подстанциях, связанных с компенсирующей сетью не менее чем тремя линиями. Установка на тупиковых подстанциях нежелательна, так как неполнофазные режимы питания трансформатора с дугогасящей катушкой, возникающие из-за обрыва проводов на питающей линии, приводят к неполнофазной компенсации емкостных проводимостей фаз сети индуктивными проводимостями дугогасящей катушки. При этом смещение нейтрали может достигнуть опасных величин.

Определяем мощность дугогасящих катушек:

I С.Ш. : Q=1,25*16,6*10=207,5 кВА

II С.Ш. : Q=1,25*17,2*10=215 кВА

Выбираем дугогасящие катушки:ЗРОМ-300/10.

Для подключения дугогасящих катушек к нейтрали сети используем трансформаторы ТМ-400/10.

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

В процессе работы подстанции могут возникнуть повреждения отдельных её элементов и ненормальные режимы работы.

Повреждения в электроустановках чаще всего связаны с нарушением изоляции, обрывом цепей или возникновением коротких замыканий. При этом прекращается питание потребителей, расположенных за местом повреждения. кроме того, протекание токов короткого замыкания приводит к повышенному нагреву токоведущих частей и аппаратов, снижению напряжения у удалённых потребителей и может явиться причиной нарушения устойчивой работы системы электроснабжения.

Ненормальные режимы работы обычно приводят к отклонению величин напряжения, тока и частоты от допустимых значений. При понижении напряжения и частоты создаётся опасность нарушения нормальной работы потребителей и устойчивости системы электроснабжения, а повышение напряжения может привести к пробою изоляции и повреждению электрооборудования [20].

Таким образом, повреждения нарушают работу электроустановок, а ненормальные режимы работы создают условия для возникновения повреждений.

Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварий устанавливаем релейную защиту, которая представляет собой совокупность автоматических устройств, обеспечивающих отключение поврежденной части электроустановки.

4.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов

В процессе эксплуатации не исключена возможность к.з., как в трансформаторах, так и на их соединениях с выключателями. Имеют место также опасные ненормальные режимы работы, связанные с повреждением трансформатора и его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обуславливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств. При этом учитываются однофазные и многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также “пожар стали” сердечника. Однофазные короткие замыкания бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятными являются однофазные и многофазные повреждения на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания.

Значительно реже возникают междуфазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора [18]. Для ограничения размеров разрушений целесообразно выполнять её работающей без замедления.

Замыкания одной фазы на землю представляют опасность для обмоток , присоединённых к сетям с большими токами замыкания на землю. В этом случае защита должна отключить трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его обмотках на землю.

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Особенно опасны токи, при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока возможен интенсивный нагрев изоляции обмоток и её повреждение.

Вместе с этим при коротком замыкании имеет место понижение напряжения в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая трансформатор при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием. К ненормальным режимам работы трансформатора относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

4.2 Защиты трансформаторов 110/10 кВ

4.2.1 Общие положения

На трансформаторы согласно [20] предусматриваем следующие защиты:

дифференциальная токовая защита трансформатора;

газовая защита, газовая защита устройства РПН;

токовая направленная защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с пуском напряжения от трёхфазного КЗ;

двухступенчатая дистанционная защита от многофазных КЗ;

максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от многофазных КЗ на стороне низшего напряжения;

токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне высшего;

защита от неполнофазного режима;

максимальная токовая защита от перегрузки.

УРОВ 110 кВ выполняем действующими:

при КЗ в трансформаторе с отказом выключателя - на отключение всех выключателей системы (секций) шин, элемент которой повреждён;

при КЗ на шинах с отказом выключателя трансформатора - на отключение всех выключателей трансформатора.

При КЗ в трансформаторе с отказом его выключателя при действии УРОВ запрещается АПВ шин соответствующего напряжения.

4.2.2 Газовая защита

Цепи защиты выполняем в соответствии с [18], с учётом наличия:

одного газового реле (РГЧЗ-66), реагирующего на повреждения в кожухе трансформатора, с двумя контактами действующими соответственно на отключение и на сигнал;

одного газового реле, реагирующего на повреждения в контакторном объёме трансформатора, которых используется контакт, действующий на отключение.

одного газового реле, реагирующего на повреждения в контактном объёме РПН трансформатора.

В схемах предусматриваем возможность перевода действия отключающих контактов газовых реле трансформатора на сигнал.

4.2.3 Токовая защита обратной последовательности и максимальные токовые защиты с пуском напряжения

Токовую защиту обратной последовательности предусматриваем для резервирования отключения несимметричных внешних КЗ на сторонах высшего и среднего напряжений, а также для резервирования основных защит трансформаторов (дифференциальных и газовых).

Защита устанавливается на стороне 110 кВ и питается от трансформаторов тока, встроенных во втулки высшего напряжения трансформатора; защиту выполняем направленной с использованием фильтра-реле тока и направления мощности обратной последовательности типа РМОП-2М.

Защиту выполняем направленной в сторону 110 кВ в предположении, что выдержка времени резервных защит линий высшего напряжения меньше выдержек времени резервных защит линий среднего напряжения.

Направленная защита действует с первой выдержкой времени (большей выдержек времени резервных защит линий 110 кВ) на отключение межсекционного выключателя 110 кВ, со второй - на отключение выключателя 10 кВ трансформатора и с третьей - на выходные промежуточные реле защит трансформатора, отключающие последний со всех сторон.

Для резервирования основных защит стороны 10 кВ трансформатора предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения, присоединённая к трансформаторам тока, встроенным в трансформатор со стороны низшего напряжения.

Рассматриваемая защита является также защитой шин низшего напряжения и резервирует отключения КЗ на элементах, присоединённым к этим шинам. В этом случае защита действует с первой выдержкой времени на отключение выключателя НН и на пуск его устройства АПВ, а со второй на выходные промежуточные реле защит трансформатора.

Аппаратуру указанных защит в цепях ответвлений к секциям шин НН размещаем на панели общеподстанционного пункта управления. В этом случае исключается падение цепей оперативного постоянного тока защиты трансформатора в шкафы КРУ и тем самым повреждение этих цепей, а так же связанная с этим возможная потеря постоянного тока в целом при повреждениях в шкафах КРУ 10 кВ.

4.2.4 Дистанционная защита от многофазных замыканий

Защиту предусматриваем в предположении необходимости её использования в общем случае:

для обеспечения возможности согласования защит линий высшего напряжения с защитами трансформатора;

для обеспечения дальнего резервирования в сетях высшего напряжения.

Одновременно защита может использоваться для частичного резервирования основных защит трансформатора.

Дистанционную защиту выполняем с использованием панели типа ПЭ2105, содержащей комплекты реле сопротивления типов КРС-2 (первая ступень) и КРС-3 (вторая ступень), устройство блокировки при качаниях типов КРБ-125 (панель ПЭ2105Б), устройство блокировки при неисправности цепей напряжения типа КРБ-12.

Неселективные действия дистанционной защиты исключаются при согласовании с ней вторых ступеней дистанционных защит линий.