Выбор количества, типа и мощности трансформаторов

Расчет токов КЗ и их ограничение

Расчет токов КЗ

С целью выбора и проверки ЭА и кабелей произведем расчет токов КЗ в относительных единицах для симметричного трехфазного КЗ. Для этого произвольно зададимся величиной базисной мощности равной S_Б = 1000 МВА [1].

 Схема присоединения ПС к сети представлена на рис.3.

Рисунок 3 – Схема присоединения тупиковой ПС

Составим схему замещения тупиковой ПС (рис.4), согласно схеме на рис.3:

Рисунок 4 – Схема замещения тупиковой ПС с отключенным секционным выключателем

Определим параметры схемы замещения и вычислим сопротивления для всех элементов расчетной схемы, согласно исходным данным (8-10):

(8)

где  - мощность КЗ системы С1;

(9)

где  - индуктивное сопротивление одного километра длины ВЛ, равное 0,4 Ом/км;

- длина линий от С1 до ПС в километрах;

- высшее напряжение в кВ;

(10)

где - напряжение КЗ выбранного трансформатора [3];

 - номинальная мощность трансформатора в МВА.

Базисный ток на шинах ВН (11) и НН (12) [1]:

(11)

где  - среднее значение напряжения стороны ВН.

(12)

где  - среднее значение напряжения стороны НН.

Рассчитаем варианты схем ЭС при включенном и отключенном секционном выключателе для КЗ в точках К1 и К2.

 Преобразуем расчетные схемы и определим результирующие сопротивления до точек КЗ соответственно на шинах ВН и НН [1]:

Для КЗ в точке К1, при отключенном секционном выключателе (13):

(13)

Ток КЗ для стороны ВН (14):

(14)

Для КЗ в точке К2, при отключенном секционном выключателе (15):

(15)

Ток КЗ для стороны НН (16):

(16)

В качестве вводного выключателя на стороне ВН выбираем ВР35НС-35-20/1600 У1:

В качестве вводного выключателя на стороне НН выбираем BB/TEL-10-12,5/1000 У2:

1) Время отключения тока КЗ (17):

(17)

где t_З – Время действия релейной защиты, для ВН = 2,1 с; НН = 1,6 с; для секц. выкл. НН = 1,1 с, отходящих присоединений РУ НН = 0,6 с;

 - собственное время отключения выключателя.

Для ВН: ;

Для НН: – для вводного выключателя;

– для секционного выключателя;

– для выключателя отходящих линий.

2) Полное время отключения цепи при КЗ (18):

(18)

Для ВН: ;

Для НН: – для вводного выключателя;

– для секционного выключателя;

– для выключателя отходящих линий.

3) Рассчитаем ударный ток КЗ (19):

(19)

 

где  - ударный коэффициент определяемый по формуле (20) [1];

(20)

 

где Tа - постоянная времени затухания периодической составляющей:

Для ВН: Tа = 0,025 с;

Для НН: Tа = 0,035 с;

Для стороны ВН:

Для стороны НН:

4) Импульс квадратичного тока КЗ (21):

(21)

Для стороны ВН:

Для стороны ВН:

5) Апериодической ток КЗ (22):

(22)

Для ВН:

Для НН:

Рассмотрим случай КЗ, когда секционный выключатель включен. Для этого преобразуем схему под заданное условие.

 В рассматриваемом случае сопротивление и ток замыкания в точке К1 идентичны рассчитанным при отключенном секционном выключателе.

Рассчитаем суммарное сопротивление параллельных ветвей (23):

(23)

Для данного случая схема примет следующий вид (рис.5) [1]:

 

 

 

 

Рисунок 5 – Схема замещения ПС при включенном секционном выключателе.

 Рассчитаем эквивалентное сопротивление схемы замещения (24):

(24)

Ток КЗ в точке К2 (25):

(25)

Рассчитаем ударный ток:

Импульс квадратичного тока найдем по формулам:

Апериодический ток КЗ равен:

 

Разработка схем ПС

Выбор структурной схемы ПС

Согласно заданию на курсовое проектирование задана тупиковая понижающая ПС напряжением 35/10 кВ. Для стороны ВН выбрана схема укрупненного блока линия-трансформатор с выключателем, без разъединителей в «перемычке», которая применяется при трех присоединениях (1 ВЛ и 2 Трансформатора). В общем виде, схема ПС отображена на рис. 6.

В результате расчета по допустимым аварийным перегрузкам к установке на ПС выбраны два силовых трансформатора типа ТДН-10000/35. Регулирование напряжения осуществляется на стороне ВН путем РПН с пределами регулирования ±8х1,5% [3]. Коэффициент участия в максимальной нагрузке потребителей равны:

I категория – 0,15;

II категория – 0,65;

 III категория – 0,2.

Для надежного бесперебойного электроснабжения используется резерв на стороне НН, составляющий 18%. В случае повреждения силового трансформатора питание потребителей будет осуществляться от ближайшей ПС через КЛ. В перспективе развития ПС, на время ремонта поврежденного трансформатора или его замены, часть малоответственных потребителей III категории могут быть переведены из нормального режима работы в послеаварийный. Нагрузка группы малоответственных потребителей составляет 30% нагрузки потребителей III категории.

РУ НН состоит из двух секций соответственно двум трансформаторам с нерасщепленными обмотками.

Рисунок 6 – Структурная схема ПС

 

Разработка главной схемы ПС

Для проектирования заданной тупиковой понижающей двухтрансформаторной подстанции напряжением 35/10 кВ применим на стороне ВН укрупненную схему блока - 3Н, для которой устанавливается дополнительный, параллельно установленный выключатель, и которая используется на стороне ВН ПС 35 кВ при трех присоединениях, в нашем случае ВЛ+2Т, и необходимости автоматического отключения поврежденного Т от ВЛ, питающей несколько ПС, схематично изображенную на рисунке 7.

Так как график нагрузки равномерный, то применим схему «Укрупненный блок линиятрансформатор с выключателем», являющуюся наиболее упрощенной и экономичной схемой ПС территориально недалеко расположенной от питающих ПС и проходящих ВЛ [1]. Кроме того, предполагается использование резерва мощности по сети НН, составляющему 18%, а также применение секционирования на стороне 10 кВ, а также применение секционирования на стороне 10 кВ.

Рисунок 7 – Схема ВН ПС

Степень загрязнения атмосферы - IV (очень сильная). Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ, линейных вводов ЗРУ составляет не менее 3,5 см/кВ при номинальном напряжении 35 кВ.

На стороне ВН применяется изолированный режим нейтрали, так как ёмкостный ток не превышает значения 10 А для стороны ВН. На стороне НН применим резистивно-заземлённый режим нейтрали (низкоомный резистор) с возможностью отключения повреждённой линии, так как ток превышает значение 20 А, установленное ПУЭ. Главной целью низкоомного резистивного заземления нейтрали сети является быстрое отключение ОЗЗ релейной защитой и максимальный охват обмоток электрических машин защитой от ОЗЗ. При этом также обеспечивается подавление перенапряжений и феррорезонансных явлений.

Для стороны ВН:

Для стороны НН:

На стороне НН применяется одна, секционированная выключателями система шин, состоящая из двух секций соответственно двум трансформаторам с нерасщепленными обмотками, рис. 8.

Рисунок 8 – Схема НН ПС

 

Разработка схемы ВН

 

Рассмотрим оборудование на стороне ВН.

 Для стороны ВН применяем КТПБ(М) 35/10 кВ, укомплектованное оборудованием с усиленной изоляцией.

Разъединители РГ – 35/1000 УХЛ1 предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей, находящихся под напряжением, образуя в отключенном состоянии видимый изолирующий промежуток. Выполнены с повышенной электрической прочностью и улучшенными эксплуатационными свойствами.

Трансформаторы тока ТОЛ – 35 3 УХЛ предназначены для передачи сигнала устройствам защиты, автоматики, сигнализации, управления в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц.

Вакуумные выключатели серии ВР35НС-35-20/1600 У1 предназначены для коммутации электрических цепей переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 35 кВ в нормальных и аварийных режимах в системах с изолированной нейтралью.

Ограничитель перенапряжения ОПНп-35/40,5/10/1 УХЛ1 предназначен для защиты изоляции электрооборудования от коммутационных и атмосферных перенапряжений в сетях напряжением 35 кВ переменного тока частотой 50 Гц с изолированной или компенсированной нейтралью.

Присоединение ОПН осуществляется с помощью болтовых соединений. Трансформаторы тока подключаются опрессовкой.

 

Выбор количества, типа и мощности трансформаторов

Выполним приближенный выбор мощности и типа силовых трансформаторов:

 Расчетная мощность трансформатора равна (1) [1]:

(1)

где - заданная максимальная мощность в МВт (общая нагрузка);

- коэффициенты участия в максимальной нагрузке потребителей 1,2 и 3 категорий соответственно;

 - коэффициент мощности;

N - количество трансформаторов на ПС, равное по заданию 2;

- коэффициент аварийной перегрузки, по справочным данным равный 1,5.

Округляем расчетную величину , до ближайшего стандартного значения Sном = 10 МВА. Примем для дальнейшего расчета понижающий трансформатор типа ТДН-10000/35 с устройством регулировки напряжения под нагрузкой (РПН) ± 8х1,5 % ступеней регулирования. Подробная информация о нём отражена в приложении (Приложение А). [3].

График нагрузки для нормального режима, заданный в процентах, выражаем в именованных единицах полной мощности, учитывая, что 100% соответствуют максимальной полной нагрузке (2):

(2)

Рисунок 1 – График нагрузки в именованных единицах

    Проведем корректировку заданного графика нагрузки (рис.1) для послеаварийного режима. Послеаварийный режим наступает после повреждения в силовом трансформаторе и отключения его релейной защитой. На время ремонта поврежденного трансформатора или его замены часть малоответственных потребителей 3 категории могут быть переведены в режим работы в ночное время провала, заданного графиком нагрузки без ущерба для технологического процесса промышленного предприятия. Для повышенной надежности электроснабжения потребителей кроме основного источника питания должен быть и резервный, от которого можно получить необходимый процент резервной мощности, равный по условию задания 18%.

    Необходимая резервная мощность определяется по формуле (3) [1]:

(3)

    В результате этого график нагрузки в именованных единицах должен быть скорректирован с учетом заданного процента резерва.

Вычислим эквивалентные нагрузки в зоне максимальной нагрузки послеаварийного режима силового трансформатора (4):

(4)

При вычислении  учитываются все участки максимальной нагрузки послеаварийного режима, а продолжительность аварийной перегрузки определяется как сумма интервалов времени на отдельных участках графика нагрузки:

Вычислим эквивалентную нагрузку в зоне начальной нагрузки послеаварийного режима для силового трансформатора (5) [1]:

(5)

После всех вычислений, перечисленных выше, произведем построение итогового графика нагрузки ПС и отметим на нем все значения мощностей, полученные нами и которые понадобятся нам в дальнейшем.

На рис. 2 изображены все необходимые величины, полученные при расчете и необходимые для суждения о пригодности выбранного силового трансформатора. В области построения обозначены следующие графики: синим цветом обозначен график нагрузки; зеленым – номинальная мощность выбранного трансформатора; красным – график нагрузки, с учетом необходимой резервной мощности; фиолетовым – значение эквивалентной нагрузки в зоне максимальной нагрузки послеаварийного режима; голубым – значение эквивалентной нагрузки в зоне начальной нагрузки послеаварийного режима. Таким образом, по полученным данным можно грубо судить о правильном выборе силового трансформатора для проектируемой ПС, точно убедимся в этом в дальнейшем [3].

Рисунок 2 – Итоговый график нагрузки ПС

При вычислении  учитываются все ступени, относящиеся к начальной нагрузке послеаварийного режима в перерывах между максимальными нагрузками послеаварийного режима и после них.

Вычисляем расчетные коэффициенты:

1. Коэффициент перегрузки (6) [2]:

(6)

2. Коэффициент начальной нагрузки послеаварийного режима (7):

(7)

Так как  меньше единицы, то далее выбранный трансформатор проверяем на возможность аварийных перегрузок в соответствии с ГОСТ 14209-85.

Эквивалентная зимняя температура согласно заданию отрицательна и равна -11 ̊С, т. е. ее необходимо скорректировать в зависимости от системы охлаждения силового Т, так как условие охлаждения силового Т зависит от вида системы охлаждения. На ПС силовые Т расположены на открытом воздухе, следовательно температура окружающего воздуха является температурой охлаждающего воздуха.

Рисунок 3 - График корректировки эквивалентной температуры

У Т ТДН-10000/35 [1] система охлаждения с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, следовательно скорректированная эквивалентная зимняя температура равна Q_СЭК = -6°С.

Определяем допустимый коэффициент аварийных перегрузок k₂^’’, применяя метод линейной интерполяции, используя значения эквивалентной скорректированной зимней температуры Q_сэк, продолжительность аварийной перегрузки h_a, коэффициент начальной нагрузки послеаварийного режима k_2a.

k₂^’’=1,29.

Сопоставим расчетный коэффициент k_2a с допустимым коэффициентом k₂^’’, учитывая, что возможность аварийных перегрузок определяется условием:

Данный тип Т подходит по коэффициентам аварийных нагрузок и по мощности, следовательно в дальнейших расчетах будем использовать его основные параметры.