Вдосконалення електричної схеми підстанції

1. Аналіз стану РТП 35/10 «Ломоватка»

1.1 Аналіз трансформаторної підстанції і її мереж

Підстанція «Ломоватка» 35/10 кВ побудована в 1958 році. Вона відноситься до лектричних мереж ВАТ «Хмельницькобленерго». Від підстанції живляться, в основному, сільськогосподарські та побутові споживачі. Проектована підстанція за своїм призначенням є районною. В даний час підстанція знаходиться в сильно зношеному стані. Знос усього обладнання складає близько 53%.

Підстанція включена в розріз лінії напругою 35 кВ. Така підстанція вважається прохідною. Типове схематичне рішення для прохідний підстанції на стороні вищої напруги — міст з вимикачами в ланцюгах трансформаторів. Дана схема забезпечує надійне електропостачання споживачів підстанції, а також надійність перетоків потужності через робочу перемичку. На ПС встановлено 2 силові трансформатори потужністю 2500 кВА.

Величина струму короткого замикання на шінах 35 кВ в режимі максимуму енергосистеми складає 3.02 кА, в режимі мінімуму 2.04 кА.

На стороні ВН встановлені масляні вимикачі типу МКП-35, ресурс яких вже давно вичерпано. Всі роз'єднувачі на стороні 35 кВ потребують заміни, оскільки після досить тривалого строку експлуатації деякі деталі випрацювались настільки сильно, що їхні дефекти неможливо виправити шляхом капітального ремонту.

В РП-10 кВ ПС 35/10 кВ «Ломоватка» встановлено масляні вимикачі типу ВМГ-10. Масло наповненим вимикачам характерні інші недоліки: вони пожежо — та вибухонебезпечні, в них менший, в порівнянні з вакуумними вимикачами, строк експлуатації, більший час відключення короткого замикання. Також у маслонаповнених вимикачах пройшов дозволений час експлуатації, а значить їх необхідно замінити на нові, як варіант вакуумні.

1.2 Аналіз існуючих електричних навантажень на РТП 35/10 кВ «Ломоватка»

Розрахунок навантажень на шинах 10кВ РТП 35/10 кВ Ломоватка Розрахунок максимального навантаження на шинах 10 кВ проводимо шляхом додавання розрахункових навантажень головних ділянок відходячих ліній 10 кВ.

Потужність на шинах по загальному денному Рд і вечірньому Рв навантаженнях та коефіцієнт потужності соз <�р, який залежить від розрахункових навантажень виробничих споживачів Рвир до загального розрахункового навантаження Рзаг, знаходяться по монограмі.

Розрахункові дані головних ділянок ліній та коефіцієнт потужності зводимо в таблицю 1.1.

Таблиця 1.1. Розрахункові дані головних ділянок ліній

Складанням окремо денних та вечірніх максимумів навантажень всіх ліній 10 кВ знаходять денне та вечірнє навантаження на шинах 10 кВ ПС. У подальшому в розрахунках використовується більший максимум навантаження.

Оскільки навантаження вечірнього максимуму більше від денного, складаємо вечірнє навантаження на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ.

Р_Б = Р_Л4 +?Р_Л7+?Р_Л2+?Р_Л5 + ?Р_ЛЗ +?Р_т+?Р_Л6 (1.1)

Р_Б =329+243+263+329+826+586+266=3842 кВА Повне навантаження на шинах ПС.

S_Р=УР_БЧ1.12 (1.2)

де У Р_Б — більший із максимумів навантаження (вечірній або денний) на шинах 10 кВ ПС;

1,12 — коефіцієнт, що враховує втрати електричної енергії;

8_Р — повна розрахункова потужність, кВ А;

cosц — коефіцієнт потужності.

Отже:

S_Р = 3842 Ч1.12= 4303,04 кВА Розрахунок електричних навантажень з десятирічною перспективою розвитку споживачів електричної енергії зони привів до висновку, що розрахункова потужність на шинах 10 кВ складає на кінець розрахункового періоду 4303 кВА Діюча підстанція 35/10 кВ з двома трансформаторами потужністю 2,5 МВА з двома секціями шин 10 кВ не може забезпечити нормальний режим роботи в зв’язку із перевантаженням, яке відбувається в аварійному режимі на одному із трансформаторів.

Таким чином виникає необхідність реконструкції підстанції 35/10кВ зі збільшенням потужності трансформаторів та відповідно заміна необхідного обладнання.

Вихідними даними для обґрунтування варіанту реконструкції є:

— розрахункова потужність на шинах 10 кВ — 4303 кВА

— ПС розташована в західній частині регіону, в центрі електричного навантаження споживачів;

— кількість відходячих ліній 10 кВ — 7;

В зоні електропостачання є споживачі І і II категорії за надійністю

електропостачання.

Результатом аналізу цих даних є висновок, що реконструкція підстанції 35/10 приведе до підвищення надійності електропостачання шляхом покращення схеми електричних з'єднань підстанції, а також забезпечить передачу необхідної потужності за рахунок зміни трансформаторів 2,5 МВА на 4 МВА.

Розрахунок навантажень на ділянках ЛЕП-10 кВ Розрахунок проводимо на основі вихідних даних, а також зведених показників перспективного розвитку електричних мереж РЕМ на 12-й розрахунковий рік. Розрахункові навантаження для діючих ТП визначені з урахуванням зростання навантажень залежно від виду споживача.

Розрахункові навантаження Рр існуючих підстанцій 10/0,4 кВ на розрахунковий рік знаходять за формулою:

Р_р = К_рЧР_м

де Рм — максимальне існуюче навантаження ТП, кВт;

К_р — коефіцієнт зростання навантаження, змінюється залежно від споживачів (табл. 1.2).

Таблиця 1.2. Коефіцієнт зростання навантаження

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначають множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному К_Д та вечірньому К_В максимумах, які дорівнюють: для виробничих споживачів К_Д = 1; К_В = 0,6; для комунально — побутових — К_Д = 0,3…0,4; К_В = 1,0; для змішаних К_Д = К_В = 1,0.

За вихідні дані беремо добові графіки навантаження споживачів ПС 35/10 кВ, грудня 2011 року. Дані заносимо в табл. 1.3.

Таблиця 1.3. Електричні навантаження споживачів, приєднаних до існуючих мереж 10 кВ

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП за денним і вечірнім максимумах (окремо за добавками) при допомозі таблиць.

На кожній ділянці лінії знаходять виробниче навантаження Рвир, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видами споживачів, у вечірній час — тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження РЗАГ, яке включає навантаження всіх ТП.

Розрахункове навантаження, денне та вечірнє, на ділянках лінії знаходимо за формулами:

Рд=Рдб+?Р (Рдм) (1.3)

Рв=Рв_б+?Р (Рв_м) (1.4)

де, Рдб, Рвб — більше з навантажень, що додаються, відповідно по денному та вечірньому максимумах;

?Р (Р_М) — добавка від меншої потужності.

На кожній ділянці лінії знаходимо виробниче навантаження Р_ВИР, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим та змішаним видами споживачів, у вечірній час — тільки навантаження ТП з виробничим видом споживачів, та загальне навантаження Рзаг, яке включає навантаження всіх ТП.

Для розрахунку мереж 10кВ, необхідно знати значення повних потужностей на ділянках, і відповідні коефіцієнти потужності. Ці величини визначають за монограмою в залежності від відношення розрахункового навантаження побутових споживачів Рв до загального розрахункового навантаження Рз.:

Рз-Рв+?Рк; (1.5)

де ?Рк — розрахункове навантаження комунально-побутових споживачів.

Електричне навантаження окремих споживачів, а отже їх сумарне навантаження, яке визначає режим роботи підстанції в енергосистемі, безперервно змінюється. Прийнято виражати цей ефект графіком навантаження, тобто діаграмою зміни потужності в часі.

За видом фіксованого параметру розрізняють графіки активної, реактивної, повної потужностей і струму електроустановки. Як правило, графіки відображають зміну навантаження за визначений період часу. За цією ознакою їх поділяють на добові, сезонні і річні.

За місцем вивчення, або елементом енергосистеми, до кого вони відносяться, графіки можна розділити на такі групи:

графіки навантаження споживачів, які визначаються на шинах споживчих ТП;

графіки навантажень мережі - на шинах ремонтних вузлових підстанцій;

графіки навантажень електростанцій.

Графіки навантажень використовують для аналізу роботи електроустановок, для проектування систем електропостачання, планування ремонтів електрообладнання, а також в процесі експлуатації, для ведення нормального режиму роботи.

Добові графіки ПС визначаються з урахуванням втрат активної і реактивної потужностей в лініях та трансформаторах при розподілі електроенергії.

Втрати потужності при протіканні струму в проводах і обмотках трансформаторів є змінними величинами, які залежать від навантаження. Постійну складову втрат потужності в мережі визначають в основному втрати холостого ходу трансформаторів. Добові графіки складають для найбільш характерних періодів року — зимового та літнього. Зимній період становить 183 доби, а літній 182.

Вихідними даними для розрахунку повітряних ліній до 35 кВ включно є норми відхилень напруги на затискачах електроприймачів. Відхилення напруги характеризується показником сталого відхилення напруги є нормально допустимі значення сталого відхилення напруги на затискачах приймачів електроенергії рівні відповідно ДV100%=-5% Uн; ДV25%=+5%.

Таблиця 1.4. Відхилення та допустимі втрати напруги

1.3 Обгрунтування мети і задач роботи

Основною метою даної роботи є підвищення якості електроенергії, забезпечити необхідною потужністю всіх споживачів, які заживлені від РТП 35/10 кВ Ломоватка.

Основною задачею даної роботи являється модернізація РТП 35/10 Ломоватка, чим усунуться наявні проблеми, на зразок недостатньої потужності силових трансформаторів, встановлення елегазових вимикачів на стороні 35 кВ взамін масляних, заміна маслонаповнених вимикачів в РП — 10 кВ на вакумні, заміна обладнання, в якого закічився строк служби на більш нове.

2. Розробка пропозицій по реконструкції РТП 35/10 «Ломоватка»

трансформаторний навантаження мережа підстанція

2.1 Розрахунок необхідної потужності та вибір силових трансформаторів на РТП 35/10 кВ «Ломоватка»

Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів виконуємо для максимального робочого режиму.

Потужність трансформатора двотрансформаторної підстанції визначається з врахуванням допустимого перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів в максимальному режимі роботи.

Двохтрансформаторна підстанція встановлюється при певних параметрах навантаження, зокрема [8]:

при шести та більше лініях 10 кВ, що відходять від РТП;

відстань до найближчого ТП — 35 кВ більше 30 км;

неможливо замінити пошкоджений трансформатор протягом доби з моменту пошкодження;

неможливо забезпечити нормоване відхилення напруги у споживачів I категорії в після аварійному режимі при резервуванні;

неможливо забезпечити резервування по мережі споживачів I категорії.

Виходячи з цих умов, на реконструйованій РТП-35/10 кВ необхідно замінити два силових трансформатори, а схему живлення підстанції напругою 35 кВ вдосконалити шляхом заміни старого зношеного обладнання на нове. Схеми з'єднань розподільних пристроїв 35 і 10 кВ забезпечує необхідну надійність електропостачання споживачів, передачу транзитної потужності через підстанцію, можливість проведення ремонтних та профілактичних робіт на окремих ділянках або елементах схеми без вимикання сусідніх приєднань, враховує перспективу розвитку і забезпечує поетапний розвиток РТП без ускладнення робіт по реконструкції та перерви в електропостачанні споживачів.

До реконструкції на І та ІІ секції шин ПС35/10 кВ «Ломоватка», встановлено силові трансформатори потужністю 2500 кВА з Іном = 267 А.

Фактичний струм навантаження трансформатора складає: Т1 (зимовий максимум 2011 р.) — Іфакт.Т1 = 206 А, Т2 (зимовий максимум 2011 р.) — Іфакт.Т=217А, відповідно до даних ВАТ «Хмельницькобленерго».

Завантаження трансформатора № 1 в нормальному режимі роботи складає - 77%. Завантаження трансформатора № 2 в нормальному режимі роботи складає - 82%.

В аварійному режимі роботи при вимкненому, наприклад Т1, навантаження на Т2 складатиме — 158%, що не забезпечуватиме умову про допустиме перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів в максимальному режимі роботи.

Отже, зважаючи на вище викладене, доцільність збільшення потужності силових трансформаторів є негайною необхідністю, а враховуючи стрімкий розвиток регіону та перспективні навантаження, заміна силових трансформаторів значно покращить надійність електрозабезпечення споживачів.

Після реконструкції на І та ІІ секції шин РТП 35/10 кВ «Ломоватка» передбачено установку силових трансформаторів 35/10 кВ потужністю 4000 кВА з Іном = 331 А.

Фактичний струм навантаження трансформатора складає: Т1 (зимовий максимум 2011 р.) — Іфакт.Т1 = 206 А, Т2 (зимовий максимум 2011 р.) — Іфакт.Т=217А, відповідно до даних ПАТ «Хмельницькобленерго».

Завантаження трансформатора № 1 в нормальному режимі роботи складає - 62%.

Завантаження трансформатора № 2 в нормальному режимі роботи складає - 65%.

В аварійному режимі роботи при вимкненому, наприклад Т1, навантаження на Т2 складатиме — 127%, що забезпечуватиме умову про допустиме перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів в максимальному режимі роботи.

Номінальні потужності ПС 35/10кВ залежить від значення, характеру, та зміщення навантаження. В с/г районах використовують в основному трансформатори з автоматичним регулюванням напруги під навантаженням. Вибір номінальної потужності ПС залежно від вихідних даних може здійснюватись по повній розрахунковій потужності або по графіку навантаження. У випадку необхідності контролю величини допустимого систематичного перевантаження трансформатора її можна визначити за номінальною потужністю трансформатора і коефіцієнта допустимого перевантаження, який залежить від виду навантаження і величини середньодобової температури розрахункового сезону.

Інтервали навантаження розраховані для найбільш розповсюджених характерних видів навантаження і залежить від багаторічної середньодобової температури розрахункового сезону даних навантажень. Крім цього, у випадку необхідності потрібно:

а) перевірити навантажувальну спроможність трансформаторів за групового навантаження ожеледі в зв’язку з «Провідними вказівками по плавленні ожеледі на ПЛ до 35 кВ у сільській місцевості»;

б) перевірити навантажувальну спроможність трансформаторів 35/10 кВ або 10/0,4 кВ з врахуванням допоміжних навантажень після аварійного режиму роботи мережі 0,4 кВ або 10 кВ зв’язаної з сусідньою підстанцією 35/10 кВ або 10/0,4 кВ, використовуючи при цьому розробленні спеціальні вказівки: ГОСТ 14 209–69;

в) перевірити умови запуску електродвигунів, використовуючи при цьому «Номограми для перевірки умов пуску трьохфазних асинхронних електродвигунів з коротко замкнутим ротором напругою 380/220 В, потужністю до 100 кВт, приєднаних повітряними і кабельними лініями до трансформаторів потужністю до 1000 кВА».

У випадку вирішення питання по продовженні експлуатації трансформаторів, виконаних згідно з попереднім ГОСТ 401–41 або інших старих конструкцій, можна допустити їх експлуатацію до навантажень, визначених коефіцієнтами допустимих систематичних перевантажень.

Повна потужність, в нормальному режимі роботи одного силового трансформатора складає:

S тр=4303/2=2151,5 кВА Вибираємо два трансформатори типу ТМН-4000/35.

Коефіцієнт використання потужності та коефіцієнт резерву установки:

Квик= S н / S уст = 4303/8000 =0,537 (2.1)

Крез = S уст/ S н = 8000/4303=1,85 (2.2)

Навантаження практично відповідає номінальній потужності установки. Трансформатор ТМН — 4000/35:

S_ном = 4 МВА; S_ном — номинальна потужність трансформатора, МВА;

U_ВН = 35 кВ; U_ВН — номинальна линійна напруга обмотки високої напруги В;

U_НН = 10 кВ; U_НН — номинальна линійна напруга обмотки низької напруги В;

U_к% = 6,5%; U_к% — напруга короткого замикания, %;

?P_х = 5,1 кВт; ?P_х — втрати холостого хода трансформатора, кВт;

?P_к = 26 кВт; ?P_к — втрати короткого замикания, кВт;

?Q_х = 27,5 кВт; ?Q_х — реактивні втрати холостого хода трансформатора, кВт;

І_х = 1,1; І_х — струм холостого хода, % від номінального.

R_т = 5,1 Ом; R_т — активний опір трансформатора, Ом;

Результатом аналізу цих даних є висновок, що реконструкція підстанції 35/10 приведе до підвищення надійності електропостачання шляхом покращення схеми електричних з'єднань підстанції, а також забезпечить передачу необхідної потужності за рахунок зміни трансформаторів 2,5 МВА на 4 МВА.

2.2 Захист силових трансформаторів типу ТМН-4000/35

У обмотках трансформаторів можуть виникати короткі замикання між фазами, однієї або двох фаз на землю, між витками однієї фази і замикання між обмотками різних напруг. На вводах трансформаторів і автотрансформаторів, ошиновці і в кабелях також можуть виникати короткі замикання між фазами і на землю. Крім зазначених ушкоджень, в умовах експлуатації можуть відбуватися порушення нормальних режимів роботи трансформаторів і автотрансформаторів, до яких відносяться: проходження через трансформатор або автотрансформатор надструмів при пошкодженні інших пов’язаних з ними елементів, перевантаження, виділення з масла горючих газів, зниження рівня масла, підвищення його температури.

З викладеного випливає, що захист трансформаторів повинна виконувати наступні функції:

а) відключати трансформатор від усіх джерел живлення при його пошкодженні;

б) відключати трансформатор від пошкодженої частини установки при проходженні через нього надструму у випадках пошкодження шин або іншого обладнання, пов’язаного з трансформатором, а також при ушкодженнях суміжного обладнання та відмовах її захисту або вимикачів;

в) подавати попереджувальний сигнал черговому персоналу підстанції (або електростанції) при перевантаженні трансформатора, виділення газу масла, зниженні рівня масла, підвищенні його температури. Відповідно до призначення для захисту трансформаторів при їх пошкодженнях та сигналізації про порушення нормальних режимів роботи застосовуються такі типи захистів:

1. Диференційний захист для захисту при пошкодженнях обмоток, вводів і ошиновки трансформаторів).

2. Струмова відсічення миттєвої дії для захисту трансформатора при пошкодженнях його ошиновки, вводів і частини обмотки з боку джерела живлення.

3. Газовий захист для захисту при пошкодженнях усередині бака трансформатора що супроводжуються виділенням газу, а також при пониженнях рівня масла.

4. Максимальний струмовий або максимальна спрямована захист або ці ж захисту з пуском мінімальної напруги для захисту від надструмів, що проходять через трансформатор при пошкодженні як самого трансформатора так і інших елементів, пов’язаних з ним. Захисту від надструмів діють, як правило, з витримкою часу.

5. Захист від замикань на корпус.

6. Захист від перевантаження, що діє на сигнал, для оповіщення чергового персоналу або з дією на відключення на підстанціях без постійного чергування персоналу.

Діференціальній захист застосовується як основний швидкодіючий захист трансформаторів при пошкодженнях обмоток, вводів та шинування.

Для виконання диференціального захисту трансформатори струму 1 Т і 2 Т встановлюються з обох боків трансформатора, який захищається (Рис. 2.1). Їх вторинні обмотки з'єднуються послідовно і паралельно до них підключається струмове реле.

Диференціальна захист заснований на принципі порівняння вимірюваних величин тобто миттєві значення струмів всіх сторін порівнюються один з одним. Порівняння струмів виконується з урахуванням амплітуд і фаз змінюваних струмів.

Рис. 2.1. Принцип дії диференціального захисту трансформатора: а — струморозподіл при наскрізному КЗ; бу трансформаторі (у зоні дії диференціального захисту) Розрахунок захисту складається у визначенні струмів спрацьовування захисту і реле. Первинний струм спрацьовування захисту з реле RET 670 вибирають за умовами відбудування від кидка струму намагнічування при включенні ненавантаженого трансформатора під напругу і максимальний струм небалансу при перехідних режимах зовнішніх КЗ. Диференціальний захист, струм спрацьовування якого обраний за умовою відбудування від струму небалансу, найчастіше виявляється грубим і малоефективним. Тому для захисту трансформаторів напругою 35 кВ і вище доцільніше застосовувати реле серії RET 670, що забезпечує неспрацьовування захисту від струмів небалансу при зовнішніх КЗ.

Порядок розрахунку.

Знаходимо первинний струм на сторонах трансформатора, що захищається, відповідно його номінальній потужності

(2.1)

(2.2)

Прийняті коефіцієнти трансформації трансформаторів струму

.

Визначимо вторинні струми в плечах захисту, що відповідають номінальній потужності трансформатора:

(2.3)

(2.4)

Тому що ⁼ 19 А >= 1,9 А, то вища сторона є основною стороною.

Визначаємо первинний струм спрацьовування захисту з умови відбудування від кидка струму намагнічування:

(2.5)

Знаходимо розрахунковий струм спрацьовування реле, приведений до основної сторони ВН.

(2.6)

По параметрах схеми заміщення елементів мережі визначаємо максимальний струм короткого замикання при КЗ усередині трансформатора (т. Кз на рис. 2.2).

Рис. 2.2 Розрахункова схема заміщення де — опір обмотки вищої напруги трансформатора в максимальному режимі.

Визначаємо опір системи Ом; Ом.

Визначаємо опір живильних ліній Розрахуємо опір трансформатору в максимальному режимі

Тут — ступінь регулювання трансформатора в максимальному режимі (РПН: 12* 1%;=0,12).

Струм двофазного короткого замикання в мінімальному режимі буде дорівнювати

(2.7)

Тоді

(2.8)

де , — коефіцієнти потокорозподілу рівні відношенню складових струмів розрахункового зовнішнього КЗ, що проходять на стороні, де провадиться регулювання напру пі, до струму на стороні, де розглядається КЗ;

— відносні погрішності, обумовлені регулюванням напруги і прийняті рівними половині діапазону регулювання.

Визначимо коефіцієнт чутливості диференціального захисту трансформатора:

Таким чином, чутливість захисту достатня.

На стороні вищої напруги трансформатора передбачається установка максимальною струмового захисту (МСЗ) з витримкою часу.

Максимальний робочий струм трансформатору з сторони вищої напруги буде дорівнювати:

А (2.9)

Струм спрацьовування захисту буде дорівнювати

(2.10)

де к_н — коефіцієнт надійності;

к_е — коефіцієнт повернення реле.

Струм спрацьовування реле де — коефіцієнт схеми з'єднання трансформаторів струму.

Приймаємо до установки реле типу RET 670 з межами струму спрацьовування 1,5−6 А.

Час спрацьовування МСЗ на стороні вищої напруги трансформатора буде дорівнювати:

Газовий захист трансформатора Силові трансформатори мають газовий захист, що реагує на усі види внутрішніх ушкоджень трансформатора, а також дає сигнал при витоку олії з баку.

При коротких замиканнях у трансформаторі розкладається олія й ізоляційні матеріали. Гази, що утворяться, спрямовуються в розширник. Інтенсивне виділення газу викликай рух олії і пускає в хід газові реле, що встановлюються на патрубку, що з'єднує бак трансформатора і розширника. Промисловість випускає реле типу РГ-22 із двома поплавцями і ртутними контакторами, а також реле типу РГ-43.

При короткому замиканні виникає рух олії і захист без витримки часу відключає вимикач.

Після ремонту трансформатора, долівки олії, а також включення в роботу нового трансформатора, газовий захист включається з дією тільки на сигнал (два-три дня). У противному випадку повітря, що виділяється з олії, може викликати помилкове відключення трансформатора.

Захист трансформатора від перегріву масла

Для контролю за температурою верхніх шарів масла встановлюється термометр електроконтакта типу ТСМ-100 (KST1). Згідно з Правилами технічної експлуатації електростанцій і мереж температура масла в трансформаторах не повинна перевищувати +95^оС. Тому, враховуючи теплову інерцію масла, контакти термосигналізатора встановлюють так, щоб вони подавали сигнал при досягненні маслом температури +75−80^оС. При підвищенні температури масла до +75⁰С-80^оС подається попереджувальний сигнал про перегрів масла для проведення заходів по ліквідації ненормального режиму.

Захист РПН від перевантаження

Для попередження пошкодження контакторів пристрою РПН передбачається блокування роботи РПН при перевантаженні трансформатора, для чого передбачається струмове реле з уставкою спрацьовування:

Струм спрацьовування реле:

де — коефіцієнт трансформації трансформатора струму ТС рівний 300/5;

При спрацьовуванні цього реле блокується схема управління і автоматики РПН.

Захист трансформатора від зниження рівня масла в розширювачі основного бака трансформатора

Захист трансформатора від зниження рівня масла в розширювачі основного бака трансформатора здійснюється за допомогою реле РУМ, яке у разі зниження рівня масла в розширювачі подає звуковий сигнал оперативному персоналу.

Газовий захист бака РПН

Оскільки трансформатор з регулюванням під навантаженням (РПН), для захисту баку пристрою РПН від пошкоджень усередині нього приймається струменеве реле типу РЗТ-25/10. У реле тільки один відключаючий елемент-заслінка замість поплавця. Спрацьовування реле викликає кидок масла, що відбувається при перекритті усередині відсіку РПН; необхідності використовування в цьому випадку газового реле немає, оскільки виділення з масла деякої кількості газу в процесі роботи контактора — нормальне явище.

Перемикаючий пристрій не має захисту від відходу масла з бака РПН, тому контакти «min» масловказівника рівня масла контактора перемикаючого пристрою трансформатора з РПН задіяно на відключення трансформатора.

На кришці перемикаючого пристрою встановлена захисна мембрана, яка спрацьовує у разі неспрацьовування захисного реле (струменевого), тобто вона є запасним захистом.

Автоматика включення охолоджування трансформатора

На трансформаторах з примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляцією масла (система охолоджування Д) електродвигуни вентиляторів повинні автоматично включатися при досягненні температури масла до +55^оС або номінального навантаження незалежно від температури масла і відключатися при зниженні температури масла до +50^оС, якщо при цьому струм навантаження менший за номінальний. У зв’язку з цим, проектом передбачається встановлення контактного манометричного термометра типу ТСМ-100 (КST-2) з уставкою +55^оС на включення і +50^оС на відключення охолоджування трансформатора.

2.3 Вдосконалення електричної схеми підстанції

Схеми містка використовуються при двох лініях та двох трансформаторах. Існує декілька варіантів виконання схем містка. Розглянемо ці варіанти.

а) б)

Рис. 2.3 — Схеми містка: а) схема містка на віддільниках, б) схема містка з вимикачем в перемичці

Схема містка може бути виконана на віддільниках (рисунок 2.3 а) і б)). По суті це схема двох блоків трансформатор — лінія, сполучених на стороні високої напруги перемичкою (містком). У перемичці встановлений роз'єднувач і віддільник двосторонньої дії. Нормально РЗ включений, а ОД3 відключений, оскільки режим роботи двох ліній на один трансформатор через включену перемичку недопустимий. При виведенні в ремонт трансформатора видимий розрив забезпечується роз'єднувачами ЛP1 (ЛP2) і ЛРЗ.

Аварійне відключення ліній відбувається набагато частіше, ніж трансформаторів. В цьому випадку і використовується перемичка. Так, при стійкому к.з. на лінії Л1 вона відключається вимикачем В1 (рисунок 2.3, б) на живлячому кінці, захистом мінімальної напруги, що фіксує зникнення напруги у споживача, відключається вимикач на низькій стороні трансформатора, а потім віддільник ОД1. Для відновлення в роботі трансформатора Т1 при відключеній лінії Л1 автоматично включається віддільник ОД3 в перемичці, а потім вимикач на низькій стороні трансформатора. Таким чином, на підстанції знаходитимуться в роботі обидва трансформатори, включена перемичка і одне з відгалужень до лінії Л2. Релейний захист лінії Л2 повинен бути вибраний з урахуванням цього режиму роботи.

Як видно з опису різних режимів роботи схеми, автоматичні перемикання можливі тільки при чіткому узгодженні роботи всіх елементів. Наприклад, не можна включати ОДЗ, якщо не відключений ОД1 або ОД2; ОД1 або ОД2 можна відключати лише після відключення вимикачів на низькій стороні трансформаторів Т1 і Т2 і за відсутності напруги на лініях Л1, Л2; якщо включений К31 або К32, включати ОДЗ не можна. Дотримання цих умов забезпечується спеціальними блокуваннями.

Якщо через шини підстанції здійснюється транзит потужності, то застосовується схема, показана на рисунку 2.3, б. У перемичці встановлюється вимикач В1, в ланцюгах трансформаторів передбачаються віддільники, а також ремонтна перемичка з роз'єднувачами ЛРЗ, ЛР4, що шунтують вимикач. У нормальному режимі вимикач В1 включений, ремонтна перемичка розімкнена роз'єднувачем ЛРЗ або ЛР4. Відключення трансформатора відбувається так само, як і в схемі, розглянутій вище. При пошкодженні Т1 включається короткозамикач К31, відключається Bl, а потім вимикач на лінії. У безструмову паузу відключається віддільник 0Д1, потім дією АПВ включаються В1 і вимикач на лінії. Перетікання потужності не порушене, пошкоджений трансформатор відключений.

При пошкодженні на одній з ліній, наприклад Л2, відключаються В1 і вимикач на лінії. Якщо АПВ лінії виявилося невдалим, відключається вимикач на низькій стороні трансформатора Т2 і дією АВР включається вимикач ВС. Таким чином, електропостачання споживачів відновлюється.

При необхідності ревізії вимикача В1 включається перемичка ЛРЗ, ЛР4, через яку здійснюється перетікання потужності.

Схеми містка, які в наш час вже не використовуються при спорудженні трансформаторних підстанцій. Отже такі схеми не підходять.

а) б)

Рисунок 2.4 — Схеми містка з вимикачами: а) перемичка в сторону трансформатора, б) перемичка в сторону ліній

Схеми містка (сторона 35 кВ), які представлені на рисунку 2.4, а — не підходить. Вона використовуються коли є необхідність в перетоці потужності, а на підстанції, яка проектується такої необхідності немає. Недоліком схеми зображеної на рисунку 2.2, б є те, що при короткому замиканні на одній із ліній вимикачем відключається і трансформатор. Трансформатор, який залишиться буде працювати з перевантаженням.

У схемі для чотирьох приєднань встановлюється три вимикачі В1, В2, ВЗ. Нормально вимикач ВЗ на перемичці між двома лініями Л1 і Л2 (у містку) включений. При пошкодженні на лінії Л1 відключається вимикач B1, трансформатори Т1 і Т2 залишаються в роботі, зв’язок з енергосистемою здійснюється по лінії Л2. При пошкодженні в трансформаторі Т1 відключається вимикач з боку 10 кВ (на рисунку не показаний) і вимикачі В1 і ВЗ. В цьому випадку лінія Л1 виявилася відключеною, хоча вона і не пошкоджена, що є недоліком схеми містка. Якщо врахувати, що аварійне відключення трансформаторів буває рідко, то з таким недоліком схеми можна миритися, тим більше що після відключення В1 і ВЗ і необхідності виводу в ремонт пошкодженого трансформатора відключають роз'єднувач ШР5 і включають В1, ВЗ, відновлюючи нормальну роботу лінії Л1.

Рис. 2.5. Схема містка з вимикачами

Планові відключення трансформатора проводяться так само, як в схемі блоку трансформатор — лінія: відключають вимикач з боку 10 кВ трансформатора Т1 (на рисунку не показаний) і роз'єднувачем ШР5 відключають струм намагнічування трансформатора, якщо це допустимо по його потужності.

Основною перевагою схеми є економічність (три вимикачі на чотири приєднання) і простота. Конструкція розподільного пристрою дозволяє здійснити перехід від схеми містка до інших схем при розширенні.

Можливе застосування другого варіанту схеми містка з перемичкою у бік ліній. У такій схемі аварійне відключення лінії викличе відключення непошкодженого трансформатора. Аварійність ліній значно вища, ніж трансформаторів, тому другий варіант схеми містка застосовується при короткі лініях, а також в кільцевих мережах, де відключення трансформатора не повинне приводити до розриву кільця. Отже такий варіант використовуватися нами не буде.

Для збереження в роботі обох ліній при ревізії будь-якого з вимикачів (В1, В2, ВЗ) передбачається додаткова перемичка з двох роз'єднувачів ЛР1, ЛР2. Нормально один з роз'єднувачів (ЛР1) перемички відключений, все вимикача включені. Для ревізії вимикача В1 заздалегідь включають ЛР1, потім відключають В1 і роз'єднувачі по обидві сторони вимикача. В результаті обидва трансформатори і обидві лінії залишаються в роботі. Якщо в цьому режимі відбудеться коротке замикання на одній з ліній, то відключиться В2, тобто обидві лінії залишаться без напруги.

Вірогідність збігу аварії з ревізією одного з вимикачів тим більше, чим більше тривалість ремонту вимикача.

Для ревізії вимикача ВЗ також заздалегідь включають перемичку, а потім відключають ВЗ. Цей режим має той же недолік: при короткому замиканні на одній з ліній відключаються обидві.

Висновки

У результаті роботи спроектовано захист блоку лінія — трансформатор. Розраховані уставки реле струму та напруги, які використовуються у захистах. Для лінії приймається двоступінчатий струмовий захист. Для силового трансформатора розраховано диференційний захист, захист від перевантаження, газовий захист. У ролі резервного захисту використовується МСЗ трансформатора з комбінованим пуском по напрузі. Реле диференційного захисту трансформатора прийнято типу МІСОМ-Р632.

Список джерел

1. Резніченко Т.П., Козирський В. В., Каплун В. В. «Методичні вказівки та завдання до курсового проекту по електропостачанню сільського господарства.» Кафедра електропостачання сільського господарства Національного аграрного університету.

2. Т. П. Притака. «Електропостачання сільського господарства» Київ: Вища школа, 1983.

3. Будзько И. А., «Электроснабжение сельского хозяйства». М.: Агропромиздат, 1990.

4. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электороборудывание станций и подстанций. Учебник для техникумов. — М.: «Энергия», 1975. — 704 с., ил.

5. Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные «Каскад». Руководство по эксплуатации РСГИ.466 452.009 РЭ

6. http://www.electrograd.com.ua/

7. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты автоматики распределительных сетей. — 3-ое изд., перераб, и доп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 376., ил.

8. Беркович М. А, Молчанов В. В., Семёнов В. А. Основы техники релейной защиты/ М.А. — 6-ое изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1984, — 376 с., ил.

9. Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов по специальности «Электроснабжение». — 3-ое изд., перераб. и доп. — М.: Высшая школа, 1991. — 496., ил.

10. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) 2012 год, издание седьмое.

11. Руководящие указания по релейной защите выпуск 13Аи 13Б «Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 — 500 кВ.

12.М.А Шабад. Защита трансформаторов 10 кВ. Москва. Энергоатомиздат 1989 г.

13.В.Г Гловацкий, И. В. Пономарёв Современные средства релейной защиты и автоматики электросетей. 2008 г.

14.В. Ф. Мануйлов «Автоматика систем электроснабжения». Кировоград, 2008 г.

15.И. В. Коваленский «Релейная защита электродвигателей напряжением выше 1000 В. Москва «ЭНЕРГИЯ», 1977 г.

16.П. Г. Плешков, В. Ф. Мануйлов, I. В. Коновалов «Релейний захист та автоматика систем електропостачання». Навчальный посібник. Кіровоград, 2008 р.

17.В. И. Корогодский, С. Л. Куженов, «Релейная защита электродвигателей напряженим выше 1000 В. М. Энергоатомиздат, 1987 г.

18.А. М. Авербух «Релейная защита в задачах с решениями и примерами. Ленинград 1975 г.

19.В. Л. Фабрикант, В. А. Андреев, Е. В. Бондаренко «Задачник по релейной защите. Издательство «высшая школа». М: 1971 г.

20. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Львов 2002 г.

21. И. Какуевицкий, Т. В. Смирнова «Справочник реле защиты и автоматики». «Энергия» М: 1972.