- защищенность основных узлов от дуговых и механических воздействий;
- низкая трудоёмкость производства;
- умеренная цена.
Выбираем трансформатор тока
Таблица 2.9 - Табличные и расчетные данные для выбора трансформатора тока
|
РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ |
ТАБЛИЧНЫЕ ДАННЫЕ |
|
Uном=10кВ |
Uном=10кВ |
|
Iном=300А |
|
|
=21,6кА |
=100кА |
Выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-10-300/5 [8, с.294, таб.5.9]
Выбираем трансформатор напряжения
Выясним, какие приборы подключаются на вторичное напряжение силового трансформатора 35/10кВ: на вторичной стороне подключаются счетчики активной и реактивной энергии. [4, с.321, таб.9.1]
Потребляемая мощность счетчика активной энергии Sпр=8 ВА, реактивной энергии - Sпр=12 ВА.
Так как ко вторичной стороне трансформатора напряжения подключаются счетчики, то выбираем класс точности 0,5.
Выбираем трансформатор напряжения по условию
Выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ-10 [8, с.326, таб.5.13].
Выбираем изоляторы
Выбираем изолятор по условию
Выбираем изоляторы типа ОНШ-10-5 [8, с.282, таб.5.7].
Для защиты от перенапряжений применяем ограничители перенапряжений типа ОПН-35 на высокой стороне и ОПН-10 на низкой стороне.
2.10 Релейная защита
В сетях электроснабжения для защиты линий, трансформаторов, двигателей, преобразовательных агрегатов применяют релейную защиту, которая является основным видом электрической автоматики.
Релейной защитой называют специальные защитные устройства, выполняемые при помощи реле и других аппаратов и предназначенные для отключения выключателем в установках напряжением выше 1 кВ или автоматическим выключателем в установках напряжением до 1 кВ повреждённого элемента системы электроснабжения, если данное повреждение представляет собой непосредственную опасность для этой системы, или воздействующие на сигнализацию, если опасность отсутствует.
К релейной защите применяют следующие основные требования:
а) избирательность (селективность) действия, то есть способность релейной защиты отключать только повреждённый участок электрической цепи;
б) быстродействие, то есть способность защиты отключать повреждённый участок электрической цепи за наименьшее возможное время; в случае необходимости ускорения действия защиты допускается её неизбирательная работа с последующим действием АПВ и АВР;
в) надёжность действия, то есть правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов;
г) чувствительность, то есть способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случае необходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смежных участках.
При проектировании релейной защиты учитывают наиболее вероятные повреждения и режимы работы элементов системы электроснабжения.
В данном дипломном проекте рассмотрена релейная защита силового трансформатора. Силовой трансформатор имеет следующие виды защит:
- дифференциальная защита с действием на отключение ввода 35 кВ и ввода 10 кВ;
- двухступенчатая газовая защита трансформатора (I ступень с действием на сигнал; II ступень с действием на отключение трансформатора);
- максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 35 кВ;
- максимально-токовая защита с действием на отключение ввода 35 кВ.
Принимаем для защиты трансформатора от токов короткого замыкания МТЗ на стороне низшего и высшего напряжения и газовую защиту от внутренних повреждений. Дополнительной защитой является дифференциальная защита.
Номинальный ток на стороне ВН Iном=66,06А, на стороне НН Iном=231,2А. На стороне ВН установлен трансформатор тока ТВ-35-100/5 , на стороне НН - ТОЛ-10-300/5 . Трансформаторы тока соединены в неполную звезду .
Принимаем для МТЗ реле типа РТ-40/20 и реле времени типа ЭВ-122 с уставками 0,25-3,5 с.
Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.защ , А, по формуле
, (2.49)
где kнад - коэффициент надёжности; kнад =1,1-1,25;
kс - коэффициент схемы, определяемый схемой соединения
трансформаторов тока; kс =1;
kв - коэффициент возврата; kв =0,8-0,85;
kт.т - коэффициент трансформации; kт.т =60.
Принимаем для уставки реле РТ-40/20 ток срабатывания 5-10А при последовательном соединении катушек.
Определяем коэффициент чувствительности защиты при двухфазном КЗ на стороне НН трансформатора
, (2.50)
где - ток короткого замыкания после трансформатора, А;
- ток срабатывания реле РТ-40/20, А;
, что выше допустимого
Определяем ток срабатывания МТЗ Iср.р , А, устанавливаемой со стороны питания трансформатора, по формуле
(2.51)
Определяем коэффициент чувствительности МТЗ при двухфазном КЗ по формуле
, (2.52)
где - ток короткого замыкания до трансформатора, А.
, что выше допустимого
При указанных в расчете токах срабатывания и чувствительности МТЗ при коротких замыканиях будет отключать одновременно трансформатор на сторонах высокого и низкого напряжения.
Для защиты от внутренних повреждений устанавливаем газовое реле типа BF/80Q с действием на отключение при внутренних повреждениях.
2.11 Автоматика электроснабжения
Устройства автоматизации (АПВ, АВР, АЧР и др.) осуществляют автоматическое управление схемой электроснабжения предприятия в нормальном и аварийном режимах. Применение автоматизации позволяет обеспечить длительное нормальное функционирование СЭС, в кратчайший срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надёжность электроснабжения промышленных потребителей и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, обнаруживать повреждённые участки с наименьшими затратами труда, повысить качество электроэнергии и экономичность работы электроустановок.
Благодаря устройствам автоматизации стало возможным применение подстанций с упрощёнными схемами коммутации.
На подстанциях нашли наибольшее распространение следующие устройства автоматизации: АВР - автоматическое включение резерва, АПВ - автоматическое повторное включение, АЧР - автоматическая частотная разгрузка, АРТ - автоматическая разгрузка по току.
Подстанции работают, как правило, по схеме с односторонним электроснабжением потребителей. Такой режим позволяет снизить токи короткого замыкания сети, применять более дешёвую коммутационную аппаратуру, сократить или полностью исключить обслуживающий персонал подстанций. Однако раздельная работа по сравнению с их параллельной работой обеспечивает меньшую надёжность электроснабжения, что и вызывает необходимость установки устройств автоматики (АУ).
В сетях электроснабжения с раздельным питанием потребителей первой категории от двух подстанций широко применяются устройства АВР, которые повышают надёжность электроснабжения и сокращают время простоя электрооборудования.
По назначению устройства АВР разделяются на АВР линий, трансформаторов, электродвигателей, секционных выключателей на подстанциях. Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям: время действия должно быть минимально возможным; все выключатели, оборудованные АВР, должны иметь постоянный контроль исправности цепи включения; действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать дополнительных включений на не устранившиеся короткое замыкание; действие АВР должно быть обязательным при любой причине исчезновения напряжения на шинах подстанций, исключая отключение цепей с целью проведения ремонтов, осмотров и т. п.
В данном дипломном проекте автоматическое управление схемой осуществляется с помощью автоматического включения резерва секционного выключателя. Устройство АВР-10 кВ работает следующим образом: при исчезновении напряжения на одной из секций шин 10 кВ и наличии на другой, схема АВР-10 кВ отключает обесточенный ввод 10 кВ и включает секционный выключатель 10 кВ.
2.12 Учет и экономия электроэнергии
Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а так же отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называется расчетными счетчиками.
Техническим учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий, зданий, квартир и т.д.. Счетчики устанавливаются для технического учета, называются контрольными счетчиками.
При определении активной энергии, необходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций; потребленной на собственные нужды электростанций и подстанций; выданную электростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую к оплате.
Кроме того, необходимо контролировать соблюдение потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии и проведения хозрасчета.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:
- для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;
- для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со сторонами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;
- на трансформаторах собственных нужд;
- для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.д.), присоединенных к шинам собственных нужд.
Расчетные счетчики активной электронергии на подстанциях потребителей должны устанавливаться:
- на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию;
- на стороне ВН трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы;
- на границе раздела основного потребителя и субабонента.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.
Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:
