Полный (1203283), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Подстанции распределительной сети 110/10 кВ на территории МО находятся на балансе ОАО «Сахалинэнерго». Оперативное управление и эксплуатацию сетей осуществляет Невельский сетевой участок Юго-Западного базового сетевого района филиала Распределительные сети ОАО «Сахалинэнерго».

ПС «Невельская-2» находится в кольце сети 110 кВ, образованном ПС «Холмская», ПС «Холмск-Южная» и ПС «Петропавловская».

1.2 Оценка параметров Невельской электрической сети

Перечень трансформаторных подстанций 110/35/10 кВ с характеристиками установленных трансформаторов представлен в таблице 1.1.

В сетях 10-110 кВ установлены масляные трансформаторы. Для поддержания необходимого уровня напряжения на трансформаторах 110/35/10 кВ имеются устройства регулирования напряжения (РПН).

Таблица 1.1 - Трансформаторные подстанции 110/35/10 кВ на территории МО «Невельский городской округ»

Таблица 1.2 - Перечень и характеристики питающих линий 110 кВ

Рисунок 1.1 – Нормальная схема электрических соединений ПС «Невельская -2»

МУП «Невельские электрические сети» была предоставлена информация о значениях токов КЗ:

- 10кВ: секц.1 мах-9970, мin-9676 (т. К4, рис.1.2), секц.2 мах-9993, мin-9699 (т. К5, рис.1.2);

- 35кВ: мах-1651, мin-1612 (т. К3, рис.1.2);

- 110кВ: секц.1 мах-1142, min-1072 (т. К1, рис.1.2), секц.2 max-1726, min-1632 (т. К2, рис.1.2).

Различие значений токов КЗ на секц.1 и секц.2 обуславливаются двумя разными источниками питания (трансформатор Т1 питается от ПС Холмск-Южная, трансформатор Т2 от ПС Петропавловская, трансформаторы Т1 и Т2 работают раздельно).

Рисунок 1.2 - Схема замещения

электроснабжения подстанции

«Невельская-2» с указанием точек КЗ

2. ТРЕБОВАНИЯ К РЗА ТРАНСФОРМАТОРОВ 35-220 кВ

Согласно требованиям [6], а также стандарту [2] на трансформаторах ПС «Невельская-2» должны быть предусмотрены следующие защиты и автоматики:

- один комплект дифференциальной токовой защиты;

- газовая защита;

- защита устройства РПН с использованием струйных реле;

- резервные защиты на сторонах высшего, среднего (для трехобмоточного трансформатора) и низшего напряжения;

- автоматика регулирования РПН;

- защита от перегрузки;

- дифференциальная токовая защита ошиновки НН с включением в зону ее действия токоограничивающего реактора (при наличии реактора). На трансформаторе 35/0,4 кВ вместо дифференциальной защиты должна предусматриваться токовая отсечка.

- газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциальной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН (необходимо оснащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами).

- резервная защита на стороне ВН трансформатора должна выполнятся в виде ступенчатой токовой защиты от междуфазных КЗ с пуском по напряжению.

3. ВЫБОР ТЕРМИНАЛОВ ЗАЩИТ

Защита будет разрабатываться на базе микропроцессорных терминалов ШЭ2607 отечественного производства компании ЭКРА. Выбор сделан на анализе статистики доли микропроцессорных устройств разных производителей на объектах ЕНЭС, а также учитывая преимущества терминалов отечественного производства перед зарубежными производителями (опыт работы, документация на русском языке, сокращение эксплуатационных расходов, таких как обучение персонала, объём ЗИПа).

В качестве основной и резервной защиты трансформатора будет выбран ШЭ2607 041, отвечающий всем требованиям РЗ к трансформаторам 35-220 кВ.

Внешний вид шкафа типа ШЭ 2607 041 представлен на рисунке 3.1.

Принципиальные схемы защит трансформаторов представлены в приложении [А].

Рисунок 3.1 – Внешний

вид шкафа типа ШЭ2607 041

4. РАСЧЕТ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРОВ Т1 и Т2

ПС НЕВЕЛЬСКАЯ-2

4.1 Расчет уставок дифференциальной токовой защиты трансформаторов Т1 и Т2 ПС Невельская-2

Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора используется в качестве основной защиты от внутренних повреждений и от повреждений на выводах. В данной ВКР защита выполнена на базе микропроцессорного терминала ШЭ2607 041, в котором реализована продольная дифференциальная защита с торможением. В защитах НПП «ЭКРА» функции ДТЗ Т выполнены пофазными и содержат чувствительный токовый орган с тормозной характеристикой и дифференциальную отсечку.

В данной ВКР приведён расчет ДТЗ двух понижающих трёхобмоточных трансформаторов 115/38,5/11 кВ мощностью 16 МВА. Два трансформатора имеют встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) в нейтрали ВН в пределах ±16% номинального и переключения (ПБВ) ответвлений обмотки СН трансформатора в пределах ± (2×2,5%) номинального напряжения.

Трансформаторы установлены на двухтрансформаторной подстанции; трансформатор Т1 имеет питание со стороны ПС «Холмск-Южная» по линии С22, трансформатор Т2 имеет питание со стороны ПС «Петропавловская» по линии С20; трансформаторы Т1 и Т2 работают раздельно. Для аварийных режимов и ремонтных работ на линиях С20 и С22 на ПС «Невельская-2» предусмотрена АВР.

Расчёт произведён на основании стандарта [1].

4.1.1 Расчёт и выбор параметров срабатывания ДТЗ

Выбор тока начала торможения ДТЗ.

Согласно рекомендациям [1], ток начала торможения принимаем равным .

4.1.2 Расчёт минимального тока срабатывания ДТЗ

Определяется по выражению:

, (4.1)

где -коэффициент отстройки, учитывающий погрешности измерительного органа, принимаем равным ; - относительный ток небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах (внешнее КЗ с низким уровнем токов КЗ), определяется по выражению:

, (4.2)

где - ток начала торможения, А; – коэффициент, учитывающий переходный процесс, принимаем равным ; – коэффициент однотипности трансформатора тока, принимаем равным ; – относительное значение полной погрешности ТТ в режиме, соответствующем установившемуся КЗ, принимаем равным ; – относительная погрешность, обусловленная наличием РПН, принимаем равным ; – относительная погрешность выравнивания токов плеч, принимаем равным ; – относительная погрешность выравнивания внешнего трансформатора, принимаем равным .

Все коэффициенты приняты согласно рекомендациям [1].

Принимаем

4.1.3 Расчёт коэффициента торможения

Определяется по выражению:

, (4.3)

где – коэффициент отстройки, принимаем равным ; – принятое значение минимального тока срабатывания, о.е.; – принятое значение тока начала торможения, о.е.; -тормозной ток, определяется по выражению:

, (4.4)

где – расчетный ток небаланса, вызванный протеканием по защищаемому Т, ошиновке НН Т сквозного тока, и рассчитываемый по выражению:

, (4.5)

Для расчёта принимаем , ,

где , а – угол между векторами токов и .

Коэффициенты , , , , принимаются согласно рекомендациям [1].

Максимальное значение тока, равное току внешнего металлического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ, определяется по выражению:

Характеристики

Список файлов ВКР