Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак" - Физика и энергетика дипломная работа

Главная

Физика и энергетика
Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Федеральное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Ижевский государственный технический университет имени М.Т. Калашникова»
(ФГБОУ ВПО «ИжГТУ имени М.Т. Калашникова»)
Выпускная квалификационная работа на соискание степени бакалавра техники и технологии
Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ «Аргамак»
Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ «Аргамак».
Проведен расчет и выбор средств по реконструкции подстанции. Выбрана электрическая аппаратура, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока. Рассчитаны собственные нужды подстанции. Проведен выбор оперативного тока. Выбраны виды и типы исполнения устройств РЗА. Проведен расчет уставок релейной защиты. Выбраны автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.
В настоящее время в электроэнергетических системах (ЭЭС) России эксплуатируются более полутора миллионов устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), подавляющая часть которых - электромеханические устройства. Примерно 20 лет назад началось внедрение в эксплуатацию микроэлектронных и порядка 5-10 лет - микропроцессорных (МП) устройств РЗА. Доля последних пока невелика и составляет на начало 2006 года примерно 2,1 %. Большинство работающих устройств РЗА физически и морально устарели, поэтому требуется их замена.
Недостаток финансирования на реконструкцию и замену ведет к постоянному увеличению числа устаревших устройств. Анализ статистических данных показывает рост числа случаев неправильной работы устройств РЗА по причине их старения. Однако какие-либо отраслевые материалы по вопросам реконструкции и замене устаревших устройств РЗА отсутствуют.
Выборочное обследование ЭЭС показало, что примерно 10% всех устройств РЗА эксплуатируются более 35 лет, 20% - 25-30 лет, 50% - 15-25 лет и 20% менее 15 лет. В настоящее время в ЭЭС более 35% электромеханических устройств эксплуатируются не менее 25 лет, что превышает установленный техническими условиями средний срок службы устройств РЗА более чем в два раза. Кроме того, сверх установленного ресурса (на улице 15 лет, в помещении - 25 лет) работают и контрольные кабели с пластмассовой изоляцией. Опыт показал, что фактический средний срок службы электромеханических устройств составляет 25 лет. Это подтверждается практически постоянством процента правильной работы этих устройств РЗА в течение многих лет.
Такое положение объясняется двумя основными причинами. Во-первых, срок службы электромеханических устройств определяется изготовителем с учетом ресурсов комплектующих изделий и возможной работы устройства при оговоренных в технических условиях предельных значениях климатических и механических воздействий.
Во-вторых, принятая система технического обслуживания дает возможность во время периодических проверок выявлять и устранять (путем регулировки, ремонта или замены отдельных элементов) установленные неисправности устройств, предотвращая их возможные отказы.
Согласно статистической отчетности процент случаев неправильной работы устройств РЗА остается из года в год практически на одном уровне. Однако в ЭЭС отмечают, что работоспособность устройств, прослуживших 25 лет и более, обеспечивается за счет увеличения затрат на дополнительные регулировки, ремонт или замену отдельных элементов. В меру имеющихся возможностей устаревшие устройства РЗА и аппаратура ВЧ каналов обновляются.
Однако эта работа производится в недостаточном объеме из-за отсутствия необходимого финансирования, поэтому уже сейчас следует начинать планомерную замену или реконструкцию устаревших устройств РЗА, обуславливающих некоторое увеличение числа случаев неправильной работы, не связанных с действиями или ошибками эксплуатационного персонала, персонала проектных или наладочных организаций, а также с любыми внешними воздействиями.
Для обоснования и упрощения планирования разработаны основные критерии замены и рекомендации по реконструкции устройств РЗА /1/:
а) техническое перевооружение энергообъекта (его части) с заменой основного оборудования (генератора, трансформатора, выключателей и другое);
б) несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройства требованиям селективности, быстродействия, чувствительности, резервирования при действующих (предусматриваемых в ближайшей перспективе) схемах или режимах работы энергообъекта (прилегающей сети);
в) нерентабельность дальнейшей эксплуатации устройства из-за значительного возрастания затрат на техническое обслуживание и ремонт;
г) фактический износ электромеханического устройства до состояния, требующего замены. Значительное превышение числа его неправильных срабатываний;
д) неудовлетворительная механическая или электрическая прочность, а также уровень сопротивления изоляции контрольных кабелей и монтажных проводов. Существенные изменения внешнего вида значительной части монтажных проводов устройства, катушек, изоляционных трубок и так далее;
е) рост числа случаев изменения характеристик и (или) повреждений элементов устройства, выявленных при техническом обслуживании и анализе их неправильной работы;
ж) прекращение производства устройств и запасных частей к ним.
Целью данной работы является разработка мероприятий по реконструкции релейной защиты и автоматики подстанции ПС 220/110/10 кВ «Аргамак».
Для достижения заданной цели в работе необходимо выполнить следующие задачи:
- провести расчет и выбор средств по реконструкции подстанции;
- выбрать электрическую аппаратуру, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока;
- рассчитать собственные нужды подстанции;
- провести выбор оперативного тока;
- выбрать виды и типы исполнения устройств РЗА;
- провести расчет уставок релейной защиты;
- выбрать автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.
1. Реконструкция подстанции «Аргамак»
Реконструкция подстанции будет проведена не полностью, так как не предусмотрено изменение схемы электрических соединений 110кВ.
По современным нормам проектирования схемы с обходной системой шин должны приниматься только при специальном обосновании /7/. Но так как подстанция уже построена и смонтирована, стоит ограждение, рассчитано освещение и молниеотводы, нет смысла убирать обходную систему шин. Кроме того схема достаточно надежная и диспетчера отлично знакомы с оперативными переключениями, производимыми на подстанции - целесообразно оставить схему электрических соединений без изменений.
В данном проекте будет произведена проверка уже установленного оборудования и выбор релейной защиты и автоматики, удовлетворяющих современные требования к ним.
Подстанция «Аргамак» имеет два открытых распределительных устройства. На ОРУ 220кВ заходят отпайки от линий 220кВ и соединяются по схеме «мостик» с двумя автотрансформаторами 220/110/10кВ. ОРУ 110кВ выполнено по схеме «две рабочие системы шин с обходной» и имеют 11 отходящих линий 110кВ (две из них тупиковые). Собственные нужды организованы двумя шинами 10 кВ и двумя трансформаторами 10/0,4кВ. Оперативный ток постоянный. Все оборудование прослужило более 50 лет и подлежит замене на новое, соответствующее современным требованиям.
В связи с запланированной реконструкцией было принято решение о изменении схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 220кВ. Предполагается организовать шлейфовый заход на распределительное устройство 220кВ, что способствует упрощению схемы распределения электроэнергии и облегчает расчет релейной защиты и автоматики.
На подстанции будет произведена замена: масляных выключателей 220, 110 и 10кВ на современные элегазовые с автоматизированным управлением, удовлетворяющие последним требованиям п.1.8.21 /1/; разъединителей 220 и 110 кВ с двигательным приводом; автотрансформаторов, согласно прогнозируемым нагрузкам на 2027 год; измерительных трансформаторов напряжения и тока; релейной защиты и автоматики на микропроцессорную, а так же оборудования постоянного оперативного тока. Предусмотрена замена: трансформаторов собственных нужд; замена токоведущих частей и изоляторов 220, 110 и 10 кВ; системы АСУТП.
2. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока
2.1.1 Выбор схемы РУ ВН напряжением 220 кВ
Выбор главной схемы подстанции зависит от назначения, роли и местоположения объекта в энергосистеме в целом. Выбранная схема должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность.
Схема на существующей подстанции при организации шлейфового захода не соответствует вышеуказанным требованиям, следовательно, ее следует заменить.
Перед тем, как определиться со схемой РУ ВН рассмотрим особенности нескольких схем.
В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию - минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является её высокая надёжность. Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей.
Недостатком данной схемы является отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей. Усложнение цепей релейной защиты. Увеличение количества выключателей в схеме, на 4 присоединения приходится 6 выключателей, что приводит к удорожанию схемы.
Данная схема используется, как правило, для напряжения 35 кВ (высшего, среднего и низшего) при пяти и более присоединениях (два трансформатора, три и более линии). Допускается применять эту схему для РУ 110-220 кВ при использовании высоконадежного оборудования, например герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией.
В нормальном режиме работы секционный выключатель выключен. Если все присоединенные линии являются отходящими, выключатель включается при повреждении одного из трансформаторов. Если схема используется в транзитной ПС, выключатель включается при повреждении одной из питающих линий.
· ремонт одной секции сборных шин (или любого шинного разъединителя) связан с отключением всех линий, подключенных к этой секции;
· повреждение на секции сборных шин приводит к отключению всех линий, отходящих от этой секции;
· ремонт любого выключателя (кроме секционного) связан с отключением соответствующего присоединения линии или трансформатора.
Рисунок 2.2 - Схема с одной рабочей секционированной системой сборных шин
Применяется в РУ 220кВ и выше. Ревизия любого выключателя производится без перерыва работы какого-либо элемента. Однако схема становится менее надёжной при разрыве кольца. В кольцевых схемах надёжность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путём его отключения не нарушает работу присоединённых элементов и не требует никаких переключений в схеме. Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико. К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Релейная защита также должна быть выбрана с учётом всех возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.
После анализа вариантов схем РУ ВН 220кВ можно сделать вывод, что целесообразно выбрать схему «четырехугольник» ввиду использования четырех выключателей.
2 . 1. 2 Выбор схемы РУ СН напряжением 110 кВ
Выбранная схема должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность.
Схема на существующей подстанции имеет 16 присоединений (14 ЛЭП 110кВ и 2 присоединения к АТ), что не соответствует вышеуказанным требованиям, следовательно, ее необходимо заменить.
Рассмотрим схему «Две секционированные системы сборных шин с обходной системой шин».
· недопустимость полного погашения РУ при отказах выключателей и сборных шин по условию сохранения устойчивости энергосистемы;
· в нормальном режиме присоединения по возможности симметрично распределены между системами сборных шин, а шиносоединительные выключатели включены и выполняют секционирующую функцию (режим с фиксированными присоединениями) или отключены по режимным соображениям, в том числе стационарному делению сети для ограничения уровней токов КЗ. При этом один из шинных разъединителей каждого присоединения включен, а другой отключен. Остальные выключатели и разъединители в схеме включены. В нормальном режиме обходные выключатели не задействованы;
· k+6 ячеек выключателей, где k - количество присоединений.
· требует установки двух секционных, двух шиносоединительных и двух обходных выключателей для исключения погашения подстанции, что усложняет схему;
· надежность схемы остается недостаточно высокой.
Схема с двойной секционированной системой шин с обходной нужна системному оператору для обеспечения надежной работы, как самой этой подстанции, так и прилежащей сети. Кроме того по техническим причинам - по условиям РЗА: для обеспечения нормального выполнения ДЗШ фирмы ЭКРА.
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: IНОРМ - наибольший ток нормального режима, IMAX - наибольший ток утяжеленного режима.
Определим расчетные токи продолжительного режима работы для каждого присоединения на стороне ВН, СН и НН, используя задание (Таблица 2.1).
Рисунок 2.4 - Схема с двумя рабочими секционированными системами сборных шин с обходной системой шин
Номинальный ток ЛЭП110 кВ определяется по выражению:
Утяжеленный ток ЛЭП 110 кВ определяется по выражению:
По данным службы электрических режимов ЧРДУ максимальный рабочий ток одной ВЛ 220 кВ (при отключенной другой ВЛ) в 2027 году будет равен 1500 А и 750 в нормальном режиме (существующие ВЛ 220 кВ выполнены проводами 2хАСО-480). Соответственно, при включении ПС Аргамак шлейфовым заходом надо выбрать сечение проводов на заходах 220 кВ, потому что сейчас отпайки от ВЛ 220 кВ до ПС Аргамак выполнены проводом АСО-400.
Таблица 2.1 - Расчетные токи продолжительного режима
Расчетные токи в ЛЭП на стороне ВН подстанции
Расчетные токи в ЛЭП на стороне СН подстанции
Расчетные токи на стороне ВН подстанции
Расчетные токи на стороне СН подстанции
Расчетные токи на стороне НН подстанции
Расчет токов на низкой стороне автотрансформатора производим согласно выбранных схемы питания и ТСН в пункте 4. Два ТСН по 630 МВА, нормально к стороне НН АТ подключен один ТСН, а в ремонтных режимах - два ТСН, соответственно, длительный ток на стороне НН АТ соответствует мощности одного ТСН, а в утяжеленном режиме - суммарной мощности двух ТСН.
I АТ - ток в цепи автотрансформатора, А;
S НАГР - нагрузка подстанции на 2027 год, ВА;
S ТСН -номинальная мощность трансформатора собственных нужд ВА;
U ВН - высшее напряжение подстанции, В;
U СН - среднее напряжение подстанции, В;
U НН - низшее напряжение подстанции, В.
2. 3 Выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов
При выборе количества автотрансформаторов учитывают требования к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей, а также экономичность проекта.
Подстанция питает потребителей, которые относятся к потребителям второй категории, поэтому установка одного автотрансформатора недопустима. Выбираем два автотрансформатора, поскольку на подстанции три ступени напряжения 220/110/10 кВ. Но один автотрансформатор выводят в ремонт, при плановом ремонте, это делают при минимальных нагрузках. В аварийном режиме оставшийся автотрансформатор можно нагружать на столько, чтобы он не перегрузился сверх нормы, иначе он выйдет из строя. Поэтому выбор номинальной мощности автотрансформатора производят с учетом его нагрузочной способности.
При определении Sрасч принимается во внимание нагрузка на пятый год, если считать от конца сооружения электроэнергетического объекта, причем учитывается перспектива дальнейшего его развития на 515 лет вперед.
Все трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, а также двухобмоточные трансформаторы подстанций и станций, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь встроенные устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.
где Sнагр - нагрузка на 2027 год; Sном - номинальная мощность автотрансформатора; kп - допустимый коэффициент перегрузки.
По справочнику выбираем АТДЦТН-200000/220/110:
ДЦ - охлаждение масляное с дутьем и с принудительной циркуляцией масла;
Значит, выбранный автотрансформатор соответствует условиям работы в аварийном режиме.
Сведем параметры автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 в таблицу:
Таблица 2.2 - Параметры трансформатора АТДЦТН-200000/220/110
Таким образом, принимаем к установке два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.
2. 4 Расчет токов короткого замыкания на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
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.
Произведем расчет короткого замыкания в точке К1 на шинах ВН 220кВ.
Для расчётов применим программу ТОКО.
Рисунок 2.4 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ
Параметры, вводимые в программу: АТДЦТН 200000/220/110; мощность системы 220 кВ 2000МВА со стороны ЮУГРЭС и 4000МВА от п/ст Шагол; мощность системы 110 кВ 5000МВА.
Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны СН 110 кВ. Для этого в схеме отключаем подпитку со стороны ВН 220 кВ.
Рисунок 2.5 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны СН 110кВ)
Так как в схеме два одинаковых автотрансформатора то токи в присоединениях делятся поровну.
Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны ЮУГРЭС.
Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны Шагол.
Произведем расчет короткого замыкания в точке К2 на шинах СН 110кВ.
Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны ВН 220 кВ. Для этого в схеме отключаем подпитку со стороны СН 110 кВ.
Рисунок 2.6 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны ЮУГРЭС)
Рисунок 2.7 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны Шагол)
Так как в схеме два одинаковых автотрансформатора то токи в присоединениях делятся поровну.
Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны системы 110кВ.
Рисунок 2.8 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ
Рисунок 2.9 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны ВН 220кВ)
Рисунок 2.10 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны системы 110кВ)
Произведем расчет короткого замыкания в точке К3 на шинах НН 10кВ.
Рисунок 2.11 - Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах НН 10кВ
2. 5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения любых токов. Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и электромагнитные.
Таблица 2.32 - Расчетные токи короткого замыкания в различных точках.
Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются однотипные для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям. Расчетным током короткого замыкания для выбора выключателей является ток на шинах высшего напряжения в точке К1 и среднего напряжения в точке К2 соответственно.
где u НОМ - номинальное напряжение выбираемого выключателя, кВ,
где I НОМ - номинальный ток выключателя, А,
I МАХ - максимальный ток, протекающий через выключатель в утяжеленном режиме, А;
3) по номинальному току отключения:
где I НОМ.ОТКЛ. - номинальный ток отключения выключателя, кА,
- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , кА.
Произведем выбор выключателя на стороне ВН 220кВ.
Согласно этим требованиям намечаем к установке выключатель элегазовый типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1. Собственное время отключения выключателя t С.В. = 0,025с, полное время отключения выключателя t О.В. = 0,05с.
При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:
4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:
где - значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , определяется по формуле:
где I П,0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА;
Т А - постоянная времени затухания апериодической составляющей, согласно /4/ Т А = 0,02 с;
- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с:
где t РЗ, MIN - минимально возможное время срабатывания релейной защиты, t РЗ, MIN = 0,01с;
t С.В. - собственное время отключения выключателя, с.
Значение апериодической составляющей по формуле (2.2):
В каталоге на выключатель /5/ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения НОМ :
Из формулы (2.4) можно найти номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , используемое в выражении (2..1):
5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:
где i УД - расчетный ударный ток в цепи выключателя, кА;
i ДИН - ток электродинамической стойкости (наибольший пик предельного сквозного тока короткого замыкания), кА;
I ДИН - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.
Заводами-изготовителями соблюдается условие:
где К У = 1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей.
6) Проверка на термическую стойкость:
где I ТЕР - ток термической стойкости выключателя, определяется по каталогу, кА;
t ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, определяется по каталогу, с;
В К - тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной за время короткого замыкания.
Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле:
где Т А - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, согласно /4/ Т А = 0,02 с;
t ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;
где t РЗ - время действия релейной защиты, t РЗ = 0,1 с;
t О.В. - полное время отключения выключателя, с;
Тепловой импульс по формуле (2.10):
Для удобства проверки выполнения условий все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 2.4
Разъединители выбираются по следующим условиям:
где u НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;
где I НОМ - номинальный ток разъединителя, А;
I МАХ - максимальный расчетный ток утяжеленного режима, протекающий через разъединитель, А.
3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:
где i ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;
i УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.
4) проверка на термическую стойкость:
где I ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;
t ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;
В К - тепловой импульс по расчету, кА 2 с.
С учетом этих требований выбираем по справочнику /5/: разъединитель трехполюсный серии РПД-220-2500
Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 2.4
Итак, во всех цепях распределительного устройства высшего напряжения принимаем к установке выключатели одного типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1и разъединители типа РПД-220-2500.
Таблица 2.4 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН
Выключатель ВГК-220II*-31,5/3150-У1
I 2 ТЕР •t ТЕР = 40 2 •3 = 4800 кА 2 с
I 2 ТЕР •t ТЕР = 40 2 •3 = 4800 кА 2 с
Произведем выбор выключателя на стороне СН 110кВ.
Намечаем к установке выключатель элегазовый типа ВГБУ-110-40/2000 У1. Собственное время отключения выключателя t С.В. = 0,03 с, полное время отключения выключателя t О.В. = 0,055 с.
При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:
4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по формуле (2.1).
- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с по формуле (2.3):
Значение апериодической составляющей по формуле (2.2):
В каталоге на выключатель /6/ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения НОМ.
5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:
6) Проверка на термическую стойкость по формуле (2.9).
Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле (2.10):
t ОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с;
где t РЗ - время действия релейной защиты, t РЗ = 0,1 с;
t О.В. - полное время отключения выключателя, с;
Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.
Разъединители выбираются по следующим условиям:
где u НОМ - номинальное напряжение разъединителя, кВ;
где I НОМ - номинальный ток разъединителя, А;
I МАХ - максимальный расчетный ток утяжеленного режима, протекающий через разъединитель, А.
3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:
где i ДИН - предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;
i УД - ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.
4) проверка на термическую стойкость:
где I ТЕР - ток термической стойкости разъединителя, кА;
t ТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, с;
В К - тепловой импульс по расчету, кА 2 с.
С учетом этих требований выбираем по справочнику /6/ два типа разъединителей: с одним заземляющим ножом SGF 123n-100/3НА и с двумя заземляющими ножами SGF 123n-100+2Е/3НА в зависимости от места установки.
Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 - Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН
Разъединители SGF 123n-100/3НА и SGF 123n-100+2Е/3НА
I 2 ТЕР •t ТЕР = 40 2 •3 = 4800 кА 2 с
I 2 ТЕР •t ТЕР = 40 2 •3 = 4800 кА 2 с
Итак, во всех цепях распределительного устройства высшего напряжения принимаем к установке выключатели одного типа ВГБУ-110-40/2000 У1 и в зависимости от необходимого числа заземляющих ножей разъединители типа SGF 123n-100/3НА и SGF 123n-100+2Е/3НА.
Выбор реакторов, выключателей на стороне НН подстанции
Перед выключателем на низкой стороне установим реактор. Это мероприятие поможет нам снизить токи короткого замыкания, проходящие через выключатель, а, следовательно, выключатель будет установлен более дешевый.
по номинальному напряжению U уст U ном ,
по номинальному току I раб. max I ном ,
В качестве линейного реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Принимаем одинарный. Номинальный ток реактора должен быть больше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которой он включен. Для простого одинарного реактора при резервированной схеме питания потребителей утяжеленный режим возникает при отключении резервной цепи.
Индуктивное сопротивление линейного реактора определяют, исходя из условий ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня. В большинстве случаев д
Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак" дипломная работа. Физика и энергетика.
Мини Сочинение Кем Я Хочу Стать
Контрольная работа по теме Кадровый аудит
Статья: Цивилизация и культура
Контрольная работа: Преимущества системы банк-клиент перед традиционными способами обслуживания
Реферат: Подходы к изучению экономических районов
Реферат: Правовое регулирование внешнеэкономической деятельности 3
Строительство Жилых И Нежилых Зданий Реферат
Национальные Стили Ведения Переговоров Реферат
Сочинение: Мое восприятие лирики А. Фета.
Курсовая Работа На Тему Автомобильный Транспорт И Его Роль В Рыночной Экономике
Реферат по теме Элементы воровского арго в молодежном жаргоне
Дипломная Работа На Тему Практическая Деятельность Управляющего В Ресторанном Бизнесе
История Анестезиологии Реферат Скачать
Реферат Трудовой
Курсовая работа по теме Практическое исследование организации 'Газпром' как объекта управления
Техника Лабораторных Работ Пустовалова Скачать
Реферат: Endangered Species 3 Essay Research Paper Endangered
Скачать Бесплатно Стругацкие Полное Собрание Сочинений
Письма - Приглашения,Приветствия,Поздравления.
Сочинение На Тему Жизненные Ценности Фамусовского Общества
Система землеустройства в России - Сельское, лесное хозяйство и землепользование презентация
Российская ментальность и ее влияние на развитие национальной школы управления. Сравнительный менеджмент - Менеджмент и трудовые отношения контрольная работа
Этапы процесса консультирования - Психология реферат