Создание электрической подстанции "Шершнёвская" ЗАО "Лукойл-Пермь"

Схема основных электрических соединений подстанции представлена на графическом листе 4.

Выбор и проверка высоковольтных электрических аппаратов, устанавливаемых на стороне 35кВ подстанции "Шершнёвская" проводится по условиям длительного режима работы и по условиям протекания токов к.з.

Первоначально, на стороне 35кВ подстанции, намечаем установку разъединителей типа РЛНД2-35/630.

Номинальное напряжение сети, в которой устанавливается разъединитель:

 где

, данное условие выполняется.

Максимальный рабочий ток цепи, в которой устанавливается разъединитель:

Iраб.мах.=Iном., А, где

Iном - длительный номинальный ток разъединителя.

Рассчитываем Iраб.мах., из наиболее неблагоприятного режима эксплуатации. Для цепей трансформаторов с учетом допустимой 1,5 кратной перегрузки:

Iраб.мах.=1,5 Iтр.ном., где

Iтр.ном. номинальный рабочий ток трансформатора

I раб.мах. = 1,5*104=156(A);

I раб.мах.=156(А)<I ном.=630 (А), данное условие выполняется.

Ударный ток в цепи, где устанавливается разъединитель:

где

 - номинальный ток электродинамической стойкости разъединителя

данное условие выполняется.

Тепловой импульс тока к.з., характеризующий количество теплоты, выделяющейся в аппарате за время к.з.:

,

где

Iпр.m - предельный ток термической стойкости, который данный аппарат может выдержать без повреждения в течении предельного времени термической стойкости tm

Вк = Iк*tпр,

где

tпр.=0,2(с) приведенное время короткого замыкания.

Вк =0,92 * 0,2 = 0,17<20 * 4 = 1600 , данное условие выполняется.

Согласно расчетам, данный тип разъединителя проходит по своим параметрам, поэтому все разъединители РУ ВН, линейные, секционные, трансформаторные. Выбираем тип РЛНД2-35/630, всего 8 штук. Технические данные приведены в табл. 2.4.

Выбор масляного выключателя РУ ВН.

Намечаем выключатель типа С-35М-630-10. Номинальное напряжение цепи, в которой стоит выключатель - 35кВ.

Uном.с = Uном.в; кВ

Uном.с = 5(кВ)=Uном.в =35(кВ), данное условие выполняется.

Максимальный рабочий ток в цепи, в которой установлен выключатель:

Iраб.мах.<Iном.в; (А)

Iраб.мах.=156(А)<Iном.в=630(А), условие выполняется.

Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:

i уiпр.с ; кА,

iуд=2,1(кА)<iпр.с=10(кА), выключатель удовлетворяет данному условию.

Проверяем выключатель по условию термической устойчивости:

Iк * tпрIт.у.tmу; кА, где

t пр.=0,2(с) приведенное время длительности короткого замыкания;

tmу=4(c)-предельное время термической стойкости;

Iт.у.-предельный ток термической стойкости ;

0.92*0,2=0.17(А)<10*4=400(кА), то есть по условию термической стойкости данный выключатель подходит. Проверяем выключатель по отключающей способности:

Iо.рас.Iо.ном.; кА, где

Iо.рас.=Iк=0.92(кА) - расчетный ток отключения;

Io.ном.=10(кА) - номинальный ток отключения.

0.92<10, то есть по отключающей способности выключатель подходит.

На основании расчетов окончательно выбираем для РУ ВН масляные выключатели типа С-35М-630-10, всего 3 штуки. Технические данные приведены в табл. 2.5.

Для ОРУ подстанции выбираем разрядники типа РВС-35. Технические данные разрядников приведены в табл. 2,6.

На стороне низкого напряжения подстанции "Шершнёвская" выбираем к установке комплектное распределительное устройство внутренней установки типа К-59, оборудованного выключателями ВБКЭ-10. Основные технические характеристики приведены в таблице 2.7.

Производим проверку вакуумных выключателей. Номинальное напряжение сети, в которой установлен выключатель - 6,3(кВ).

Uном.сUном.с; кВ,

Uном.с =6,3(кВ)Uном.в=10(кВ), данное условие выполняется.

Максимальный рабочий ток в цепи, в которой устанавливается выключатель:

Iраб.мах.<I ном. (А),

I ном.в=1000(А);

866<1000, данное условие также выполняется.

Проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:

данное условие выполняется.

Проверяем выключатель по условию термической стойкости:

5,1<2000; кА, условие выполняется.

Проверяем выключатель по отключающей способности:

по отключающей способности выключатель подходит.

Окончательно выбираем К-59, с выключателями типа ВБКЭ-10, техническая характеристика выключателя приведена в табл.2.5.

Таблица 2.4.

Таблица 2.5.

Таблица 2.6.

Таблица 2.7

2.10 Компенсация реактивной мощности

Основными потребителями реактивной энергии на Шершнёвском месторождений являются асинхронные привода технологических установок (станков-качалок, подсудных насосов, насосных установок ДНС), а также силовые трансформаторы КTП 6/0,4кВ и линии электропередач 6кВ.

Реактивная энергия, потребляемая двигателями насосов и станков-качалок, компенсируется с помощью конденсаторных батарей, установленных на стороне 0,4кВ в КТП. Остальная энергия компенсируется на шинах 6кВ подстанции "Шершнёвская" путем перевозбуждения синхронных двигателей насосной станции КНС, подключенных к шинам 6кВ подстанции. Для компенсации реактивной мощности при неработающих синхронных двигателях на шинах 6кВ подстанции предусмотрены статические не регулируемые конденсаторные батареи набранные из конденсаторов типа КС2-6,3-75.

Произведем расчет мощности необходимого компенсирующего устройства. Расчет производим для максимального потребления реактивной мощности.

Мощность компенсирующего устройства Qк.у определяется как разность между реактивной максимальной мощностью предприятия Qмах. и предельной реактивной мощностью Qэ, предоставляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Qк.у=Qмах.–Qэ=Р(tgφ–tgφэ), где

Qмах.=Ptgφ(Мвар)

расчетная максимальная мощность реактивной нагрузки предприятия в пункте присоединения к питающей энергосистеме;

Qэ - предоставляемая реактивная мощность;

tgφ - соответствующий коэффициенту мощности предприятия;

tgφэ=0,2 - установленный предприятию.

Cosφ=0,9

Из таблицы 2.1.

Рмах.=4,804(МВт); Qмах.=2,85(Мвар)

Соответствующий тангенс равен tgφ=0,56

Окончательно определяем Qку:

Qку=4,804(0,56–2)=1,73(МВар)

Расчитаем мощность генерируемую синхронным двигателем СТД–1600, по выражению:

Qмах.сд=αмах.*Рном*tgφном/ρном; (квар), где

αмах.–коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности, определяем по номограмме рис. 9.4. /4/, при

Ксд=0,6 – коэффициент загрузки и Cosφ=0,9, αмах. будет равен 0,68 ;

ρном.=0,94.

Qмах.сд=0,68*1600*0,48/0,94=555,6(квар)

Из проведенного выше расчета вытекает следующее:

два, находящихся в постоянной работе синхронных двигателя отрегулированные на генерацию реактивной энергии, равной даже максимально генерируемой данным типом двигателей, не обеспечат энергопотребителей реактивной энергией.

Для компенсации потребляемой реактивной энергии принимаем к установке на каждую секцию шин 6кВ подстанции батарей статических конденсаторов типа КС2-6,3-75, то есть устанавливаем два блока по 12 конденсаторов в каждом, суммарной мощностью 1800(квар).

2.11 Обоснование основных видов релейных защит

Согласно ПУЭ, для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 35кВ предусматриваем устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) Многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

2) Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с изолированной нейтралью.

3) Витковых замыканий в обмотках.

4) Токов в обмотках, обусловленных внешним, коротким замыканием.

5) Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой.

6) Понижение уровня масла.

Газовая защита силового трансформатора.

Газовая защита применяется от повреждения внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла. Интенсивность газообразования зависит от характера, размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение / 2./

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем трансформатора.

В настоящее время успешно используются газовые реле типа РГ43-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 ( рис. 2.6), эти элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении указанном на рис.2.6.

Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом достаточна для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чайкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,6(м/с). При этом время срабатывания реле составляет

Tср.р= 0,05¸0,5(с).

Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых требований ПТЭ: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (I¸1,5%) у крышки трансформатора и (2¸4%) у маслопровода. От крышки к расширителю, нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы - вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты при промежуточной сборке зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного короткого замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками масла при бурном газообразовании.

Рис.2.6

Рис.2.7.

В схеме защиты на переменном оперативном токе рис. 2.7 самоудержание достигается путем шунтирования, нижнего контакта газового реле КSQ верхним замыкающим контактом реле К4. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом QRI.2 выключателя QR.

Защита обладает высокой чувствительностью и реагирует практически на все виды повреждений внутри бака:

- защищает трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам;

Дифференциальная токовая защита трансформатора.

Дифференциальный принцип позволяет обеспечить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями. Защита выполнена на основе типового реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рис.2.8 показана принципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-II. Реле ДЗТ-II имеет одну тормозную обмотку, которая подключается к трансформаторам тока питаемой стороны. Такое включение обеспечивает торможение только при внешних, коротких замыканиях. Ток срабатывания защиты зависит от числа витков и значения тока тормозной обмотки.

Для отстройки защиты от бросков тока намагничивания и от максимальных значений установившегося первичного тока небаланса Iн.б.рас.мах. при внешних,коротких замыканиях выбирается минимальный ток срабатывания защиты Iс.з.min и число витков тормозной обмотки Wтр.н. Отстройка от бросков тока намагничивания, когда ток в тормозной обмотке отсутствует, достигается выбором I с.з.min по условию:

Iс.з.min³Котс.Iт.ном.,

где,

Котс.=1,5 - коэффициент отстройки, согласно /II/

Определение параметров дифференциальной защиты силового трансформатора:

Определяем ток срабатывания защиты по условию:

Iс.з.³1,5*Iт.ном.,

где,

Iт.ном. - номинальный ток первичной (вторичной) обмоток трансформатора.

Рассчитываем Iт.ном. по формуле:

Для стороны ВН: Iт.ном.=104(А);

Для стороны НН:Iт.ном.=577(А).таблца 2.8.

Ток срабатывания защиты для стороны ВН:

Iс.з.³1,5 * 104=156(А); принимаем Iс.з=160(А).

Ток срабатывания защиты для стороны НН:

Iс.з³1,5*577=865,5(А), принимаем Iс.з.=865(А).

Рис.2.8.

Для дифференциальной защиты трансформаторов с соединением обмоток трансформаторы тока собираются по схеме, а коэффициент схемы для стороны ВН: К(3)= 3; для стороны НН: К(3)=1.

Коэффициент трансформаций трансформаторов тока:

Кт=КсхIт.ном. /5/

Для стороны ВН: Кт= √ 3 * 104/5=36,03, примем с учетом перегрузки трансформатора, Кт=40.

Для стороны НН:

Кт=I*577/5=115,4, принимаем Кт=120.

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности трансформатора по выражению:

I2ном=Ксх*Iт.ном./Кт; А ,

На стороне ВН:

I2ном= √3*104/40=4,5(А),

На стороне НН:

I2ном. =I*577/120=4,8(А).

Рассчитываем ток срабатывания реле:

Iср.=Ксх*Iс.з./Кт; А,

На стороне ВН: Iср.=3*160/40=6,93(А),

На стороне НН: Iс.р.=I*865/120=7,2(А).

Рассчитываем число витков обмотки НТТ (насыщающийся трансформатор тока) реле для основной стороны защищаемого трансформатора, за основную сторону принимаем сторону с наибольшим током срабатывания, то есть сторону НН : Iсp.осн=7,2(А).

Число витков обмотки рассчитываем по формуле:

где,

Fср.=100(А) - магнитодвижущая сила срабатывания реле, согласно /2/

Принимаем предварительное число витков для основной стороны:

Wосн.=14.

Рассчитываем число витков НТТ реле для неосновной стороны по выражению:

Принимаем предварительное число витков для неосновной стороны Wнеосн.=15 витков.

Определяем составляющую первичного тока небаланса:

где,

Iк.вн.мах.=0,92(кА) - ток к.з. на стороне ВН.

Определяем первичный ток небаланса, с учетом составляющей

Iн.б.вр.I, по формуле:

где,

Е=10% номинальная погрешность трансформатора тока;

DUрег.=±16% - погрешность регулирования напряжения.

Рассчитываем число витков тормозной обмотки, обеспечивающих

отстройку от максимального первичного тока небаланса.

где

Котс.=1,5, согласно /II/;

Wраб.-число витков обмотки НТТ реле, на стороне к которой присоединена тормозная обмотка, Wраб.=14.

tga - тангенс угла наклона к оси абцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, (нижняя характеристика, на рис. 13.10(б) /II/ для реле ДЗТ-11 tga=0,75.

Принимаем Wтрм.=15 виткам, согласно /II/.

Рассчитываем уточненное значение тока срабатывания реле на основной стороне:

Iср.осн.=Fср./Wосн.=100/14=7,14(А)

Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты на основной стороне:

с.з.=Iс.р.осн.*Кт.осн./К сх.

так как за основную была принята сторона НН, то Кт.осн.=120,

Ксх=1.

Iс.з.=7,14*120/1=856,8(А)

Определяем действующее значение коэффициента отстройки:

Котс.=Iс.з/Iнб.расч.мах.=856,8/244=3,51

Котс.=1.3, условие выполняется, следовательно принимаем для основной стороны число витков Wосн.=14 витков.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5