9.8 Выбор трансформаторов напряжения 110кВ

Таблица 23 [9]

Приборы	Тип	Мощность одной обмотки	Число обмоток	Cos	Sin	Число приборов	Общая потребляемая мощность.
							Р ,Вт	Q ,вар
Вольтметр	Э-395	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-325	1,5	2	1	0	8	24	-
Варметр	Д-335	1,5	2	1	0	8	24	-
Счетчик активной энергии	САЗ-И 676	1,5	2	0,38	0,925	5	15	32
Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	1,5	2	0,38	0,925	5	15	32
ФИП	ФИП	3	1	1	0	5	15	-
Регистрирующие приборы
Частотомер	Н-397	7	1	1	0	1	7	-
Вольтметр	Н-394	10	1	1	0	1	10	-
Ваттметр	Н-395	10	1	1	0	1	10	-
Приборы синхронизации
Частотомер	Н-362	1,5	1	1	0	2	3	-
Вольтметр	Н-394	10	1	1	0	2	20	-
Итого							145	64

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

S_2Σ= ,ВА

По формуле (47)

S_2Σ=,ВА

Таблица 24 [10]

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ЗНОГ-М-110 1УХЛ4
Uуст≤Uном ,кВ	110	110
По классу точности	0,5
S2≤SНОМ ,ВА	158,49	400

Рис.31

10.Выбор способа синхронизации

Согласно ПУЭ турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток должны включаться на параллельную работу способом точной синхронизации.

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способом точной синхронизации или способом самосинхронизации. В обоих случаях генератор разгоняется первичным двигателем до частоты близкой к синхронной.

При точной синхронизации генератор включается возбуждённым и поэтому необходимо, чтобы в момент включения выполнялись следующие условия.

1.равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

2.равенство частот напряжений генератора и сети.

3.Совпадение фаз одноимённых напряжений генератора и сети.

Несоблюдение этих условий приводит к значительным толчкам тока опасным как для генератора, так и для устойчивой работы энергосистемы.

При нарушении вышеуказанных условий точной синхронизации возможны три случая.

а) Векторы фазных напряжений генератора U_{ф. Г} и энергосистемы не равны по величине, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой

U_ф.Г ≠ U_ф.с; f_Г = f_с; ψ = (U_ф.Г ^ U_ф.с) = 0

б) Векторы разных фаз напряжения разошлись по фазе на некоторый угол ψ, т.е.

ψ ≠ 0, но f_Г = f_с; U_ф.Г ⁼ U_ф.с

в) генераторы вращаются с разными угловыми скоростями

f_Г ≠ f_с; U_ф.Г ⁼ U_ф.с

В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений Δ U_ф, которая обуславливает протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает и в третьем случае сразу же в момент включения (если ψ ≠ 0) или спустя время, когда векторы напряжения разойдутся на некоторый угол.

₍₄₈₎

где и — значения ЭДС и сопротивления генератора в момент включения; — сопротивление системы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчёте.

Рис.28 Включение генератора в сеть способом точной синхронизации.

а – исходная схема; б – векторная диаграмма напряжений при U_фг ≠ U_фс; в – то же при ψ ≠ 0; г – кривая напряжения при f_г ≠ f_с.

Ток I_у имеет индуктивный характер по отношению к Δu_ф Рис.20,а. т.к. активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны. Допускается разность напряжений до 5-10% номинального, что не вызывает опасных перегрузок генератора.

Во втором случае Рис.28,б. уравнительный ток по отношению к u_ф.Г имеет значительную активную составляющую. Вектор u_ф.Г отстаёт от вектора u_ф.с, поэтому активная составляющая уравнительного тока I_у создаёт вращающий момент, направленный на ускорение ротора генератора. Если бы вектор напряжения u_ф.Г опережал вектор u_ф.с, то активная составляющая уравнительного тока создавала бы момент, тормозящий ротор. Включение генератора в этом случае сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, что может повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников не должен превышать 10 –20 электрических градусов.

В третьем случае , когда угол ψ непрерывно изменяется, изменяется и величина разности напряжений ΔU_ф, которую называют напряжением биения. Напряжение биения изменяется во времени с частотой, равной полусумме частот синхронизируемых источников, а его амплитуда колеблется в пределах от нуля до 2 u_ф. с частотой равной полуразности частот генератора и системы.При неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине ΔU_ф. Кроме того, при большой разности частот генератор может не войти в синхронизм.

Уравнительный наибольший ток возникает при угле ψ, равном 180электрических градусов. При включении генератора на параллельную работу с мощной энергосистемой (xc ~ 0)

₍₄₉₎

При этом уравнительный ток в два раза превышает ток короткого трехфазного замыкания. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении величиной 0,1.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное регулирование ее осуществляется регулированием частоты вращения турбины. Изменение напряжения производится изменением тока возбуждения.

Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится при помощи двух вольтметров, двух частотомеров , а так же с помощью специального прибора — синхроскопа, который позволяет контролировать совпадение векторов напряжения одноимённых фаз. Эти приборы входят в состав так называемых колонок синхронизации. Момент подачи импульса на включение выключателя определяется по стрелке синхроскопа.

Рис.33

Схема включения измерительных приборов колонки синхронизации.

Недостатки способа точной синхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты и напряжения, необходимость высокой квалификации обслуживающего персонала, возможность тяжелых аварий при нарушении условий синхронизации.

11.Расчет релейной защиты

Защита трансформатора ТРДНC-25000/20/6,3-6,3 с реле РНТ-565.

Согласно ПУЭ на трансформаторе установлены следующие защиты:

1.Продольная дифференциальная защита – от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на выводах

2.Газовая защита – от всех повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся разложением масла и выделением газа, а том числе от витковых замыканий, а также от понижения уровня масла в баке трансформатора

3.Защита от симметричной перегрузки, устанавливается на НН

4.Защита от внешних междуфазных к.з.: защита состоит из трех комплектов . Первый и второй комплект МТЗ на стороне 6 кВ от междуфазных к.з. на сборных шинах 6 кВ и дальнего резервирования защит потребителей с.н. на 6 кВ. Третий комплект – МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению на стороне 20 кВ, для ближнего резервирования защит трансформатора.

5.Дуговая защита.

Технические данные трансформатора ТРДНС-25000/20/6,3-6,3

U_вн= 20 кВ

U_нн= 6,3 кВ

U_к%=10,5 % Схема ∆ / ∆-∆ - 12

11.1.Продольная дифференциальная защита.

11.1.1.Определение номинальных токов трансформатора.

(50)

по формуле (50)

(51)

по формуле (51)

Ток на шинах НН:

I⁽³⁾_кз=11080 А

11.2.Расчет продольной дифференциальной защиты.

К^вн_тр= (52)

по формуле (52)

К^вн_тр=

Принимаем К_{I ВН} = 800/5

К^нн_тр= (53)

по формуле (53)

К^нн_тр=

Принимаем К_{I НН} = 1500/5

11.3. Расчет вторичных токов в плечах защиты.

(54)

по формуле (54)

(55)

по формуле (55)

Сторону НН принимаем за основную, т.к. у неё больше вторичный ток.

11.4.Расчет Iсз.

11.4.1.Из условия отстройки броска намагничивающего тока.

Iсз=Котс·Iном (56)

Котс=1,3

по формуле (56)

Iсз = 2×1,3 · 1145,5 = 2978,3 А

11.4.2.Из условия отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ.

(57) где:

, (58)

Ка = 1 ε = 0,1 Кодн = 1

по формуле (58)

∙1∙0,1∙11080 = 1108 А

(59) ,

по формуле (59)

А

11.4.3.Определяем предварительное значение Iнб (без Iнб)

(60)

по формуле (60)

А

Принимаем наибольшее значение А

11.4.3.Проверка чувствительности.

(61)

по формуле (61)

Продолжаем расчет с реле РНТ-565

11.5.Расчет числа витков основной стороны.

()

(62)

где:

(63)

по формуле (63)

А

по формуле (62)

витка

Принимаем ближайшее меньшее значение витков

(64)

по формуле (64)

А

11.5.1.Определяем число витков не основной стороны.

(65)

по формуле (65)

витков

Принимаем ближайшее целое число витков 17 витков

11.5.2.Определяем число витков уравнительной обмотки.

(66)

по формуле (66)

17 - 10 = 7 витков

11.5.3.Определяем ток небаланса, обусловленный неточной установкой числа витков.

(67)

по формуле (67)

А

11.6.Расчет уточненного значения Iсз.

(57)

по формуле (57)

А

Iсз = 2×1,3 · 1145,5 = 2978,3 А

(68)

по формуле (68)

А

по формуле (61)

≥2

11.6.1.Сравниваем уточненный и действительный ток срабатывания Iср.

11.7.Расчет защиты от симметричной перегрузки(защита устанавливается на стороне НН).

(69)

по формуле (69)

А

(70)

по формуле (70)

А РТ – 40/10

11.7.1.Защита от внешних междуфазных КЗ 1 и 2 комплект на 6 кВ.

(71)

по формуле (71)

А

по формуле (70)

А РТ – 40/10

по формуле (61)

≥2

11.8.Расчет 3 комплекта защит на ВН.

11.8.1.Реле тока.

(72)

по формуле (72)

А

(73)

по формуле (73)

А РТ – 40/10

по формуле (61)

≥1,5

11.8.2.Реле минимального напряжения.

(74)

по формуле (74)

В

(75)

= (76)

по формуле (76)

=

по формуле (75)

В РН – 54/160

Реле напряжения обратной последовательности.

11.8.3.Напряжение срабатывания защиты.

(77)

по формуле (77)

В

11.8.4.Напряжение срабатывания реле.

(78)

по формуле (78)

В РНФ – 1М

12. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

220 кВ .

Для широко распространенной схемы с двумя рабочими системами шин применяется типовая компоновка ОРУ разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновке все выключатели HPL-245 A2 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным.

Каждый полюс шинных разъединителей РГ-220/2000 УХЛ1 второй сист мы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом уровне присоединить выключатели.

Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами в ячейке автотрансформатора связи марки АС-300/ 39.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные железобетонные.

Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах устанавливаются молниеотводы.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками.

Шаг ячейки 15,4 метров.

Площадь ОРУ 14214,2 м²

13.ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

110 кВ .

Для широко распространенной схемы с двумя рабочими системами шин применяется типовая компоновка ОРУ разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновке все выключатели HPL-145 A2 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным.

Каждый полюс шинных разъединителей РГ-110/1000 УХЛ1 второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом уровне присоединить выключатели.

Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами в ячейке трансформатора связи марки АС-300/ 39.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные железобетонные.

Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах устанавливаются молниеотводы.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками.

устанавливаются молниеотводы.

Шаг ячейки 9 метров.

Площадь ОРУ 4860 м²

.

14.Расчёт заземляющего устройства.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований предъявляемых к U_прик, должно обеспечивать в любое время, когда при стекании с него I_зам с на землю, значение U_прик, не превышающее нормированного.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заемлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрического оборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5…0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8…1,0 м от фундамента. Если расстояние между фундаментами оборудования не превышает 3 м, то можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5…0,7 м. Расстояние между ними принимается увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки: 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м.

Расстояние между продольными и поперечными заземлителями не должно превышать 20 м.

В качестве продольных и поперечных заземлителей используется полосовая сталь размером 40×4 мм.

Рис.34

14.1 Определение сопротивления заземлителя типа сетки без вертикальных электродов

,Ом (79)

Где А- площадь сетки,

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Ом/м

- удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Ом/м

h=0,7м - глубина прокладки полос заземления

Н- толщина верхнего слоя, м

- общая длина всех полос проводников, м

по формуле (79)

Ом

14.2.Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители.

(80)

по формуле (80)

14.3 Определение напряжения приложенного к человеку

(81)

Где - ток стекающий с заземлителя, А

- коэффициент напряжения прикосновения

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и по сопротивлению растекания тока от ступней

(82)

Где =1000 Ом, сопротивление человека

-удельное сопротивление верхнего слоя грунта

по формуле (82)

)

(83)

Где:

- эквивалентное удельное сопротивление земли для определения напряжения прикосновения [12]

по формуле (83)

по формуле (81)

Вывод: заземлитель типа сетки без вертикальных электродов

не обеспечивает безопасности, следовательно, по контуру сетки забиваются вертикальные электроды длиной 5 метров на расстоянии 15 метров.

Р=(54+90)×2=288 м.

шт.

14.4 Определение сопротивления заземлителя типа сетки с вертикальными электродами

(84)

_Рис.31

по формуле (84)

14.5 Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители

14.6 Определение напряжения приложенного к человеку

=0,87

(85)

Где:

М=0,55

по формуле (85)

по формуле (81)

1723,55<400 В

В этом случае, когда безопасность прикосновения не обеспечена и после забивания вертикальных электродов у рабочих мест выполняется подсыпка щебня 0,1м.

=5000 Ом

=0,11

В

243,06<400 В

Безопасность прикосновения обеспечена.

14.7 Определение сопротивления сетки без вертикальных электродов с подсыпкой щебня 0,1 м.

=0,11

по формуле (81)

342,5<400 В

Безопасность прикосновения обеспечена.

Принимаем к установке заземляющее устройство типа сетки без вертикальных электродов, но с подсыпкой щебня у рабочих мест.