Выбор схемы питания собственных нужд, включая число, тип и мощность трансформаторов собственных нужд. 1 страница

Приемниками энергии системы СН подстанции являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и СК, устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электродвигатели компрессоров, электрическое освещение и отопление, система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками ЭЭ СН являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии – аккумуляторной батареи.

Для питания собственных нужд подстанции рассматриваются две схемы питания на одном напряжении 0,38/0,22 кВ от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с зависимым источником оперативного тока и схема с независимым источником оперативного тока. Недостаток схемы с независимым источником оперативного тока по сравнению со схемой с зависимым источником оперативного тока – больше эксплуатационные расходы (из-за наличия аккумуляторной батареи), большая стоимость как самих аккумуляторных батарей, так и сети централизованного распределения постоянного тока. В тоже время достоинством аккумуляторных батарей является независимость от внешних условий и способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки от наложения на нормальный режим работы аккумуляторных батарей импульсных токов включения приводов выключателей. Постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей применяется на крупных подстанциях напряжением 330 кВ и выше, на подстанциях 110 – 220 кВ с числом масляных выключателей 3 и более и на подстанциях с воздушными выключателями. Следовательно, для питания СН выбираем схему питания на одном напряжении 0,38/0,22кВ от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с зависимым источником оперативного тока, подключаемых на участках между трансформатором и выключателем.

Рис.1.6. Схема собственных нужд подстанции с постоянным оперативным током.	Рис.1.7. Схема собственных нужд подстанции с переменным и выпрямленным оперативным током.

Каждый трансформатор следует выбирать по полной нагрузке собственных нужд, так как при повреждении одного из них оставшийся в работе должен обеспечить питание всех потребителей собственных нужд.

Согласно заданию максимальная нагрузка собственных нужд ;

Полная максимальная мощность:

Выбираем трансформатор ТСЗ – 400/1 [5]:

1.4. Расчет токов КЗ, необходимых для выбора электрических аппаратов и проводников, и выбор технически необходимых и экономически целесообразных средств ограничения токов КЗ.

1.4.1. Выбор кабелей (10 кВ).

Выбор сечения кабелей производится по условиям нормального и утяжелённого режимов работы.

Нормальный режим работы (распределительный пункт типа А).

Выберем питающие кабели РП, отходящие от шин РУ НН. Для РП типа «А» мощность каждого РП: . Тогда расчётный ток нормального режима кабелей питающих РП:

Согласно суточному графику нагрузки сети НН определим продолжительность использования максимальной нагрузки:

Для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке (прокладка в земле) при принимаем экономическую плотность тока равной

Тогда экономическое сечение кабеля:

Ближайшее к расчетному стандартное сечение токоведущей жилы кабеля: Кабель проложен в земле, температура почвы +15ºС. Продолжительно допустимый ток кабеля напряжением 10 кВ с алюминиевыми жилами:

Расчетный продолжительно допустимый ток кабеля в нормальном режиме работы:

, где

– коэффициент аварийной перегрузки (предварительная нагрузка ). [5]

– поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (продолжительно допустимая температура кабеля +60 ºС, расчетная температура среды +15 ºС). [5]

– поправочный коэффициент на количество кабелей, работающих в земле. [5]

– поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении.[5]

Утяжелённый (послеаварийный) режим работы.

В таком режиме вся мощность к РП передаётся по одной цепи питающей кабельной линии:

При утяжелённом режиме работы для кабелей должно выполняться условие термической стойкости:

Следовательно, выбранное сечение и тип кабеля удовлетворяет условиям нормального и утяжелённого режима работы. Так как сечение кабельной линии, питающей РП , не может быть меньше минимального сечения кабеля, отходящего от РП , то расчет будем производить с (). [5]

Нормальный режим работы (распределительный пункт типа Ж).

Выберем питающие кабели РП, отходящие от шин РУ НН. Для РП типа «Ж» мощность каждого РП: . Тогда расчётный ток нормального режима кабелей питающих РП:

Согласно суточному графику нагрузки сети НН определим продолжительность использования максимальной нагрузки:

Для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой оболочке (прокладка в земле) при принимаем экономическую плотность тока равной

Тогда экономическое сечение кабеля:

Ближайшее к расчетному стандартное сечение токоведущей жилы кабеля: Кабель проложен в земле, температура почвы +15ºС. Продолжительно допустимый ток кабеля напряжением 10 кВ с алюминиевыми жилами:

Расчетный продолжительно допустимый ток кабеля в нормальном режиме работы:

, где

– коэффициент аварийной перегрузки (предварительная нагрузка ). [5]

– поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (продолжительно допустимая температура кабеля +60 ºС, расчетная температура среды +15 ºС). [5]

– поправочный коэффициент на количество кабелей, работающих в земле. [5]

– поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении. [5]

Утяжелённый (послеаварийный) режим работы.

В таком режиме вся мощность к РП передаётся по одной цепи питающей кабельной линии:

При утяжелённом режиме работы для кабелей должно выполняться условие термической стойкости:

Следовательно, выбранное сечение и тип кабеля удовлетворяет условиям нормального и утяжелённого режима работы. Расчет будем производить для .

Таблица 1.2. Результаты выбора кабелей.

1.4.2. Расчёт токов КЗ.

Расчет токов КЗ в следующих точках:

К1 – короткое замыкание на шинах РУ ВН.

К2 – короткое замыкание на шинах РУ СН.

К3 – короткое замыкание на шинах РУ НН.

К4 – короткое замыкание на шинах РП А.

К5 – короткое замыкание на шинах РП Ж.

Расчет токов КЗ полностью приведен в приложении 1.

Таблица 1.3. Результаты расчета токов КЗ.

Наименование ветви	Точка КЗ
РУ 220 кВ	К1	3,149	0,0262	1,683	7,495
РУ 35 кВ	К2	8,531	0,0419	1,788	21,572
РУ 10 кВ	К3 (секционный выключатель РУ 10 кВ разомкнут)	15,407	0,0542	1,832	39,917
	К3(секционный выключатель РУ 10 кВ замкнут)	20,373	0,0494	1,817	52,351
РП А(10 кВ)	К4	3,633	0,00125	1,000335	5,140
РП Ж (10 кВ)	К5	8,801	0,003959	1,080	13,442

1.4.3. Определение степени термического воздействия тока КЗ на кабели, питающие РП и отходящие от РП, для отключения которых предполагается использовать маломасляные выключатели ВММ–10.

Термическая стойкость кабелей, питающих РП А.

– для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ. [1]

– сечение кабелей, отходящих от РУ НН.

– время срабатывания релейной защиты на шинах НН ПС.

– полное время отключения выключателя ВММ-10 (ВММ-10А-400-10У2). [5]

– расчетная продолжительность КЗ при проверке кабеля на термическую стойкость

Расчетная точка короткого замыкания К3 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

При разомкнутом секционном выключателе РУ НН

– ток термической стойкости кабеля, отходящего от шин НН ПС.

– кабели, питающие РП А, термически нестойкие.

Термическая стойкость кабелей, отходящих от РП А.

– для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ

– минимальное сечение кабеля, отходящего от РП А.

с – время срабатывания релейной защиты на шинах РП А.

– время отключения выключателя ВММ–10, установленного на РП А.

Расчетная точка короткого замыкания К4 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

– ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП А.

– кабели, отходящие от РП А, термически стойкие.

Термическая стойкость кабелей, питающих РП Ж.

– для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ.

– сечение кабелей, отходящих от РУ НН.

– время срабатывания релейной защиты на шинах НН ПС.

– полное время отключения выключателя ВММ–10.

Расчетная точка короткого замыкания К3 (секционный выключатель РУ НН разомкнут).

При разомкнутом секционном выключателе РУ НН

– ток термической стойкости кабеля, отходящего от шин НН ПС.

– кабели, питающие РП Ж, термически нестойкие.

Термическая стойкость кабелей, отходящих от РП Ж.

– для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ.

– минимальное сечение кабеля, отходящего от РП Ж.

– время срабатывания релейной защиты на шинах РП Ж.

– время отключения выключателя ВММ–10, установленного на РП А.

Расчетная точка короткого замыкания К5(секционный выключатель РУ НН разомкнут)

– ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП Ж.

– кабели, отходящие от РП Ж, термически нестойкие.

Таблица 1.4. Результаты выбора кабелей по условию термической стойкости токам КЗ.

Наименование ветви		Условие термической стойкости	(ток термической стойкости)
ПКЛ, РП А		не удовлетворяет	3,859
РКЛ, РП А		удовлетворяет	5,141
ПКЛ, РП Ж		не удовлетворяет	14,281
РКЛ, РП Ж		не удовлетворяет	5,131

Проверка питающих кабелей РП А, РП Ж проводилась при разомкнутом секционном выключателе, но при этом питающие кабели не удовлетворяют условию термической стойкости, следовательно, раздельной работы секций РУ НН недостаточно для ограничения токов КЗ.

1.4.4. Ограничение токов КЗ.

Рис. 1.8. Ограничение токов КЗ.

Выбор сдвоенного реактора на стороне НН трансформатора связи.

Точка короткого замыкания К6 (ПКЛ РП А):

Точка короткого замыкания К7 (РП А):

Сопротивление реактора:

Точка короткого замыкания К8 (схема замещения аналогична схеме для К6) (ПКЛ РП Ж):

Сопротивление реактора:

Утяжеленный режим (одна из секций РУ НН обесточена):

– нагрузка плеча реактора

Такого реактора нет, следовательно, увеличиваем сечение кабеля, питающего РП А

Точка короткого замыкания К8:

Сопротивление реактора:

Выбираем сдвоенный реактор типа РБСГ 10 – 2´1000 – 0,56У3:

I_{ДЛ. ДОП.} = 1000 А, U_HOM = 10 кВ, Х_НОМ = 0,56 Ом, I_{ДИН. СТ.} = 24 кА, I_ТЕРМ = 9,45 кА, t_ТЕРМ = 8 с,

К_св = 0,5,

Расчет тока короткого замыкания за реактором (расчетная точка К8)

– питающий кабель РП Ж термически стоек токам КЗ.

– питающий кабель РП А термически стоек токам КЗ.

Проверка на электродинамическую стойкость:

– условие выполнено.

Проверка на термическую стойкость:

Так как , то

Нормальный режим:

Потери напряжения в реакторе в нормальном режиме:

Потери напряжения в послеаварийном режиме:

Расчет тока короткого замыкания за реактором в точке К9:

– распределительный кабель РП Ж термически стоек к токам КЗ.

Расчет тока короткого замыкания за реактором в точке К7:

– распределительный кабель РП А термически стоек к токам КЗ.

Таблица 1.5. Результаты расчета токов КЗ с учетом установки реакторов.

Наименование ветви	Точка КЗ
РУ 220 кВ	К1	3,149	0,0262	1,683	7,495
РУ 35 кВ	К2	8,531	0,0419	1,788	21,572
РУ 10 кВ	К8(К6) (выключатель РУ 10 кВ разомкнут)	6,357	0,0782	1,88	16,902
РП А (10 кВ)	К7	4,274	0,00433	1,099	6,643
РП Ж (10 кВ)	К9	5,120	0,00732	1,255	9,087

Таблица 1.6. Эффективность установки реакторов.

Наименование ветви	Точка КЗ
Цепь НН трансформаторов связи без реакторов.
РУ 10 кВ	К3(выключатель РУ 10 кВ разомкнут)	15,407	0,0542	1,832	39,917
	К3(выключатель РУ 10 кВ замкнут)	20,373	0,0494	1,817	52,351
РП А (10 кВ)	К4	3,633	0,00125	1,000335	5,140
РП Ж (10 кВ)	К5	8,801	0,003959	1,080	13,442
Цепь НН трансформаторов связи с реакторами.
РУ 10 кВ	К8 (К6) (выключатель РУ 10 кВ разомкнут)	6,357	0,0782	1,88	16,902
РП А (10 кВ)	К7	4,274	0,00433	1,099	6,643
РП Ж (10 кВ)	К9	5,120	0,00732	1,255	9,087

Таблица 1.7. Выбранные реакторы.

Таблица 1.8. Параметры кабельных линий.

Наименование ветви		(ток термической стойкости).
ПКЛ, РП А		14,281
РКЛ, РП А		5,130
ПКЛ, РП Ж		7,334
РКЛ, РП Ж		5,121

1.5. Выбор выключателей и разъединителей.

При выборе аппаратов (выключателей, разъединителей) используются следующие соотношения (с учетом только наибольшего из расчетных продолжительных токов):

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: