Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ

Основные условия выбора ТТ следующие:

1. Выбор ТТ по номинальному напряжению осуществляется по формуле (4.1).
2. Выбор ТТ по номинальному току осуществляется по формуле (4.2).
3. Выбор ТТ по нагрузке вторичной цепи для обеспечения его работы в требуемом классе точности состоит в соблюдении условия:

S2ном ≥ S2р,                                               (4.17)

где S2ном – номинальная вторичная нагрузка в классе точности, ВА;

      S2р – расчётная нагрузка подключенная ко вторичной обмотке ТТ, ВА.

Фактическая (расчётная) нагрузка подключённая к вторичной обмотке ТТ определяется из следующего выражения:

,                                       (4.18)

где I2ном – номинальный ток вторичной обмотки ТТ, А;

      Z2ном – сопротивление цепи включенной во вторичную обмотку, Ом.

Сопротивление цепи включенной во вторичную обмотку складывается из трёх составляющих: суммы сопротивлений приборов (Σrприб), допустимого сопротивления проводов (rдоп) и переходного сопротивления контактов (rконт) (принимаем rконт = 0,1).

 

Z2ном = Σrприб + rдоп + rконт,                              (4.19)

Исходя из этого, расчётную нагрузку можно представить следующим образом:

,                     (4.20)

где ΣSприб – суммарная мощность всех приборов подключенных к вторичной обмотке ТТ, ВА.

В связи с тем, что ТТ на все напряжения встроены во ввода выключателей (кроме ТТ подключенных к релейной защите от замыканий на землю), проверку на электродинамическую и термическую устойчивость не производим.

К установке на напряжение 110 кВ принимаются ТФЗМ–110Б–1У1 600/5 и ТВТ–110–I 600/5; на стороне 10 кВ – ТОЛ–10 1500/5 и 300/5; в нейтрали силовых трансформаторов ТДН–16000/110 устанавливаются  ТВТ–35–I 300/5. Все эти ТТ имеют две обмотки и обеспечивают возможность последовательного или параллельного их подключения. При параллельном подключении и классе точности 1, достаточном для подключения измерительных приборов имеют мощность вторичной цепи 40 ВА. При классе точности 10Р, обеспечивают мощность 20 ВА.

Измерительные приборы, подключаемые к измерительным трансформаторам и их мощность, приведена в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Приборы, подключаемые к измерительным трансформаторам

Напряжение	Прибор	Мощность, ВА
110 кВ	Э309	5
	А1D	0,7
10 кВ	Э309	5
	А1D	0,7

 

Для примера производится выбор и проверка ТТ на 110 кВ. К установке принят ТФЗМ–110Б–1У1 600/5.

Проверка по номинальному току:

Iраб ≤  Iн

163 < 600 (А).

По номинальному напряжению:

Uс ≤  Uн

110 ≤ 110 (кВ).

Выбор ТТ по нагрузке вторичной цепи:

S2ном ≥ S2р,

Мощность приборов подключённых к ТТ на 110 кВ составляет 5,7 ВА (один Э309 и один А1D-3-00-С2-Т на каждую фазу). Ток вторичной цепи 5 А. Переходное сопротивление контактов 0,1 Ом. Сопротивление проводов рассчитывается по следующей формуле:

  ,                                        (4.21)

где  ρ  – удельное электрическое сопротивление (для меди 0,018);

       lпр – длина кабеля, м (в данном случае длина не превышает 120 м);

      Sпр – сечение кабеля, мм2, (технически сечение медного кабеля не должно быть менее 1,5 мм2 и примерно составит 2,5 мм2).

        Следовательно:

,

S2р = 5,7 + 52 * (0,864+ 0,1) = 29,8 ВА,

S2ном ≥ S2р,

40 > 29,8 (ВА).

 

Аналогично производится проверка и остальных ТТ, результат сведён в таблицу 4.5

Таблица 4.5 - Выбор и проверка трансформаторов тока.

Трансформатор тока	Условия выбора и проверки	Параметры ТТ	Параметры сети
ТФЗМ –110Б – 1У1 600/5	Iраб ≤  Iн Uс ≤  Uн S2ном ≥ S2р	600 А 110 кВ 40 ВА	163 А 110 кВ 29,8 ВА
ТВТ – 110 – I – 600/5	Iраб ≤  Iн Uс ≤  Uн S2ном ≥ S2р	400 А 110 кВ 40 ВА	163 А 110 кВ 29,8 ВА
ТОЛ – 10 – 1500/5	Iраб ≤  Iн Uс ≤  Uн S2ном ≥ S2р	1500А 10 кВ 10 ВА	895 А 10 кВ 8,9 ВА
ТОЛ –  10 – 300/5	Iраб ≤  Iн Uс ≤  Uн S2ном ≥ S2р	300 А 10 кВ 10 ВА	22 А 10 кВ 8,9 ВА

 

 

4.9 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

 

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения.

Трансформаторы напряжения для питания измерительных приборов и реле выбирают по номинальному напряжению первичной обмотки, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Соответствие классу точности следует проверить сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключённых приборов.

Проверка по номинальному напряжению первичной обмотки осуществляется по формуле (4.1).

Проверка по классу точности осуществляется по следующей формуле:

S2ном ≥ S2р                                              (4.22)

где S2ном – номинальная вторичная нагрузка в классе точности, ВА;

      S2р – расчётная нагрузка подключенная ко вторичной обмотке ТН, ВА.

Для установки на подстанции на 10 кВ принимаем трансформатор НТМИ – 10 – 66 У1 с мощностью вторичной обмотки 120 ВА в классе точности 0,5.

Мощность приборов подключаемых к ТН составляет 2,5 ВА (один Э377). Произведем проверку ТН.

Проверка по номинальному напряжению первичной обмотки:

Uс ≤  Uном

10 ≤  10 (кВ).

Проверка по классу точности:

S2ном ≥ S2р

120 > 2,5 (ВА).

 

 

 

 

5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

 

В процессе работы системы электроснабжения могут возникать повреждения отдельных её элементов и ненормальные режимы.

Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварий устанавливают релейную защиту (РЗ), которая представляет собой совокупность автоматических устройств, обеспечивающих отключение повреждённой части сети или электроустановки.

К устройствам РЗ предъявляются следующие требования: высокая надёжность, селективность, то есть отключение только повреждённого участка, быстродействие, высокая чувствительность, простота, наличие сигнализации о повреждениях.

 

5.1 Источники оперативного тока

 

Ток, питающий цепи дистанционного управления коммутационной аппаратуры, цепи релейной защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, называется оперативным. Следовательно, род оперативного тока определяется РЗ, автоматикой, приводами применяемых выключателей и другими устройствами.

При КЗ и ненормальных режимах работы сети напряжение источника оперативного тока и его мощность должны иметь достаточные значения для надёжного отключения и включения соответствующих выключателей и для срабатывания вспомогательных реле защиты и автоматики. Следует учитывать и тот факт, что существующая аппаратура защиты и управления на постоянном оперативном токе является более совершенной, чем такая же аппаратура на переменном токе.

Вследствие наличия на подстанции большого количества коммутационной аппаратуры следует использовать постоянный оперативный ток.

В качестве источников оперативного тока используются шкафы управления оперативным током (ШУОТ) серии ШУОТ-2403 разработанные и выпускаемые Оренбургским АО «Инвестор».

 

5.2 Защита и автоматика трансформаторов 16 МВА

 

На трансформаторах 16 МВА предусматриваются следующие устройства защиты и автоматики:

Продольная дифференциальная токовая защита от повреждений внутри бака трансформатора и на выводах, выполненная на реле ДЗТ – 11;

Газовая защита трансформатора и устройства РПН от повреждений внутри кожуха трансформатора и от понижения уровня масла;

• Максимальная токовая защита трансформатора на стороне 110 кВ, с пуском минимального напряжения, действующая на выходные реле защиты трансформатора. Пуск минимального напряжения выполняется от ТН – 10 кВ, установленных на секциях шин 10 кВ;
• Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения на вводах 10 кВ трансформатора, действующая с первой выдержкой времени на отключение выключателей ввода, со второй – на выходные реле защиты трансформатора;
• Максимальная токовая защита от перегрузки на вводах 10 кВ трансформатора с действием на сигнал;
• Устройство автоматического повторного включения однократного действия на выключателях 10 кВ вводов трансформаторов;
• Для восстановления питания потребителей 10 кВ при устойчивом КЗ на питающих ВЛ 110 кВ на каждой секции шин 10 кВ ПС 110 кВ «Южная» предусматривается защита минимального напряжения, включенная на ТН шин 10 кВ и действующая на отключение ввода 10 кВ.

 

5.3 Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ

 

На секционных выключателях 10 кВ типа ВВ/ТЕ 0 – 20/630 (100, 1600) УХЛ1 в соответствии с заводской схемой ячейки  К-63 предусмотрены:

• Максимальная токовая защита от междуфазных КЗ;
• Устройство АВР. Пуск АВР осуществляется при отключении выключателя ввода трансформатора от выходных реле защиты трансформатора и от защиты минимального напряжения.

 

5.4 Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек

 

На трансформаторах предусматривается фазная токовая отсечка и максимальная токовая защита от междуфазных КЗ.

На трансформаторах собственных нужд, кроме того, предусматривается защита от замыканий на землю в сети 0,4 кВ с действием на отключение выключателя 10 кВ ТСН.

 

5.5 Защита и автоматика линий 10 кВ

 

На каждой линии 10 кВ предусматриваются следующие устройства, размещенные в ячейке КРУ типа К-63:

• Максимальная токовая отсечка;
• Максимальная токовая защита с выдержкой времени;
• Автоматическое повторное включение однократного действия;
• Предусматривается подключение к каждой линии группового устройства селективной сигнализации замыканий на землю типа УСЗ – ЗМ;
• Предусматривается отключение части линий 10 кВ от устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) и последующее автоматическое повторное включение при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Общая схема релейной защиты и автоматики линий 10 кВ приведена в приложении 3.

 

5.5.1 Максимальная токовая защита

 

Построим схему на реле РТ – 40. По условиям селективности максимальная токовая защита (МТЗ) должна действовать при условии:

                                     (5.1)

где Iсз – ток срабатывания защиты;

     Iр max – максимально возможный ток нагрузки, Iр max = 300 А;

      kотс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешности определения токов КЗ и токов срабатывания реле, для защит с реле РТ – 40 kотс = 1,2;

      kз – коэффициент запуска, учитывающий самозапуск двигателей, для смешанной нагрузки kз = 2;

      kв – коэффициент возврата, для защит с реле РТ – 40  kв = 0,8.

После выбора тока срабатывания производится проверка чувствительности защиты. Для основных защит:

                                              (5.2)

где Iк min – минимальный ток короткого замыкания в конце защищаемого участка, взят из «Схемы развития электрических сетей 10 кВ г. Тобольска»  Iк3 = 444А.

Далее определяется ток срабатывания реле:

                                               (5.3)

где nтт – коэффициент трансформации трансформатора тока;

      kсх – коэффициент схемы, характеризующий схему включения реле.

Проводим выбор тока срабатывания МТЗ на одной из отходящих от ПС линий. Примем, что линии идут к ТП 400 кВА:

Принимаем ток уставки Iсз = 70 А. Выдержка времени защиты tв = 1 с.

Расчетное двухфазное КЗ на шинах 0,4 кВ ТП:

Т.е. защита по чувствительности нас удовлетворяет.