Дипломная работа: Создание электрической подстанции "Шершнёвская" ЗАО "Лукойл-Пермь"

Произведем расчет мощности необходимого компенсирующего устройства. Расчет производим для максимального потребления реактивной мощности.

Мощность компенсирующего устройства Qк.у определяется как разность между реактивной максимальной мощностью предприятия Qмах. и предельной реактивной мощностью Qэ, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Qк.у=Qмах.–Qэ=Р(tgφ–tgφэ), где

Qмах.=Ptgφ(Мвар)

расчетная максимальная мощность реактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме;

Qэ - предоставляемая реактивная мощность;

tgφ - соответствующий коэффициенту мощности предприятия;

tgφэ=0,2 - установленный предприятию.

Cosφ=0,9

Из таблицы 2.1.

Рмах.=4,804(МВт); Qмах.=2,85(Мвар)

Соответствующий тангенс равен tgφ=0,56

Окончательно определяем Qку:

Qку=4,804(0,56–2)=1,73(МВар)

Расчитаем мощность генерируемую синхронным двигателем СТД–1600, по выражению:

Qмах.сд=αмах.*Рном*tgφном/ρном; (квар), где

αмах.–коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, определяем по номограмме рис. 9.4. /4/, при

Ксд=0,6 – коэффициент загрузки и Cosφ=0,9, αмах. будет равен 0,68 ;

ρном.=0,94.

Qмах.сд=0,68*1600*0,48/0,94=555,6(квар)

Из проведенного выше расчета вытекает следующее:

два, находящихся в постоянной работе синхронных двигателя отрегулированные на генерацию реактивной энергии, равной даже максимально генерируемой данным типом двигателей, не обеспечат энергопотребителей реактивной энергией.

Для компенсации потребляемой реактивной энергии принимаем к установке на каждую секцию шин 6кВ подстанции батарей статических конденсаторов типа КС2-6,3-75, то есть устанавливаем два блока по 12 конденсаторов в каждом, суммарной мощностью 1800(квар).

2.11 Обоснование основных видов релейных защит

Согласно ПУЭ, для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 35кВ предусматриваем устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

2) Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью.

3) Витковых замыканий в обмотках.

4) Токов в обмотках, обусловленных внешним, коротким замыканием.

5) Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.

6) Понижение уровня масла.

Газовая защита силового трансформатора.

Газовая защита применяется от повреждения внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла. Интенсивность газообразования зависит от характера, размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение / 2./

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем трансформатора.

В настоящее время успешно используются газовые реле типа РГ43-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 ( рис. 2.6), эти элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении указанном на рис.2.6.

Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом достаточна для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чайкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,6(м/с). При этом время срабатывания реле составляет

Tср.р= 0,05¸0,5(с).

Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых требований ПТЭ: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (I¸1,5%) у крышки трансформатора и (2¸4%) у маслопровода. От крышки к расширителю, нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы - вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты при промежуточной сборке зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного короткого замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками масла при бурном газообразовании.

Рис.2.6

Рис.2.7.

В схеме защиты на переменном оперативном токе рис. 2.7 самоудержание достигается путем шунтирования, нижнего контакта газового реле КSQ верхним замыкающим контактом реле К4. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом QRI.2 выключателя QR.

Защита обладает высокой чувствительностью и реагирует практически на все виды повреждений внутри бака:

- защищает трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам;

Дифференциальная токовая защита трансформатора.

Дифференциальный принцип позволяет обеспечить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. Защита выполнена на основе типового реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рис.2.8 показана принципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-II. Реле ДЗТ-II имеет одну тормозную обмотку, которая подключается к трансформаторам тока питаемой стороны. Такое включение обеспечивает торможение только при внешних, коротких замыканиях. Ток срабатывания защиты зависит от числа витков и значения тока тормозной обмотки.

Для отстройки защиты от бросков тока намагничивания и от максимальных значений установившегося первичного тока небаланса Iн.б.рас.мах. при внешних,коротких замыканиях выбирается минимальный ток срабатывания защиты Iс.з.min и число витков тормозной обмотки Wтр.н. Отстройка от бросков тока намагничивания, когда ток в тормозной обмотке отсутствует, достигается выбором I с.з.min по условию:

Iс.з.min³Котс.Iт.ном.,

где,

Котс.=1,5 - коэффициент отстройки, согласно /II/

Определение параметров дифференциальной защиты силового трансформатора:

Определяем ток срабатывания защиты по условию:

Iс.з.³1,5*Iт.ном.,

где,

Iт.ном. - номинальный ток первичной (вторичной) обмоток трансформатора.

Рассчитываем Iт.ном. по формуле:

Для стороны ВН: Iт.ном.=104(А);

Для стороны НН:Iт.ном.=577(А).таблца 2.8.

Ток срабатывания защиты для стороны ВН:

Iс.з.³1,5 * 104=156(А); принимаем Iс.з=160(А).

Ток срабатывания защиты для стороны НН:

Iс.з³1,5*577=865,5(А), принимаем Iс.з.=865(А).

Рис.2.8.

Для дифференциальной защиты трансформаторов с соединением обмоток трансформаторы тока собираются по схеме, а коэффициент схемы для стороны ВН: К(3)= 3; для стороны НН: К(3)=1.

Коэффициент трансформаций трансформаторов тока:

Кт=КсхIт.ном. /5/

Для стороны ВН: Кт= √ 3 * 104/5=36,03, примем с учетом перегрузки трансформатора, Кт=40.

Для стороны НН:

Кт=I*577/5=115,4, принимаем Кт=120.

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности трансформатора по выражению:

I2ном=Ксх*Iт.ном./Кт; А ,

На стороне ВН:

I2ном= √3*104/40=4,5(А),

На стороне НН:

I2ном. =I*577/120=4,8(А).

Рассчитываем ток срабатывания реле:

Iср.=Ксх*Iс.з./Кт; А,

На стороне ВН: Iср.=3*160/40=6,93(А),

На стороне НН: Iс.р.=I*865/120=7,2(А).

Рассчитываем число витков обмотки НТТ (насыщающийся трансформатор тока) реле для основной стороны защищаемого трансформатора, за основную сторону принимаем сторону с наибольшим током срабатывания, то есть сторону НН : Iсp.осн=7,2(А).

Число витков обмотки рассчитываем по формуле:

где,

Fср.=100(А) - магнитодвижущая сила срабатывания реле, согласно /2/

Принимаем предварительное число витков для основной стороны:

Wосн.=14.

Рассчитываем число витков НТТ реле для неосновной стороны по выражению:

Принимаем предварительное число витков для неосновной стороны Wнеосн.=15 витков.

Определяем составляющую первичного тока небаланса:

где,

Iк.вн.мах.=0,92(кА) - ток к.з. на стороне ВН.

Определяем первичный ток небаланса, с учетом составляющей

Iн.б.вр.I, по формуле:

где,

Е=10% номинальная погрешность трансформатора тока;

DUрег.=±16% - погрешность регулирования напряжения.

Рассчитываем число витков тормозной обмотки, обеспечивающих

отстройку от максимального первичного тока небаланса.

где

Котс.=1,5, согласно /II/;

Wраб.-число витков обмотки НТТ реле, на стороне к которой присоединена тормозная обмотка, Wраб.=14.

tga - тангенс угла наклона к оси абцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, (нижняя характеристика, на рис. 13.10(б) /II/ для реле ДЗТ-11 tga=0,75.

Принимаем Wтрм.=15 виткам, согласно /II/.

Рассчитываем уточненное значение тока срабатывания реле на основной стороне:

Iср.осн.=Fср./Wосн.=100/14=7,14(А)

Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты на основной стороне:

с.з.=Iс.р.осн.*Кт.осн./К сх.

так как за основную была принята сторона НН, то Кт.осн.=120,

Ксх=1.

Iс.з.=7,14*120/1=856,8(А)

Определяем действующее значение коэффициента отстройки:

Котс.=Iс.з/Iнб.расч.мах.=856,8/244=3,51

Котс.=1.3, условие выполняется, следовательно принимаем для основной стороны число витков Wосн.=14 витков.

Рассчитываем значение коэффициента чувствительности согласно условия:

где для дифференциальной защиты трансформатора с соединением обмоток:

так как Iс.з. на стороне НН.

На стороне ВН:

условие выполняется.

На стороне НН: Iк.min=2760(А); Ксх.=√3 ,так как считаем на стороне НН.

Кч = √3*2760/( 3*856,8)=3,22>1,5, условие также выполняется.

Все подсчитанные выше величины сведены в табл. 2.8.

Таблица 2,8.

Максимальная токовая защита (МТЗ) силового трансформатора.

Для защиты от внешних к.з. применяем МТЗ с выдержкой времени. Защита содержит две ступени: одну - токовую отсечку без выдержки времени, другую - максимально токовую защиту. Однолинейная схема защиты приведена на рис. 2.8.

При срабатывании защита действует на выключатели трансформаторов с обеих сторон через выходное промежуточное реле, общее для всех защит трансформатора от повреждений.

Выбор параметров срабатывания.

Селективность отсечки обеспечивается выбором ее тока срабатывания по выражению:

Iс.з =Котс. Iк.вн.мах.; кА,

где,

Iк.вн.мах. - максимальный ток к.з, на шинах 6,3кВ КРУ.

Котс.=1,2¸1,3 - коэффициент отстройки для реле, типа РТ-40 с промежуточным выходным реле.

Iс.з.=1,3*3,19=4,147(кА)

Сопротивление трансформатора достаточно велико, поэтому при к.з. со стороны питания 35кВ ток повреждения значительно превышает I к.вн.мах. - это дает возможность использовать токовую отсечку без выдержки времени. Недостаток отсечки без выдержки времени состоит в неполной защите трансформатора.

Для устранения этого недостатка токовая отсечка дополняется МТЗ.

Ток срабатывания защиты определяется из выражения:

Iс.з.=Котс.* Ксз.п * Iраб.мах./кВ

где,

Ксз.п=2,5 коэффициент самозапуска;

Кв=0,8 - коэффициент возврата.

Iс.з.=1,3*2,5*156/0,8=633,75(А)

Выдержка времени принимается на ступень больше максимальной выдержки времени защит предыдущих элементов.

Защита от перегрузок

Так как перегрузки обычно бывают симметричными, поэтому защита от перегрузок выполнена одним реле тока, включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних к.з.

Ток срабатывания реле определяется по выражению:

Котс.=1,05 - учитывает только погрешность в токе срабатывания.

Ic.p.=1.05*104/(0,8*40)=3,4(А)

Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусмотрено реле времени. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних к.з.

2.12 Защита отходящих линий 6,3кВ

На отходящих линиях 6,3кВ подстанции "Шершнёвская" применяется токовая отсечка без выдержки времени и МТЗ с независимой выдержкой времени.

Выбор тока срабатывания реле токовой отсечки производим по выражению:

где

Котс.=1,2¸1,3 - коэффициент отстройки;

Kсх.=1 - коэффициент схемы;

Iк.вн.мах. - максимальный ток к.з. проходящий через реле;

Кт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ток срабатывания реле отходящих линий:

от фидера №12 Iс.р.=34(А)

от фидера №11 Iс.р.=22(А)

от фидера №8 Iс.р.=29(А)

от фидера №7 Iс.р.=19(А)

от фидеров №21; 22; 23 Iс.р.=36(А)

от фидеров №18; 2 Iс.р.=38(А)

Токовые защиты отходящих линий реализованы на реле тока типа РТ-40 по схеме полная звезда (Ксх=1).

Произведем расчет параметров максимальной токовой защиты.

Выбираем ток срабатывания защиты:

Iс.з =Котс.* Ксз.п * Iном/Кв, где

Kотс. - коэффициент отстройки;

Ксз.п.- коэффициент самозапуска Ксз.п.=2,5;

Кв=0.8 - коэффициент возврата;

Iном. - номинальный ток отходящей линии, А.

Iном.= ∑Sном./ √3 Uном.; А, где

Sном. - суммарная номинальная мощность всех КТП, питающихся от данной линии;

Uном. - номинальное напряжение линии.

Ток срабатывания реле защиты определяется по формуле:

Определяем коэффициент чувствительности по формуле:

где

Iк.min - минимальный ток к.з. в самой удаленной точке, защищаемой линии, кА.

Определяем выдержку времени МТЗ:

tнез. =Dtр.в + tо.в + tзап , где

Dtр.в. - погрешность реле времени;

tо.в. время отключения выключателя;

tзап.- время запаса, учитывающее неточность регулировки токового реле.

tнез.=0,06+0,1+0,1=0,26(сек.) Результаты расчетов приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9.

Наименование величин	Фидера 21;22;23	Фидера 18; 2	Фидера 12	Фидера 11	Фядэра 8	Фидера 7
Номинальный ток Iном.;А	172	45	39,5	64,5	24,1	55
Ток срабатывания защиты, Iс.з.; A	700	183	160	262	98	223
Ток срабатывания релеIc.p.; А	8	2,3	4	4,4	2,5	3,7
Коэффициент ' чувствительности Кч 1,5	2,9	12	6	3,6	8,4	3,7

2.13 Автоматизация основных электропотребителей

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7