2 Расчетно-технологическая часть 5 страница

⇐ ПредыдущаяСтр 13 из 16Следующая ⇒

Выбор изоляторов 10 кВ.

Приведем основные критерии выбора изоляторов 10 кВ:

- по номинальному напряжению: U_Н ≥ U_УСТ.

- по допустимой нагрузке: F_доп ≥ F_расч

Расчетная нагрузка на изолятор определяется по формуле

(2.49)

где – коэффициент на высоту шин;

– высота опорного изолятора, м.

Коэффициент на высоту шин определяется по формуле

(2.50)

где – толщина шинодержателя, мм;

– высота шины, мм.

Выбираю изоляторы ИОЭЛ 10-8-098-00.

F_доп = 1,764 кН;

U_Н =10кВ;

Н_из = 120 мм.

Проводим расчет по формуле (2.50)

Расчетная нагрузка на изолятор, по формуле (2.49)

F_доп =1,764 кН >F_расч=0,538 кН

Выбор трансформаторов тока.

На отходящих фидерах ЗРУ 10 кВ устанавливаем трансформаторы тока ТПЛК10 - 30…200/5 – 0,5. На вводах ЗРУ 10 кВ и секционной перемычке устанавливаем трансформаторы тока ТПЛК10 - 600/5 – 0,5 /РУ3. На ОРУ 110 кВ устанавливаем трансформаторы тока ТФНД-110 – 100/5-0,5. Выбираю контрольные кабели марки КВВГ с жилами 2,5 мм².

Проведем проверку трансформаторов тока по местам их установки.

- Шинные и секционный выключатели:

Динамическая стойкость: i_дин. =74,5 кА >i_УД =9,6 кА

Термическая стойкость: I_Т^2.t_Т =2900кА²/с > В_К =5,17 кА²/с

- Отходящие линии:

Динамическая стойкость : i_дин. =74,5 кА >i_УД = 9,6 кА

Термическая стойкость: I_Т^2.t_Т =2900кА²/с > В_К = 5,17 кА²/с

- Высшая сторона трансформатора ГПП

Динамическая стойкость: i_дин. =42 кА >i_УД =11,507 кА

Термическая стойкость: I_Т^2.t_Т =3600 кА²/с > В_К =7,57 кА²/с

Выбранные трансформаторы тока проходят проверку по допустимым параметрам.

Выбор трансформаторов напряжения.

Выбираю трансформаторы напряжения марки НАМИ – 10 – 200. Расчет нагрузки трансформаторов напряжения сведен в таблице 2.18.

Таблица 2.18 – Значения к нагрузке трансформаторов напряжения

№ п.п.	Наименование приборов	Кол-во	Потребляемая мощность, Вт	cosφ	Нагрузка
№ п.п.	Наименование приборов	Кол-во	Потребляемая мощность, Вт	cosφ	Р, Вт	Q, вар	S, ВA
	Вольтметр Э335				8,00	0,00	8,00
	Счетчик ЦЭ6803В		2,5	0,38	30,00	73,03	78,95
	Счетчик ЦЭ6811		2,5	0,38	7,50	18,26	19,74
	Итого:				45,50	91,28	106,7

S_ном.= 200 ВА. > S_приб.= 106,7 ВА.

Трансформатор напряжения обеспечивает класс точности 0,5.

Выбор ячеек КРУ.

В нормальном режиме максимальный рабочий ток на вводе ЗРУ 10 кВ равен, по формуле (2.28):

В режиме аварийной нагрузки максимальный рабочий ток на вводе ЗРУ 10 кВ равен, по формуле (2.28):

Выбираем современное оборудование КРУ серии «КРУ-ЧЭАЗ-70/10» на номинальный ток 630 А, производства АО «Чебоксарский электроаппаратный завод».

Выбор трансформаторов собственных нужд.

Принимаем к установке два ТСН [17]. Нагрузки СН ГПП приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19 – Значения к нагрузки собственных нужд ГПП

Потребитель СН ГПП	Расчетная мощность, кВт
Охлаждение силовых трансформаторов	7,25
Подогрев шкафов КРУ	2,7
Устройство РПН	3,3
Наружное освещение ОРУ
Освещение, отопление, вентиляция ЗРУ
Аппаратура связи и телемеханики	8,7

Суммарная активная нагрузка СН, с учетом числа каждого типа потребителей:

Суммарная полная нагрузка СН рассчитывается по формуле

(2.51)

С учётом параллельной работы, мощность ТСН рассчитывается по формуле:

(2.52)

Выбираем трансформаторы ТМГ12–100/10.

В данном пункте выбрано и проверено по допустимым параметрам электрооборудование ГПП. Далее, для обеспечения защиты силовых трансформаторов и другого электрооборудования ГПП необходимо выбрать современные микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА), рассчитать уставки предусмотренных видов РЗА.

2.10 Релейная защита и автоматика

Для защиты силовых трансформаторов ГПП выбираем терминалы Сириус-Т. Для защиты блоков КЛ 10 кВ-трансформатор цеховой ТП выбираем терминалы Сириус-2-Л. Схема релейной защиты силовых трансформаторов ГПП на терминале Сириус-Т показана на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 – Схема релейной защиты силовых трансформаторов ГПП

Схема релейной защиты блоков КЛ 10 кВ-трансформатор цеховой ТП на терминале Сириус-2-Л показана на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 – Схема релейной защиты блоков КЛ 10 кВ-трансформатор цеховой ТП

Релейная защита силовых трансформаторов ГПП.

Расчет уставок дифференциальной защиты.

- Определение пригодности установленных трансформаторов тока (ТТ).

- Проверка трансформаторов тока по выравниванию вторичных токов:

(2.53)

где – первичный номинальный ток обмотки трансформатора, А;

– номинальный ток первичной обмотки ТТ, А.

Трансформаторы ТДН-10000/110.

Номинальный ток трансформатора I_BH=52,488 A

Для ТТ со стороны 110 кВ, проведем расчет по формуле (2.53)

Номинальный ток трансформатора Iнн=577,367 A

Для ТТ со стороны 10 кВ, проведем расчет по формуле (2.53)

Условие выполняется.

- По условию отстройки от броска тока намагничивания

Сопротивление трансформатора при полном насыщении определяется по формуле

(2.54)

Базисное сопротивление определяется по формуле

(2.55)

Сопротивление ВЛ 110 кВ, пренебрегая активным сопротивлением, определяется по формуле

(2.56)

где – удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км.

Сопротивление линии, приведенное к базисным условиям, будет равно

Сопротивление контура включения определяется по формуле

(2.57)

где = 1,1..1,15 – коэффициент, учитывающий увеличение индуктивного сопротивления ввиду неполного насыщения магнитопровода.

Или в именованных единицах

Амплитудное значение броска тока намагничивания определяется по формуле

(2.58)

где А – смещение оси синусоиды потокосцепления, принимается равным 0,39 [1].

Кратность тока по отношению к номинальному току ТТ:

(2.59)

где – номинальный ток первичной обмотки ТТ, А.

Предельная кратность ТТ со стороны 110 кВ: К10≥20 [1]. Сопротивление нагрузки ТТ рассчитывается по формуле

(2.60)

где – сопротивление контрольного кабеля, Ом;

– переходное сопротивление соединений, равно 0,05 Ом [1];

– входное сопротивление терминала, равно 0,01 Ом [1].

Сопротивление контрольного кабеля определяется по формуле

(2.61)

где – удельное сопротивление жил кабеля, Ом⸱мм²/м [3];

– сечение жил кабеля, мм².

Сопротивление нагрузки ТТ, по формуле (2.60)

Для ТТ типа ТФНД-110 для =0,64 Ом: К₁₀=24≥20 [3]. Следовательно, требование выполняется.

- Отстройка от переходных режимов

Предельная кратность для ТТ рассчитывается по формулам

(2.62)

(2.63)

Условию отстройки от переходных режимов выполняется.

- Проверка возможности использования самоадаптирующегося торможения.

Самоадаптирующееся торможение обеспечивается при условии, что амплитудное значение броска тока намагничивания не превышает 8-кратного первичного тока обмотки ВН трансформатора. В данном случае

Таким образом, используется традиционное торможение.

- Минимальный ток срабатывания рассчитывается по формуле

(2.64)

где – погрешность ТТ, принимается равной 0,1 [3];

– коэффициент, учитывающий переходный режим, принимается равным 1,0 [1];

– диапазон регулирования устройства РПН.

Принимаем к установке = 35 %.

- Крутизна первого наклонного участка тормозной характеристики определяется по формуле

(2.65)

Принимаем / = 45 %

5) Точка изменения крутизны тормозной характеристики определяется по формуле

(2.66)

где – значение броска тока намагничивания силового трансформатора.

Наименьшее значение броска тока намагничивания:

(2.67)

где – коэффициент отстройки, равен 1,1 для МУ РЗА [1];

– коэффициент броска тока намагничивания, равен 5 для МУ РЗА [1].

Проведем расчет по формуле (2.66)

Принимаем к установке = 25,6.

- Выбор крутизны второго наклонного участка тормозной характеристики (I_d/I_t2). Значение по рекомендации производителя принимается равным 65 %.

- Определение тока срабатывания дифференциальной отсечки.

- Отстройка от броска намагничивания.

Отстройка от броска намагничивания производится по формуле

(2.68)

где – коэффициент отстройки, равен 1,4 для МУ РЗА [1].

- Отстройка от максимального значения внешнего КЗ.

Максимальное значение внешнего КЗ рассчитывается по формуле

(2.69)

где – коэффициент отстройки, принимается равным 1,2 для МУ РЗА;

– коэффициент небаланса, принимается равным 0.7 для МУ РЗА;

– максимальное значение периодической составляющей тока внешнего к.з., кА.

- Уставки блокировок по второй и пятой гармоникам принимаются согласно рекомендациям производителя МУ РЗА: I_2f/ I_1f= 15% c поперечной блокировкой. I_5f/ I_1f= 35% с пофазной блокировкой.

Максимальная токовая защита от внешних многофазных КЗ.

Ток срабатывания МТЗ рассчитывается по формуле

, (2.70)

где _–коэффициент надежности принимаемый равным 1,1 для МУ РЗА;

– коэффициент возврата принимаем 0,935 для МУ РЗА [1];

– коэффициент самозапуска нагрузки, определяется по паспорту для МУ РЗА.

Принимаем ток срабатывания защиты 71,7 А.

Токовая защита от перегрузок.

Ток срабатывания защиты определяется по формуле

, (2.71)

Принимаем ток срабатывания защиты 61,8 А.

Защита блоков КЛ 10 кВ-трансформатор цеховой ТП.

Токовая отсечка выполняется на микропроцессорной базе. Уставка защиты от многофазных КЗ рассчитывается по формуле

, (2.72)

где – коэффициент отстройки, равен 5,0 для МУ РЗА [1];

Ток срабатывания МТЗ выбирается по формуле

, (2.73)

где – максимальный рабочий ток линии, А.

Расчетный ток срабатывания определяется по выражению

, (2.74)

где = 1 – коэффициент схемы подключения ТТ;

– коэффициент трансформации ТТ.

Коэффициент чувствительности защиты можно найти по формуле

(2.75)

где – ток двухфазного КЗ в конце линии, кА.

Коэффициент чувствительности защиты должен быть не меньше 1,5.

Защита от замыканий на землю (ЗНЗ) в сети 10 кВ.

Ток срабатывания защиты определяется по формуле

(2.76)

где − коэффициент отстройки, принимается равным 1,2 для МУ РЗА [1];

− коэффициент, учитывающий бросок собственного ёмкостного тока, принимается равным 2,5 для МУ РЗА [1];

− ёмкостный ток присоединения, А.

(2.77)

где − значение собственного ёмкостного тока 1 км кабеля, А/км;

− длина линии, км;

– число проводов в фазе линии, шт.

Защита трансформаторов от перегрузки. Ток срабатывания определяется по формуле

, (2.78)

Приведем пример расчета уставок РЗ блока КЛ 10 кВ-трансформатор цеховой ТП для фидера ГПП--ТП-2.

Токовая отсечка. Проведем расчет по формуле (2.72)

МТЗ. Проведем расчет по формуле (2.73)

Проведем расчет по формуле (2.74)

Коэффициент чувствительности защиты, по формуле (2.75)

Защита от ЗНЗ. Емкостный ток присоединения, по формуле (2.77)

Ток срабатывания защиты от ЗНЗ, по формуле (2.76)

Принимаем уставку защиты от ЗНЗ 0,12 А.

Защита от перегрузки. Ток срабатывания защиты, по формуле (2.78)

Для остальных блоков КЛ 10 кВ-трансформаторы КТПН расчеты аналогичны и сведены в таблице 2.20.

Таблица 2.20 – Значения к расчету уставок релейной защиты блоков КЛ 10 кВ–трансформаторы КТПН

Участок	Iном.т, кА	Iсз ТО, кА	Iмакс, А	Iсз МТЗ, А	Iср МТЗ, А	Кч(МТЗ)	Ic,А	Iсз ЗНЗ, А	Iсз пер,кА
ГПП--ТП-2	0,087	0,433	173,167	240,396	6,010	12,7	0,037	0,112	0,102
ТП-2--ТП-1	0,077	0,386	154,333	214,250	5,356	3,8	0,117	0,352	0,091
ТП-1--ТП-5	0,021	0,105	41,832	58,073	5,807	12,2	0,123	0,369	0,025
ГПП--ТП-7	0,052	0,260	103,839	144,152	4,805	4,9	0,281	0,842	0,061

Окончание таблицы 2.20

Участок	Iном.т, кА	Iсз ТО, кА	Iмакс, А	Iсз МТЗ, А	Iср МТЗ, А	Кч(МТЗ)	Ic,А	Iсз ЗНЗ, А	Iсз пер,кА
ТП-7--ТП-11	0,030	0,149	59,709	82,890	5,526	8,5	0,052	0,155	0,035
ТП-11--ТП-15	0,014	0,069	27,694	38,446	6,408	10,6	0,095	0,286	0,016
ГПП--ТП-8	0,043	0,215	86,113	119,545	5,977	5,4	0,075	0,224	0,051
ТП-8--ТП-13	0,036	0,182	72,787	101,045	6,736	6,3	0,139	0,418	0,043
ТП-13--ТП-12	0,021	0,107	42,940	59,611	5,961	10,3	0,039	0,116	0,025
ГПП--ТП-9	0,032	0,159	63,592	88,281	5,885	7,3	0,148	0,444	0,037
ТП-9--ТП-14	0,015	0,076	30,210	41,938	4,194	15,0	0,141	0,423	0,018
ГПП--ТП-3	0,040	0,201	80,448	111,681	5,584	5,8	0,026	0,079	0,047
ГПП--ТП-6	0,021	0,105	41,832	58,073	5,807	18,3	0,245	0,734	0,025
ГПП--РУ-1	0,038	0,190	75,994	105,497	5,275	10,1	0,039	0,116	0,045
ГПП--РУ-2	0,037	0,187	74,825	103,874	5,194	10,3	0,098	0,294	0,044

⇐ Предыдущая 7 8 9 10 11 121314 15 16 Следующая ⇒