Электроснабжение населенного пункта

8. Выбор оборудования  подстанции ТП 1

Выбранная комплектная трансформаторная подстанция ТП1 состоит из вводного устройства 10 кВ, силового трансформатора и РУ 0.38 кВ, имеющих необходимое  оборудование и аппаратуру. Дополнительно  к имеющемуся оборудованию подстанции необходимо выбираем высоковольтный разъединитель.

Разъединитель для ТП1 выбирается по конструктивному исполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и  электрическим параметрам: номинальному напряжению (Uном) и току (Iном), термической и электродинамической устойчивости при токах КЗ. Электродинамическая устойчивость разъединителей характеризуется амплитудой (iмакс) предельного сквозного тока КЗ, называемого иногда током электродинамической стойкости. Термическая устойчивость разъединителей характеризуется произведением действующего значения предельного тока (IТ) термической стойкости на время (tТ) протекания тока термической стойкости.

Выбор высоковольтного  разъединителя для ТП1:

Выбираем разъединитель типа РЛНД-1-10Б/200УХЛ1 с приводом ПРНЗ-10УХЛ1 и номинальными параметрами:

Uном=10 кВ,

Iном=200 А,

iмакс=15.75 кА,

Iт=6.3 кА,

tт=3 с.

При выборе и проверке разъединителей должны соблюдаться следующие основные условия:

, (8.1)

10кВ=10кВ,

, (8.2)

200А≥7,33 А,

, (8.3)

15.75кА≥4,4А

, (8.4)

119.1≥8,41*2=16,82

где значения Uном, Iном, iмакс, Iт, tт  берутся по паспортным данным разъединителей (приложение З);

Uном.уст – номинальное напряжение  сети 10 кВ;

Iраб.макс – расчетное значение тока нагрузки на шинах 10 кВ ТП1, А;

iУ9(3) – ударный ток на шинах  10 кВ ТП1, кА.

Iк9(3) – установившееся действующее  расчетное значение тока трехфазного  КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА;

tпр – приведенное время КЗ, с; определяется по формуле:

, (8.5)

tпр=1+1=2 с

где tс.з – время срабатывания релейной защиты, с;

tо.в – собственное время отключения  выключателя, с; в курсовом  проекте рекомендуется принимать  tпр =2-3 с.

9. Защита от токов короткого замыкания

Защита трансформатора ТП 1

Основными электрическими параметрами  предохранителей для защиты трансформатора ТП1 являются: номинальное напряжение (Uном), номинальный ток предохранителя (Iном), номинальный ток плавкой  вставки предохранителя (IВном), номинальный отключаемый ток (Iном.откл).

Выбираем корпус предохранителя согласно следующим соотношениям:

 

, (9.1)

, (9.2)

, (9.3)

к2 – сверхпереходный ток трехфазного  КЗ на²где I шинах 10 кВ ТП1, кА; для сельских сетей апериодическая составляющая тока КЗ не учитывается, поэтому можно принять:

, (9.4)

где Iк2(3) – расчетное значение тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ТП1, кА.

Ток плавкой вставки предохранителя выбираем по двум условиям:

1)отстройке от тока нагрузки  на шинах 10 кВ ТП 1:

, (9.5)

где kн – коэффициент надежности; рекомендуется принимать равным 1,25;

 

2)отстройке от бросков тока  намагничивания трансформатора  при его включении под напряжение:

, (9.10)

где Iтр ном – номинальный ток  трансформатора, А.

Большее значение принимаем за расчетное  значение тока плавкой вставки и  округляем до ближайшего стандартного.

Время срабатывания выбранной плавкой  вставки должно обеспечивать термическую  стойкость трансформатора:

, (9.11)

где tВ – время перегорания  плавкой вставки при трехфазном КЗ на шинах 0,4 кВ ТП1, с; определяется по защитной характеристике выбранной  плавкой вставки (приложение К);

tТ.У – время термической стойкости :]6[трансформатора, с; определяется по формуле

, (9.12)

 

где  – расчетный ток трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ ТП 1 (точка К5 на рисунке 7.1), А;

Iтр.ном – номинальный ток  трансформатора ТП 1, А.

трансформатор линия напряжение электрический  подстанция

Выбираем предохранитель типа ПКТ101–10–16–20 У1

Защита отходящих от ТП 1 линий 0, 38 кВ

Защита линии W1

Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно допустимому отключаемому току КЗ (Iмакс. откл): А3714Б

, (9.13)

, (9.14)

, (9.15)

где Uном. уст – номинальное напряжение линии W1, В;

Iраб. макс – расчетный ток  нагрузки линии W1, А;

Выбираем номинальный ток полупроводникового расцепителя:

, (9.16)

, (9.17)

Определяем ток срабатывания МТЗ (в зоне токов перегрузки) полупроводникового расцепителя выключателя:

, (9.18)

Проверяем чувствительность МТЗ:

, (9.19)

где Кч – коэффициент чувствительности;

Iк6(1) – ток однофазного КЗ  в конце линии W1 (минимальный  ток КЗ), А; (точка К6 на рисунке  7.1).

Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям:

– отстройки от тока трехфазного  КЗ (Iк6(3)) в конце линии W1

; (9.20)

По наибольшему значению «Iс.о» определяем уставку тока срабатывания ТО полупроводникового расцепителя  выбранного типа выключателя из приложения (И):

 

. (9.22)

Если условие (9.22) не может быть выполнено для полупроводникового расцепителя, то выбираем по приложению (И) уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя:

 (9.23)

Проверяем чувствительность ТО:

 (9.24)

где Iк5(2) – ток двухфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП 1), кА.

Определяем ток срабатывания реле РЭ–571Т, включенного в нулевой  провод линии W1:

. (9.25)

Проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ

. (9.26)

 

Защита линии W2. Выбираем автоматические выключатели токоограничивающие с  тепловыми и электромагнитными  расцепителями (А3716Б, А3726Б), основные характеристики которых приведены в приложении (И).

Выбираем корпус выключателя по его номинальному напряжению (Uном), номинальному току (Iном) и предельно  допустимому отключаемому току КЗ (Iмакс. откл). А3726Б

Выбираем номинальный ток теплового  расцепителя. ,

Определяем ток срабатывания расцепителя  выключателя, соответствующий его  номинальному току, по приложению И. Iср.т.р. = 312, 5 (А) Проверяем чувствительность МТЗ по формуле, аналогичной (9.19):

, (9.27)

где Iс.т. р – ток срабатывания теплового расцепителя, (п.9.2.3), А;

Iк7 (1) – ток однофазного КЗ  в конце линии W2, А; (соответствует  точке К7 на рисунке 7.1).

Если условие не выполняется, то защита линии W2 от однофазных КЗ будет  определяться только настройкой токового реле, включаемого в нулевой провод линии.

Определяем ток срабатывания ТО (Iс. о) по условиям (9.20) и (9.21) применительно к линии W2.

Сравниваем наибольшее значение «Iс.о» и уставку тока срабатывания электромагнитного  расцепителя (Iс.э.р) выключателя из приложения И. При правильном выборе должно соблюдаться соотношение (9.23).

Проверяем чувствительность ТО:

 (9.24)

где Iк5(2) – ток двухфазного КЗ в месте установки выключателя (на шинах 0,4 кВ ТП 1), кА. При КЧ<1,2 линия W2 будет защищаться от междуфазных КЗ одной МТЗ.

Определяем ток срабатывания реле РЭ–571Т, включенного в нулевой  провод линии W1.

Проверяем чувствительность защиты от токов однофазного КЗ

 

Защита линии W3

Выбираем выключатели нетокоограничивающие с тепловыми и электромагнитными  расцепителями (АЕ2056М, АЕ2066).

Выбираем номинальный ток расцепителя:

Определяем ток срабатывания МТЗ (в зоне токов перегрузки) расцепителя  выключателя:

Проверяем чувствительность МТЗ:

Определяем ток срабатывания ТО (Iс.о) по условиям:

– отстройки от тока трехфазного  КЗ (Iк8(3)) в конце линии W3

По наибольшему значению «Iс.о» определяем уставку тока срабатывания ТО расцепителя выбранного типа выключателя из приложения (И):

. (9.22)

 

Если условие (9.22) не может быть выполнено для полупроводникового расцепителя, то выбираем по приложению (И) уставку тока срабатывания электромагнитного расцепителя:

Дальнейший расчет не произвожу, так как в приложении (И) нет выключателя с данными параметрами.

Защита ВЛ 10 кВ

Расчет МТЗ

Определяем ток срабатывания защиты (Iс.з) по двум условиям:

-  отстройки от расчетного тока нагрузки (Iраб.макс) головного участка (0-4) линии 10 кВ:

, (9.29)

Iс.з. = (1.3*1.1*74,6)/0.65=164,12 А

где КН, КЗ, КВ – коэффициенты надежности, самозапуска и возврата; для реле РТВ рекомендуется принимать  КН=1,3; КЗ=1,1; КВ=0,65.

-  условию селективности с более удаленной от шин 10 кВ защитой ТП 10/0,38 кВ плавкими предохранителями:

, (9.30)

Iс.з. =1.4*80=112 А

где Кн.п=1,4 – коэффициент надежности срабатывания плавкого предохранителя;

IВ.С – ток плавкой вставки, определенный по её защитной характеристике (приложение К) при времени перегорания t=5 с, А; номинальный ток плавкой  для самого мощного]2, с.315[вставки можно принять по данным  трансформатора 10/0,38 кВ ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта, подключенного к линии 10 кВ.

Большее значение Iс.з= 161,5 А принимается  за расчетное.

Определяем ток срабатывания реле:

, (9.31)

Iс.р. =(1*164,12)/40=4,1А,

где Ксх=1 – коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле (схема неполной звезды);

КI – коэффициент трансформации  трансформаторов тока (ТТ):

, (9.32)

КI =200/5=40 А,

где I1н – первичный номинальный  ток ТТ, А; выбирается из стандартного ряда значений: 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300 и 400 А по условию:

. (9.33)

200А   74,6 А

Выбираем уставку тока для реле РТВ из ряда значений: 5; 6; 7,5; 10; 12,5; 15; 17,5; 20; 25; 30 и 35 А по условию:

. (9.34)

5А ≥ 4,04А

 

Определяем уточненное значение тока срабатывания защиты:

. (9.35)

Iс.з = (40*5)/1=200 А,

Проверяем чувствительность защиты:

, (9.36)

Кч =700/200=3,5  1.5,

где Iк3(2) – ток двухфазного КЗ в конце линии 10 кВ (минимальный  ток КЗ), кА; (соответствует точке  К3 на рисунке 7.1).

Расчет ТО

Выбираем ток срабатывания ТО по двум условиям:

-  отстройке от максимального тока КЗ у подстанции ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта:

; (9.37)

где Iк2(3) – расчетный ток трехфазного  КЗ для подстанции населенного пункта 1, кА; (соответствует точке К2 на рисунке 7.1).

Iс.о. = 1.5*6000 = 9000 А,

-  отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,38 кВ, подключенных к линии, :]6, с.130[при их включении под напряжение

 

, (9.38)

Iс.о. ≥ 4*(1920/1.73*10) =443 А,

где Uном.уст=10 кВ;

Sтр.ном – сумма номинальных  мощностей трансформаторов, питающихся  отS линии, кВА.

Большее значение принимается за расчетное: Iс.о. = 9000 А.

Определяем ток срабатывания реле отсечки по формуле, аналогичной (9.31):

. (9.39)

Iс.р.о. = 1*9000/60=150 А,

Выбираем уставку тока для реле РТМ из ряда значений: 5; 7,5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100; 125 и 150 А по условию, аналогичному (9.34):

. (9.40)

Iу.о. = 150  150

Определяем уточненное значение тока срабатывания ТО:

 (9.41)

Iс.о. = 60*150/1=9 кА,

Проверяем чувствительность защиты:

 

, (9.42)

Кч = 11,5/9=1,3  1.2

где Iк1(3) – ток трехфазного КЗ в месте установки ТО на шинах 10 кВ (максимальный ток КЗ), кА; (соответствует  точке К1 на рисунке 7.1).

10. Согласование защит

Действие максимальных токовых  защит должно быть согласовано по времени так, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой.

Строим характеристику защиты линии W2, используя результаты расчета (п.9.2) и характеристику времени срабатывания автоматического выключателя А3726Б.

Таблица 10.1. Характеристика времени  срабатывания выключателя А3726Б 

I/Iн.р	1,25	2	3	4	5	6
I, А	Iс.р=312,5	500	750	1000	1250	1500
t, с	1100	100	35	20	15	10
I/Iн.р	7	8	9	10	10	–
I, А	1750	2000	2250	2500	Iс.р=2500
t, с	7	5	5	3	3

 

Рисунок 10.1 Характеристика времени  срабатывания выключателя А3726Б линии W2.

Характеристика защиты трансформатора ТП 1.

Значение токов плавкой вставки  ПКТ101–10–16–20 У1 пересчитываем на напряжение 0,38 кВ (Iнн). Результаты заносим в  таблицу 10.2.

Таблица 10.2. Защитная характеристика предохранителя ПКТ101–10–16–20 У1 при номинальном токе плавкой вставки IВном=16 (А)

I, А	30	40	50	60	70	80
t, c	6000	50	10	2,5	1	0,6
Iнн, А	750	1000	1250	1500	1750	2000
I, А	90	100	200	300	= 359
t, c	0,4	0,35	0,05	0,02	0,015
Iнн, А	2250	2500	5000	7500	8975

 

Рисунок 10.2 Характеристика времени  срабатывания предохранителя ПКТ101–10–16–20 У1.

Характеристика защиты линии 10 кВ.

с.з= 200 (А); уставка по времени в¢1) Для МТЗ: Iс.р=9, 911 (А); Iу=10 (А); I независимой части кривой – 2 с;

с.о=8000 (А); Iк1 (3) =11547 (А).¢2) Для ТО: Iс.р.о= 39, 075 (А); Iуо= 40 (А); I

Таблица 10.3 Характеристика срабатывания защиты ВЛ. 10 кВ с реле РТВ и РТМ