151872 (622003), страница 7

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

Текст из файла (страница 7)

По Европейским стандартам работа ДГР с номинальной нагрузкой установлена в 10 минут для систем, снабженных средствами для обнаружения места замыкания на землю и отключения поврежденного участка. Определение мощности по более короткому времени работы не рекомендуется, во-первых, потому, что дугогасящий аппарат должен выдерживать несколько следующих друг и другом замыканий на землю, во-вторых, потому, что возможна работа такого аппарата в системе, имеющей смещение нейтрали до 15 % номинального фазного напряжения. Это постоянно действующее напряжение вызывает протекание тока через ДГР. Дугогасящая катушка, которая может продолжительно пропускать 3% ее номинального тока на любой отпайке без превышения допустимой температуры, будет автоматически пригодна для работы со 100%-ным током в течение 10 мин. Предельные температуры при этом имеют следующие величины: для масла превышение 55-60°С (в зависимости от сорта масла); для меди - до 125°С над температурой окружающей среды. В нормальном режиме (до замыкания на землю) температура обмоток ДГР не должна превышать 55°С. Это исходная температура учитывается при расчетах 10-минутной мощности. Опыт эксплуатации показывает, что эти температуры обеспечивают нормальный срок службы аппаратов, если в среднем аппарат работает с полной нагрузкой 5 раз в год.

Мощность заземляющих и других вспомогательных аппаратов рассчитываются исходя из выше описанных режимов работы ДГР, с учетом дополнительных увеличений токов при использовании шунтирующих резисторов для надежного срабатывания защиты от замыканий на землю. Обычно это время не превышает нескольких секунд, но с учетом возможных ряда последовательных замыканий на землю на различных линиях расчетное время действия повышенных токов принято 1 минута.

Класс изоляции дугогасящего аппарата должен соответствовать линейному напряжению системы, а заземляющего вывода компенсирующего устройства для систем напряжения ниже 25 кВ не менее 8,66 кВ, а для систем U_H > 25 кВ не ниже 15 кВ.

Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития в ближайшие 10 лет.

При отсутствии данных о развитие сети мощность реакторов следует определять по значению емкостного тока сети, увеличенному на 25%.

Расчетная мощность реакторов Q_K (кВхА) определяется по формуле

Q_k = Ic (3.1)

где Uном - номинальное напряжение сети, кВ

1_С - емкостный ток замыкания на землю, А.

При применении в сети дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока количество и мощность реакторов следует выбирать с учетом возможных изменений емкостного тока сети с тем, чтобы ступени регулирования тока позволяли устанавливать настройку, близкую к резонансной при всех возможных схемах сети.

При емкостном токе замыкания на землю более 50 А рекомендуется применять не менее двух реакторов.

Вспомогательное оборудование (линейные выключатели, шунтирующие сопротивления, трансформаторы напряжения, разъединители, шины и др.) должны иметь ту же изоляцию, что и дугогасящий аппарат.

Схема включения компенсирующих устройств и вспомогательного оборудования.

Подключение дугогасящих катушек осуществляется двумя способами:

• К нейтрали силовых трансформаторов или к нулевой шине на которую подключены нулевые выводы одного или нескольких силовых трансформаторов.

• По схеме с использованием заземляющего трансформатора с соединением обмоток в зигзаг или звезда-треугольник.

3.2 Выбор схемы и оборудования комплекса заземления нейтрали

В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации режим заземления нейтрали сетей 6-35 кВ через дугогасящие реакторы четко прописан. Так в пункте 5.11.10 четко сказано:

«Дугогасящие аппараты должны иметь резонансную настройку. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки не более 5%. Работа с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не допускается».

А в п. 5.11.12 ПТЭ сказано, что: «В сетях 6-10 кВ, как правило, должны применяться плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой компенсации.

При компенсации дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации».

На основании этого и рекомендаций по результатам исследования приведенных ранее для условий рассматриваемой подстанции выбираем дугогасящие реакторы плунжерного типа обеспечивающие плавное регулирование компенсируемого тока ASR чешского производства, которые хорошо себя зарекомендовали при эксплуатации в условиях распределительных сетей России.

Так как в распределительной сети нет точки возможного подключения к нейтрали сети 35 кВ, т.к. питающий трансформатор имеет схему соединения «звезда-треугольник», трансформаторы собственных нужд со схемой соединения «звезда-звезда с нулем» не имеет вывода нейтрали на стороне 35 кВ и имеет ограниченную мощность, то предусматриваем установку дополнительного трансформатора для подключения дугогасящей катушки. Наиболее полно отвечает требованиям к этому трансформатору конструкция со схемой соединения «зигзаг» с выведенным нулем. Поскольку наша промышленность не выпускает таких трансформаторов то выбираем трансформатор типа TEGE фирмы EGE, т.к. эта же фирма выпускает комплект оборудования по компенсации емкостных токов, включая и автоматический регулятор типа REG-DP немецкой фирмы a-eberle, обеспечивающий автоматическую настройку ДГК в резонанс с емкостным током замыкания на землю.

Подключение ДГК к нейтрали с использованием трансформатора осуществляется кабелем марки ПвВнг.

Заземление ДГК выполняется путем присоединения заземляющего проводника от общего контура заземления подстанции к болтам заземления ДГК через кабельную вставку кабелем марки ПвВнг.

Дугогасящий реактор и вспомогательный трансформатор в соответствии с требованиями ПУЭ должны иметь сплошное сетчатое ограждение высотой не менее 2 м, расстояние от элементов конструкции комплекса до ограждения должно быть не менее указанного в ПУЭ. При этом ДГК и трансформатор должны устанавливаться на фундаменте с небольшим превышением над уровнем планировки.

Присоединительный трансформатор ДГК включается на резервные ячейки РУ-6 кВ, оборудованные выключателями, с помощью кабелей марки ПвВнг, докладываемого в кабельных каналах подстанции или открыто в лотках. Для подключения привода ДГК, автоматического регулятора и связей и контактных цепей ДГК, трансформатора, регулятора осуществляется контрольными кабелями марки ПвВнг.

Мощность дугогасящего реактора должна быть не менее:

S_ДГК=I_c^.U_н/√3=16,97^.35/√3=343 кВА.

Выбираем плавнорегулируемый автоматический дугогасящий реактор ASR1.0 35 кВ:

Таблица 3.1

Измерительный трансформатор тока:

Трансформатор тока обеспечивает измерение тока через дугогасящий реактор. Он размещен на заземляемом выводе главной обмотки и подключен к проходным изоляторам на крышке бака. (обозначены k, I). Параметры трансформатора тока:

• номинальный ток 5 A или 1 A

• класс 1

• мощность 30 ВА

Реле Бухгольца

Реле Бухольца предназначено для контроля состояния оборудования с жидкой изоляцией (трансформаторы, дугогасящие реакторы), оснащенного расширительным бачком. Реле реагирует на газообразование (разложение изоляции) внутри защищаемого оборудования. Реле Бухольца, установленное на реакторе, изготовлено согласно DIN 42566.

Таблица 3.2

Мощность присоединительного трансформатора

Как ранее установлено, присоединительный трансформатор со схемой соединения «зигзаг» выбирается мощностью 1,15 S_ДГК, т.е.

S_3T=1,15 S_ДГК =1,15^. 343=394,5 кВА

По каталогу фирмы EGE выбираем трансформатор типа TEGE-500 кВА Технические характеристики.

Масляный трансформатор TEGE мощностью 500 кВА на напряжение 35 кВ. Предназначен для эксплуатации:

в районах с умеренным климатом;

при температуре окружающего воздуха в диапазоне от - 40 °С до + 40 °С;

на открытом воздухе;

при относительной влажности воздуха до 80%;

на высоте не выше 1000 м над уровнем моря;

в окружающей среде, не содержащей токопроводящей пыли и агрессивных газов и паров в концентрациях, вызывающих разрушение изоляции и металлических частей. Габаритные размеры представлены на рис. 3.1

Рис. 3.1 Габаритные размеры заземляющего трансформатора.

Выбор сечения кабелей соединения ДГК и вспомогательного трансформатора.

Сечения кабелей выбираем по допустимому току и условию Iд> I_Р. За расчетный ток принимаем номинальный ток присоединительного трансформатора для кабеля подключающего трансформатор к РУ-35кВ:

S_H = 394,5 кВА

I_нт= = 6,5А

По стойкости к Iк.з.

I_кз= = =113 А

По табл. 1.3.6 ПУЭ принимаем кабель ПвВнг 3x25 с 1_д = 140 А, с учетом устойчивости токам КЗ.

Для подключения ДГК к трансформатору и к заземляющему устройству подстанции принимается одножильный кабель по расчетному току равному номинальному току дугогасящей катушки:

Ip⁼ S_ДГК /Uф=343^. = 17 А

По табл. 1.3.6 ПУЭ принимаем кабель ПвВнг 1x1,5 с 1_д =23 А > 1_Р.

Схема подключения компенсирующих аппаратов и вспомогательного оборудования представлена на рисунке 3.2.

Выбранный по проекту реактор дугогасящий плунжерный с плавным регулированием ASR-10/500 кВА с диапазоном регулирования емкостного тока 2-21 А может быть использован в сетях 35 кВ.

Рис 3.2 Схема подключения компенсирующих аппаратов и вспомогательного оборудования

Характеристики

Список файлов курсовой работы