Реконструкция подстанции "Чепино" Витебских электрических сетей в связи с изменением нагрузок

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками.

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций. Энергосистемы продолжают оставаться основным источником электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.

Реализация требований надежности, качества, экономичности обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном в системе.

В качестве объекта исследования выбрана подстанция «Чепино». Данная подстанция входит в состав РУП «Витебскэнерго» и расположена в юго-западной части города Витебска.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1972 г. От подстанции запитан целый ряд ответственных потребителей: объекты здравоохранения (Витебская городская больница,), промышленные предприятия(КПД «Мишково», Сельхозтехника, «Витебскдрев»), торговые центры, объекты культурно-массовых мероприятий, объекты жилищно-коммунального хозяйства, учебные заведения, государственные учреждения и банки, жилые здания.

Подстанция, как объект электроснабжения, была спроектирована и построена для снабжения электрической энергией определенного количества приемников. Оборудование устарело морально и технически. Рассматривается вопрос модернизации данной подстанции путем замены устаревшего оборудования на более новое и совершенное, а также установки новой автоматизированной системы релейной защиты, автоматизации и управления. Для этого необходим повторный расчет подстанции с учетом всех произошедших за последнее время изменений.

Целью данного проекта является реконструкция подстанции «Чепино» Витебских электрических сетей в связи с изменением нагрузок.

В соответствии с поставленной целью в дипломном проекте решаются следующие задачи:

-главная схема подстанции

-характеристика и состояние оборудования

-определение нагрузок потребителей запитанных от подстанции;

-расчет токов короткого замыкания на подстанции и их оценка

-обоснование необходимости реконструкции и основные мероприятия

по реконструкции подстанции

-выбор устройств заземления и грозозащиты подстанции

-расчет электрического освещения подстанции

-релейная защита и автоматика

-автоматизация системы дистанционного учета на подстанции

-организационно-экономическая часть

-охрана труда и экология



1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСККОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

На подстанции установлены два силовых трансформатора:

Т-1 типа ТРДН - 25000/110У1 мощностью 25 МВА и Т-2 типа ТРДН - 40000/110 У1 мощностью 40 МВА. Оба трансформатора снабжены устройством регулирования напряжения под нагрузкой на стороне высшего напряжения. Это позволяет осуществлять встречное регулирование напряжения.

Трансформаторы подключены к шинам 110 кВ через выключатели. Схема присоединения подстанции «Чепино» к энергосистеме предоставлена на листе 1 графической части. Трансформатор Т-1 подключен к 1 и З секциям 10 кВ; трансформатор Т-2 - к 2 и 4 секциям 10кВ.

Открытое распредустройство (ОРУ) 110кВ выполнено в соответствии с типовой схемой: два блока с выключателями и неавтоматическая перемычка со стороны линий.

РУ-10 кВ выполнено по схеме: одиночная, секционированная выключателями система шин.

Оперативный ток на подстанции «Чепино» выпрямленный переменный напряжением 220 В.

1.1 Основное электрическое оборудование подстанции

К основному оборудованию подстанции относятся:

- разъединители;

- шины и изоляторы;

- выключатели высокого напряжения;

- силовые трансформаторы;

- разрядники и ограничители перенапряжений;

- высоковольтные предохранители;

- токоограничивающие реакторы;

- трансформаторы тока и напряжения;

- ячейки КСО и КРУ.

Рассмотрим подробнее основное оборудование подстанции «Чепино»

Разъединители

Разъединители предназначены для включения, отключения и переключения под напряжением участков сети без тока или с незначительными токами и создания видимого разрыва цепи.

На подстанции «Чепино» в качестве линейных разъединителей используются разъединители типа РНДЗ 1Б-2-110/1000. В качестве секционных разъединителей применяются РНДЗ 2-110/1000. В качестве шинных разъединителей - РНДЗ 1-110/1000. Все разъединители оснащены приводами типа ПР-У1. Установлены в 1972 году

Шины и изоляторы

Шинами являются жесткие токоведущие элементы для передачи электроэнергии в электроустановках. Они обеспечивают электрическую связь между оборудованием и аппаратами. На ОРУ-110кВ применены гибкие круглого сечения из проводов марки АС-120/27.

Сборные шины на стороне 10кВ выполнены алюминиевыми шинами прямоугольного сечения 100х10.

Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-10кВ выполнены пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах - обоймах, где два провода из пучка - сталеалюминевые - несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра, а остальные провода - алюминиевые - являются токоведущими. На подстанции «Чепино» принят провод марки 3хАС-150/24+1хА-120.

В распредустройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Изоляторы предназначены для крепления токоведущих частей, изоляции их друг от друга и по отношению к земле. Изготавливаются из фарфора и закаленного стекла, так как эти материалы характеризуются высокой механической и электрической прочностью. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах типа ИОР-10-3,75IУ3. Для РУ-110кВ используются изоляторы типа С4-950IУХЛ.

Выключатели высокого напряжения

Выключатели высокого напряжения предназначены для включения и отключения электрических сетей в любых режимах, в том числе и для автоматического отключения и включения цепей в аварийном режиме. При высоких напряжениях и больших токах дуга образуется очень мощной, в ней выделяется значительная энергия. Гашение дуги становится сложным, в связи с чем прибегают к искусственным способам гашения специальными устройствами коммутационного аппарата. По составу гасящей и изолирующей среды выключатели можно разделить на масляные, воздушные, вакуумные и элегазовые.

В последнее время большинство производителей высоковольтных выключателей прекратило производство масляных выключателей. Основной продукцией стали элегазовые выключатели.

Элегазовые выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах, а также работы в циклах АПВ в сетях трехфазного переменного тока частотой 50-60 Гц.

На ОРУ-110кВ на подстанции «Чепино» применяются маломасляные выключатели ММО-110/1250-20У1.Введены в эксплуатацию в 1989 г.

Силовые трансформаторы

Трансформатор представляет собой статическое электромагнитное устройство, предназначенное для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в другое. Трансформатор представляет магнитопровод с обмотками высокого (ВН) и низкого (НН), а в трехобмоточных трансформаторах - и среднего (СН) напряжения, помещенный в бак (трансформаторы масляные и с негорючим жидким диэлектриком) или в кожух (сухие трансформаторы). Трансформаторы ТРДН-25000/110 У1 и ТРДН-40000/110 У1- трехфазный, с расщепленной обмоткой низкого напряжения, охлаждение масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла, регулирование под нагрузкой.

Силовые трансформаторы введены в эксплуатацию в 1972 году Номинальные данные трансформаторов Т-1 и Т-2 приведены в Таблице 1.1

Таблица .1 - Номинальные данные силовых трансформаторов подстанции «Чепино»

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обм., кВ	Uк, %	Д Рк, квт	Д Рк	Iхх	Rт, Ом	Хт, Ом	Д Qх, квар
			ВН	НН
ТДН-25000/110	25	±9х1,78%	115	10,5/10,5	10,5	120	27	0,7	2,54	55,5	175
ТДН-40000/110	40	±9х1,78%	115	10,5/10,5	10,5	160	36	0,7	1,4	34,7	260

Разрядники и ограничители перенапряжений

Защита изоляции электроустановок от перенапряжений осуществляется разрядниками и нелинейными ограничителями перенапряжений (ОПН). Для эффективной защиты изоляции электроустановок от перенапряжений требуется, чтобы импульсная вольтсекундная характеристика изоляции во всех точках лежала выше соответствующей характеристики разрядника.

Приблизительно до 1980 года основным элементом системы защиты от перенапряжений являлись вентильные разрядники. Однако эти защитные аппараты имеют ряд существенных недостатков, основными из которых являются:

- наличие искровых промежутков определяет высокое импульсное пробивное напряжение. которое не позволяет использовать разрядники для борьбы с внутренними перенапряжениями

- ограниченная пропускная способность, что заставляет отстроить эти защитные аппараты от большинства внутренних перенапряжений, обладающих большой запасенной электромагнитной энергией;

- из-за наличия искровых промежутков и шунтирующих сопротивлений обладают большими массогабаритными характеристиками, что связано с большими затратами при транспортировке и монтаже.

Нелинейные ограничители перенапряжений (в дальнейшем сокращено ОПН) в отличие от вентильных разрядников не имеют искровых промежутков и непосредственно подключаются к защищаемому объекту. Это достигается, благодаря применению в них металлооксидных резисторов, обладающих высоконелинейной вольтамперной характеристикой и достаточно высокой пропускной способностью. По сравнению с разрядниками ОПН обладают следующими преимуществами: глубокий уровень ограничения всех видов перенапряжений; отсутствие сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения; способность к перегрузке и рассеиванию больших энергий; простота конструкции, надежность в эксплуатации, малые габариты и вес.

На подстанции «Чепино» установлены вентильные разрядники:

- РВС-110 кВ для защиты силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 со стороны 110 кВ (РВС-110 состоит из трех элементов РВС-33);

- РВО-10 для защиты силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 со стороны 10 кВ, а также секций 10 кВ.

Высоковольтные предохранители

Высоковольтные предохранители - защитный аппарат, срабатывающий путем разрушения специально предусмотренных для этого токоведущих частей, (плавких вставок) под действием тока, превышающего определенные значения. Предохранители предназначены для защиты электроустановок от токов КЗ.

На подстанции «Чепино» предохранители применяются для защиты трансформаторов собственных нужд (тип ПКТ-10) и трансформаторов напряжения (тип ПКН-10).

Токоограничивающие реакторы

Реактором называется высоковольтный аппарат, предназначенный для ограничения токов КЗ в электроустановках, а также поддержания определенного уровня напряжения при повреждения за реактором.

Трансформаторы тока и напряжения

На пс «Чепино» применяются следующие типы трансформаторов тока: ТФЗМ-110У1, ТВЛМ-10, ТПШЛ-10.

В качестве трансформаторов напряжения применяются трансформаторы следующих типов: НТМИ-10, НКФ-110-58.

Трансформаторы тока и напряжения введены в эксплуатацию в 1989 г

Ячейки КСО и КРУ

На подстанции «Чепино» применяются ячейки К- XII производства Московского завода «Электрощит» с масляными выключателями типа ВМПЭ-10 с приводом ПЭ-11. Ячейки были введены в эксплуатацию в 1972 году.

1.2 Режим работы силовых трансформаторов

В Витебских электрических сетях для определения реальных максимальных нагрузок трансформаторов принята методика общесистемных замеров. 20 июня и 20 декабря каждого года в течение суток каждые полчаса производится пофидерный замер токов, протекающих по ним. По окончании замеров определяется максимальные значения тока для каждого из фидеров.

Для определения нагрузки трансформаторов суммируются полученные значения токов каждого из фидеров, запитанных от данного трансформатора. Данные о реальных максимальных нагрузках трансформаторов и фидеров 10кВ по подстанции «Новая» по результатам общесистемных замеров по итогам 2006-2008 годов приведены в Таблице 1.2 и 1.3. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции с преобладающей нагрузкой I и II категорий составляет: К_з=0,7. Коэффициент загрузки определяется из формулы:

, (1.1)

где S_нагр - мощность нагрузки, МВА;

S_н.т. - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Определим коэффициент загрузки для каждого из установленных трансформаторов по следующему алгоритму:

1. Определяем мощность нагрузки по формуле:

, (1.2)

где К_н.м. - коэффициент несовпадения максимумов нагрузки, принимаем Кн.м. =0,8;

U - линейное напряжение, кВ;

Iмах - максимальный ток, А.

Таблица 1.2 - Результаты общесистемных замеров нагрузок Т-1 на подстанции «Чепино» по итогам 2005-2008 годов

Т-1 ТРДН-25000/110У1
Присоединение	Реальные нагрузки по годам, А	Максимальная нагрузка, А
	2005	2006	2007	2008
	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима
161	53	59	50	54	49	51	46	48	59
163	76	82	78	84	68	74	56	60	84
165	44	46	43	45	47	47	48	50	50
167	63	67	65	73	80	86	70	79	86
169	55	58	56	63	58	67	51	59	67
171	72	82	68	76	66	72	64	68	82
173	69	76	63	72	64	72	62	70	72
175	47	48	46	47	45	49	51	55	55
177	49	55	55	60	37	40	46	49	60
179	36	38	40	46	32	41	31	34	46
181	54	58	56	60	56	61	55	57	61
183	35	37	34	38	35	42	34	43	43
184	52	65	51	64	48	62	43	59	65
185	62	63	61	64	53	64	57	60	64
187	14	18	18	20	15	17	12	14	20
188	12	16	10	14	10	12	8	9	16
Итого:	802	876	804	890	770	861	747	828	930

2.Определяем активную мощность по формуле:

, (1.3)

где cosг - коэффициент мощности. Для подстанции «Чепино» установлен cosг=0,95.

3.Определяем реактивную мощность по формуле:

, (1.4)

Таблица 1.3 - Результаты общесистемных замеров нагрузок Т-2 на подстанции «Чепино» по итогам 2005-2008 годов

Т-2 ТРДН-40000/110У1
Присоединение	Реальные нагрузки по годам, А	Максимальная нагрузка, А
	2005	2006	2007	2008
	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима
160	72	79	75	81	68	72	66	69	81
162	48	48	48	49	48	50	46	46	50
164	59	63	53	62	58	64	53	57	64
166	61	64	63	68	61	66	58	62	68
168	67	76	68	76	70	77	68	72	77
170	44	46	45	47	44	46	45	48	48
172	47	56	45	54	50	59	42	50	59
174	48	51	50	53	49	52	41	56	56
176	35	46	36	42	34	38	39	44	46
178	64	75	63	67	55	61	53	59	84
180	68	72	68	73	64	68	62	64	73
182	34	37	31	38	34	42	28	36	42
184	14	20	22	30	10	16	8	12	30
186	10	15	14	20	8	13	10	15	20
Итого	671	748	681	760	653	724	619	690	789

5.Определяем коэффициент загрузки для трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА.

- кВА;

- кВт;

- квар;

- .

6.Определяем коэффициент загрузки для трансформатора Т-2 мощностью 40 МВА.

- кВА;

- кВт;

- квар;

- .

Аналогично рассчитываем мощность нагрузки и коэффициент загрузки для различных периодов. Результаты расчетов сводим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Результаты расчета мощностей нагрузки и коэффициента загрузки для различных периодов для трансформаторов Т-1 и Т-2

Параметры	2005	2006	2007	2008	Максимальные значения
	лето	зима	лето	зима	лето	зима	лето	зима
Т-1
Sнагр	11655	12728	11682	12932	11188	12510	10854	12031	13514
Кз	0,47	0,51	0,47	0,52	0,45	0,5	0,43	0,48	0,54
Т-2
Sнагр	9750	10868	9895	11043	9488	10520	8994	10026	11465
Кз	0,24	0,27	0,25	0,28	0,24	0,24	0,23	0,25	0,29

Важным значением при оценке мощности трансформаторов является правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, теплового износа изоляции трансформатора. Проведем проверку режима работы трансформаторов с учетом послеаварийного режима. На основании исследований различных режимов работы трансформаторов разработан ГОСТ 14209-85, регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 МВА. Значение и продолжительность аварийных перегрузок для трансформаторов, независимо от предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды, места установки и вида системы охлаждения для режимов работы принимаются в соответствии с данными, приведенными в таблице 1.6

Оценим аварийные перегрузки при выходе из строя одного из работающих трансформаторов.

Предположим, что из работы выведен Т-2, тогда, после срабатывания АВР, вся нагрузка будет приложена к Т-1.

Определим суммарную мощность нагрузки, приложенной к Т-1

S_У=S_{разгр Т-1} + S_{разгр.Т-2}=13514.76+11465.75=24980.51 кВ·А;

Определим коэффициент послеаварийной разгрузки трансформатора Т-2:

Данные расчетов коэффициента послеаварийной загрузки сводим в таблицу 1.5

На основании данных расчетов можно сделать вывод о том, что мощность трансформатора Т-2 (16 МВА) является значительно завышенной. Поэтому при реконструкции подстанции и с целью унификации оборудования следует произвести замену трансформатора Т-1 типа ТРДН-25000/110 на трансформатор типа ТРДН-40000/110.

Таблица 1.5 - Данные расчета коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

	Sн.т.	Sнагр.	Р	Q	Коэффициент загрузки
					ном.режим	послеав.режим
Т-1	25000	13514,76	12839,02	4189,76	0,54	0,99
Т-2	40000	11465,75	10892,46	3554,38	0,29	0,62

Таблица 1.6 - Нормы перегрузки силовых трансформаторов

Перегрузка по току, %	30	45	60	75	100
Длительность перегрузки трансформатора, мин	120	60	45	20	10



Выводы

Таким образом на основе существующей схемы электрических соединений подстанции «Чепино» была приведена характеристика основного электрического оборудования подстанции, в котором было установлено, что большая часть используемого оборудования (силовые трансформаторы, выключатели высокого напряжения, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, ячейки комплектных распределительных устройств) находятся в эксплуатации более 25 лет, выработали свой ресурс, а в техническом плане - морально устарели.

Анализ режима работы силовых трансформаторов выявил, что мощность трансформатора Т-2 (40 МВА) является значительно завышенной.



2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ «ЧЕПИНО» И ИХ ОЦЕНКА

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Под коротким замыканием понимают всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки возрастает, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима. Они оказывают значительное влияние на выбор структуры электроэнергетической системы, противоаварийной автоматики и пропускной способности линий электропередач.

Основным факторам возникновения КЗ является нарушение изоляции электрооборудования. Оно может возникнуть при перенапряжениях, прямых ударов молнии, старение изоляции, набросами посторонних тел, ошибкой обслуживающего персонала.

Токи КЗ могут вызвать целый ряд разнообразных последствий: механические и термические повреждения электрооборудования; возгорания в электроустановках; выпадение из синхронизма отдельных генераторов, электростанций и частей электрической системы и т.п.

Определение токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования подстанции, а также для проектирования устройств релейной защиты и автоматики. В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением тока. Все электрооборудование, которое устанавливается на объекте электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом этих токов.

Различают следующие виды коротких замыканий:

- трехфазное, или симметричное, когда три фазы соединяются между собой;

- двухфазное - две фазы соединяются между собой;

- однофазное - одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;

- двойное замыкание на землю -две фазы соединяются между собой и с землей.

- двухфазное - две фазы соединяются между собой;

- однофазное - одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;

- двойное замыкание на землю -две фазы соединяются между собой и с землей.

При решении задач по определению токов КЗ, можно выделить следующие основные этапы:

1) выбор расчетных условий;

2) определение параметров элементов расчетных схем. Параметры элементов расчетной схемы устанавливаются в соответствии с их паспортными данными;

3) составление схемы замещения. Схемы замещения выполняют в однолинейном изображении, при этом все входящие в них элементы и приложенные ЭДС отмечаются порядковыми номерами и указываются их величины;

4) расчет токов КЗ.

После составления схемы замещения расчет представляет собой обычную задачу определения токов и напряжений в схеме с известными сопротивлениями и приложенными ЭДС.

В соответствии с целевым назначением расчета токов КЗ устанавливают расчетные условия, к которым относится выбор: расчетной схемы, вида КЗ, момента времени от начала КЗ, места расположения КЗ.

1. Выбор вида и момента времени от начала КЗ зависит от назначения расчета.

2. Выбор места КЗ в зависимости от назначения расчета определяется следующими основными соображениями:

- ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается или проверяется аппаратура или токоведущие части;

- место КЗ выбирается у места установки аппарата, релейной защиты ( в начале линии, до реактора, до трансформатора и т.д., считается от источника питания). Для определения наименьшего значения место КЗ выбирают в конце участка.

3. Выбор режима питающей системы существенно влияет на величину токов КЗ. Так, если расчет выполняется для выбора или проверки аппаратуры, то расчетный режим должен быть таким, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение.

Таким образом, для определения максимального или минимального значения тока КЗ режим работы питающей системы принимается соответственно максимальным или минимальным.

Максимальный режим характеризуется следующими условиями:

- включены все источники питания (генераторы), а также трансформаторы, линии, питающие сеть или распределительное устройство, в которых рассматривается КЗ;

- при расчете КЗ на землю включены все трансформаторы и автотрансформаторы, нормально работающие с заземленной нейтралью;

- схема участка сети, непосредственно примыкающая к месту КЗ, такова, что по элементу проходит максимальный ток КЗ.

Минимальный режим характеризуется условиями, противоположными максимальному (при отключенной практически возможной части источников, генераторов, трансформаторов, линий), а схема соединений принимается такой, при которой по защищаемому элементу протекает минимальный ток КЗ.

4. Составленная расчетная схема должна включать участвующие в питании КЗ генераторы и все элементы их связей как с местом КЗ, так и между собой (линии, кабели, трансформаторы, реакторы).

Очень крупные источники (смежные системы и др.) часто можно заменять источниками бесконечной мощности, т.е. считать, что напряжения в точках их присоединения в схеме считаются неизменными в течение всего процесса КЗ.

Электрические величины могут быть выражены в именованных единицах (I - Амперах [А], V - Вольтах [В], Z - Омах [Ом] и т.д.), процентах [%] и относительных единицах [о.е.], т.е. в долях от некоторых одноименных величин, называемых в дальнейшем базисными.

Определение результирующего сопротивления в относительных единицах возможно только в том случае, если относительные сопротивления всех элементов сети вычислены при одних и тех же базисных условиях.

Пусть за базисную мощность и базисное междуфазное напряжение приняты величины SБ и UБ.

Тогда базисные токи определяются по формуле:

кА , (2.1.)

где SБ - базисная мощность, МВА;

UБ - базисное напряжение, кВ.

Сопротивление системы определяется по выражению:

кА , (2.2.)

где Хd - относительное сопротивление системы, о.е.

Если система удалена от точки КЗ или ее мощность велика по сравнению с другими источниками, то система вводится в расчет источником ЭДС бесконечной мощности с параметрами:

, SКС = ? , Хс = 0, Rс = 0

Сопротивление трансформаторов определим по выражению:

, (2.3.)

где Uк - напряжение короткого замыкания, %;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Напряжение КЗ определяют из опыта КЗ между обмотками UКВ-Н1, UКВ-Н2, UН1-Н2, %.

Напряжение КЗ обмоток определяются из соотношений:

UКВ=0,5(UКВ-Н1 - UКВ-Н2 +UКН1-Н2), % (2.4.)

UКН1= UКН2=0,5(UКВ-Н1+ UКН1-Н2 - UКВ-Н2 ), % (2.5.)

Сопротивление линий определяется по выражению:

, (2.6.)

где х0 - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 для линии электропередач 110 кВ;

L - протяженность линии, км.

В сетях напряжением 10 кВ и выше активным сопротивлением трансформатора пренебрегают, т.к. оно мало, тогда:

Определяем точки короткого замыкания и расчетные режимы, исходя из требований защиты.

Путем последовательного преобразования схем замещения все сопротивления в схеме приводятся к одному сопротивлению: с одной стороны которого источник питания, а с другой - точки КЗ.

При последовательном соединении сопротивлений:

(2.8)

При параллельном соединении сопротивлений:

(2.9)

Определяем ток трехфазного замыкания:

(2.10)

Ударный ток КЗ в точке К определяем из выражения:

, (2.11)

где куд - ударный коэффициент в сети напряжением 10 кВ куд=1, в сети 110 кВ - куд=1,5.

(2.12)

Мощность короткого замыкания определяется по формуле:

(2.13)

2.2 Схема замещения подстанции для расчета токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов, релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких элементах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему подстанции «Чепино» на основании схемы присоединения ее к энергосистеме, представленной на Л.1 графической части.

В схему замещения все элементы (система, трансформатор, линия и т.д.) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то, что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов КЗ в электрической сети.

2.3 Результаты расчета токов короткого замыкания и их оценка

За базисную мощность принимаем мощность, равную SБ=100 МВА.

За базисное напряжение принимаем напряжения, равные средним номинальным напряжениям сети, т.е. 115 и 10,5 кВ:

UБ1=115 кВ; UБ2=10,5 кВ.

Принимаем базисные напряжения вытекают из точки КЗ, которые намечены в расчетных схемах, т.е. К1,К3 - на шинах высокого напряжения подстанции; К2 и К4 - на шинах низкого напряжения.

Базисные токи определяются по формуле:

кА;

кА.

Определяем сопротивление элементов схемы замещения для трансформатора Т-1, приведенной на рис.2.2.

Сопротивление системы Хс принимаем по данным расчетов реактансов системы на 2006 год, которые выполнены РУП «Витебскэнерго» с применением общесистемной программы ТКЗ-3000: о.е; о.е.

Определяем напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора Т-1 на основании формул (2.4) и (2.5):

%

%

Определяем сопротивления обмоток трансформатора в относительных единицах по формуле (2.3):

о.е;

о.е.

Определяем индуктивное сопротивление трансформатора Т-1 в относительных единицах для максимального и минимального режимов:

о.е

о.е

В сетях напряжением 10 кВ и выше активным сопротивлением трансформатора пренебрегают, т.к. оно мало, тогда:

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К3. Расчетная схема предоставлена на рис 2.2., схема замещения для расчета тока трехфазного КЗ в точке К1 представлена на рис 2.4.

По формуле (2.10) определяем ток трехфазного КЗ в точке К1

кА;

кА.

Определим ударный ток КЗ в точке К1 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К1 по формуле (2.12):

кА;

кА

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К1 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Путем преобразования схемы замещения все сопротивления в схеме приводятся к одному сопротивления, с одной стороны которого источник питания, а с другой - точки КЗ. Преобразованная схема замещения представлена на рис.2.1

Параметры схемы замещения, представленной на рис.2.1, для расчета токов КЗ в точке К2 для максимального и минимального режимов следующие:

о.е.

о.е.

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К2 по формуле (2.10):

кА;

кА.

Определяем ударный ток КЗ в точке К2 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К2 по формуле (2.12):

кА;

кА.

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К2 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения для трансформатора Т-2, приведенной на рис.2.2

Сопротивление системы Хс принимаем по данным расчетов реактансов системы на 2008 год, которые выполнены РУП «Витебскэнерго» с применением общесистемной программы ТКЗ-3000: о.е; о.е

Определяем напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора Т-2 на основании формул (2.4) и (2.5):

%

%

Определяем сопротивления обмоток трансформатора в относительных единицах по формуле (2.3):

о.е;

о.е.

Определяем индуктивное сопротивление трансформатора Т-2 в относительных единицах для максимального и минимального режимов:

о.е

о.е

В сетях напряжением 10 кВ и выше активным сопротивлением трансформатора пренебрегают, т.к. оно мало, тогда:

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К3. Расчетная схема предоставлена на рис 2.2., схема замещения для расчета тока трехфазного КЗ в точке К3 представлена на рис 2.4.

По формуле (2.10) определяем ток трехфазного КЗ в точке К3

кА;

кА.

Определим ударный ток КЗ в точке К3 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К3 по формуле (2.12)

кА;

кА.

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К3 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Преобразим расчетную схему, представленную на рис 2.2, для расчета тока трехфазного КЗ в точке К4. Для максимального (минимального) режима схема примет вид, представленный на рис 2.5. Путем преобразования схемы замещения все сопротивления в схеме приводятся к одному сопротивления, с одной стороны которого источник питания, а с другой - точки КЗ. Преобразованная схема замещения представлена на рис.2.1

Параметры схемы замещения, представленной на рис.2.5, для расчета токов КЗ в точке К4 для максимального и минимального режимов следующие:

Определяем ток трехфазного КЗ в точке К4 по формуле (2.10):

кА;

кА.

Определяем ударный ток КЗ в точке К4 по формуле (2.11):

кА;

кА.

Определяем ток двухфазного КЗ в точке К4 по формуле (2.12):

кА;

кА.

Определяем мощность трехфазного КЗ в точке К4 по формуле (2.13):

МВА;

МВА.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.



Таблица 2.1 - Данные расчета токов и мощностей короткого замыкания для подстанции «Новая»

Точка КЗ	Место короткого замыкания	Режим	Iк(3), кА	Iк(2), кА	iуд, кА	Sк, МВА
К1	шина 110 кВ	максим.	8,33	7,21	17,62	1657,25
		миним.	2,17	1,88	4,59	431,72
К2	шина 10 кВ	максим.	9,497	8,21	13,39	172,51
		миним.	4,507	3,9	6,35	81,87
К3	шина 110 кВ	максим.	8,33	7,21	17,62	1657,25
		миним.	2,4	2,08	5,1	477,48
К4	шина 10 кВ	максим.	15,02	12,99	21,18	272,84
		миним.	6,93	5,99	9,77	125,88

Секционирование сетей, исключающее параллельную работу источников и линий, раздельная работа трансформаторов на шинах вторичного напряжения, применение трансформаторов с расщепленной обмоткой увеличивают сопротивление цепи короткого замыкания и, следовательно, уменьшает токи КЗ. Ограничение токов КЗ позволяет применять аппараты и токоведущие части, рассчитанные на меньшую электродинамическую и термическую стойкость, что окупается применением более легкой аппаратуры, кабелей меньших сечений.



Выводы

Таким образом, в данном разделе были составлены расчетные схемы замещения для трансформаторов Т-1 и Т-2 и выполнен расчет токов короткого замыкания для различных режимов работы сети. На основании этих схем был произведен расчет токов короткого замыкания в относительных единицах, Данные расчетов показывают, что применяемые методы снижения токов КЗ, позволяют в процессе реконструкции выбрать аппараты и токоведущие части, рассчитанные на меньшую электродинамическую и термическую стойкость.



3 ТЕНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ «ЧЕПИНО»

3.1 Обоснование необходимости реконструкции и основные мероприятия по реконструкции подстанции «ЧЕПИНО»

Подстанция «Чепино» введена в эксплуатацию в 1972 году. В настоящее время состояние основного энергетического оборудования, охарактеризованного в пункте 1.2, оценивается следующим образом:

- силовые трансформаторы введены в эксплуатацию в 1972 году

Т-1 мощностью 25 МВА 1972 года выпуска

Т-2 мощностью 40 МВА 1971 года выпуска

- разъединители типа РНДЗ-110кВ установлены в 1972 году.

- трансформаторы тока и напряжения введены в эксплуатацию в 1989 г.

- маломасляные выключатели типа ММО-110 введены в эксплуатацию в 1989 г.

- закрытое распределительное устройство (ЗРУ-10 кВ) укомплектовано ячейками К- XII производства Московского завода «Электрощит», которые были введены в эксплуатацию в 1972 году.

В 1996 году при испытаниях высоковольтного выключателя ММО-110 Т-1 было выявлено снижение сопротивления изоляции ниже нормированного значения. После проведения химического анализа трансформаторного масла из ММО-110 было определено, что масло содержит воду. При осмотре самого выключателя было обнаружено нарушение уплотнений. Также было выявлено, что переходное сопротивление контактов выше нормы. Запасные части были взяты из демонтированного в 1994 году с подстанции «Лучеса» ММО-110 кВ.

В Витебских электрических сетях в эксплуатации осталось всего три комплекта ММО-110 кВ (два комплекта - подстанция «Новая» и один комплект - на подстанции «Билево»). Выключатель ММО-110 производился в Болгарии. В настоящее время из-за отсутствия комплектующих на данное оборудование, его ремонт невозможен.

При подготовке к грозосезону производится проверка РВС-110 кВ под рабочим напряжением с применением измерительной штанги. На подстанции «Новая» было выявлено увлажнение нижнего элемента РВС-33. В резерве находятся только разрядники, которые были демонтированы с других подстанций при замене их на ограничители перенапряжений. При замене не всегда получается заменить только забракованный элемент, так как по условиям эксплуатации необходимо, чтобы все элементы РВС-110 имели одинаковые технические характеристики. В связи с этим приходится менять весь РВС-110, а это приводит к большим затратам при транспортировке и монтаже.

Во время проведения капитальных и текущих ремонтов на подстанции своевременно производилось обслуживание металлических конструкций, что позволило их сохранить в хорошем техническом состоянии.

Основное электрическое оборудование установлено на железобетонных сваях. Учитывая то, что по своему химическому составу грунтовые воды в районе размещения подстанции не агрессивны по отношению к бетону, а надземная часть свай не имеет механических повреждений и покрыта мастикой «Вискум», замену железобетонных конструкций производить нецелесообразно.

В пункте 1.5. «Режим работы силовых трансформаторов» было установлено, что мощности трансформатора Т-1 в 25 МВА вполне достаточно для обеспечения электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме после вывода Т-2. При питании потребителей подстанции от трансформатора Т-1, последний может длительно выдерживать аварийные перегрузки.

В то же время при питании потребителей в послеаварийном режиме от трансформатора Т-2 мощностью 40 МВА последний загружен на половину своей мощности, а годовые потери в Т-2 превышают потери в Т-1.

Для этой цели необходимо произвести реконструкцию подстанции, в процессе которой необходимо произвести следующие мероприятия:

- замена высоковольтного выключателя ММО-110;

- замена разъединителей Р-110 кВ;

- замена разрядников РВС-110 кВ на ограничители перенапряжений ОПН-110;

- замена трансформаторов напряжения 10 кВ;

- замена секций 10 кВ и масляных выключателей напряжением 10 кВ;

- замена выпрямленного оперативного тока подстанции;

- замена действующей аппаратуры релейной защиты и автоматики на аппаратуру нового поколения, выполненную на базе микропроцессорной техники;

- замена силовых и контрольных кабелей;

- замена сети наружного освещения и освещения ЗРУ-10кВ с применением энергосберегающих светильников;

- привидение состояния объекта в соответствие с современными требованиями промсанитарии, экологии и охраны окружающей среды.

3.2 Замена силового трансформатора подстанции

В настоящее время на подстанции «Чепино» установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 мощностью 25 МВА и 40 МВА.

Число трансформаторов на подстанции выбиралось в соответствии с мощностью и ответственностью потребителей, а также наличием резервных источников питания потребителей, а также наличием резервных источников питания в сетях низкого напряжения. Так как от подстанции питаются потребители всех трех категорий, то по условию надежности принята установка двух трансформаторов.

С целью унификации оборудования подстанции и снижения потерь в трансформаторах принимаем замену трансформатора Т-2 типа ТРДН-40000/110 на трансформатор, аналогичный трансформатору Т-1 типа ТРДН-25000/110. Замененный трансформатор Т-2 до этого эксплуатировался на подстанции «Северная». В 2006 году он был демонтирован и прошел капитальный ремонт в цехе по ремонту оборудования. Трансформатор произведен в 1981году.

Не смотря на длительные сроки эксплуатации, по своим техническим характеристикам и проведенным испытаниям Т-1 и Т-2 могут использоваться в дальнейшей эксплуатации.

В связи с принятием варианта с двумя трансформаторами одинаковой мощности типа ТРДН-25000/110 необходимо пересчитать токи короткого замыкания.

В пункте 2.3 «Результаты расчета токов короткого замыкания и их оценка» приведены расчеты Т-1 типа ТРДН-25000/110. Используя результаты расчетов, принимаем следующие значения токов короткого замыкания, указанные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Данные расчета токов и мощностей короткого замыкания для подстанции «Чепино»

Точка КЗ	Место короткого замыкания	Режим	Iк(3), кА	Iк(2), кА	iуд, кА	Sк, МВА
К1,К3	шина 110 кВ	максим.	8,33	7,21	17,62	1657,25
		миним.	2,17	1,88	4,59	431,72
К2,К4	шина 10 кВ	максим.	9,497	8,21	13,39	172,51
		миним.	4,507	3,9	6,35	81,87

3.3 Замена выключателей на подстанции

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:

1. По напряжению электроустановки:

(3.1)

2. По рабочему току

, (3.2)

,

где U_ном, I_ном - паспортные (каталожные) параметры выключения.

3. Проверяется возможность отключения токов короткого замыкания:

, (3.3)

,

,

где i_аном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА;

в_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе по [4], рис 4-49;

i_аф - ток апериодической составляющей в момент расхождения дугогасительных контактов ф, кА;

t_3min - минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,01 с;

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с; определяется по [4] таблице 3-8.

4. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим формулам:

, (3.4)

,

где I_ПО и i_уд - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель, кА;

I_ПРС и i_прс - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока КЗ (каталожные данные выключателя), кА.

5. На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:

, (3.5)

,

,

где В_к - расчетное значение теплового импульса, кА²·с;

I_t - термический ток предельной стойкости (каталожные данные), кА;

t_t - допустимое время действия термического тока предельной стойкости (каталожные данные), с;

t_откл - время отключения КЗ, с;

t_р.з. - время действия релейной защиты, с;

t_в - полное время отключения выключателя (каталожные данные), с.

Расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую стойкость является трехфазное КЗ.

Разъединители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению U_ном , номинальному длительному току I_ном (3.1;3.2), а в режиме КЗ на термическую стойкость по условию (3.5) и электродинамическую стойкость по условию (3.4).

А) выбор выключателей на стороне 110 кВ.

Определяем максимальный ток для выключателей со стороны напряжения 110 кВ по формуле:

А (3.6)

Выбираем выключатель типа LTB145D1/B производства фирмы АВВ (Германия), относящейся к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых дугогасительной и изоляционной средой является элегаз.

Каталожные данные:

U_ном=110 кВ; U_{наиб.раб}=126 кВ; I_ном=3150; I_{ном.откл.}=40 кА; i_а.ном= 20,8 кА;

I_пр.с.=40 кА; i_пр.с.=102 кА; I_t=40 кА; t_с.в.=0,02 с; Т_а=0,02.

Отсюда:

с;

кА,

кА

2.583 кА < 28,284 кА

Следовательно, условия 3.3 выполняются.

Проверка на динамическую стойкость по условию 3.4:

Расчетные данные: I_ПО=8,33 кА, i_уд=17,62 кА

8,33 кА < 40 кА;

17,62 кА < 102 кА.

Следовательно условие 3.4. выполняется.

Проверка на термическую стойкость по условию 3.5.

I_t=40 кА - каталожные данные;

t_t=3 c - каталожные данные;

t_в=0,04 c - каталожные данные.

Отсюда:

с;

кА²·с;

кА²·с;

73.6 кА²·с < 4800 кА²·с.

Следовательно, условие 3.5 выполняется.

Окончательно принимаем выключатель типа LTB145D1/B по каталогу фирмы АВВ.

Результаты расчетов по выбору выключателей на стороне высокого напряжения (ВН) 110кВ приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Выбор выключателей на стороне 110кВ

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uуст ? Uном
Iмах=131,27 А	Iном=3150 А	Iмах? Iном
IПО=8,33 кА	Iном.откл.=40 кА	IПО? Iном.откл
кА	iа.ном= 20,8 кА
IПО=8,33 кА	Iпр.с.=40 кА	IПО? Iпр.с
iуд=17,62 кА	iпр.с.=102 кА	iуд? iпр.с
кА2·с	кА2·с

Б) Выбор выключателей на стороне 10 кВ.

Выбор выключателей на стороне 10кВ аналогичен выбору на стороне 110 кВ.

По каталогу производителя фирмы АВВ (Германия) выбираем вакуумный выключатель типа VD-4 со следующими каталожными данными:

U_ном=10 кВ; U_{наиб.раб}=12 кВ; I_ном=630; 1000; 1250; 1600; 2000 А;

I_{ном.откл.}=20 кА; I_t=20 кА; I_пр.с.=20 кА; i_пр.с.=51 кА;

t_с.в.=0,05 с; t_t.=3 с; Т_а=0,02 с по [ ], таблице 3.8.

Отсюда:

с;

кА,

кА

0,67 кА < 7,071 кА

Следовательно, условия 3.3 выполняются.

Проверка на динамическую стойкость по условию 3.4.:

Расчетные данные: I_ПО=9,497 кА, i_уд=13,39 кА

9,497 кА < 20 кА;

13,39 кА < 51 кА.

Следовательно, условие 3.4. выполняются

Проверка на термическую стойкость по условию 3.5.

с;

кА²·с;

кА²·с;

110,04 кА²·с < 1200 кА²·с.

Следовательно, условие 3.5 выполняется.

Окончательно принимаем выключатель типа VD-4 по каталогу фирмы АВВ.

Результаты расчетов по выбору выключателей трансформаторов со стороны 10 кВ приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Выбору выключателей трансформаторов со стороны 10 кВ

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст ? Uном
Iмах=1443 А	Iном=1600 А	Iмах? Iном
IПО=9,497 кА	Iном.откл.=20 кА	IПО? Iном.откл
кА	iа.ном= 7.071 кА
IПО=9,497 кА	Iпр.с.=20 кА	IПО? Iпр.с
iуд=13,39 кА	iпр.с.=51 кА	iуд? iпр.с
кА2·с	кА2·с

Результаты расчетов по выбору выключателей со стороны отходящих линий 10 кВ приведены в таблице 3.4.



Таблица 3.4 - Выбор выключателей со стороны отходящих линий 10 кВ

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ	Uуст ? Uном
Iмах=86 А	Iном=1250 А	Iмах? Iном
IПО=9,497 кА	Iном.откл.=20 кА	IПО? Iном.откл
кА	iа.ном= 7.071 кА
IПО=9,497 кА	Iпр.с.=20 кА	IПО? Iпр.с
iуд=13,39 кА	iпр.с.=51 кА	iуд? iпр.с
кА2·с	кА2·с

Окончательно принимаем выключатель типа VD-4 по каталогу фирмы АВВ.

3.4 Замена разъединителей подстанции

Определяем максимальный ток для выключателей со стороны напряжения 110 кВ по формуле:

А

Выбираем разъединитель типа РГНП-110/1000У1.

Каталожные данные: U_ном=110 кВ; I_ном=1000 А

Следовательно, условия 3.1 и 3.2 выполняются.

Проверка на динамическую стойкость по условию 3.4:

i_пр.с=80 кА - каталожные данные.

Расчетные данные: i_уд=17,62 кА по таблице 2.1.

17,62 кА < 80 кА.

Следовательно, условия 3.4 выполняются.

Проверка на термическую стойкость:

I_t=31,5 кА - каталожные данные; t_t=3 c - каталожные данные;

с;

кА²·с;

кА²·с;

76,33 кА²·с < 2976,75 кА²·с.

Следовательно, условие 3.5 выполняется.

Окончательно принимаем разъединитель типа РГНП-110/1000У1.

Результаты расчетов по выбору разъединителей на стороне высокого напряжения (ВН) 110кВ приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.5 - Выбор разъединителей на стороне 110кВ

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uуст ? Uном
Iмах=131,27 А	Iном=1000 А	Iмах? Iном
iуд=17,62 кА	iпр.с.=80 кА	iуд? iпр.с
кА2·с	кА2·с

3.5 Замена разрядников на ограничители перенапряжения

При выборе ОПН необходимо решать следующие основные задачи:

- ОПН должен ограничить коммутационные и грозовые перенапряжения до значений, при которых обеспечивается надежная работа изоляции защищаемых электроустановок;

- ОПН должен надежно работать, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии наибольших рабочих напряжений сети;

- ОПН должен надежно работать, не теряя своей термической устойчивости, при воздействии квазистационарных перенапряжений в рабочих и аварийных режимах;

- ОПН должен быть взрывобезопасен при протекании токов КЗ в результате внутренних повреждений;

- ОПН должен соответствовать механическим и климатическим условиям эксплуатации.

Ограничитель перенапряжения будем выбирать по классу напряжения сети и наибольшему длительно допустимому рабочему напряжению (I_нд).

Для класса напряжения 110 кВ I_нд =78 кВ, для 10 кВ - I_нд =12,0 кВ.

Выбираем ограничители перенапряжения типа ОПН/ТЕL-110/78 и ОПН-КР/ТЕL-10/12 фирмы «Таврида-Электрик».

3.6 Замена измерительных трансформаторов тока

3.6.1 Выбор трансформаторов тока и контрольных кабелей

Выбор трансформаторов тока (ТТ) производится по следующим условиям [6]:

- по напряжению установки: U_УСТ < U_НОМ, (3.7)

- по току (номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей):

I_РАБ,MAX < I_НОМ, (3.8)

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости:

, (3.9)

где - ударный ток, А;

k_ЭД - кратность динамической устойчивости по каталогу;

I_НОМ - номинальный первичный ток ТТ, А.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин РУ, поэтому такие трансформаторы, поэтому условию не проверяются.

- по термической стойкости:

, (3.10)

где k_T - кратность термической стойкости (справочные данные);

t_Т - и допустимое время протекания тока термической стойкости, с;

Вк - расчетный импульс квадратичного тока КЗ (тепловой импульс),

- по вторичной нагрузке:

Z₂ < Z_2НОМ, (3.11)

где Z_2НОМ - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности, Ом;

Z₂ - вторичная нагрузка ТТ, Ом.

Индуктивное сопротивление токовых вторичных цепей невелико, поэтому

, (3.12)

где - сопротивление приборов, Ом.

; (3.13)

где I_2НОМ - номинальный вторичный ток ТТ, А;

S_ПРИБ - мощность потребляемая приборами, ВА;

r_ПР - сопротивление измерительных проводов (зависит от длины и сечения соединительных проводов), Ом;

r_К - переходное сопротивление контактов (r_К=0.05 Ом при малом количестве приборов и r_К=0.1 Ом при большем числе приборов).

Из выражения (3.12) определяется сопротивление приборов:

. (3.14)

Зная r_ПР можно определить сечение соединительных проводов:

, (3.15)

где - удельное сопротивление материала провода (=0.0175 для медных жил, =0.0283 для алюминиевых);

- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния l от трансформатора тока до приборов (м):

- при включении в неполную звезду ;

- при включении в звезду ;

- при включении в одну фазу .

Для подстанций с высшим напряжением 110 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами.

Полученная по формуле (3.15) площадь сечения не должна быть менее 2,5 мм ², по условию механической прочности, провода сечением более 6 мм ² обычно не применяются.

Проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения по вторичной нагрузке производится только в РУ низкого напряжения 6-10 кВ [11].

3.6.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ в цепях трансформаторов Т1 и Т2

Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ в цепях трансформаторов Т1 и Т2 выбираем встроенные ТТ класса точности 0.5 типа ТВТ - 110-1-600/5. Результаты выбора приведены в таблице 3.6



Таблица 3.6 - Выбор встроенных трансформаторов тока в цепях трансформаторов 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость

Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке производим для наиболее загруженной фазы. Из таблицы 3.7 видно, что все фазы загружены одинаково.

Сопротивление приборов находим по формуле (3.13):

Ом.

Таблица 3.7 - Результаты выбора приборов, подключаемых к вторичной обмотке встроенных трансформаторов тока.

Наименование и тип прибора	Нагрузка пофазная, ВА
	А	В	С
Вход токовый (аналоговый) REF542plus	0,1	0,1	0,1

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 0,5: Ом.

Сопротивление контактов принимаем Ом.

Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (3.14):

Ом.

Определяем сечение проводов по формуле (3.15):

мм ²

Принимаем сечение провода =4 мм ²

Выбираем контрольный кабель типа АВВГ, с жилами сечением 4мм².

3.6.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ в цепях вводных выключателей

Выбираем трансформаторы тока типа ТФМЗ-110Б-IVУ1. Результаты выбора приведены в таблице 3.8.

Выбор сечения проводов контрольного кабеля аналогичен произведенному в п. 3.6.2, поэтому выбираем контрольный кабель типа АВВГ, с жилами сечением 4 мм ².

Таблица 3.8 - Выбор трансформаторов тока в цепях вводных выключателей 110 кВ