Схема электрических соединений на низшем напряжении подстанции

Стр 1 из 6Следующая ⇒

Nbsp; 1 ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ Проектируемая подстанция является проходной, то есть по шинам высокого напряжения проходит транзит мощности. Структурная схема подстанции приведена на рисунке 1. Рисунок 1 – Структурная схема подстанции На рисунке 1 обозначено: SПИТ – питающая мощность, SТРАНЗ – транзитная мощность, SНАГР – мощность нагрузки, РУ НН – распределительное устройство низкого напряжения, РУ ВН – распределительное устройство высокого напряжения. 2 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ 2.1 Выбор силового трансформатора Выбор количества трансформаторов на подстанциях зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей, получающих питание от подстанции. Подстанция кузнечнопрессового завода относится ко второй категории, поэтому экономически целесообразной будет установка двух трансформаторов. В случае установки двух трансформаторов на подстанции при отключении одного из них (плановом или аварийном) оставшийся в работе трансформатор обеспечивает нормальное электроснабжение потребителей, если его перегрузка согласно ПУЭ не превышает 40%. В большинстве случаев такой режим для трансформаторов подстанций обеспечивается, если в нормальном режиме трансформатор загружен на 70%. Недогружая трансформатор в нормальном режиме, мы таким образом экономим изоляцию на случай аварийного режима. Коэффициент загрузки КЗ трансформатора в нормальном режиме определяется по следующей формуле: , (1) где SНАГР – мощность нагрузки подстанции, ВА; SН.Т. – номинальная мощность выбираемого трансформатора, ВА; n – число параллельно работающих трансформаторов. При двух трансформаторах на подстанции номинальная мощность одного трансформатора выбирается из условия: , (2) МВА. К установке принимаем понижающий двухобмоточный трехфазный трансформатор мощностью SН.Т. = 40 МВА с расщепленной вторичной обмоткой для ограничения токов короткого замыкания [2, Таблица 3.6], тип трансформатора ТРДН – 40000/110. Каталожные данные трансформатора представлены в таблице 2. Таблица 2 – Каталожные данные трансформатора ТРДН – 40000/110 Параметр трансформатора Символ Значение Номинальная мощность SН.Т. 40 МВА Напряжение обмотки ВН UВН 115 кВ Напряжение обмоток НН1 – НН2 UНН1-НН2 10,5 – 10,5 кВ Потери холостого хода РХ 34 кВт Потери короткого замыкания РК 170 кВт Напряжение короткого замыкания обмоток ВН - НН uКВН-НН 10,5 % Напряжение короткого замыкания обмоток НН1 – НН2 uКНН1 –НН2 30 % Ток холостого хода iХ 0,55 % Габариты Длина L 6 м Ширина В 4,7 м Высота Н 5,7 м Масса масла - 17,6 т Полная масса - 68 т Проверим выбранный трансформатор по коэффициентам загрузки и перегрузки. Для выбранного трансформатора коэффициент загрузки в нормальном режиме работы по формуле (1): Коэффициент перегрузки при отключении одного трансформатора находится по формуле: (3) В нашем случае Таким образом, выбранные трансформаторы обеспечат бесперебойное электроснабжение потребителей в нормальном и аварийном режимах, так как коэффициенты загрузки и перегрузки не превышают установленных величин. 2.2 Схема электрических соединений на высшем напряжении подстанции Выбор схемы электрических присоединений зависит от их количества. Число присоединений на стороне ВН определим следующим образом: , (4) где nПР – число присоединений; nВ – число вводов; nОТХ.Л. – число отходящих линий на стороне ВН; nТР – число трансформаторов; При напряжении 110 кВ ремонт выключателей длится достаточно долго, отключать при этом линию или трансформатор неэкономично. Выводить в ремонт выключатель присоединения без отключения самого присоединения позволяет схема с двумя рабочими и обходной системами шин (рисунок 2), которую и рекомендуется применять при таком числе присоединений. На рисунке 2 обозначено: АО – обходная система шин; В1, В2 – секции шин; Т1, Т2 – трансформаторы; W1, W2, W3, W4 – линии электропередач; QB – секционный выключатель; QO – обходной выключатель. Рисунок 2 – Схема с двумя рабочими и обходной системами шин Выбранная схема обладает следующими достоинствами: 1) Наличие обходной системы шин обеспечивает высокую надежность, так как позволяет выводить в ремонт выключатель присоединения без отключения самого присоединения, при этом функции линейного выключателя выполняет обходной. 2) Возможность вывода в ремонт одной секции шин и ее шинных разъединителей, при этом перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Помимо этого, схема имеет и ряд недостатков: 1) Отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин (а переход с одной системы шин на другую занимает длительное время). 2) повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений 3) Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Схема электрических соединений на низшем напряжении подстанции

Число присоединений на низшем напряжении подстанции (10,5 кВ) определим следующим образом:

(5)

где n_ПР – число присоединений;

n_ОТХ.Л. – число отходящих линий на стороне НН;

n_ТР. – число приходящих линий от трансформаторов;

Учитывая, что трансформаторы на подстанции выполнены с расщепленной вторичной обмоткой, на напряжении 10,5 кВ примем схему с двумя одиночными, секционированными выключателями, системами сборных шин (рисунок 3).

На рисунке 3 обозначено:

Т₁, Т₂ – трансформаторы;

В₁, В₂, В₃, В₄ – секции шин;

QB₁, QB₂ – секционные выключатели.

На подстанциях секционные выключатели в нормальном режиме работы отключены для ограничения токов короткого замыкания. Они будут включаться при возникновении аварийного режима (выходе из строя одного трансформатора).

Рисунок 3 – Схема с двумя одиночными, секционированными выключателями, системами сборных шин

Достоинства выбранной схемы:

1) простота, наглядность, экономичность;

2) короткое замыкание на одной из секций сборных шин приводит к отключению только тех потребителей, которые подключены к этой секции, другие секции и все присоединения к ним остаются в работе; то же самое при ремонте

одной из секций сборных шин и ее шинных разъединителей;

3) данная схема позволяет использовать комплектные распределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.

Однако схема имеет и ряд недостатков:

1) при повреждении и ремонте одной секции шин ответственные потребители первой и второй категорий, нормально питающиеся с двух секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта;

2) ремонт выключателя присоединения требует отключения этого присоединения;

3) при коротком замыкании на линии и отказе в работе линейного выключателя это короткое замыкание переходит на секцию и приводит к ее отключению.

2.4 Расчет токов короткого замыкания

Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляют расчетную схему замещения, намечают расчетные точки короткого замыкания и определяют токи короткого замыкания. Расчетным видом короткого замыкания является трехфазное короткое замыкание.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратов и проводников одной цепи выбирают режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания. При этом не учитываются режимы, не предусмотренные для длительной эксплуатации.

За расчетную точку короткого замыкания следует принимать точку, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

Упрощенно схему подстанции для расчета токов короткого замыкания можно изобразить следующим образом (рисунок 4).

Рисунок 4 – Схема для расчета токов короткого замыкания

Расчетные точки короткого замыкания выбираем в конце сборных шин высшего и низшего напряжений подстанции.

По схеме рисунка 4 составляем схему замещения (рисунок 5).

Рисунок 5 – Схема замещения

На шинах 6 – 10 кВ подстанций секционные выключатели в нормальном режиме работы отключены для ограничения токов короткого замыкания, они включаются автоматически при отключении одного из трансформаторов, то есть трансформаторы работают раздельно, и расчетная схема замещения для определения токов короткого замыкания принимает вид, изображенный на рисунке 6.

Рисунок 6 – Расчетная схема замещения

Все сопротивления необходимо выразить в относительных единицах, приведенных к базисной мощности S_Б = 100 МВА.

Сопротивление системы x_С = 0,019.

Сопротивление на высшем напряжении трансформатора:

, (6)

где u_К – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

S_Б – базисная мощность, ВА;

S_Н.Т. – номинальная мощность трансформатора, ВА.

Сопротивление на низшем напряжении трансформатора:

(7)

Суммарное сопротивление для расчета тока короткого замыкания на стороне НН:

(8)

Найдем ток трехфазного короткого замыкания в точке К₁ (на шинах 110 кВ).

Определим базисный ток:

, (9)

здесь U_СР.ВН – среднее рабочее напряжение на стороне ВН, В;

S_Б – базисная мощность, ВА.

кА

Так как источник – энергосистема, то действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания остается неизменным, что в первый момент, что по истечении времени t и может быть определено по следующей формуле:

, (10)

где I_П,0 – действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, А;

- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя t, А;

х_С – сопротивление системы.

кА

Ударный ток (амплитудное значение) трехфазного короткого замыкания на стороне ВН:

, (11)

где К_У – ударный коэффициент.

Согласно [1, Таблица 1.1] К_У = 1,62, тогда

кА.

Определим теперь ток трехфазного короткого замыкания в точке К₂ (на шинах 10,5 кВ).

Базисный ток:

, (12)

здесь U_СР.НН – среднее рабочее напряжение на стороне НН, В.

А = 5,499 кА.

Найдем действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

(13)

кА.

Ударный ток (амплитудное значение) на стороне НН рассчитаем аналогично (11), приняв К_У = 1,87 [1, Таблица 1.1]:

кА.

2.5 Расчет токов нагрузок в длительном (нормальном) и максимальном (аварийном) режимах

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы должны быть выбраны по условиям продолжительной работы и проверены по условиям короткого замыкания.

Продолжительный режим имеет место, когда электроустановка находится в нормальном или утяжеленном режимах.

Нормальный режим предусмотрен планом эксплуатации. В этом режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок.

Утяжеленный режим – это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов, а также режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного отключения.

Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: I_НОРМ – наибольший ток нормального режима, I_MAX – наибольший ток утяжеленного режима.

Определим расчетные токи продолжительного режима работы для каждого присоединения на стороне ВН и НН (см. таблицу 3).

Таблица 3 – Расчетные токи продолжительного режима

Нормальный режим	Аварийный режим
Расчетные токи на стороне ВН подстанции
А	А
А	А
А	А
Расчетные токи на стороне НН подстанции
А	А
А	А

В таблице 3 обозначено:

I_ПИТ.Л. – ток в цепи питающих линий, А;

I_{ТРАНЗ.Л.} – ток в цепи отходящих линий на стороне ВН (транзитных), А;

I_ТР – ток в цепи трансформатора, А;

I_{ОТХ. Л} – ток в цепи отходящих линий на стороне НН, А;

S_НАГР – мощность нагрузки подстанции, ВА;

S_ТРАНЗ – транзитная мощность, проходящая по шинам ВН подстанции, ВА;

S_Н.Т. – номинальная мощность трансформатора, ВА;

U_ВН – высшее напряжение подстанции, В;

U_НН – низшее напряжение подстанции, В;

n_ПИТ.Л. – число питающих линий (вводов);

n_{ТРАНЗ.Л.} – число транзитных линий;

n_ОТХ.Л. – число отходящих линий на стороне НН подстанции.

2.6 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерений.

2.6.1 Выбор выключателей

Выключатель – коммутационный прибор, предназначенный для отключения токов короткого замыкания, токов нормального и послеаварийного режима, а также включения на токи нормального и послеаварийного режима.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению:

где U_УСТ – номинальное рабочее напряжение установки, кВ;

U_Н – номинальное напряжение выключателя, кВ.

2. По максимальному рабочему току:

где I_MAX – максимальный рабочий ток установки, А;

I_Н – номинальный ток выключателя, А.

3. По отключающей способности.

Сначала проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

где I_П,_t – периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА,

I_ОТК.Н – номинальный ток отключения, кА;

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

где i_а,_t – апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА;

i_а,Н – номинальный содержание апериодической составляющей, кА.

4. Осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

где I_П,0 – ток короткого замыкания, кА;

I_ПР.СКВ – действующее значение предельного сквозного тока, кА;

где i_УД – ударное значение тока короткого замыкания, кА;

i_ПР.СКВ – амплитудное значение предельного сквозного тока, кА.

5. Осуществляется проверка на термическую стойкость:

где В_К – тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания, кА²;

I_ТЕРМ.Н – предельный ток термической стойкости, кА;

t_ТЕРМ.Н – допустимое время действия, с.

2.6.1.1 Выбор выключателей на стороне ВН

На питающей линии устанавливается выключатель типа ВГТ-110 II-40/2500 У1 (выключатель элегазовый).

Величину апериодической составляющей тока короткого замыкания определим по формуле (14):

, (14)

где T_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. На основании данных таблицы 1.1 [1]: T_а = 0,02 с;

t – расчетное время, определяется по формуле (15):

, (15)

где t_РЗ.MIN – минимальное время срабатывания релейной защиты, с, t_РЗ.MIN = 0,01 с.

t_С.В – собственное время отключения выключателя, с; для данного выключателя t_С.В =0,03 с.

Подставляя числовые значения, получим:

с;

кА

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t определим по формуле [1]:

, (16)

где b_Н – допустимое относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе для данного выключателя, в соответствие с [1], примем b_Н = 0,40.

Подставляя остальные числовые значения, получим:

кА

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания определим по формуле (17):

, (17)

где t_ОТК – время отключения, определяется по формуле:

, (18)

где t_Р.З – время действия релейной защиты, с; принимаем t_Р.З = 0,1с [1];

t_О.В – полное время отключения выключателя, с; t_О.В = 0,055 с [3].

Подставляя числовые значения, получим:

с;

для данного выключателя:

Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 4.

Таблица 4

ВГТ-110 II-40/2500 У1
Расчетные данные	Каталожные данные
U_УСТ = 110 кВ	U_Н = 110 кВ
I_MAX = 497,023 А	I_Н = 2500 А
I_П,_t = 26,423 кА	I_ОТК.Н = 40 кА
	b_Н = 0,4
i_а,_t = 5,057 кА	i_а,Н = 22,627 кА
I_П,0 = 26,423 кА	I_дин = 40 кА
i_УД = 60,088 кА	I_дин = 102 кА
	I_ТЕРМ.Н = 40 кА
	t_ТЕРМ.Н = 3 с
В_К = 122,184	= 4800
	t_С.В = 0,035 с
	t_О.В = 0,055 с

Выключатель на транзитной линии такой же ВГТ-110 II-40/2500 У1 с пружинным приводом, выключатель секционный на стороне ВН ВГТ-110 II-40/2500 У1, выключатель на вводе в трансформатор такой же ВГТ-110 II-40/2500 У1. Расчет каждого нецелесообразен, так как максимальные токи, протекающие через данные выключатели, менее 500А. Остальные расчетные параметры такие же, как для питающей линии.

2.6.1.2 Выбор выключателей на стороне НН

Расчетные токи продолжительного режима в цепи трансформатора на стороне НН и в цепи отходящих линий значительно отличаются (см. таблицу 3). Поэтому за трансформаторами и на отходящих линиях необходимо устанавливать выключатели различных типов. Секционные выключатели принимаются такие же, как и за силовыми трансформаторами.

Выключатели выбираются по тем же условиям, что и на стороне ВН. Расчетные токи продолжительного режима указаны в таблице 3, а расчетным током короткого замыкания является ток на шинах низшего напряжения в точке К₂. Исходя из этого, намечаем к установке выключатель элегазовый типа VF12.16.31. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,06 с, полное время отключения t_О.В. = 0,08 с.

Комплектное распределительное устройство внутренней установки серии К-104М комплектуется выключателями типа VF-12.

Величину апериодической составляющей тока короткого замыкания определим по формуле (14), приняв T_a=0,06 [1] и :

кА

Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t определим по формуле (16), приняв b_Н =0,2 [3]:

кА

Тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания определим по формуле (17), приняв :

Для данного выключателя:

Все каталожные и расчетные данные сведем в таблицу 5.

Таблица 5

VF12.16.31
Расчетные данные	Каталожные данные
U_УСТ = 10,5 кВ	U_Н = 12 кВ
I_MAX = 1540 А	I_Н = 1600 А
I_П,_t = 10,756 кА	I_ОТК.Н = 31,5 кА
	b_Н = 0,2
i_а,_t = 4,737 кА	i_а,Н = 8,91 кА
I_П,0 = 10,756 кА	I_ДИН = 31,5 кА
i_УД = 27,686 кА	i_ДИН= 80 кА
	I_ТЕРМ.Н = 31,5 кА
	t_ТЕРМ.Н = 3 с
В_К = 27,768	= 2977
	t_С.В = 0,06 с.
	t_О.В = 0,08 с

Секционные выключатели такие же, как выключатели за трансформатором: VF12.16.31. Расчет для них аналогичен, повторно его приводить нецелесообразно,

так как токи в этих линиях меньше токов НН силовых трансформаторов.

Далее необходимо выбрать выключатели отходящих линий на стороне НН подстанции.

Так же, как при выборе выключателей за трансформаторами, расчетным током короткого замыкания является ток на шинах низшего напряжения в точке К2. Намечаем к установке на отходящих линиях с максимальным током продолжительного режима I_МАХ = 458,214 А выключатель элегазовый типа VF 12.08.20. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,06 с, полное время отключения t_О.В. = 0,08 с [3].

Определим расчетное время t по формуле (15):

Поскольку время t такое же, как и в цепи силового трансформатора на стороне НН, а расчетной точкой короткого замыкания так же является точка К₂, то значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя t не изменится:

кА,

согласно [1] постоянная времени Т_А = 0,06 с.

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения b_НОМ определяется по кривой b_НОМ = f (t) из [1]. Для времени t = 0,07 с b_НОМ = 20 %. Тогда, приняв I_{НОМ.ОТКЛ.} = 20 кА [3], по формуле (16) номинальное значение апериодической составляющей тока отключения выключателя будет:

Тепловой импульс тока короткого замыкания найдем по формуле (17):

кА² с,

где с

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 6.

Таблица 6 – Выбор выключателей отходящих линий на стороне НН

VF12.08.16
Расчетные данные	Каталожные данные
U_УСТ = 10,5 кВ	U_Н = 12 кВ
I_MAX = 458,214 А	I_Н = 800 А
I_П,_t = 10,756 кА	I_ОТК.Н = 20 кА
	b_Н = 0,2
i_а,_t = 4,737 кА	i_а,Н = 5,657 кА
I_П,0 = 10,756 кА	I_ДИН = 20 кА
i_УД = 27,686 кА	i_ДИН= 50 кА
	I_ТЕРМ.Н = 20 кА
	t_ТЕРМ.Н = 3 с
В_К = 27,768	= 1200
	t_С.В = 0,06 с.
	t_О.В = 0,08 с

Из таблицы 6 видно, что условия выбора выключателя выполняются, следовательно, принимаем к установке на отходящих линиях выключатели типа VF 12.08.20.

2.6.2 Выбор разъединителей

Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для создания видимого разрыва в электрической сети, для обеспечения безопасности имеет в отключенном состоянии между контактами изоляционный промежуток.

Разъединителями нельзя отключать ток нагрузки, так как контактная система не имеет дугогасительных устройств и в случае отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к двухфазному короткому замыканию.

Разъединители выбираются по следующим параметрам:

1. По номинальному напряжению:

где U_УСТ – номинальное рабочее напряжение установки, кВ;

U_Н – номинальное напряжение разъединителя, кВ.

2. По максимальному рабочему току:

где I_MAX – максимальный рабочий ток установки, А;

I_Н – номинальный ток разъединителя, А.

3. По электродинамической стойкости:

где i_УД – ударное значение тока короткого замыкания, кА;

i_ПР.СКВ – амплитудное значение предельного сквозного тока, кА.

4. По термической стойкости:

где В_К – тепловой импульс квадратичного тока короткого замыкания, кА²;

I_ТЕРМ.Н – предельный ток термической стойкости, кА;

t_ТЕРМ.Н – допустимое время действия, с.

На основании исходных данных на стороне ВН: на питающих, транзитных линиях; на секциях сборных шин, на вводах в трансформаторы принимаем разъединители наружной установки, с заземляющими ножами типа РДЗ-110/1000Н.УХЛ1. Расчетные данные установки и каталожные данные разъединителя приведены в таблице 7.

Таблица 7

Расчетные данные	РДЗ-110/1000Н.УХЛ1
Расчетные данные	Каталожные данные
U_УСТ = 110 кВ	U_Н = 110 кВ
I_MAX = 497,023 А	I_Н = 1000 А
i_УД = 60,088 кА	i_ПР.СКВ = 63 кА
	I_ТЕРМ.Н = 25 кА (главные ножи)
	t_ТЕРМ.Н = 3 с
В_К = 122,184	= 1875

Разъединители для стороны НН не выбираем, так как они входят в состав КРУ серии К-104М и являются разъединителями втычного типа.

2.6.3 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН подстанции

При выборе трансформаторов тока необходимо рассматривать каждую цепь в отдельности.

2.6.3.1 Выбор трансформаторов тока в цепи питающих линий

Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

где u_НОМ – номинальное напряжение трансформатора тока, кВ,

u_УСТ – напряжение установки, кВ;

2) по номинальному первичному току:

где I_1НОМ – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А,

I_МАХ – максимальный рабочий ток в цепи, в которой выбирается трансформатор тока, А;

3) по конструкции и классу точности;

4) производится проверка на электродинамическую стойкость:

где i_ДИН – ток электродинамической стойкости трансформатора тока по каталогу, кА;

i_УД – ударный ток короткого замыкания, кА;

5) осуществляется проверка на термическую стойкость

где I_ТЕР – ток термической стойкости трансформатора тока по каталогу, кА,

t_ТЕР – допустимое время действия тока термической стойкости, с,

В_К – тепловой импульс по расчету, кА² с.

Расчетным током короткого замыкания является ток в точке К₁.

Исходя из этих требований, намечаем к установке в цепи питающих линий трансформатор тока типа ТРГ-110-600-0,2/5Р/5Р согласно [7]. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 8.

Таблица 8 – Выбор трансформаторов тока в цепи питающих линий

Расчетные данные	Каталожные данные
Расчетные данные	Трансформатор тока ТРГ-110-600-0,2/5Р/5Р
u_УСТ = 110 кВ	u_НОМ = 110 кВ
I_МАХ = 497,023 А	I_1НОМ = 600 А
i_УД = 60,088 кА	i_ДИН = 102 кА
В_К = 122.184 кА² с	кА² с

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо произвести проверку по вторичной нагрузке:

, (19)

где z₂ – вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

z_2НОМ – номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Особенно важно проверить обмотку класса точности 0,2, так как в этом классе подключаются счетчики денежного расчета.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому им можно пренебречь и считать, что вторичное сопротивление чисто активное . Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_ПРИБ, переходного сопротивления контактов r_К и сопротивления соединительных проводов r_ПРОВ:

. (20)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

, (21)

где S_ПРИБ – мощность, потребляемая приборами, ВА;

I₂ – вторичный номинальный ток трансформатора тока, I₂ = 5 А.

Для определения мощности приборов составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 7). Сеть 110 кВ работает с эффективно заземленной нейтралью, и здесь замыкание одной фазы на землю является коротким, поэтому для включения трансформаторов тока применяем схему полной звезды. Перечень необходимых приборов в цепи линии 110 кВ определяем по таблице 4.11 [4]. Ваттметр, варметр и счетчики имеют две токовые катушки, мы их включаем в фазы А и С. Так как выбранные элегазовые выключатели без пофазного управления, то амперметр устанавливаем в одну фазу. Фиксирующий прибор имеет только катушку напряжения, поэтому во вторичную обмотку трансформатора тока не включается.

Рисунок 7 – Схема включения трансформаторов тока и приборов

Пользуясь схемой включения (рисунок 7) и каталожными данными приборов (см. таблицу П 4.7 [4]), выбираем наиболее загруженный трансформатор тока, для чего определяем нагрузку по всем фазам (таблица 9). Для этого суммируем мощности токовых обмоток приборов, включенных в данную фазу.

Таблица 9 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
Прибор	Тип	А	В	С
Амперметр	Э-335	-	0,5	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И674	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР4-И689	2,5	-	2,5
Итого:		6	0,5	6

Из таблицы 9 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фазы А и С. Мощность, потребляемая приборами в этих фазах, S_ПРИБ = 6 ВА.

Тогда сопротивление приборов по формуле (21):

Ом

Так как количество приборов 5, то сопротивление контактов принимается r_К = 0,1 Ом [1].

Сопротивление соединительных проводов r_ПРОВ зависит от их длины и сечения. Поскольку на стадии проектирования сечение соединительных проводов нам неизвестно, то проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке заключается в определении минимально допустимого сечения проводов.

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие:

. (22)

Приняв r₂ = z_2НОМ, определяем допустимое значение r_ПРОВ:

, (23)

в [7] задается номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,2 в виде мощности S_2НОМ = 50 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле:

, (24)

Ом,

тогда

Ом

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов:

, (25)

где r - удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ – расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях с высшим напряжением 110 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия r = 0,0283 .

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как в цепях 110 кВ трансформаторы тока включены по схеме полной звезды (см. рисунок 7), то согласно [1] l_РАСЧ = l, где l – длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 110 кВ можно принять l = 80 м [1].

Сечение соединительных проводов по формуле (25):

Согласно [5] по условию механической прочности сечение алюминиевых жил должно быть не меньше 4 мм². Поэтому в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

2.6.3.2 Выбор трансформаторов тока в цепи транзитных линий

Выбор трансформаторов тока в цепи транзитных линий осуществляется по тем же условиям, что и в цепи питающих линий. Расчетный ток продолжительного режима определяется из таблицы 3, а расчетным током короткого замыкания является ток в точке К₁. Исходя из условия электродинамической стойкости, выбираем трансформатор тока типа ТРГ-110-400-0,2/5Р/5Р. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 10.

Таблица 10 – Выбор трансформаторов тока в цепи транзитных линий

Расчетные данные	Каталожные данные
Расчетные данные	Трансформатор тока ТРГ-110-400-0,2/5Р/5Р
u_УСТ = 110 кВ	u_НОМ = 110 кВ
I_МАХ = 246,001 А	I_1НОМ = 400 А
i_УД = 60,088 кА	i_ДИН = 102 кА
В_К = 122.184 кА² с	кА² с

Проверка выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке в данном случае аналогична предыдущему.

2.6.3.3 Выбор трансформаторов тока в цепи силовых трансформаторов на стороне ВН

Как и на всех присоединениях ВН, расчетным током короткого замыкания является ток в точке К₁, а расчетный ток продолжительного режима указан в таблице 3. Исходя из условий выбора трансформатора тока к установке в цепи силовых трансформаторов принимаем трансформатор тока типа ТРГ-110-400-0,2/5Р/5Р. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 11.

Таблица 11–Выбор трансформаторов тока в цепи силовых трансформаторов на ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
Расчетные данные	Трансформатор тока ТРГ-110-400-0,2/5Р/5Р
u_УСТ =110 кВ	u_НОМ = 110 кВ
I_МАХ = 281,144 А	I_1НОМ = 400 А
i_УД = 60,088 кА	i_ДИН = 102 кА
В_К = 122.184 кА² с	кА² с

Проверка по вторичной нагрузке выбранного трансформатора тока не выполняется, так как во вторичную обмотку трансформатора тока, расположенного в цепи понижающего трансформатора на стороне ВН приборы не включаются (см. таблицу 4.11 [4]).

2.6.3.4 Выбор трансформаторов тока в цепи шиносоединительного выключателя

В цепи шиносоединительного выключателя к установке принимается трансформатор тока такого же типа, как и в цепи питающих линий, то есть трансформатор тока типа ТРГ-110-600-0,2/5Р/5Р.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов, используя данные таблицы 4.11 [4] (рисунок 8). Схема включения трансформаторов тока – полная звезда, так как сеть 110 кВ работает с эффективно заземленной нейтралью.

Рисунок 8 – Схема включения трансформаторов тока и приборов

С помощью таблицы П 4.7 [4] и схемы включения приборов (рисунок 8) расписываем нагрузку по фазам для определения наиболее загруженного трансформатора тока (таблица 12).

Таблица 12 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
Прибор	Тип	А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Итого:		0,5	-	-

Из таблицы 12 видно, что загружена фаза А, мощность приборов составляет S_ПРИБ = 0,5 ВА.

Сопротивление приборов по формуле (21):

Ом

Так как во вторичную обмотку трансформатора тока включен один прибор, то сопротивление контактов r_К = 0.

Допустимое сопротивление проводов по формуле (23):

Ом,

где z_2НОМ = 2 Ом в классе точности 0,2.

Вторичные цепи выполняются из кабелей с алюминиевыми жилами, так как высшее напряжение подстанции 110 кВ, удельное сопротивление алюминия r = 0,0283 .

Так как трансформаторы тока включены по схеме полной звезды (см. рисунок 8), то согласно [1] l_РАСЧ = l = 80 м.

Сечение соединительных проводов по формуле (25):

В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм², исходя из условий механической прочности.

2.6.3.5 Выбор трансформаторов тока в цепи обходного выключателя

Так как обходной выключатель служит для замены линейного выключателя, то в его цепи устанавливаются трансформаторы тока того же типа, что и в цепях линий, то есть трансформаторы тока типа ТРГ-110-600-0,2/5Р/5Р. Во вторичную обмотку трансформаторов тока включаются те же самые приборы, что и в цепях линий, поэтому проверку по вторичной нагрузке проводить нет необходимости, а в качестве соединительных проводов на вторичной стороне трансформаторов тока принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Дата добавления: 2018-05-02; просмотров: 1217; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!