Расчет собственных нужд подстанции

 

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа оборудования.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0.4кВ, которые называются трансформаторами собственных нужд.

Потребителями собственных нужд являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей, шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение подстанции.

Для питания оперативных цепей может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110-220кВ с числом масляных выключателей три и более. Для питания оперативных цепей постоянным током предусматривается установка аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядного агрегата типа ВАЗП. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности, [9,c.475]:

S_расч = К_с , (8.1)

 

где S_расч – расчётная мощность потребителей собственных нужд;

Р_уст, Q_уст – установленные активная и реактивная мощности подстанции.

К_с – коэффициент спроса, учитывающий коэффициент загрузки и одновременности. В расчете принимаем К_с = 0,8.

Мощность трансформаторов собственных нужд при числе трансформаторов равном двум выбирается по условию:

S_T ≥ , (8.2)

 

где К_П – коэффициент допустимой аварийной нагрузки. В расчётах принимаем К_П =1,4.

Определяем основные нагрузки собственных нужд подстанции и сводим в таблицу 8.1.

 

Таблица 8.1. Нагрузки собственных нужд подстанции.

Вид потребителя	Руст единицы, кВт	Cosφ	Qуст единицы, кВар	Кол-во	Руст, кВт	Qуст, кВар
Охлаждение трансформатора ТДТН-2500	1,2	0,85	0,74		2,4	1,48
Подогрев выключателей и их приводов - ВМТ-35	1,5				4,5
- Выключатель Siemens	1,5				10,5
Подогрев шкафов КРУН
Подогрев приводов разъединителей
Освещение ОРУ-35кВ
Оперативные цепи блокировки	0,5			-	0,5
Зарядно-подзарядный агрегат
Освещение, отопление ОПУ				-
ИТОГО					188,9	1,48

 

Расчётная мощность потребителей собственных нужд:

 

S_расч = 0,8 =151,12 [кА].

 

Мощность трансформаторов собственных нужд:

 

S_T = = =107,95 [кВА].

 

Выбираем 2 трансформатора типа ТМ – 160/10, S_ном=160кВА.

 

9 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты (БМРЗ), поставляемых

ООО НТЦ «Механотроника» г.Санкт-Петербург. Внешний вид БМРЗ представлен на рис 8.1.

 

Рисунок 9.1 - Внешний вид БМРЗ

 

 

БМРЗ является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

БМРЗ обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ);

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности БМРЗ;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта для девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит БМРЗ;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

- двусторонний обмен информацией с АСУ и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном и переменном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В.

В приложении Е представлена структурная схема релейной защиты подстанции с применением блоков БМРЗ предлагаемых модификаций:

- БМРЗ-КЛ - защита кабельных и воздушных линий;

- БМРЗ-СВ - защита секционных выключателей;

- БМРЗ-ВВ - защита выключателей вводов;

- БМРЗ-ТР - защита трансформаторов

9.1 Расчет релейной защиты отходящих линий

 

Согласно ПУЭ[с.315], для линий в сетях с изолированной нейтралью, должны быть предусмотрены устройства от многофазных и однофазных замыканий. Защита выполняется одно-, двух-, или трехлинейной в зависимости и надежности.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень – токовая отсечка, вторая ступень – МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

На линиях 35 кВ трехступенчатая защита: отсечка, отсечка с выдержкой времени и МТЗ.

 

Токовая отсечка:

I_с.о. = k_н ×I⁽³⁾_к , (9.1)

 

где k_н – коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_к – максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии,

Максимальная токовая защита:

(9.2)

 

где k_зап - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем k_зап =1,1;

k_в - коэффициент возврата реле, для БМРЗ k_в = 0,98;

k_сз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

I_pmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

 

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка К_ч>1,5, а при К.З. в конце резервируемого участка К_ч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

 

, (9.3)

 

где I⁽²⁾_к,min – минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии, см табл.3.2;

Ток срабатывания реле определяется из выражения:

 

, (9.4)

 

где К_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и 3- при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

 

t_с.з.=t_{с.з.пред}+Dt, (9.5)

 

где t_{с.з.пред} – время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ, или время срабатывания МТЗ трансформаторов 35/10 кВ в конце линий 35 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок t_пл.вст.=0,1 с, время срабатывания МТЗ трансформаторов t_{пред.МТЗ}= 1,3-1,6 с

Dt - ступень избирательности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,3-0,6с- для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является К.З. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизберательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения.

 

Рассчитаем уставки линии 10 кВ ф.Центр-1:

Ток срабатывания отсечки:

 

I_с.о. = 1.1 ×3060=3366[А], (9.6)

 

Максимальная токовая защита:

 

[A], (9.7)

 

Коэффициент чувствительности защиты:

 

³1.5 (9.8)

 

Ток срабатывания отсечки:

 

[A], (9.9)

 

Ток срабатывания МТЗ:

 

[A], (9.10)

 

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.=0,7+0,4 [c]. (9.11)

 

Аналогично рассчитываем уставки остальных линий, результаты расчета сводим в табл 9.1.

 

Таблица 9.1 Уставки защит линий

Линия	I(3)max А	I(2)min А	Iраб,max А	Iс.о. А	Iс.з. А	Iс.р А	Кт	kч	tмтз с	tотс с
Собственные нужды			38,67		108,3	5,4	100/5	5,4	2,3	1,8
Нижний склад			71,78		200,9		100/5	3,6	2,3	1,8
Пихтово			63,59			8,9	100/5	4,3	2,3	1,8
Талицы			50,7		141,9	3,5	200/5	12,3	0,6	-
Красавино			75,89		227,6	5,7	200/5	7,7	0,6	-
Завод			7,58		22,7	1,1	100/5	12,8	0,6	-
Ломоватка			7,58		22,7	1,1	100/5		0,6	-
Глебово			6,9		20,7	1,0	100/5	23,7	0,6	-

 

Расчетные данные уставок табл. 9.1 вводим в блок БМРЗ с встроенной клавиатуры или через «ноутбук».

 

9.2 Расчет защиты силовых трансформаторов

 

В соответствии с ПУЭ, для силового трансформатора 10000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

 

9.2.1. Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке БМРЗ-ДТ. БМРЗ-ДТ имеет грубую (дифференциальная токовая отсечка) и чувствительную ступень защиты (защита с торможением), а также некоторые сервисные функции:

- балансировка плеч дифференциальной защиты;

- осциллографирование аварийных процессов;

- временная диаграмма переходных процессов.

Балансировка плеч защиты выполняется блоком в цифровой форме на основе информации о силовом трансформаторе и высоковольтных трансформаторах тока, вводимой пользователем. в блоке предусмотрены два режима балансировки ручной и с автоматической подстройкой к положению РПН. Отстройка то токов нулевой последовательности на стороне заземленной нейтрали при схеме соединения ТТ «звезда» производится автоматически в цифровой форме.

Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением традиционным способом:

1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:

а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:

 

I_1ном=S_{ном тр}/Ö3×U_ном, (9.11)

 

где S_ном.тр – номинальная мощность трансформатора;

U_ном – номинальное напряжение.

 

б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:

 

I_2ном=I_1ном×k_сх /k_i, (9.12)

 

где k_i - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k_i=150/5 для стороны ВН, k_i=200/5 для стороны СН и k_i=600/5 для стороны НН);

k_сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k_сх=1, для схем, соединенных в треугольник k_сх=Ö3.

Расчет сводим в таблицу 9.1.

 

Таблица 9.2 Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
35 кВ	10 кВ
Первичные номинальные токи трансформатора, А	10000/Ö3×35=165	10000/Ö3×10=577.4
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI	300/5	600/5
Схемы соединения трансформаторов тока	D	Y
Вторичные токи в плечах защиты, А	165×Ö3×5/300=4.76	577.4×5/600=4.81

 

 

2) Определяем первичный ток срабатывания защиты, максимальное значение которого выбирается из двух условий:

а) условие отстройки от тока небаланса:

 

I_с.з. ³ k’_н × I_нб, (9.13)

 

где I_нб – ток небаланса дифференциальной защиты;

k’_н – коэффициент надежности, принимается равным 1.3;

Составляющие тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ, определяется следующим образом:

I_нб^’=k_апер×k_однe×I_к.макс ; (9.14)

 

где I_к.макс- периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном КЗ;

e - полная допустимая погрешность трансформатора тока, e=0.1;

k_одн- коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k_апер - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в полном токе КЗ.

Вторая составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по выражению:

 

I”_нб = DU× I_к.макс, (9.15)

 

где DU - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне, в нашем случае, DU= + 16 %.

б) условие отстройки от броска тока намагничивания:

 

I_с.з.³ k”_н × I_ном.тр, (9.16)

 

где I_ном.тр. – номинальный ток защищаемого трансформатора;

k”_н – коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания, принимается равным 1.1-1.3;

По выражениям (9.13-9.16) определяем ток срабатывания защиты:

за основную сторону принимаем ту, где больше номинальный вторичный ток трансформаторов тока, т.е. сторону 10 кВ,

 

I’_{н б} =1×1×0.1×4330 = 433 [А];

I”_нб=4330×16/100 = 692,8 [А];

I_нб = 433+692,8 = 1125,8.[A].

Отсюда:

I_с.з.1 = 1125×1,3= 1462,5[А];

I_с.з.2= 577,4×1,2=692,9[А].

Из двух значений I_с.з. выбираем большее.

 

9.2.2 Максимальная токовая защита

МТЗтрансформатора служит для защиты от токов внешних КЗ.

Выбор тока срабатывания максимальной защиты определяется по формуле:

 

 

где k_н – коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, k_н =1,1;

k_сзп – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, k_сзп=1, т.к. защита имеет пуск по напряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;

k_в – коэффициент возврата реле, для БМРЗ k_в= 0,98.

1,4 – коэффициент допустимой перегрузки;

I_т.ном – номинальный ток трансформатора на соответствующей стороне.

 

I_с.з.с =1.1×1×1.4×10000/0.98×Ö3×35=259.22 [ А];

I_с.з.н =1.1×1×1.4×10000/0.98×Ö3×10=907.26 [А];

 

Определим ток уставки БМРЗ:

I_с.р.в =82.47×Ö3×5/100=7.1 [А];

I_с.р.в =259.22×Ö3×5/200=11.2 [А];

I_с.р.в =907.26×Ö3×5/200=39.28 [А];

 

9.2.3 Защита от перегрузки

 

Выбор напряжения срабатывания защиты определяется по формуле:

 

(9.17)

 

где U_ном – номинальное напряжение сети.

[кВ];

[кВ].

 

Определим напряжение срабатывания реле:

 

(9.18)

 

где k_н – коэффициент трансформации трансформатора напряжения, установленного на шинах 10 кВ, от которого питаются реле комбинированного пускового органа защиты.

9.2.4 Газовая защита трансформаторов

 

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).

Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B – реле с двумя элементами, F – с фланцем, 80 – внутренний диаметр фланца в мм, Q – фланец квадратной формы).

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

9.3. Расчет устройств автоматики установленных на подстанции

 

Устройствами автоматики, установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных:

с повреждениями на шинах 10 кВ;

с повреждениями силовых трансформаторов и трансформаторов С.Н.;

с отключением после неуспешного действия АПВ одной из питающих линий.

Аварии ликвидируются действием следующих автоматических устройств:

АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов (АПВТ);

АВР секционного выключателя 10 кВ;

АПВ на питающей линии.

 

 

 

9.3.1 Автоматическое включение резерва.

 

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями БМРЗ-СВ (секционный выключатель) и двух БМРЗ-ВВ(вводные выключатели).

БМРЗ-ВВ выполняет следующие функции:

- контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

- контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для БМРЗ-ВВ соседней секции.

БМРЗ-СВ выполняет команды “Включение”, поступающие от БМРЗ-ВВ, без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых БМРЗ-ВВ, положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от БМРЗ‑ВВ соседней секции.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на БМРЗ-СВ длительностью 0,8 с. Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

1) Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

 

 

[c].

 

 

2) Уставка на резервном источнике определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

 

 

[с].

 

9.4 Защита трансформатора собственных нужд

Для защиты трансформаторов собственных нужд выбираем предохрани­тели типа ПКТ из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

По второму условию обычно принимают номинальный ток плавкой вставки равным

I_{ном.пл.вст} = 2,0 × I_номТ = 2,0 × 9,2 = 18,4 А,

где 2,0 - коэффициент отстройки от броска тока намагничива­ния трансформатора.

Реально бросок тока намагничивания может достигать (6-8) × I_номТ, но с учетом времени плавления вставки предохранителя ра­счетная кратность этого тока может быть уменьшена.

Выбираем для трансформатора ТМ-160кВА предохранитель с номинальным током 20 А. Результаты расчетов сводим в таблицу. Необходимость в установке со стороны НН допол­нительного защитного устройства можно обосновать только после ра­счета МТЗ линий.