Выбор числа, мощности и типа трансформаторов                          

 

В настоящее время на подстанции работает два трансформатора типа      

ТМ – 110/10 кВ. Суммарная расчетная максимальная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции составляет 28355 кВ·А.

Принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа

ТДН – 25000 / 110.

 Таблица 4.1 Силовые трансформаторы 110 / 10 кВ [ 19 ]

 

Тип	Номинальная мощность,   кВ·А	Напряжение обмотки, кВ		Потери,      кВт		U к., %	I х.х., %
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТДН	25 000	115	10,5 – 10,5	29	120	10,5	0,75

 

    В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:

                К_з = ( S_расч / S_нтр ) · 100 %                                      ( 4.1 )

S_расч - расчетная мощность подстанции, кВ·А

S_нтр – номинальная мощность трансформатора, кВ·А

К_з1 = ( 12576 / 25000 ) · 100 = 50,3 %

К_з2 = ( 15779 / 25000 ) · 100 = 63 %

Определим необходимую мощность трансформатора с учетом допустимой перегрузки на 40 % одного из трансформаторов при отключении другого

                           ( 4.2 )

Оставшийся в работе трансформатор сможет выдержать всю нагрузку подстанции, и поэтому при выводе одного трансформатора все линии и потребители будут работать в нормальном режиме.

Принимаем к установке два трансформатора мощностью по 25000кВ∙А.

Далее определим потери напряжения в сети 10 кВ с учетом длин фидеров и подключенных нагрузок.

 

 

                

 5 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и выходе элемента (в начале и в конце участка линии).

Расчет потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретно - отклонения напряжения от его номинального значения.

 

5.1 Определение допустимых потерь напряжения

 

Для определения допустимой потери напряжения в сети составим таблицу допустимых потерь напряжения

    Таблица 5.1 - Определение допустимых потерь напряжения

Элемент электроустановки	Отклонение напряжения
	100%	25%
Шины 10 кВ Сеть 10 кВ Трансформатор 10/0,4 кВ Надбавка Потери Сеть 0,4 кВ	10 % - 9,6   5 % - 4 - 6,4	0 % 0   5 % - 1 0
Потребитель	- 5	4 %

 

V_{доп.10+0,4} = 10 + 5 – 4 + ( -5) = 16 %

V_доп.10 = 0,6 ∙ 16 = 9,6 %

 

5.2 Определение потерь напряжения

 

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяется:

                                          

                                                       ( 5.1 )

где ∆U – падение напряжения в линии или ее участке, В ;

Р – расчетная активная мощность участка сети, кВт ;

R - активное сопротивление участка сети, Ом;

Q – расчетная реактивная мощность участка сети , квар;

X - индуктивное сопротивление линии, Ом;

Uл – номинальное напряжение линии, кВ.

                                R_л = r₀ ∙ l                               ( 5.2 )

  где r₀ – удельное активное сопротивление провода, в зависимости от марки и сечения провода Ом/км, выбираем из справочника [ 9 ];

         l – длина данного участка линии, км.

                                      X_л = x₀ · l                                 ( 5.3 )

где x₀ – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км. Выбирается из справочника в зависимости от среднегеометрического расстояния между проводами [ 9 ].

На примере фидера 2 – 25 приводится расчет потерь напряжения в сети 10 кВ

∆U_17-18= ( 128 · 0,83 · 0,07 + 96 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,98 В

∆U_17-19 = ( 256 · 0,83 · 0,07 + 192 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 1,96 В

∆U_15-17 = ( 352,5 · 0,412 · 0,35 + 263 · 0,341 · 0,35) / 10 = 8,22 В

∆U_15-16 = ( 50,4 · 0,83 · 0,07 + 37,8 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,38 В

∆U_11-15 = ( 389,5 · 0,412 · 0,14 + 291 · 0,341· 0,14 ) / 10 = 3,6 В

∆U_12-13 = ( 881 · 0,83 · 0,05 + 660 · 0,366 · 0,05 ) / 10 = 4,86 В                    

∆U_12-14 = ( 252 · 0,83 · 0,001 + 189 · 0,366 · 0,001 ) / 10 = 0,02 В

∆U_11-12 = ( 1077 · 0,83 · 0,15 + 807 · 0,366 · 0,15 ) / 10 = 17,8 В

∆U_5-11 = ((1384·0,412·0,49+1384·0,308·1)+(1038·0,341·0,49+1038·0,332·1 )) / 10 = 122 В

∆U_8-10 = (225 · 0,576 · 1,2 + 168 · 0,355 · 1,2 ) / 10 = 22,7 В  

∆U_8-9 = ( 128 · 0,83 · 0,9 + 96 · 0,4 · 0,9 ) / 10 = 13 В

∆U_6-8= ( 322 · 0,576 · 1,1+ 214 · 0,355 · 1,1) / 10 = 28,7 В

∆U_5-6 = ( 477 · 0,576 · 0,07 + 357 · 0,355 · 0,07 ) / 10 = 2,1 В

∆U_3-5 = ( 1764 · 0,308 · 0,5 + 1323 · 0,332 · 0,5 ) / 10 = 48,4 В      

 ∆U_3-4 = ( 320 · 0,576 · 0,5 + 240 · 0,355 · 0,5 ) / 10 = 13,4 В

∆U_1-3 = (2015 · 0,308 · 0,21+ 1509 · 0,332 · 0,21 ) / 10 = 23,5 В                      

∆U_1-2 = ( 80 · 0,576 · 0,02 + 60 · 0,355 · 0,02 ) / 10 = 0,13 В

∆U_0-1 = ( 2074,5 · 0,308 · 0,97 + 1556 · 0,332 · 0,97 ) / 10 = 112 В                                                      

Определяем сумму потерь напряжения на всей линии

 ∑∆U_{л 2-25} = 0,98+1,96+8,22+0,38+3,6+4,86+0,02+17,8+122+22,7+13+28,7+

               2,1+48,4+13,4+23,5+0,13+112 = 423,75 В

 

По абсолютному значению потерь напряжения из-за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения выражают в процентах от номинального напряжения

           DU % = DU / Uном × 100 %;         ( 5.4 )

где U – номинальное напряжение сети, В.

                         ∆U % = ( 423,75 / 10 000 ) · 100 % = 4,23 %

Относительные потери напряжения считают приемлемыми, если они в                               нормальных режимах работы в сетях 10 кВ не превышают ΔU_доп.

Определение потерь напряжения остальных линий производится аналогично, для наглядности результаты расчетов сводятся в таблицу 6.1.

 

 

  6 Выбор высоковольтного оборудования

 

6.1 Выбор выключателя 110 кВ

 

Выключатель - основной коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока в сетях аварийных (при к.з.), нормальных (при нагрузке и без нее) и ненормальных (при перегрузке) режимах. Наиболее тяжелый режим работы для выключателя - отключение токов к.з.

К выключателям предъявляют следующие требования:

-надежное отключение токов при значениях от десятков ампер до номинального тока отключения;

-длительная выдержка номинальных режимов по току и напряжению;

-устойчивость к термическому и динамическому воздействиям токов к.з.

-эффективное и быстрое гашение электрической дуги, возникающей при размыкании контактов;

-малое время отключения;

-пригодность для автоматического повторного включения;

-удобство при эксплуатации и перевозках;

-взрыво - и пожаробезопасность.

Для трансформаторной подстанции напряжением 110/10 кВ выбираем маломасляный выключатель марки ВМТ – 110.

Выбор выключателя установленного на головном участке линии 110 кВ приведен в таблице 6.1.

 

Таблица 6.1 - Выбор маломасляного выключателя ВМТ – 110

 

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВМТ-110
Uуст £ Uном	110 кВ	110 кВ
Iраб. макс £ Iном	1,4 × 131 = 183 А	1250 А
Iк £ Iоткл. ном	1684 А	25 кА
Iк1 £ Iпр. с	1684 А	25 кА
iу £ iпр. с	4048 А	65 кА
Вк £ It² × It	1,684²× (0,01 + 0,035) =127А²× с	25² × 3 = 1875 кА² × с

   

 где В_к – тепловой импульс по расчету, кА²·с;

   I_t – предельный ток термической стойкости, кА;

   t_t = t_п.в. + t_р.з.                                                          ( 7.1 )

   t_п.в. – полное время отключения выключателя по каталогу ( время с момента подачи импульса на отключение до полного погашения дуги );

   t_р.з.- время действия релейной защиты;

 

6.2 Выбор разъединителей 110 кВ наружной установки

 

Разъединители. Эти коммуникационные аппараты предназначены для включения и отключения цепи без тока или с небольшими токами, значения которых установлены нормативными документами. Разъединитель создает видимый разрыв цепи, что важно для обеспечения электробезопасности при ревизиях и ремонтных работах на электроустановках.

Разъединители не могут отключать токи нагрузки и тем более коротких замыканий, так как у них не предусмотрено никаких дугогасительных устройств. В случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному короткому замыканию и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Разъединитель размещают в непосредственной близости от выключателя, и перед его отключением цепь должна быть разомкнута выключателем.

Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) кроме создания видимого разрыва цепи разрешено использовать разъединители для отключения и включения нейтрали трансформаторов и заземляющих дугогасящих реакторов при условии отсутствия в сети замыкания на землю; незначительного намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока воздушных и кабельных линий (холостого хода) и т.д.

От работы разъединителей зависит надежность работы всей электроустановки.

К разъединителям предъявляют следующие требования: создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению; электродинамическая и термическая стойкость при возникновении токов к.з.; исключение самопроизвольных отключений; четкое включение и отключение при плохих климатических условиях (обледенение, снег, ветер); механическая прочность. Разъединители бывают для внутренней и наружной установки; по числу полюсов - одно- и трехполюсные; по конструкции - рубящего, поворотного, катящегося и подвесного типов. По способу установки разъединители делят на вертикальные и с горизонтальным расположением ножей. Они могут быть с заземляющими ножами и без них.

Выбор разъединителя установленного на главном участке линии 110 кВ

РЛНДЗ-2-110/600 приведен в таблице 6.2

Таблица 6.2 - Выбор разъединителя линии 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные Разъединитель РЛНДЗ- -2-110/600
Uуст £ Uном	110 кВ	110 кВ
Iраб. макс £ Iном	1,4 × 131 = 183 А	600 А
iу £ iпр.с	1684 А	12 кА
Вк £ It² × It	7,265² × 10 = 527 кА² × с	12² × 10 = 1440 кА² × с

 

где В_к – тепловой импульс по расчету, кА²·с;

I_t – предельный ток термической стойкости, кА;

t_t- длительность протекания предельного тока термической стойкости, с;

 

6.3 Выбор выключателей 10 кВ

 

В таблице 6.3 приведен выбор вакуумного выключателя в цепи отходящей линии 10 кВ.

Таблица 6.3 - Выбор вакуумного выключателя для отходящих линии 10 кВ

 

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные Выключатель ВБЧ-СЭ-10-20/1000
Uуст £ Uном	10 кВ	10 кВ
Iраб.макс £ Iном	1,4 × 681= 953 А	1000 А
Iкз £ Iоткл. ном	7265 А	20 кА
Iкз £ Iпр.с	7265 А	20 кА
iу £ iпр.с	16336 А	51 кА
Вк £ It² × tt	7,265²×(0,04 + 0,1)= 7,37 кА2×с	20² × 4 = 160 кА² × с

 

где В_к – тепловой импульс по расчету, кА²·с;

   I_t – предельный ток термической стойкости, кА;

   t_t = t_п.в. + t_р.з.

   t_п.в. – полное время отключения выключателя по каталогу ( время с момента подачи импульса на отключения до полного погасания дуги );

   t_р.з.- время действия релейной защиты;

 

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

 

В установках высокого напряжения проводить измерения практически невозможно из-за трудности выполнения приборов на высокие напряжения и опасности, которой подвергается обслуживающий персонал.

Последовательные обмотки измерительных приборов, включенных непосредственно в контролируемую сеть высокого напряжения, испытывают не только нормальные, но и аварийные режимы работы. Поэтому приборы следовало бы рассчитывать с учетом термических и динамических воздействий токов. Кроме того, вряд ли удалось бы их разместить в одном месте на щите управления. При ревизии или ремонте приборов снижается надежность электроснабжения. Эти трудности устраняют применением измерительных трансформаторов тока и напряжения, у которых для обеспечения безопасности вторичную обмотку всегда заземляют.

На станциях и подстанциях измерительные аппараты, аппараты релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации включают через измерительные трансформаторы тока и напряжения. При использовании трансформаторов можно разделить первичные и вторичные цепи измерения и защиты, обеспечить безопасность измерений, удобство обслуживания и регулировки приборов, реле, стандартизировать их по току и напряжению, исключить протекание токов к.з. через последовательно включаемые обмотки приборов, реле, стандартизировать из по току и напряжению, исключить протекание токов к.з. через последовательно включаемые обмотки проборов и реле, снизить стоимость контрольной проводки за счет уменьшения ее сечения.

Трансформаторы тока и напряжения вносят в измерения определенную погрешность. Первичные обмотки трансформаторов тока и напряжения включаются соответственно в контролируемую цепь последовательно и параллельно.

Трансформатор тока работает при постоянной нагрузке во вторичной цепи и переменной величине тока в первичной обмотке, т.е. при переменном магнитном потоке. Нормальный режим его работы близок к условиям короткого замыкания, так как его вторичная обмотка замкнута на последовательно соединенные обмотки приборов, реле и других аппаратов с незначительными сопротивлениями. Трансформатор же напряжения, вторичная обмотка которого замкнута на значительные сопротивления параллельно подключенных обмоток измерительных приборов и реле, работает в условиях, близких к режиму холостого хода.

Трансформаторы тока предназначены для преобразования первичного тока до наиболее удобных для измерительных приборов и реле значений и отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. Эти трансформаторы изготовляют для внутренней и наружной установки и на всю шкалу токов и напряжений. Трансформатор тока представляет собой замкнутый магнитопровод и две обмотки. Первичную обмотку включают последовательно в контролируемую цепь (цепь измеряемого тока). Ко вторичной обмотке присоединяют последовательно токовые обмотки приборов и реле, обтекаемые током.

В таблице 6.4 приведен выбор измерительных трансформаторов тока, устанавливаемых на стороне 10 кВ.

Таблица 6.4 - Выбор измерительных трансформаторов тока на отходящей линии 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные ТПЛ – 10 К
Uуст £ Uном	10 кВ	10 кВ
Iраб.макс £ Iном	953 А	1000 А
Iкз £ Кдин × I 1 ном	7,265 кА	74,5 кА
Вк £ (К1 × I1 ном)² × I t	7,37 кА2 · с	272 · 4 = 2916 кА² × с

 

Вторичная нагрузка трансформаторов тока осталась без изменения

 

Трансформаторы напряжения на стороне 10 кВ проектируемой подстанции оставляем прежние, так как нагрузка во вторичных цепях осталась прежней, т.е. количество приборов не было изменено.

 

6.5 Выбор ограничителей перенапряжения.

Внедрение защитных аппаратов нового поколения сталкивается со значительными трудностями их правильного применения. В первую очередь это связано с недостаточностью нормативных документов, регламентирующих правильное применение ОПН в сетях 6 – 35 кВ. Перед энергетиками возникает две противоречащие друг другу задачи. С одной стороны глубоко ограничить перенапряжения, а с другой – обеспечить надежную работу самого аппарата. Если приоритет выбора параметров ОПН отдавать первой задаче, то снизится надежность работы ОПН. В обратном случае повышаются воздействия на изоляцию электрооборудования.

При выборе ОПН необходимо решить следующие задачи:

· ОПН должен ограничить коммутационные и грозовые перенапряжения до значений, при которых обеспечивается надежная работа изоляции защищаемых установок.

· ОПН должен работать, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии наибольших рабочих напряжений сети.

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

· ОПН должен соответствовать механическим и климатическим условиям эксплуатации.

В сетях 6 – 35 кВ работающих с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостного тока на землю, наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение ОПН выбирается большим или равным наибольшему напряжению электрооборудования для данного класса напряжения по ГОСТ 1516.3 или наибольшему рабочему напряжению сети.

Uн.р.>Uн.р.об

Выбор ОПН по номинальному разрядному току производится в случае установки его для защиты от грозовых перенапряжений. Практически во всех случаях номинальный разрядный ток принимают равным 5 кА.

 

Таблица 6.5 - Выбор ограничителей перенапряжения ОПН 10/11,5

 

класс напряжения сети, кВ	наибольшее длительно допустимое напряжение, Uнд, кВ	номинальный разрядный ток, кА
10	11,5	10