Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 27
|
Данный дипломный проект посвящен реконструкции подстанции «Гежская» 110/6 кВ, находящейся в Соликамском районе ОАО «Березниковских электрических сетей» – филиала ОАО «Пермэнерго». Новые рубежи развития энергетики нашей страны повышают роль электрической энергии во всех сферах народного хозяйства. Рост производительности труда и снижения себестоимости продукции являются необходимым условиями энергетического прогресса общества, развития единого народно-хозяйственного комплекса страны. Одно из главных средств выполнения этого условия- это механизация и автоматизация технологических процессов, осуществляемых на основе энерговооруженности производства, которая возрастает за счёт совершенствования и внедрения электрооборудования. Реконструкция подстанции представляет собой сложный процесс принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанных с производством расчётов, пространственной компоновкой, оптимизацией фрагментов и объекта в целом. Этот процесс требует системного подхода при изучении объекта реконструкции, а также использование результатов новейших достижений науки техники, и передового опыта проектных работ, строительно- монтажных и эксплуатационных организаций. Процесс реконструкции электрических подстанций, электрических сетей и систем заключается в составлении описаний объектов, предназначенных для производства, передачи и распределении электроэнергии. Эти описания составляют совокупность документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования установок. Электрические станции и подстанции реконструируются как составляющие единой энергетической системы (ЕЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) или районной энергетической системы (ЭЭС). Основные цели реконструкции электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем: – производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии; – надёжная работа установок и энергосистем в целом; – заданное качество электроэнергии; – снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы. ОАО «Пермэнерго» является региональной электросетевой компанией осуществляющей передачу электрической энергии по распределительным сетям напряжение 0,4- 110 кВ. Предприятие обслуживает территорию Пермского края общей площадью 160,6 тыс. кв. км с населённым пунктом почти 3 млн. человек. Основными задачи ОАО «Пермэнерго» являются надёжная и бесперебойная поставка электроэнергии потребителям, удовлетворение возрастающего спроса на электроэнергию, поддержание качества отпускаемой электроэнергии в соответствии с требованиями ГОСТа. ПС «Гежская» 110/6 кВ принадлежит к Березниковским электрическим сетям ОАО «Пермэнерго» и находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. В 2005 году от ООО «УралОйл» поступил запрос в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемой мощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощности установленных трансформаторов. В дипломном проекте приведено обоснование увеличение мощности за счет замены силовых трансформаторов, обоснование необходимых схем их подключения. А также выбор пуско - регулирующих устройств, выключателей, устройств компенсации реактивной мощности, рассмотрены вопросы защит и автоматизации электрооборудования подстанции «Гежская». Проект выполняется на основании: – Технического задания на проектирование ООО «УралОйл» – Договора №659 от 04.09.2006г. на выполнение проектно-изыскательских работ по объекту: «Реконструкция подстанции «Гежская». Исходными данными для проектирования послужили следующие нормативные документы: – задание на проектирование «Реконструкция подстанции «Гежская»; – технические условия ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» №046/1-05/57 от 02.11.06г. на реконструкцию ПС 110/6 «Гежская»; – изменение технических условий ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» №046/1-05/60 от 28.11.06г.; – технические условия ОАО «ПЕРМЭНЕРГО» Филиал Березниковские электрические сети №102-7/6598 от 21.12.06г. в части организации связи и передачи телеметрии с ПС «Гежская»; – письмо ООО «УралОйл» № 246 от 01.02.2007 г. о выдаче исходных данных для разработки разделов «Организация труда работников» и ООС; – мероприятия по организации учёта электроэнергии ООО «Энергобаланс» Филиал «Пермский» №200 от 26.12.2006г.; Подстанция «Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти ЦДНГ-3 ООО «УралОйл» с высоким уровнем потребления электрической энергии. В административном отношении площадка ПС «Гежская» расположена в Соликамском районе Пермского края, на территории Гежского нефтяного месторождения. Ближайшим населенным пунктом является г. Красновишерск, расположенный в 16 км северо-западнее подстанции. Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом, поэтому на подстанции необходимо установить два трансформатора и обеспечить их питание от двух независимых линий энергосистемы. Повышенное внимание уделяется вопросам качества электроэнергии, объясняемое главным образом значительными экономическими и экологическими ущербами, возникающими при пониженном качестве электроэнергии или полном его отсутствии. Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца (Приложение лист1). Основными коммутационными аппаратами подстанции «Гежская» являются масляные выключатели, разъединители, автоматические выключатели, предохранители. ПС состоит из силовых трансформаторов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 6 кВ. К оборудованию ОРУ 110 кВ относятся: разъединители, масляные выключатели, трансформаторы тока, разрядники (Приложение А.1). Разъединители служат для разъединения и переключения участков цепи, находящихся под напряжением, но не под нагрузкой. Разъединители создают необходимый видимый разрыв электрической цепи, требуемый условиями эксплуатации электроустановок. Выключатели предназначены для включения, отключения и переключения электрической цепи под нагрузкой. Они должны отключать и включать токи, как в нормальном, так и в аварийном режиме работы электроустановок. По роду дугогасящей среды подразделяются на масляные, воздушные, газогенерирующие, вакуумные, элегазовые. Трансформаторы тока применяются в установках напряжением до 1 кВ и выше. Они относятся к измерительным трансформаторам и предназначены для расширения предела измерения измерительных приборов, а в высоковольтных цепях, кроме того, для изолирования приборов и реле от высокого напряжения. Разрядники предназначены для защиты электрического оборудования от внешних и внутренних перенапряжений. К ЗРУ 10 кВ относится следующее оборудование: шины, масляные выключатели, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники (Приложение А.1). Шины изготавливают из меди, алюминия, стали. Имеют круглое, прямоугольное или коробчатое сечение. В зависимости от величины тока нагрузки шины собираются из одной, двух, трёх и т.д. полос в одном пакете на фазу. Токоведущие части электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов. Изоляторы изготавливают из фарфора, т. к. он обладает высокой механической и электрической прочностью, и достаточной теплоёмкостью. В последнее время для изготовления изоляторов применяется стекло и кремнеорганические материалы. Изоляторы делятся на опорные, подвесные, проходные. Трансформаторы напряжения применяются для измерения напряжения в сетях до и свыше 1000 В. Силовые трансформаторы предназначены для преобразования одной величины в другую. Схема ПС представляет собой подстанцию с двусторонним питанием, выключателями ВМТ-110/1250, с трансформаторами тока ТВТ-110-100/5 в линиях 110 кВ и силовыми трансформаторами ТМН-6300/110, ТМН-2500/110 (имеющим встроенное устройство РПН). Схема подстанции состоит из вводов высокого напряжения трансформаторов и отходящих линий низкого напряжения. ЗРУ-6кВ выполнено комплектным модульным распределительным устройством, без реакторов на отходящих линиях, масляными выключателями ВМП-10/1500 с приводом ПЭ-11. На стороне 6 кВ между линиями энергосистемы установлена ремонтная перемычка. Схема позволяет соединить оба трансформатора к одной линии. Данная схема позволяет сохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждении на его линии, совпавшим с ревизией второго трансформатора, питающегося по другой линии. Для питания собственных нужд переменного тока и оперативных цепей 220В установлены два трансформатора ТМ 63/6/0,4. Управление выключателями 110 кВ обеспечивается со щита управления. Управление вводными выключателями 6 кВ и выключателями отходящих линий производится со шкафов РУ-6 кВ. Управление разъединителями ручное. Питание оперативных цепей предусмотрено на постоянном токе 220 В. Устройство центральной сигнализации предусматривает индивидуальную световую и общую звуковую предупреждающую и аварийную сигнализацию с передачей на диспетчерский пункт. С подстанции «Гежская» 110/6 кВ получают напряжение 6 кВ такие потребители как комплектные трансформаторные подстанции, установленные на каждом фидере. Паспортные данные установленного на подстанции оборудования приведены в Приложении А.1. При модернизации схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их развития и функционирования с учётом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими. Схема электрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение принятых решений её развитию при возможных небольших отклонениях: 1) уровней электрических нагрузок и балансов мощности от планируемых; 2) трасс ВЛ и площадок ПС от намеченных; 3) сроков ввода в работу отдельных энергообъектов. На всех этапах реконструкции сети следует предусматривать возможность её преобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линии ПС. При проектировании развития электрических сетей необходимо обеспечить снижение потерь электроэнергии до экономически обоснованного уровня. Схема электрической сети должна допускать возможность эффективного применения современных устройств релейной защиты (РЗ), режимной и противоаварийной автоматики (ПА). В соответствии с действующими нормативными документами схемы ПС к системообразующей сети должны обеспечивать надёжность питания энергооузлов и транзит мощности по принципу «N-1». Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надёжность электроснабжения, при котором в случае отключения линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии. Прежде всего поводом для реконструкции в 2005 году от ООО «УралОйл» послужил запрос ОАО «Пермэнерго» в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемой мощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощности установленных трансформаторов. При отказе от реконструкции (увеличении мощности): 1. Уже с 2005 г. возможны длительные перерывы в электроснабжении потребителей по причине отказов оборудования подстанции, в результате – снижение полезного отпуска электроэнергии и прибыли от реализации электроэнергии; 2. Возможно привлечение руководителей предприятия к ответственности за нарушение договорных обязательств в отношении абонентов; 3. Невозможно удовлетворение запросов предприятий с высоким уровнем потребления электроэнергии на увеличение потребляемой мощности, следовательно – отказ от дополнительной прибыли. В связи с этим предусмотрено: Замена трансформатора 110/6 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА с реконструкцией ячеек 110, 6 кВ. В результате проведения реконструкции: 1. Обеспечивается надёжное электроснабжение потребителей. Техническим заданием на проектирование определена необходимость увеличения установленной мощности подстанции, что обеспечивает наличие технической возможности увеличения полезного отпуска электроэнергии. 2. Создание имиджа ОАО «Пермэнерго» как надёжного и делового партнёра в отношениях с областной администрацией, крупными предприятиями, что позволит успешно вести и развивать бизнес в области. 3. Увеличивается капитализация компании, так как после проведения реконструкции вновь установленное оборудование ставится на баланс Березниковских электрических сетей ОАО «Пермэнерго», с последующим начислением амортизационных отчислений, соответственно увеличится амортизационный фонд предприятия. ГОСТ 14209- 85 «Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов» позволяет осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальной мощности трансформаторов при проектировании или реконструкции ПС. В соответствии с «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного ока с высшим напряжением 35-750 кВ» выбор мощности трансформаторов осуществляется следующим образом. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки. При росте нагрузок (в нашем случае) сверх расчётного уровня увеличение мощности ПС производиться, как правило, путём замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиков. Решение о замене трансформатора принимается на основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов, надёжности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку работы, росту нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений ПС. При замене одного из двух трансформаторов ПС проверятся условия, обеспечивающее параллельную работу оставшегося в работе и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне. При применении линейных регулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения. Выбор мощности трансформаторов на ПС при нефтеперекачивающих станциях (НПС) следует производить с учётом обеспечения ими полной производительности и нормальных оперативных переключений технологических агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора. 1. Основание для проектирования 1.1План-прогноз капитального строительства по БЭС на 2007 г.; 1.2 Технические условия ОАО «Пермэнерго». 2. Характер строительства 2.1 Реконструкция. 3. Требования к режиму предприятия 3.1 Режим работы постоянный, круглосуточный. 4. Особые условия строительства 4.1 В рабочем проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования. 5. Основные технико- экономические показатели 5.1 Подстанция предназначена для электроснабжения Гежского месторождения нефти ЦДНГ-3 по 9 отходящим фидерам. 6. Основные технические решения 6.1 На стороне 110 кВ принять существующую схему. Предусмотреть проектом замену масляных выключателей ВМТ-110кВ силовых трансформаторов Т1 и Т2 на элегазовые выключатели ВГТ-110-40/2500 производства «Уралэлектротяжмаш»; 6.2 Вместо установленных в ОРУ-110 кВ вентильных разрядников РВС-110 установить ограничители перенапряжения ОПН-110 кВ; 6.3 Предусмотреть проектом замену трехобмоточного силового трансформатора Т2 типа ТМН-2500/110 на трансформатор типа ТМН-6300/110 с напряжением обмоток 110/6 кВ, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и модернизацией существующих панелей защит; 6.4 Выполнить систему маслоотведения силовых трансформаторов с устройством маслосборников, ливнемаслостоков, подземного маслоуловителя; 6.5 Предусмотреть (при необходимости) замену металлических траверс и стоек порталов 110 кВ, металлоконструкций, стоек под оборудование и контура заземления ПС. Необходимость замены определить по результатам обследования при проведении ПИР; 6.6 На стороне 6 кВ предусмотреть замену масляных выключателей ВМП-110К-1500 элегазовыми выключателями типа ВР1-10-20-630; 6.7 Принять комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 с трансформаторами мощностью 6.3 МВА, климатического исполнения ХЛ1; 6.8 ОРУ- 110 кВ выполнить из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки; 6.9 ЗРУ- 6 кВ выполнить в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук); 6.10 Все оборудование и модули установить на стойки, фундаменты высотой 0,5 м; 6.11 Защиту всех элементов подстанции предусмотреть в объеме ПУЭ с применением микропроцессорных устройств типа Micom
P632 и Р139; 6.12 На шинах 6 кВ установить 2 БСК, по 1350 кВар каждая; 6.13 Установить электронные счетчики типа ЕВРО-Альфа по учету расхода электроэнергии по 6 и 110 кВ; 6.14 На ЩУ выполнить цепи телеметрии со счетчиками для организации АСКУЭ; 6.15 Предусмотреть полный комплект противоаварийной автоматики АВР и АПВ; 6.16 Ошиновку подстанции выполнить сталеалюминевым проводом АС-70/11 (110 кВ); 6.17 Заземление на подстанции выполнить заново. В целях снижения сопротивления контура заземления, в траншею с горизонтальным заземлением засыпать глину, толщиной 0,4 м; 6.18 Установить аппаратуру телемеханики и связи в ОПУ; 6.19 Согласно техническим условиям телемеханизацию подстанции предусмотреть в следующем объёме: - телесигнализация положения выключателей 110 кВ; - телесигнализация положения выкл. ввода и секционного 6кВ; - текущие телеизмерения тока на вводах 110 кВ и 6 кВ; - текущее телеизмерение напряжения на каждой секции шин 6 кВ. 6.20 Систему телемеханизации подстанции 110/6 кВ выполнить на аппаратуре АКП «Исеть» разработки НТК «Интерфейс» г.Екатеринбург; 6.21 Организовать передачу сигналов ТМ, ТС, ТУ, ТИ по радиоканалам. 6.22 Молниезащиту на подстанции выполнить заново; 6.23 Заземление на подстанции выполнить заново; 6.24 Предусмотреть места заземления пожарной техники на ОРУ-110 кВ. 7. Разработка демонстрационных материалов 7.1 Разработка не требуется. 8. Основные требования к технике безопасности 8.1 Выполнить в соответствии с нормами (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03) и действующим законодательством. 9. Условия строительства 9.1 В проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования. 10. Особые условия проектирования 10.1 Документацию в 2-х экземплярах для проведения торгов на строительство и приобретения оборудования в составе: - техническое задание на реконструкцию ПС; - ведомость объемов работ; - ведомость строительных материалов; - ведомость оборудования; - обзорные чертежи; - стоимость работ, в том числе: строительных работ, электромонтажных и пусконаладочных работ. 10.2 К проекту приложить сводную спецификацию на строительные материалы и конструкции; 10.3 Рабочий проект согласовать в установленном порядке; 11. Проектная организация 11.1 Определится на конкурсной основе. 12. Строительная организация 12.1 Определится на конкурсной основе. 13. Срок выполнения проекта 13.1 Проект выполнить в 2008 году. В данной главе были рассмотрена общая характеристика ПС 110/6 кВ «Гежская». Реконструируемая ПС 110/6 кВ «Гежская» находится в зоне Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электроэнергии. Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца. В главе проведён анализ существующей системы электроснабжения до реконструкции, описано установленное на подстанции оборудование. Также проведён анализ вариантов реконструкции, отмечены основные требования, предъявляемые к электрическим сетям и возможные ситуации при отказе от реконструкции. Была поставлена задача на реконструкцию на основании технических условий и технического задания, выданных заказчиком на проект. Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок (ЭН). По значению электрических нагрузок выбирают или проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения. В случае излишнего увеличения расчётных электрических нагрузок увеличиваются капитальные затраты, что приводит к неполному использованию дефицитного оборудования и проводникового материала. Эксплутационные расходы и надёжность работы электрооборудования также зависят от правильности выбора нагрузок, если в расчётах будут занижены электрические нагрузки, то величина потерь электроэнергии в электрической системе возрастает, что в конечном итоге приведёт к быстрому износу оборудования и увеличению эксплуатационных расходов. Электрические нагрузки потребителей определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при реконструкции и эксплуатации электрических сетей. При рассмотрении вопроса о реконструкции ПС «Гежская» 110/6 кВ существуют такие характерные места определения расчетных электрических нагрузок: определение общей расчетной нагрузки на шинах 6 кВ каждой секции ПС, необходимой для выбора числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ПС и выбора отключающих аппаратов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения 6 кВ трансформаторов ПС. При определении расчетных нагрузок должны учитываться: а) постоянное совершенствование производства (автоматизация и механизация производственных процессов) увеличивает расход электроэнергии, потребляемой предприятием. Это обстоятельство влечет за собой рост электрических нагрузок; б) графики нагрузок по каждому фидеру (изменяются во времени, растут и по мере совершенствования техники производства выравниваются); в) перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрических нагрузок потребителей в ближайшие 10 лет. Расчет электрических нагрузок различных узлов системы электроснабжения выполним, прежде всего с целью выбора сечения питающей и распределительной сетей, числа и мощности трансформаторов подстанции. Расчёт нагрузок потребителей подстанции «Гежская» произведём по суммарной поминальной мощности трансформаторов на каждом фидере шины 6 кВ. Расчёт представим в виде таблицы. Таблица 2.1 Расчёт нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ ∑ кВА Примечание:
1) По суммарной мощности трансформаторов на КТП вычислим номинальный и рабочий максимальный токи на каждом фидере. 2) Расчёт максимального рабочего тока конденсаторной установки вычислим по следующим формулам: Выбор рациональной мощности силовых трансформаторов является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов следует осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного из трансформаторов. Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий. ПС «Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. Если из двух работающих трансформаторов будет поврежден и отключен трансформатор, меньший по мощности (2500 кВА), то трансформатор 6300 кВА с допустимой перегрузкой 1,4 обеспечит нагрузку большую, чем нужно, т.е. 6300 × 1,4 = 8820 кВА. Но если отключится трансформатор 6300 кВА, то трансформатор 2500 кВА сможет обеспечить всего лишь нагрузку 3500 кВА, что в нашем случае в связи с увеличением потребления не обеспечит надёжности. Таким образом, при установке трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на ПС нельзя обеспечить экономически целесообразный режим работы трансформаторов и потребную мощность в аварийном режиме. Последнее можно выполнить только при условии завышения номинальной мощности, которая в нормальном режиме будет недоиспользоваться. Согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75 условия нормальной работы силовых масляных трансформаторов предусматривают, чтобы: 1) температура окружающей среды была равной 20о
С; 2) превышение средней температуры масла над температурой окружающей среды составляло для систем М и Д 44о
С; 3) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки было равно 130о
С; 4) отношение потерь КЗ к потерям ХХ было рано пяти (принимают наибольшее значение запаса по нагреву изоляции); 5) при изменении температуры на 6о
С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85о
С, срок службы изоляции изменялся вдвое (сокращался при повышении температуры или увеличивался при ее понижении); 6) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура верхних слоев масла не превышала 95о
С и наиболее нагретой точки металла обмотки 140о
С. Это условие справедливо только для эквивалентной температуры окружающей среды, равной 20о
С. При снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным прибора и во всех случаях не допускать превышение нагрузки сверх 150% номинальной (ГОСТ 14209-69). Выбор числа, типа и мощности силовых трансформаторов для питания потребителей подстанции производят на основании расчетов и обоснований по графикам электрических нагрузок. 1. Определяем число трансформаторов на подстанции, исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории потребителей; 2. Намечаем возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме; 3. С учетом возможности расширения или развития подстанции решаем вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах. Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом. Согласно ПУЭ потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Из этого следует, что на реконструируемой подстанции необходимо установить два трансформатора, мощностью достаточной для принятия всей нагрузки первой категории одним трансформатором в аварийном режиме, с учетом работы с допустимой перегрузкой в часы пик. Перегрузка трансформаторов допускается сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, при условии что коэффициент загрузки в нормальном режиме не превышал 93%. Выбор номинальной мощности трансформаторов ПС осуществляем по полной расчётной мощности (п. 2.1): Проверяем возможность работы выбранного трансформатора в аварийном режиме: Определим коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме: Данный трансформатор подходит для установки на модернизируемой подстанции, т.к. в аварийном режиме он способен полностью принять на себя нагрузку также учитывая заданные условия о будущем увеличении нагрузки потребителей, окончательно останавливаемся на варианте замены масляного трансформатора 2,5 МВА трансформатором мощностью 6,3 МВА типа ТМН 6300/110. Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ. Места расположения точек КЗ выбирают таким образом, чтобы при КЗ проверяемое электрооборудование, проводники находились в наиболее неблагоприятных условиях. Например, для выбора коммутационной аппаратуры необходимо выбирать место КЗ непосредственно на их выходных зажимах, выбор сечения кабельной линии производят по току КЗ в начале линии. Места расположения точек КЗ при расчётах релейной защиты определяют по ее назначению – в начале или конце защищаемого участка. Выделим что место короткого замыкания в зависимости от назначения выбирается из следующих основных соображений: 1. Ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается (проверяется) аппаратура или рассчитываются параметры релейной защиты; 2. Для определения наибольшего значения тока КЗ при данном режиме место короткого замыкания выбирается у места установки защиты (в начале линии, до трансформатора и т.д., считая от источника питания). Для определения наименьшего значения тока КЗ место короткого замыкания выбирается в конце защищаемого участка или в конце следующего (резервируемого) участка для проверки резервирующего действия защиты; 3. Для согласования чувствительности двух устройств релейной защиты место короткого замыкания выбирается в конце зоны действия того устройства, с которым ведётся согласование; 4. Для определения коэффициентов распределения место короткого замыкания выбирается в конце участка, следующего за узлом, в котором «происходит подпитка или распределение токов КЗ». Исходя из вышесказанного произведём расчёт токов КЗ на шинах 110, 6 кВ и на отходящих фидерах в дальнейшем для расчёта релейной защиты в точках начала и конца защищаемого участка. Выбор вида КЗ в расчётах релейной защиты определяется её функциональным назначением и может быть трёх-, двух-, однофазным и двухфазным КЗ на землю. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин в качестве расчётного принимают трёхфазное КЗ; для определения термической стойкости аппаратов, проводников - трёхфазное или двухфазное КЗ в зависимости от тока. Проверку отключающей и включающей способностей аппаратов проводят по трёхфазному или по однофазному току КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю) в зависимости от его значения. Трёхфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом их них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются. В нашем случае необходимым и достаточным условием является расчёт трёх- и двухфазных токов короткого замыкания. Расчет токов короткого замыкания произведем исходя из значений токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС «Бумажная», письмо «Пермского РДУ» «О токах короткого замыкания». Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему, затем схему замещения. Составление расчётной схемы. Расчётную схему составляют в однолинейном изображении; в неё вводят все источники, участвующие в питании места КЗ, и все элементы системы электроснабжения (трансформаторы, линии, выключатели), расположенные между ними и местом КЗ. Синхронные компенсаторы учитывают как источники питания. На расчётной схеме указывают основные параметры элементов (мощности, напряжения КЗ трансформаторов, длины и сечения линий, сопротивления источников и т.д.) и намечают точки КЗ. Составление схемы замещения. По расчётной схеме составляют схему замещения, где все её элементы заменяют сопротивлениями, приведёнными к базисным условиям. Затем преобразуют и упрощают схемы замещения в направлении от источника до точки КЗ. Для трансформаторов, высоковольтных линий и коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитываются так же их активные сопротивления, так как в удаленных от генераторов точках КЗ сказывается снижение ударного коэффициента. Для отдельных элементов схемы принимают следующие значения индуктивных сопротивлений: а) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение КЗ б) для ВЛ напряжением выше 1 кВ значение в) для КЛ напряжением 6 – 20 кВ величина Активное сопротивление линии, выражаемое в Ом/км, учитывается при их большом удельном сопротивлении и в расчете определяются по выбранному сечению s
или находятся по справочным таблицам. Расчётная схема в нашем случае будет выглядеть следующим образом, расчёт ведём из значения токов КЗ на шинах 110 кВ, в максимальном и минимальных режимах, численные значения указаны на расчётной схеме (рисунок 2.1). Рисунок 2.1 Расчетная схема для определения токов КЗ Составим общую схему замещения ПС «Гежская» для основных точек короткого замыкания, за основные точки принимаем точки на шинах 110 и 6 кВ, и точки замыкания на трансформаторах собственных нужд (Рисунок 2.2). Расчёт ведём в именованных единицах, активным сопротивлением пренебрегаем. При расчёте токов КЗ в в максимальном и минимальном режимах все величины сравниваются с базисными, в качестве которых принимаем базисную мощность Рисунок 2.2 Схема замещения для определения токов КЗ точек К1-К4 Расчеты производим для режима раздельной работы питающих линий и трансформаторов ПС, считая, что секции шин 6 кВ работают раздельно. Расчёты точек К1 и К2 производим учитывая положение переключателя РПН в минимальном, среднем и максимальном положении. Расчёт сводим в Приложение А.2. После расчёт тока короткого замыкания, необходимо вычислить значение ударного тока. Ударный ток КЗ определяется из выражения: где Величина По данным расчётов получаем, что токи КЗ протекающие по стороне ВН трансформатора, в зависимости от положения переключателя РПН, отличаются почти в 2 раза. На стороне 6 кВ разница токов меньше в 1,4 раза. Реально невозможно использовать весь диапазон РПН, и диапазон изменения токов КЗ меньше. В нашем случае при расчёте токов КЗ учитывался весь диапазон изменения тока, и в таблицу сводим только подходящие для нас значения, полученные при расчёте во всех положениях переключателя, это ток короткого замыкания в на стороне 110 кВ 6,89 и 3,36 кА, 2,62 и 1,41 КА на стороне 6 кВ. Для расчёта точек К3 и К4 на трансформаторах собственных нужд ведёмиз расчёта что базовое напряжение на шине КЗ Расчёт точки К3: Полное сопротивление до точки КЗ, с учётом сопротивления энергосистемы Z
= 32.195 Ом. Исходя из этого получим значения трёхфазного и двухфазного токов КЗ: Расчёт для точки К4 соответствует расчёту КЗ в точке К3, т.к трансформаторы имеют одинаковые мощности, а соответственно и расчётные данные. Для расчёта защит и автоматики оборудования ВЛ-6 кВ произведём расчёт токов КЗ согласно ГОСТ 27514–87 [10]. Расчёт выполним по каждому фидеру в отдельности. Схема замещения по отходящим фидерам представлена в Приложении лист 3. Местом коротких замыканий являются точки перед и после трансформатора на каждой КТП. Для расчёта токов КЗ по отходящим фидерам необходимо привести сопротивления стороны 110 кВ к стороне 6 кВ: Данные необходимые для расчёта токов КЗ представлены в Приложении А.3. Расчёт токов КЗ по фидерам представлен в Приложении А.4. Так как первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок, в нашем случае в данной главе рассчитаны электрические нагрузки потребителей по суммарной мощности трансформаторов КТП. Также в главе проведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки. К установке приняли силовой трансформатор ТМН-6300/110 кВ. В данной главе были выбраны и просчитаны точки короткого замыкания, т.е. такие точки, в которых электрооборудование, проводники находятся в наиболее неблагоприятных условиях. Произведены расчеты коротких замыканий с целью определения токов, протекающих по участкам сети в максимальном режиме и в минимальном режиме. Токи короткого замыкания в дальнейшем необходимы для выбора электрооборудования, выбора средств ограничения токов короткого замыкания и для расчета уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики. Высокую надёжность всех отраслей народного хозяйства страны обеспечивает современное электротехническое оборудование. Особую роль в этом играют изделия и оборудование установленные в режимах питания и электроснабжения, причём как в сетях низкого, так и высокого напряжения. В настоящее время перед энергетиками остро стоит задача технического перевооружения парка электротехнического оборудования. для решения этой задачи необходимо владеть информацией о современном его состоянии, новых типах, технических характеристиках, принципах действия, области применения оборудования, а также теоретических обоснованиях их работы, что позволит специалистам энергетикам в их работе реально определит состояние оборудования и существенно повысить электробезопасность, надёжность, безаварийность и экономичность работы электроснабжения. Электрические аппараты, шины и кабели на подстанции выберем по условиям длительной работы и проверим по условиям КЗ в соответствии с указаниями «Правил устройств электроустановок» и руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания [1]. При этом для всех аппаратов производится: 1. выбор по напряжению; 2. выбор по нагреву при длительных токах; 3. проверка на электродинамискую стойкость(согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным до 60 А включительно); 4. проверка на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями); 5. выбор по форме исполнения (для наружной и внутренней установки). Оборудование выбираем исходя из технического задания на разработку проекта и технических условий ОАО «Пермэнерго» № 046/1-05/57 от 02.11.2006г. При модернизации воздушных линий рекомендуется ориентироваться на утверждённую схему развития энергосистемы или электросетей на ближайшие пять лет, а с учётом перспективы на 10 лет. Для линий напряжением 35-110 кВ это условие является обязательным. Трасса линий электропередач должна быть по возможности кратчайшей. Для проектирования необходимо применять вариант в наибольшей степени обеспечивающий оптимальные условия строительства и эксплуатации, и наносящий минимальный ущерб окружающей среде. Определим расчётный ток ЛЭП: где По экономической плотности тока определим экономическое сечение провода: где В соответствии с ПУЭ провод марки: АС – 150 с Проверяем сечение провода по нагреву: где Условия окружающей среды – нормальные. 429 < 440 А. Так как условие выполняется, значит, провод по нагреву подходит. Проверяем выбранное сечение провода по потере напряжения в линии. В сетях высокого напряжения (U
> 35 кВ) нет необходимости выбирать сечение проводника по допустимой потере напряжения. Во - первых, к ним непосредственно не подключаются электроприемники. Во-вторых, на подстанциях, связывающих сети 110 кВ с сетями низшего напряжения, всегда устанавливаются трансформаторы с регулированием напряжения у электроприемников. И в-третьих, в таких сетях активное сопротивление не больше индуктивного и изменение сечения проводника не оказывает существенного влияния на величину потери напряжения. Надежная работа подстанции «Гежская» 110/6 кВ может быть обеспечена только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания (расчёт токов короткого замыкания представлен в главе 2.6). Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется ряд общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме, термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях, а так же такие требования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость. При реконструкции ПС «Гежская» на стороне 110 кВ принимаем схему «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Для возможности работы силовых трансформаторов как с разземлной, так и с заземленной нейтралью 110 кВ, предусмотрим установку в нейтралях заземлителей и ограничителей перенапряжения. На стороне 110 кВ примем комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА, климатического исполнения ХЛ1. ОРУ-110 кВ выполним из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки. Сторона 110кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш». Для ограничения напряжения при реконструкции ПС «Гежская» используется ограничители перенапряжения ОПН на стороне высокого напряжения 110 кВ ОПН-110/80-10 УХЛ1 (Приложение лист 2). Комплектные трансформаторные подстанции блочные, производства Ровенского завода высоковольтной аппаратуры, КТПБР-110/10(6) предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110и 10(6) кВ. Подстанции служат для электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей, объектов строительства и транспорта. Подстанции предназначены для работы в условиях климатического района У категории размещения I (в соответствии с ГОСТ 15150), рассчитаны для работы в I-IV районах по ветру и гололёду. В составе КТПБР поставляются следующие основные блоки и элементы: 1) один или два силовых трансформатора мощностью от 2 500 кВА до 40 МВА; 2) реакторы масляные заземляющие дугогасящие; 3) блоки открытых распределительные устройств 110 кВ, с элементами жесткой и гибкой ошиновки; 4) распределительные устройства 10 кВ, которые комплектуются шкафами КРУ серий КУ-10Ц с вакуумными выключателями ВР1 и ВР2, и монтируются в капитальном строении или собираемом на месте строительства подстанции из отдельных транспортабельных секций сооружении; 5) общестанционный пункт управления; 6) оборудование и аппаратура связи и телемеханики, источники резервного питания; 7) шкафы трансформаторов собственных нужд мощностью от 25 до 250 кВА; 8) устройства грозозащиты, заземления и освещения, а так же ограждение; 9) запасные части инструменты и принадлежности, комплект средств индивидуальной и противопожарной защиты, а так же другие блоки и элементы в соответствии с проектом подстанции. Сторона подстанций с высоким напряжением 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500 (производства "Уралэлектротяжмаш", Россия). Выбор и проверка высоковольтных выключателей производится по номинальному напряжению сети, номинальному току, отключающейся способности, электродинамической и термической стойкости. Условия выбора выключателей: 1) Выбор по номинальному напряжению: где 2) Выбор по номинальному току: где Выбранные аппараты необходимо проверить по условиям электродинамической и термической стойкости. а) Проверка на электродинамическую стойкость: где б) Проводники, аппараты не должны нагреваться выше максимальной температуры, установленной нормами для кратковременного нагрева при прохождении через них тока КЗ. где Проверяем выключатель по отключающей способности: где В настоящее время в устройствах 110- 220 кВ широко применяются элегазовые выключатели. В качестве дугогасительной, теплопроводящей и изолирующей среды в них применяется элегаз. В нашем случае сторона 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями типа ВГТ-110-40/2500. Технические характеристики выключателя представлены в таблице 3.1. Таблица 3.1 Технические характеристики выключателя ВГТ-110-40/2500 Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА – наибольший пик – начальное действующее значение периодической составляющей – ток термической стойкости (трехсекундный) 102 40 40 Параметры тока включения, кА – наибольший пик – начальное действующее значение периодической составляющей 102 40 Нормированное испытательное напряжение, кВ – промышленной частоты 50 Гц, 1мин – грозового импульса относительно земли и между полюсами между разомкнутыми контактами 230 550 630 Преимущества выключателя: 1. Отключение емкостных токов без повторных зажиганий, что обеспечивается за счет высокой собственной электрической прочности элегаза и оптимизированного перемещения контактов; 2. Снижение эксплуатационных затрат; 3. Низкий уровень шума, т.е. пригоден для установки в жилых районах; 4. Высокая надежность, обусловленная малыми приводными силами, отдельными дугогасильными контактами, двойными уплотненными кольцами во всех уплотнениях, за счет чего обеспечена минимально допустимая интенсивность утечки, надежными комплектующими узлами; 5. Простота монтажа и сдачи в эксплуатацию; 6. Выключатель предназначен для использования в экстремальных условиях. Выбор и проверку выключателей производим по следующим параметрам (Таблица 3.2): Таблица 3.2 Условия выбора и проверки выключателей Непрерывно растущий спрос на электроэнергию предъявляет повышенные требования к распределительным устройствам и их элементам. В этой связи надежность, а также низкие расходы на эксплуатацию играют большую роль. Опыт эксплуатации постоянно отражается в разработке новых изделий и улучшении существующих. Из анализа технических требований на реконструкцию следует, что в ячейках силовых трансформаторов Т1 и Т2 принимаем на стороне 110 кВ комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6, укомплектованную разъединителями типа РГНП.2-110/1000 и ОПН-110-80-10. Разъединители серии РНГП предназначены для создания видимых разрывов в электрических цепях и (в случае необходимости) заземления отключенных участков. Они также пригодны для коммутации малых токов или токов, при которых на их выводах не происходит значительного изменения напряжения. Технические характеристики разъединителя представлены в таблице 3.3: Таблица 3.3 Технические характеристики выключателя РНГП.2-110/1000 Выбор и проверку разъединителей производим по следующим параметрам (Таблица 3.4): Таблица 3.4 Условия выбора и проверки разъединителей Разъединители данного типа устанавливаем на ремонтной и шинной перемычках, а так же на вводах 110 кВ. Вместе с разъединителями в ячейках силовых трансформаторов Т1 и Т2 производится замена трансформаторов тока. Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по роду установки (внутренняя, наружная) конструкции, классу точности и проверяем на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. Номинальный первичный ток выбирается с учётом параметров основного оборудования, его перегрузочная способность. Класс точности ТТ выбирается соответственно необходимой точности измерения: для измерительных приборов класса точности 1 и 1,5 – ТТ класса 0,5; для приборов класса 2,5 – ТТ класса 1; для расчётных счётчиков – ТТ класса 0,5. Выбор трансформаторов тока: 1. Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1). 2. Выбор по номинальному току по формуле (2.2). Выбор трансформаторов тока необходимо проверить по условиям электродинамической и термической стойкости, формулы (2.3) и (2.4). Для ввода 110 кВ силового трансформатора выбираем трансформатор тока марки ТФЗМ-110Б- IV. Трансформаторы тока марки ТФЗМ-110Б-IVотличаются высокой надежностью, отсутствием существующих эксплутационных затрат. Конструкция трансформаторов устойчива к воздействию окружающей среды, а высокий класс точности измерительной обмотки 0,2 позволяет использовать их для коммерческого учета электроэнергии. Предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 110-220 кВ. Технические характеристики трансформатора тока представлены в таблице 3.5 Таблица 3.5 Технические характеристики ТТ ТФЗМ--110Б-IV Ток термической стойкости, кА 1-секундный 3-секундный 31,5 20 Число вторичных обмоток, из них для измерений для защиты 4 1 3 Выбор и проверку трансформаторов тока производим по следующим параметрам (Таблица 3.6): Таблица 3.6 Условия выбора и проверки трансформаторов тока Устанавливаем трансформаторы тока на вводах 110 кВ силовых трансформаторов. Вследствие морального и физического износа устаревшего оборудования модернизируемой подстанции имеется необходимость замены его на более совершенное с использованием современных технологий в области высоких напряжений, а конкретней установка вакуумных выключателей и микроконтроллерной РЗиА. В качестве отличительных достоинств вакуумных выключателей, обеспечивающих им преимущества перед другими типами выключателей на средний класс напряжений, можно отметить следующее: 1) Высокая надежность; 2) Низкие эксплуатационные затраты; 3) Высокий коммутационный и механический ресурс; 4) Безопасность эксплуатации и экологичность. Исходя из всего вышеизложенного, ЗРУ-6 кВ выполняем в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук). Блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ устанавливаются вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК. На каждую секцию шин предусмотрено по комплекту трансформаторов напряжения НАМИТ-10. Для компенсации реактивной энергии на 1 и 2 секциях шин 6 кВ предусмотрены по одной батареи статических конденсаторов, мощностью по 1350 кВАр каждая, наружной установки производства «СевЗапТехника» г. Санкт-Петербург. КУ-10Ц наиболее развитая и наиболее универсальная серия комплектных распределительных устройств (КРУ) внутренней установки на номинальное напряжение 6-10 кВ. Комплектные распределительные устройства (КРУ) внутренней установки серии КУ-10Ц, с вакуумными выключателями, предназначены для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока с частотой 50 и 60 Гц и номинальным напряжением 6-10 кВ в системах с изолированной или частично заземленной нейтралью. КРУ серии КУ-10Ц используется в распределительных устройствах собственных нужд электростанций всех видов на электрических подстанциях, в электроустановках предприятий всех отраслей промышленности, железных дорог и метрополитенов. КРУ серии КУ-10Ц комплектуются вакуумными выключателями ВР1 и ВР2. Надежность шкафов по механическому и коммутационному ресурсу определяется параметрами установленных выключателей, и для ячеек с выключателями серий ВР составляет: - механический ресурс - до 100 000 циклов - коммутационный ресурс при номинальном токе - до 50 000 циклов - коммутационный ресурс при номинальном токе отключения - до 100 отключений Шкафы с вакуумными выключателями комплектуются ограничителями перенапряжений, рекомендуются ОПН типов Polim D
, производства АВВ
. Шкафы КРУ комплектуются современными микропроцессорными устройствами релейной защиты автоматики и управления Micom
– производства фирмы ALSTOM
.
Для реализации общих функций защиты, контроля, автоматики и управления в распредустройстве в целом, в составе серий предусмотрен отдельно стоящий (навесной) релейный шкаф. Большое количество типоисполнений и высокая универсальность шкафов КРУ серии КУ-10Ц позволяет с успехом применять их как при строительстве новых, так при реконструкции или наращивании мощности действующих распределительных устройств 6-10 кВ любой сложности: а) одностороннее обслуживание и малые габаритные размеры ячеек позволяют разместить распредустройство на строительной площади минимальных размеров; б) по схемному решению шкафы КУ-10Ц, могут заменить КРУ большинства серий, как выпускавшихся ранее, так и производимых в настоящее время; в) КУ-10Ц могут стыковаться по сборным шинам с ячейками других серий, от любых производителей, при помощи переходных шкафов; г) большой выбор схем вспомогательных соединений, как на переменном, так и на постоянном оперативном токе; д) схемы вспомогательных соединений выполняются как на традиционных реле, так и с использованием современных микропроцессорных устройств; ж) схемы учета активной и реактивной энергии выполняются как с использование обычных, так и многотарифных программируемых счетчиков; з) возможность интеграции в информационно-компьютерные системы контроля и управления, благодаря использованию устройств микропроцессорной релейной защиты. Технические характеристики КРУ серии КУ-10Ц приведены в таблице 3.7 Таблица 3.7 Технические характеристики КРУ серии КУ-10Ц Выбор и проверка выключателей осуществляется в соответствии с алгоритмом, приведенным в главе 3.1.2.2. Устанавливаем согласно комплектации КРУ выключатели вакуумные серии ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000 на номинальное напряжение 6 кВ. Расчетные токи КЗ и ударный ток для проверки на электродинамическую и термическую устойчивость рассчитаны в главе 2.5. Технические характеристики выключателя ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000 представлены в таблице 3.8. Таблица 3.8 Технические характеристики выключателя ВР-10-20/630 и ВР-10-20/1000 Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА – наибольший пик – периодической составляющей 51 20 Масса коммутационного модуля, кг, не более а) с междуполюсным расстоянием 200 мм б) с междуполюсным расстоянием 250 мм 35 37 Данные по выбору и проверке оборудования приведены в Приложении лист 4. Выбор и проверка трансформаторов токапроизводится по методике, приведенной в главе 3.1.2.3. Устанавливаем согласно комплектации КРУ трансформаторы тока серии ТЛК-10 на номинальное напряжение 6 кВ. Расчетные токи КЗ и ударный ток для проверки на электродинамическую и термическую устойчивость рассчитаны в главе 2.5. Технические характеристики трансформатора тока ТЛК-10 представлены в таблице 3.9. Таблица 3.9 Технические характеристики трансформатора тока ТЛК-10 Номинальные вторичные нагрузки с коэффициентом мощности cos ц=0,8, ВА – обмотки измерения – обмотки для защиты 5, 10 15 Номинальный класс точности: –измерений и учета – для защиты 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5 5P или 10Р Данные по выбору и проверке оборудования приведены в Приложении лист 4. На каждую секцию шин КРУ предусмотрено по комплекту трансформаторов напряжения НАМИТ-10-2. Выбор производится по номинальному напряжению. Электромагнитный однофазный трансформатор НАМИТ-10-2 предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с глухо заземленной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты устройств автоматики, сигнализации и управления. Н− трансформатор напряжения; А − антирезонансный; М − охлаждение − естественная циркуляция воздуха и масла; И − для контроля изоляции сети; 110 − класс напряжения первичной обмотки, кВ; УХЛ1 − климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69. Условия выбора: 1. Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1). 2. Выбор по номинальному длительному току по формуле (2.2). где Паспортные данные трансформатора собственных нужд: 3. Выбор по номинальному току отключения по формуле (2.5). 4. Выбор по номинальной мощности отключения по формуле: где Выбираем предохранитель на трансформатор собственных нужд типа ПКН11-10-5-31,5 УЗ, по таблице 23-18 [2]. Техническим заданием предусмотрено установка многофункциональных электронных счётчиков ЕВРО- Альфа по учёту расхода электроэнергии. Счетчик предназначен для учета активной и реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока в многотарифном или однотарифном режимах, для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), для передачи измерительных или вычислительных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии. Счетчики ЕВРО-Альфа предназначены для применения на перетоках, генерации, высоковольтных подстанциях, в распределительных сетях и у промышленного потребителя. Технические характеристики счётчика указаны в таблице 3.10. Таблица 3.10 Технические характеристики счётчика ЕВРО-Альфа 3*57-230/100-400 В 3*100-400 В Пример записи счетчика EA02-RA-LX-P3-B-N-4: EA – ЕвроАльфа; 02 – класс точности ( 02 – класс точности 0,2S, 05 – класс точности 0,5S); RA – измерение активной или активной и реактивной энергии (R – до 2-х величин, RA – до 2-х величин); LX – (LX – расширенная память для хранения данных графика электрической нагрузки, Т – режим многотарифности, L – многотарифность и хранение данных графика нигрузки); P3 – телеметрические выходы ( Р1 – плата с одним полупроводниковых реле, Р2 – плата с двумя группами по 2 полупроводниковых реле, Р3 – плата с тремя полупроводниковых реле, Р4 – плата с двумя группами по 4 полупроводниковых реле); B – цифровые интерфейсы (С – ИРПС «токовая петля», В – RS 485, S1 – RS 232); N – реле ( N – управление нагрузкой, F – переключение тарифов других счетчиков); 4 – число элементов (3 – двухэлементный счетчик (3-х проводная линия), 4 – трехэлементный счетчик (4-х проводная линия)). На ПС «Гежская» 110/6 кВ в систему АСКУЭ включаются расчетные счетчики и счётчики технического учёта, установленные: - на вводах 6 кВ силовых трансформаторов -2 сч; - на вводах 0,4 кВ трансформаторов собственных нужд -2 сч; - на отходящих линиях 6 кВ -8 сч; Данные по местам установки счетчиков, типам применяемых счётчиков, их связным номерам, данные трансформаторов тока и напряжения приведены в таблице 3.11 и соответствуют схеме установки приборов учёта электроэнергии на подстанции «Гежская», утверждённой Главным энергетиком ООО «УралОйл». Таблица 3.11 Таблица счётчиков Ввод Тр-р1, КРПЗ-10 ячейка №4 Ввод Тр-р2, КРПЗ-10 ячейка №17 Ввод т.с.н №1 ОПУ шкаф ввода тр-ов собственных нужд Ввод т.с.н №2 ОПУ шкаф ввода тр-ов собственных нужд КРПЗ-10 Ячейка №5 КРПЗ-10 Ячейка №7 КРПЗ-10 Ячейка №8 КРПЗ-10 Ячейка №9 КРПЗ-10 Ячейка №12 КРПЗ-10 Ячейка №13 КРПЗ-10 Ячейка №16 КРПЗ-10 Ячейка №19 Данная глава была посвящена выбору и проверке оборудования: силовых трансформаторов, питающих линии, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока, предохранителей, КРУ. На стороне 110 кВ приняли комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА укомплектованную элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш». ЗРУ-6 кВ выполнили в виде металлического сооружения КРПЗ-10, блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ установили вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК. Всё установленной на ПС оборудование выбрано по условиям длительного режима работы и проверено по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производилось: 1. выбор по напряжению; 2. выбор по нагреву при длительных токах; 3. проверка на электродинамискую стойкость; 4. проверка на термическую стойкость. В настоящее время большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу. Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные реле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных. Основными характеристиками микропроцессорных защит значительно выше микроэлектронных, а тем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0,1- 0,5 ВА, аппаратная погрешность в приделах 2-5 %, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0,96-0,97. Мировыми лидерами в производстве релейной защиты и автоматики являются европейские концерны ALSTOM
,
ABB
и SIMENS
. Общим является всё больший переход на цифровую технику. Цифровые защиты, выпускаемые этими фирмами, имеют высокую стоимость, которая впрочем, окупается их высокими техническими характеристиками и многофункциональностью. Современные цифровые устройства РЗА интегрированы в рамках единого информационного комплекса функций релейной защиты, измерения, регулирования и управления электроустановкой. Такие устройства в структуре автоматизированной системы управления технологическим процессом энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации. В интегрированных цифровых комплексах РЗА появляется возможность перехода к новым нетрадиционным измерительным преобразователям тока и напряжения – на основе оптоэлектронных датчиков, трансформаторов без ферромагнитных сердечников и т.д. Эти преобразователи технологичнее при производстве, обладают очень высокими метрологическими характеристиками, но имеют алую выходную мощность и непригодны для работы с традиционной аппаратурой. Цифровые микропроцессорные комплексы РЗ являются интеллектуальными техническими средствами. Им присущи: а) многофункциональность и малые размеры (одно цифровое измерительное реле заменяет десятки аналоговых); б) дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления; в) ускорение противоаварийных отключений и включений; г) непрерывная самодиагностика и высокая надёжность; д) регистрация и запоминание параметров аварийных режимов; е) дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств РЗ; ж) возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровней автоматизированного управления; з) отсутствие специального технического обслуживания – периодических проверок настройки и исправности. В условиях конкуренции, фирмы часто выпускают рекламные проспекты на еще разрабатывающиеся устройства и, когда дело доходит до заказа, то выясняется, что ряд функций в этом устройстве еще не доработано или совсем не разработано. Хотя с другой стороны, жизнь не стоит на месте, и чтобы выжить, фирмы постоянно совершенствуют свои устройства, часто перехватывая, а то и "заимствуя" друг у друга новинки или удачные решения, и поэтому тяжело поспевать за их разработками. Плохо, если приобретешь такую промежуточную разработку, которая быстро снимается с производства, и потом в дальнейшем будут трудности с ремонтом, т.к. замена чипов или полных блоков не всегда возможна, потому что технология производства тоже не стоит на месте и изменяются конструктивы элементов и комплектующих. Для выбора необходимых нам устройств защиты проведём сравнительный анализ разработок различных фирм производителей. В основном все подходы по функциональному признаку тесно переплетаются во всех разработках в сети 110-220 кВ. Основными характерными моментами являются: 1) не менее 5 зон дистанционной защиты от всех видов КЗ, с возможностью их блокирования при качаниях и при неисправности цепей напряжения; 2) возможность телеускорения в дистанционной защите, определенных ее зон (по выбору) с использованием различных (по выбору) схем связи, определенные схемы телеускорения могут иметь свой ВЧ канал также для телеускорения токовой направленной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю; 3) возможность автоматического ускорения определенных ступеней дистанционной защиты при ручном включении и АПВ; 4) возможность ввода удлиненной зоны до АПВ; 5) наличие аварийных токовых защит, вводимых автоматически при неисправности цепей напряжения и блокировании дистанционной защиты; 6) наличие отдельных токовых защит вводимых автоматически на время опробования линии при ручном включении линии или АПВ; 7) наличие токовых защит, используемых как МТЗ для различных режимов, например: междуфазной токовой отсечки, защиты ошиновки ВЛ при полуторной схеме, резервных токовых защит линии, в том числе с различной степенью инверсности токозависимых по времени характеристик срабатывания; 8) наличие токовых защит нулевой последовательности с использованием направленности (по выбору), телеускорения и автоматического ускорения отдельных ступеней; 9) наличие токовых защит обратной последовательности, для работы при несимметричных КЗ, особенно за обмотками трансформаторов "звезда"/"треугольник"; 10) функции УРОВ; 11) функции АПВ, включающие в себя ОАПВ, УТАПВ, ТАПВ, причем последние могут выполняться с контролями напряжений и контролем синхронизма; 12) функции определения места повреждения на линии; 13) функции регистрации аварийных параметров и сигналов; 14) контроль цепей тока и напряжения; 15) измерение рабочих значений токов, напряжения, мощности, частоты, в амплитудных и средних значениях; 16) контроль цепей отключения и включения выключателя; 17) контроль числа коммутаций выключателя, с регистрацией суммы токов отключения; 18) переключение наборов уставок (4 набора). Подробнее рассмотрим защиты, которые в настоящее время производятся серийно и уже находятся в эксплуатации во многих странах мира. Это защиты SPAC
801 фирмы «ABB
» и защита Mi
com
фирмы «ALSTOM
».
Ввиду большого числа функций и возможных вариантов использования характеристик в терминалах, сравнение производится по основным из них. Второстепенные характеристики и параметры настройки следует смотреть в заводской (фирменной) документации на изделия. Сравнение будем вести по техническим и функциональным признакам. Сравнительная характеристика представлена в таблице 4.1 Таблица 4.1 Сравнительная характеристика микропроцессорных защит Познакомившись с Micom
P123 и SPAC
801, приходим к выводу, что по набору защит они одинаковы, поэтому рассмотрим по дополнительным функциям: 1. Габаритные размеры у Micom
P123, в 2 раза меньше SPAC
801; 2. Micom
P123 имеет 4-х строчный ЖКД, а SPAC
801однострочный с тремя символам; 3. Micom
P123 выражает реальные величины, а SPAC
801 – в относительных, требуется перерасчет; 4. Micom
P123 регистрирует до 75 аварий и переходных процессов, SPAC
801только 5 последних событий и срабатывает индикатор; 5. Различные функции терминала Micom
P123 можно связать между собой с помощью логических элементов, SPAC
801 жестко забитая логика вывод защиты через диаграмму ключей, нет возможности логической связи. Из данной таблице можно сделать вывод, что микропроцессорная защита Micom
P123, превосходит по некоторым функциональным параметрам. Также следует учесть тот факт, что персонал Березниковских электрических сетей ознакомлен с микропроцессорами фирмы «
ALSTOM
»
– это и является главным критерием для их установки на подстанции. Защита элементов системы электроснабжения должна ограничить или полностью устранить в них возможные нарушения нормального режима работы, вызванные электрическими, тепловыми или механическими перегрузками, а так же аварийными повреждениями, основными причинами которых обычно являются различные виды КЗ. Для обеспечения защиты применяются аппараты отключения: а) плавкие предохранители ВН и НН и автоматические выключатели НН; б) аппараты релейной защиты, действующие на отключение выключателя. Релейная защита – совокупность специальных устройств и средств (реле, измерительные трансформаторы и другие аппараты), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для электроустановки непосредственной опасности, то релейная защита должна приводить в действие сигнальные устройства, не отключая установку. Основные условия надежной работы релейной защиты: 1) обеспечение селективности, т.е. отключение только поврежденных участков. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей селективность. Выдержка определяется полным временем действия защиты до отключения поврежденного участка; 2) остаточная чувствительность ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменению в связи с этим параметров (тока, напряжения и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности; 3) максимальная простота схем с наименьшим числом аппаратов и достаточная надежность и быстродействие; 4) наличие сигнализации о неисправностях в цепях, питающих аппараты релейной защиты. Исходя, из главы 5.1 примем и рассчитаем, устройства релейной защиты выполненные на терминале Mi
com
Р632, Р139 производства «ALSTOM
». Проектом предусмотрено техническое задание на устройства защиты, автоматики, управления и измерения ОРУ-110 кВ, ЗРУ-6 кВ и силового трансформатора. 1. Трансформатор силовой трёхфазный ТМН-6300/110-У1; 115/6,6 кВ 2. ЗРУ-6 кВ В соответствии с ПУЭ на ПС «Гежская» 110/6 кВ предусматриваются следующие виды защиты: 1) защита силового трансформатора: а) максимальная токовая защита от токов короткого замыкания с двумя выдержками времени «меньшей» - отключается выключатель ввода 6 кВ, со второй выдержкой времени «большей» - отключается выключатель 110 кВ. При использовании микропроцессорного блока Mi
com
Р632 защита называется максимально-токовой с независимой характеристикой времени срабатывания; б) защита от перегрузки на вводе 110 кВ силового трансформатора, действующая на сигнал; в) дифференциальная токовая защита от токов короткого замыкания, действующая на отключение вводов 110 и 6 кВ силового трансформатора. 2) защита шин 6 кВ Специальной защиты шин 6 кВ на подстанции не предусмотрено. При коротком замыкании. При коротком замыкании на шинах 6 кВ отключается выключатель ввода 6 кВ или секционный выключатель 6 кВ при работе одного трансформатора на две секции шин 6 кВ. Выключатель ввода 6 кВ отключается от защиты силового трансформатора. Секционный выключатель 6 кВ отключается от собственной максимальной токовой защиты. 3) защита отходящих линий 6 кВ На отходящих линиях 6 кВ предусмотрена двухступенчатая максимальная токовая защита. Защита выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении на микропроцессорном блоке Mi
com
Р123 и действует на отключение выключателя. Первая ступень действует мгновенно, вторая с выдержкой времени. На ПС предусмотрен следующий объем автоматики: 1) автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей вводов 6 кВ и отходящих линий 6 кВ; 2) автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционном выключателе 6 кВ. Общие положения расчёта и выбора уставок на терминале Mi
com
Р123: На каждой из сторон трансформатора предусмотрено по три ступени максимальной токовой защиты, используется одна из них. Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается с учетом следующих соображений: отстройка от максимально возможного тока нагрузки, согласование защиты по току с защитами последующих элементов, обеспечение необходимой чувствительности. Выдержка времени выбирается, исходя из условия согласования с выдержкой времени последующей защиты. 1 ступень защиты может быть выбрана с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержки времени. Как правило, на трансформаторах применяется независимая выдержка времени. Для этого в уставки ступени I
> реле необходимо ввести тип – НЕЗАВИС. Расчёт уставок производится с учетом требований выпуска 13Б Руководящих указаний по релейной защите (Москва 1985год) и методике по выбору уставок с учетом особенностей защит, уставки которых выбираются [14]. До начала выбора защиты трансформатора 110 кВ ПС «Гежская» необходимо рассчитать защиты отходящих линий 6 кВ. Токовую отсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t
=0 с. Расчёт тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия- трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания Коэффициент надёжности Еще одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. При расчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗ обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. При включении линии под напряжение при выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки должен быть равен пяти суммарным номинальным токам: Если это последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использовать загрубление на время включения. Проверка чувствительности защиты: ПУЭ требуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при коротких замыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициент чувствительности определяется по выражению: Для расчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме. Расчёт токовой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5. Принцип действия МТЗ основан на том, что при возникновении КЗ ток увеличивается и начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия при этом достигается выбором выдержек времени. В пределах каждого элемента МТЗ устанавливается как можно ближе к источнику питания. Для того чтобы защита работала при КЗ и не работала в нормальных режимах необходимо определять ток срабатывания защиты – 1. 2. Пусковые органы защиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходное состояние после его отключения и снижения до Токи где Следовательно, при выполнении условия 2 всегда выполняется условие 1, поэтому выражение для определения где Зная величину Данные расчета уставок МТЗ ЗРУ-6 кВ представлены в Приложении лист 6. 4.3.3 Выполнение уставок на устройстве
Токи срабатывания защиты МТЗ должны быть пересчитаны в доли номинального тока реле или номинального вторичного тока трансформатора согласно [15]. Если уставки защиты выбраны в первичном токе, то они должны быть приведены к напряжению, где установлена защита, а затем определен относительный вторичный ток срабатывания реле, делением первичного тока срабатывания на первичный ток трансформатора тока соответствующей стороны: Если уставки защиты выбраны в относительных единицах к номинальному току соответствующей стороны, должен быть определен относительный вторичный ток срабатывания, умножением относительного тока срабатывания на базисный ток этой стороны: Базисный ток (коэффициент) на каждой стороне трансформатора Диапазон уставок по току срабатывания 0,2 – 50 Ступень имеет выход с выдержкой времени и мгновенный выход. Мгновенный выход используется для блокировки вышестоящей защиты (логическая селективность). Диапазон уставок по времени отключения M
icom
P123 0-150сек. по времени отключения 0,06 - точность установки составляет 0,01сек. Расчёт уставки секционного выключателя, уставок ввода 6 кв и МТЗ стороны 110 кВ на реле Micom
Р123 приведены в Приложении лист 7. 1. Дифференциальная защита трансформатора использует 2 комплекта трансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, для чего при задании общих характеристик задаются параметры трансформатора и трансформаторов тока. При этом возникает возможность собрать трансформаторы тока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей. Ток нулевой последовательности при этом устраняется расчетом, что делает характеристики независимыми от режима нейтрали трансформатора. 2. Реле имеет тормозную характеристику пропорционального типа (процентное торможение)- ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально увеличению тока короткого замыкания. Тормозным током является самый большой ток среди подводимых к реле, по каждой фазе отдельно. 3. Характеристика состоит из четырех участков. Характеристика дифференциальной защиты Micom
P632. Участок АВ – начальный, на этом участке ток срабатывания не зависит от торможения. В точке В характеристика начального участка пересекается с первой тормозной характеристикой. Она имеет наклон Р1 и начинается от начала координат. Эта характеристика работает при малых токах короткого замыкания, когда погрешность трансформаторов тока невелика. При токах, больших 2.5 И последний участок – DE – ток срабатывания опять не зависит от тормозного тока. Ломаная линия ABCDE представляет общую характеристику дифференциальной защиты. 4. Блокировка током второй гармоники предназначена для обеспечения отстройки дифзащиты от броска тока намагничивания при подаче напряжения. Благодаря наличию блокировки ток срабатывания дифзащиты может быть выполнен значительно меньшим номинального тока трансформатора. 5. Блокировка по току пятой гармоники, предназначена для предотвращения ложной работы дифзащиты от повышенного тока намагничивания при перевозбуждении (подачи напряжения на обмотку трансформатора значительно выше номинального). Предполагается, что на трансформаторах украинского и российского производства без такой блокировки можно обойтись. Выбор уставок выполняется по условиям: 1) Реле градуировано в относительных единицах к номинальному вторичному току трансформаторов тока стороны ВН, принятой за основную. Вторичные токи остальных сторон пересчитываются к основной стороне автоматически. 2) Реле отстроено от броска намагничивающего тока при токе срабатывания 1 участка характеристики (АВ), 02 номинального тока трансформатора. 3) При выборе коэффициента торможения Р1 первого участка тормозной характеристики в зоне малых токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока с учетом переходных процессов при внешних коротких замыканиях не превышает 5%. 4) При выборе коэффициента торможения Р2 второго участка тормозной характеристики в зоне больших токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока составляет 10%, а влияние переходных процессов на погрешность трансформаторов тока при внешних коротких замыканиях учитывается коэффициентом 1,5. 5) Ток срабатывания второго горизонтального участка (отсечки), не зависящий от торможения, принимается равным небалансу при внешнем коротком замыкании, с учетом загрубляющего коэффициента, при расчете погрешности трансформатора тока, равном 3. С учетом необходимости отстройки от броска тока намагничивания ток срабатывания отсечки должен быть не менее 6. 6) Ток блокировки по 2 гармонике принимается установленный заводом – 12%. 7) Погрешность выравнивания вторичных токов расчетным путем за счет дискретности этих расчетов можно не учитывать во всем диапазоне уставок реле. 8) Учитывая высокую точность работы микропроцессорной защиты, коэффициенты запаса при выборе уставок можно принять равными 1,2. Выбор уставок дифзащиты трансформатора
Выбор уставок дифзащиты сводится к выбору параметров тормозной характеристики и проверки чувствительности. При использовании микропроцессорного реле Micom
P632 появляется возможность скомпенсировать отличие вторичных токов сторон ВН и НН и угловой сдвиг, появляющейся при трансформации токов со стороны ВН(Y) и НН(∆). Расчёт общих уставок сведён в таблицу 4.2. Таблица 4.2 Общие уставки 6,3 22 Соединение обмоток трансформаторов тока 100/5 (20) 1000/5 (200) Максимальные первичные токи при скв. 3-х фазных КЗ (повреждение на шинах 6 кВ),А 1. Уставка первой ступени дифференциального тока (начального участка характеристики). Согласно рекомендациям завода – изготовителя: где Уставка набираемая на реле: где Она может быть выполнена в пределах 0,15 – 1,5. Принимаем минимальную уставку 0,15 и получаем что она составляет: 2. Наклон характеристики (коэффициент торможения) первого участка – участок находится в зоне малых токов – от 0 до 2.5 где Принимаем: 25% 3. Наклон характеристики (коэффициент торможения) второго участка– в зоне больших токов: где Принимаем минимально возможное: 40% 4. Уставка второй ступени дифференциального тока (отсечки). Отстройка от небаланса при внешних КЗ: где Отстройка от броска тока намагничивания: Полученный расчетом ток сравнивается с номинальным током силового трансформатора и, если это отношение меньше 6, то ток берется равным шестикратному номинальному току трансформатора. Уставка на реле: Полученный ток округляется до ближайшего большего целого числа, которое и задается в качестве уставки. Может регулироваться в пределах от 1 до 30 5. Выбор уставки блокировки защиты током второй гармоники. Отношение тока блокировки к основному дифференциальному току. В связи с отсутствием методики для выбора принимается установленная заводом уставка: Может быть отрегулировано в пределах 10 – 50%. Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена. Используется заводская настройка: БЛОК 6. Выбор режима блокировки током пятой гармоники. Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена. БЛОК 7. Проверка чувствительности защиты. В связи с тем, что уставка 1 ступени защиты при малых токах мала (уставка Микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM
»
содержит программную логическую часть, выполняющую функцию АПВ и АВР. АПВ двукратного действия предусматриваем на отходящих фидерах напряжением не более 10 кВ согласно ПУЭ. АПВ однократного действия предусматриваем на вводах напряжением 10 кВ при раздельной работе трансформаторов [1], необходимой для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, несвязанных с внутренними повреждениями трансформатора. Устройства АПВ выполнены так, что исключена возможность многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства. Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившейся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5-1,5 с) снова включается под напряжение, если нет запрета на включение или причина отключения элемента исчезла. При срабатывании релейной защиты на любом отходящем фидере ПС «Гежская», выключается выключатель и происходит пуск устройства АПВ, вызывая кратковременное срабатывание. После включения выключателя, АПВ отключается. Если АПВ оказывается неуспешным, то повторного включения выключателя определяется временем заряда конденсатора, который входит в состав АПВ, а при АПВ однократного действия повторного включения не происходит. Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержку времени устройства АПВ принимаем минимальной. Согласно ПУЭ устройства АВР предусматриваем для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, которое приводит к обесточиванию электроустановок потребителя. Устройства АВР предусматриваем для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса. Устройства АВР устанавливаем на секционном выключателе. Секционный выключатель нормально отключен и включается под действием средств АВР при отключении любого трансформатора на 6,3 МВА. АВР также срабатывает при обесточивании одной из шин. При согласовании защиты по времени, выдержка времени вышестоящей защиты увеличивается на ступень по сравнению с нижестоящей защитой: где Ступень селективности для Micome
Р123 состовляет: Защита согласована по времени с защитой секционного выключателя и с защитой отходящих линий, расчетным условием является защита секционного выключателя. Согласование защит по времени занесено в таблицу 4.3. Таблица 4.3 Согласование защит по времени п/п Наименование присоединения
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||