(4 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической тяговой подстанции постоянного тока
Содержание
Введение
1. Теоретическая часть
1.1 Предназначение, состав и оборудование тяговых подстанций
1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина
1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ
2. Расчетная часть
2.1 Выбор оборудования
2.1.1 Выбор оборудования ОРУ — 110 кВ
2.1.2 Выбор оборудования РУ — 10 кВ
2.1.3 Выбор трансформаторов
2.2 Расчет уставок и характеристик защит трансформаторов
2.2.1 Типы используемых защит трансформаторов
2.2.2 Газовая защита трансформатора
2.2.3 Дифференциальная защита трансформаторов
2.2.4 Наибольшая токовая защита понижающего трансформатора ТДТН-20000/110
2.2.5 Защита от перегрузки
2.2.6 защита включения обдува
2.3 Издержки на установку оборудования
3. Технологическая часть
3.1 Установка оборудования
3.2. Сервис оборудования тяговой подстанции
3.2 техника сохранности
Заключение
Перечень литературы
Введение
Главными пользователями электроэнергии промышленного электрифицированного транспорта являются электровозы, на которых инсталлируются тяговые электродвигатели неизменного тока.
Тяговые подстанции для питания промышленного электрифицированного транспорта бывают преобразовательные неизменного тока, на которых инсталлируются преобразовательные агрегаты, питающие тяговую сеть, и однофазного переменного тока, на которых инсталлируются обыденные понизительные трансформаторы, питающие тяговую сеть переменным однофазным током. В этом случае преобразовательные агрегаты для питания тяговых движков неизменного тока инсталлируются на электровозах.
Тяговые подстанции промышленных компаний нередко совмещаются с подстанциями для питания силовых потребителей карьеров либо цехов компаний. В этих вариантах подстанции именуются совмещенными. Питание силовых потребителей на совмещенных тяговых подстанциях делается от шин напряжением 35, 10 либо 6 кВ.
Предназначением тяговых подстанций неизменного тока является преобразование трехфазного переменного тока в неизменный и распределение электроэнергии неизменного тока меж участками контактной сети.
Главным оборудованием тяговых подстанций неизменного тока являются преобразовательные агрегаты, быстродействующие автоматические выключатели и особые устройства для выравнивания пульсаций выпрямленного напряжения. В качестве преобразователей используются кремниевые агрегаты с воздушным принудительным либо естественным остыванием.
Преобразовательные агрегаты состоят из шифанеров, в каких расположены кремниевые вентили: питающих трансформаторов, быстродействующего автоматического выключателя; шифанеров защиты и управления; особых устройств защиты от перенапряжений.
Для защиты преобразовательных установок от перенапряжений используют разрядники и защитные контуры (состоящие из емкостей и сопротивлений), подключаемые к цепи выпрямленного тока и анодным цепям.
Токи к.з. в тяговых сетях напряжением 1650-3300 В массивных тяговых подстанций (с 2-мя и наиболее выпрямительными агрегатами) превосходят очень допустимые отключаемые токи имеющихся быстродействующих выключателей. Для увеличения отключающей возможности быстродействующих выключателей тяговых подстанций напряжением 1650 — 3300 В в ряде всевозможных случаев устанавливают на каждой тяговой полосы по два поочередно соединенных быстродействующих выключателя. Но эта мера, хотя и увеличивает отключающую способность выключателей полосы, вполне не решает трудности, потому что токи к.з. тяговых подстанций с количеством выпрямительных агрегатов наиболее 2-ух добиваются 50 — 70 кА при индуктивности тяговой сети 5 — 6 мГн.
Для использования быстродействующих выключателей на массивных тяговых подстанциях промышленного электрифицированного транспорта применяется схема, в какой токи к.з. в тяговой сети отключаются не быстродействующими выключателями тяговых линий, а неполяризованными быстродействующими выключателями, установленными в цепях катодов выпрямительных агрегатов. Отключение выключателя покоробленной тяговой полосы осуществляется в данной нам схеме в бестоковую паузу, опосля отключения выпрямительных агрегатов, опосля что происходит автоматическое повторное включение выключателей, установленных в цепях катодов выпрямительных агрегатов.
Тяговые подстанции неизменного тока промышленного транспорта состоят из РУ первичного напряжения, выпрямительных агрегатов, РУ неизменного тока, сглаживающих устройств и устройств собственных нужд.
Как правило, на тяговых подстанциях промышленного транспорта выпрямительные агрегаты имеют первичное напряжение 35 либо 6 — 10 кВ. При питающем напряжении 110 кВ на подстанциях инсталлируются понижающие трансформаторы с напряжением 110/10 кВ для чисто тяговых подстанций и 110/35/6 кВ либо 110/6 кВ для совмещенных подстанций. Выпрямительные агрегаты присоединяются к шинам первичного напряжения при помощи выключателей. На стороне неизменного тока принята параллельная работа выпрямительных агрегатов. При нулевой схеме выпрямления катоды всех выпрямительных агрегатов присоединяются при помощи быстродействующих выключателей к общей сборной шине “плюс”, а нулевые точки тяговых трансформаторов при помощи разъединителей к сборной шине “минус”. К шине “плюс” также при помощи быстродействующих выключателей подсоединяются питающие полосы контактной сети, а к шине “минус” присоединяются наглухо одна либо несколько отсасывающих линий.
1. Теоретическая часть
1.1 Предназначение, состав и оборудование тяговых подстанций
На стальных дорогах Рф используют системы электронной тяги: неизменного тока с напряжением в тяговой сети 3 кВ, однофазного переменного тока 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) напряжением 25 кВ и 2*25кВ. Достоинства электронной тяги общеизвестны. Она дозволяет прирастить пропускную способность, повысить эффективность перевозочной работы, производительность труда и общую культуру работы жд транспорта.
От системы электроснабжения электронных стальных дорог получают питание не только лишь передвигающиеся поезда, да и нетяговые пользователи дорог, промышленные и сельскохозяйственные пользователи районов, прилегающих к стальной дороге [1].
Система электроснабжения электрифицированной стальной дороги состоит из 2-х частей: наружной и тяговой.
Наружная часть системы электроснабжения содержит в себе все устройства от электростанций до линий передачи, подводящих энергию к тяговой подстанции.
Тяговая часть системы электроснабжения содержит в себе все устройства от электростанций до линий передачи, подводящих энергию к тяговой подстанции. Тяговая часть системы электроснабжения содержит в себе тяговую подстанцию и тяговые сети. Тяговая сеть состоит из контактной сети, рельсовых путей, питающих и отсасывающих линий.
Тяговая подстанция — это электронная установка для преобразования электронной энергии по напряжению, роду тока либо частоте, созданная для питания тс на электротяге через контактную сеть [1].
Подстанции бывают закрытыми, открытыми и комбинированными. Комбинированные имеют закрытую и открытую части. В закрытых помещениях устанавливают оборудование и аппаратуру, которые не могут обеспечить нормальную работу в критериях значимых конфигураций температуры, наличия осадков и загрязнения воздуха. На открытой части располагают остальное оборудование [1].
Тяговые подстанции различают по последующим признакам:
— По обслуживанию системы элекротяги (переменного тока 25 кВ либо 2×25 кВ, неизменного тока 3,3 кВ и стыковые);
— По значению питающего напряжения: 6,10, 35, 110 либо 220 кВ;
— По схеме присоединения к сети наружного электроснабжения (опорные, промежные, концевые.);
— По системе управления: телеуправления и нетелеуправления;
— По способу обслуживания: без дежурного персонала, с дежурным персоналом, с дежурством на дому;
— По типу: стационарные и передвижные.
электронные стальные дороги являются пользователем электронной энергии I группы, нарушение электроснабжения которого может принести значимый вред народному хозяйству. Поэтому схемы питания тяговой подстанции от энергосистемы должны обеспечивать высшую надежность и бесперебойность электроснабжения. Для этого питающие полосы секционируют выключателями, установленными на подстанции. При повреждении какого-нибудь участка полосы выключатель отключается, а питание подстанции длится по неповрежденным линиям.
Схему электроснабжения тяговых подстанций делают таковым образом, чтоб обеспечить допустимый уровень напряжения на шинах тяговых подстанций в обычных и аварийных режимах работы питающей сети. Для этого через любые 150-200 км при питании тяговых подстанций напряжением 110 кВ сооружаются опорные подстанции. Опорные подстанции — это подстанции, к шинам которой подключают не наименее 3-х питающих линий. Меж опорными подстанциями к линиям подключают промежные подстанции.
На части опорных тяговых подстанции и на промежных подстанциях понижающие трансформаторы 110 кВ подключают на стороне первичного напряжения с помощью быстродействующих отделителей, дополненных на промежных подстанциях короткозамыкателями. Практика эксплуатации показала недостаточно надежную работу отделителей и короткозамыкателей в районах с низкими зимними температурами и с мощным гололедом. В таковых районах в ряде всевозможных случаев заместо отделителей с короткозамыкателями устанавливают масляные выключатели [3].
Оборудование тяговых подстанций безпрерывно совершенствуется. Сменилось три поколения преобразователей, осуществляющих выпрямление переменного тока в неизменный: от машинных преобразователей незначимой мощности перебежали к ртутным, а потом и к полупроводниковым выпрямителям. Возникли массивные быстродействующие дуговые электромагнитные включатели неизменного тока и разрядные устройства, облегчающие отключение этими выключателями токов аварийного режима к.з.
1.2 Структурная схема тяговой подстанции Долбина
В данном дипломном проекте предлагается разглядеть модернизацию тяговой промежной подстанции с питающим напряжением 110 кВ.
В Белгородской дистанции электроснабжения имеется 9 тяговых подстанций неизменного тока, 8 из которых питаются от ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-110 кВ, в том числе и тяговая подстанция «Долбина». Тяговая подстанция «Долбина» находится в промежутке меж подстанцией «Черемошное» и «Дубовое» (рис.1)
Рис. 1 Схема наружного электроснабжения тяговой подстанции «Долбина»
ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — 110 кВ ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) — 110 кВ
Рис.2 Схема наружного электроснабжения тяговых подстанций 110 кВ.
Потому что тяговые подстанции получают питание от двухцепной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)-110 кВ, то все транзитные подстанции врубаются в рассечку каждой цепи попеременно.
На этих тяговых подстанциях осуществляется двухступенчатая трансформация, т.е. от РУ питающего напряжения (ОРУ-110 кВ) электроэнергия поступает сначала на понижающие трансформаторы, которые снижают напряжение до 35 кВ и до 10 кВ. От ОРУ-35 кВ питаются нетяговые пользователи, т.е. районные пользователи, находящиеся в зоне электрифицируемой полосы (в границах до 30 км в сторону от нее). От РУ-10 кВ электроэнергия поступает на тяговые трансформаторы, понижающие напряжение до 3,02 кВ. При помощи полупроводниковых выпрямителей ПВЭ-3 напряжение выпрямляется и подается в контактную сеть. (рис.3).
Рис. 3 Структурная схема тяговой подстанции 110 кВ.
В истинное время разрастается жилой массив в районе тяговой подстанции Долбино, возрастает количество энергоемких промышленных компаний. Соответственно требуется повышение подводимой мощности к сиим объектам.
Т.к. тяговая подстанция Долбина была введена в эксплуатацию в 1962г., то в истинное время требуется подмена оборудования и с учетом перспективы развития жд транспорта, повышение мощности нужной на тягу и на электроснабжение жд нетяговых потребителей и посторониих организаций.
В связи с сиим, целенаправлено произвести частичное обновление устаревшего оборудования тяговой подстанции и подмену трансформатора ТДТНГ 15000/112/38,7/10,5 на трансформатор ТДТН 20000/112/38,7/10,5.
Беря во внимание данные условия, в дипломном проекте нужно переоборудовать открытую часть подстанции 110 кВ., подобрать и поменять устаревшее оборудование РУ-10 кВ., высчитать релейные защиты оборудования для работы в новеньком режиме и т.п.
1.3 Состав тяговой подстанции 110 кВ
Тяговую подстанцию с первичным напряжением 110 кВ исполняем без сборных шин 110 кВ, с 2-мя перемычками: одной — рабочей, иной — ремонтной. Воздушная линия, от которой подстанция получает питание, проходит через местность подстанции, где секционируется масляными выключателем, огражденным с 2-ух сторон разъединителями. Масляный выключатель и разъединители нормально включены и образуют рабочую перемычку, которая создана для транзита мощности с 1-го участка воздушной полосы на иной, т.е. для обеспечения транзита мощности с тяговой подстанции «Дубовое» на тяговую подстанцию «Черемошное». Ремонтная перемычка имеет два разъединителя без выключателя. Она создана для того, чтоб не прерывать транзита мощности при ревизиях и ремонте масляного выключателя рабочей перемычки, потому она шунтирует рабочую перемычку. Разъединители ремонтной перемычки нормально отключены и врубаются лишь на время ревизии либо ремонта масляного выключателя рабочей перемычки. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения инсталлируются для подключения релейной защиты полосы. Полосы 110 кВ присоединяют к вводам подстанции при помощи разъединителей.
На любом вводе тяговой подстанции устанавливаем понижающие трансформаторы. Т.к. одним из методов увеличения надежности системы является резервирование, то, исходя из способности резервирования, устанавливаем два понижающих трансформатора, по одному на любом вводе. В случае выхода из строя 1-го трансформатора он отключается, а заместо него врубается запасный. Этот метод именуется резервирование замещением и обширно применяется на тяговых подстанциях.
Понижающие трансформаторы — трехобмоточные, предусмотрены для питания тяговой и районной перегрузки. Они имеют одну первичную, и две вторичные обмотки. одна вторичная обмотка, соединенная в звезду — обмотка среднего напряжения (СН) — питает ОРУ-35 кВ, предназнаяенное для питания районной перегрузки. Иная вторичная обмотка, соединенная в треугольник — обмотка низкого напряжения (НН) — питает РУ-10 кВ, созданное для питания тяговых и не тяговых потребителей.
В цепи всякого понижающего трансформатора установлены разъединитель и масляный выключатель. В типовых схемах в цепи понижающего трансформатора установлены отделитель и короткозамыкатель, но они имеют последующие недочеты:
— При недостаточной смазке, также в зимнее время работа отделителей недостаточно надежна.
— Параметр потока отказов больше, чем у масляных выключателей.
— Имеют слабенькое усилие пружин, что сказывается на надежности работы.
— У коротокозамыкателей часты случаи поломки винипластовых вставок изоляционных тяг, также случаи отскакивания ножика при ударе его о упор губок. Заводом — изготовителем рекомендовано при ремонтах короткозамыкателей создавать подмену винипластовых вставок.
Потому отделители и короткозамыкатели в цепи понижающих трансформаторов заменяем на масляные выключатели типа ВМТ-110 — маломасляный выключатель, подстанционный, с камерным гашением дуги. Привода масляных выключателей — ППрК-1400 — привод электромагнитный. На масляном выключателе устанавливаем трансформаторы тока — ТВТ — 110 трансформаторы тока.
Для контроля напряжения и для подключения релейной защиты устанавливаем трансформаторы напряжения типа НКФ-110 — трансформаторы напряжения каскадные, фарфоровые.
Разрядники РВС-110 разрядник вентильный, станционный — предусмотрены для защиты изоляции оборудования подстанции от коммутационных и атмосферных перенапряжений.
Для сотворения видимого разрыва при выключении какой-либо части распределительного устройства устанавливаем разъединители РДЗ-110 разъединитель двухколонковый с заземляющими ножиками, и РДЗ-2-110 — разъединитель двухколонковый с 2-мя заземляющими ножиками. Привода разъединителей ПР-90 — ручные.
Для сохранности обслуживания разъединители оборудуем электромагнитной и механической блокировками.
На тяговой подстанции «Долбино» с питающим напряжением
110 кВ распределительное устройство 10 кВ создано для питания нетяговых потребителей. РУ-10 кВ выполнено в виде комплектного распределительного устройства внешной установки (КРУН-10кВ) КРУН-10кВ получает питание от вторичной обмотки понижающего трансформатора ТМ-35/1000 по двум вводам. Напряжение 10 кВ поступает на сборные шины 10 кВ через масляный выключатель ВМП-10, огражденный с 2-ух сторон пальцевыми контактами, выполняющими роль разъединителей. Сборные шины секционированы выключателем. Схемы ячеек типовые.
От сборных шин 10 кВ питаются 4 нетяговых пользователя: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП — 10,
ФПЭ К. Лопань. Напряжение от сборных шин через масляный выключатель, трансформаторы тока поступает к пользователям по кабелю.
Для контроля напряжения на шинах 10 кВ имеются ячейки трансформаторов напряжения. Распределительное устройство смонтировано из комплектных камер однобокого обслуживания с маслянным выключателем, ВМП-10, размещенным на выкатной телеге. Для неопасного обслуживания и локализации аварий корпус разбит металлическими перегородками и автоматом закрывающимися металлическими шторками. Масляные выключатели размещены на выкатных телегах. Перемещение телеги из 1-го положения в другое осуществляется с помощью рычажного механизма, управляемого съемной ручкой. Такие распределительные устройства владеют существенными преимуществами: высочайшей надежностью, сохранностью обслуживания, взаимозаменяемостью, компактностью. Потому, чтоб сохранить достоинства распредустройства, уменьшить размер строительно-монтажных работ и не изменять месторасположение имеющегося распредустройства, в дипломном проекте при модернизации РУ-10 кВ предлагается применять установленные ранее ячейки КРУН — 10 кВ, с подменой маслянных выключателей ВМГ-10 на вакуумные выключатели ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10 и добавить 4 ячейки для питания ТСН и преобразовательных агрегатов. Подмена маслянных выключателей на вакуумные вызвана тем, что масляные выключатели ВМГ-10 морально и на физическом уровне устарели, потому с экономической точки зрения целенаправлено произвести их подмену при данной реконструкции подстанции.
Приобретенное (модернизированное) распредустройство будет состоять из последующих частей:
Напряжение 10 кВ поступает со вторичной обмотки низкого напряжения понижающего трансформатора 110/35/10, соединенной в треугольник, через вакуумный выключатель типа BB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 на сборные шины 10 кВ, которые состоят из 2-ух секций, секционированных вакуумным выключателем типа BB/TEL-10.
От сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа BB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 напряжение поступает к нетяговым пользователям: ФПЭ Белгород, фидер №№ 1,2 «Спиртзавод», фидер №№ 1,2 РП — 10, ФПЭ К. Лопань.. Все выводы ячеек — кабельные.
Питание трансформаторов внутренних нужд делается аналогично фидерам нетяговых потребителей: напряжение 10 кВ от сборных шин 10 кВ через вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10, огражденные пальцевыми контактами, через трансформаторы тока типа ТПЛ-10 кабелем поступает на первичную обмотку ТСН.
Питание преобразовательных агрегатов ПВЭ-5 осуществляется последующим образом: напряжение от сборных шин 10 кВ через вакуумный выключатель ВB/TEL-10, огражденный пальцевыми контактами, через трансформаторы тока по шинному мосту поступает на первичную обмотку тягового трансформатора, снижается до 3,02 кВ и со вторичной обмотки тягового трансформатора, схема соединения которой «две оборотные звезды с уравнительным реактором», поступает на преобразователь ПВЭ-5.
Установленные в КРУН-10 кВ вакуумные выключатели типа ВB/TEL-10 — вакуумный выключатель, навесной — созданный для включения и отключения под перегрузкой.
Трансформаторы тока типа ТПЛ-10 — трансформатор тока проходной с литой изоляцией — предусмотрены для подключения релейной защиты.
Трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 — трансформатор напряжения трехфазный, с масляным остыванием, с обмоткой для контроля изоляции сети — предусмотрены для контроля напряжения на сборных шинах 10 кВ.
Для сохранности обслуживания ячейки КРУН-10 кВ оборудуем заземляющими ножиками и механической блокировкой.
2. Расчетная часть
2.1 Выбор оборудования
2.1.1 Выбор оборудования ОРУ — 110 кВ
Для выбора оборудования находим ток недлинного замыкания, ударный ток.
Рис.5 Схема для определения тока к.з. на стороне 110 кВ.
Сопротивление до точки к.з
X=V2ср/Sк.з.max [6].
т.к. Sк.з.max=3500 МВ А (по заданию), то
X=1152 / · 3500 = 3,78 Ом.
Ik=Uном/ 3 · x=115000/ 3, 78 = 17,6 кА;[6]
iy = 2,55 · Ik=2,55 · 17,6=44,88 кА;[5]
Выбор масляных выключателей производим по последующим чертам:
На ОРУ-110 устанавливаем ВМТ-110
— По номинальному напряжению:
Uн ? Uр [5].
Uн=110 кВ — номинальное напряжение[3]
Uр=110 кВ — рабочее напряжение[3]
— По номинальному долговременному току:
Iн ? Ipmax[5]
Iн=1250 А — номинальный ток ВМТ-110[3]
Ipmax=Kпр · Sтп / v3 · Uн = 1,3 · 20000 / v3 ·115=130,7 А[5]
Kпр = 1,3 — коэффициент перспективы развития потребителей.
Sтп = 20000 кВ·А — мощность подстанции.
Ipmax — наибольший рабочий ток ВМТ-110.
— По номинальному току отключения выключателя: Iн.откл ? Iк
Iн.откл =25 кА;[3]
Iк=17,6 кА;
— По электродинамической стойкости:
Iпр.с ? Iк;
Iпр.с=25 кА — действенное
Iк = 17,6 кА;
iпр.с ? iк
iпр.с = 65 кА -амплитудное
iк = 44,88 кА — ударный ток к.з.
5. По тепловой стойкости: I2T · tT ? Bk
IT =25 кА — предельный ток тепловой стойкости.
tT=3 с — время прохождения тока тепловой стойкости
Bk= I2к·(tоткл.+ Та), где
Bk — термический импульс тока к.з.
tоткл= tср+ tрз+ tсв, где[5]
tср=0,1 с — собственное время срабатывания защиты
tрз=2 с — время выдержки срабатывания реле
tсв=0,055 с — собственное время отключения ВМТ-110 с приводом.
Bk= 17,62 · (0,1+2+0,055+0,02)=668 кА2 · с;
I2T · tT=202·3=1200 кА2·с
Избранный масляный выключатель — ВМТ-110 соответствует всем чертам критерий выбора.
Выбор разъединителей производим по последующим чертам:
Устанавливаем на ОРУ-110 кВ разъединители РДЗ-2-110/1000, РНДЗ-110/1000
— По номинальному напряжению: Uн ? Uр[5]
Uн=110 кВ;[3]
Uр=110 кВ;
— По номинальному долговременному току: Iн ? Ipmax[5]
Iн=1000 А
Ipmax=130,7 А
— По электродинамической стойкости: iпр.с ? iy
iпр.с=80 кА;
iy=44,8 кА;
— По тепловой стойкости: I2T · tT? Bk
Bk=668 кА2 ·с
IT=31 кА — предельный ток тепловой стойкости
I2T · tT=312·3=2883 кА2·с;
Избранные разъединители РНДЗ-110/1000, РДЗ-2-110/1000 соответствуют всем чертам.
На масляных выключателях ВМТ-110 устанавливаем трансформаторы тока ТВТ-110/600/5.
Выбор трансформаторов тока проводим по последующим чертам:
ТВТ-110-600/5.
Для подключения релейной защиты используем отпайку 200/5.
-По номинальному напряжению: Uн ? Uр[5]
Uн=110 кВ;
Uр=110 кВ;
— По номинальному долговременному току: I1н ? Ipmax
I1н =200 А;
Ipmax=130,7 А;
По электродинамической и тепловой стойкости интегрированные трансформаторы тока не проверяются.
— По перегрузке вторичных цепей: Z2н ? Z2
Z2н=1,2 Ом (класс точности 10) — номинальная допустимая перегрузка вторичной обмотки трансформаторов тока ТВТ-110.
Z2= Zпр+ Zконт+? Zприб., где
Z2 — вторичная перегрузка расчетная;
Zконт =0,1 Ом — сопротивление переходных контактов;
Zпр=с·lрасч./qпр., где
с=1,75·10-8 Ом·м — удельное сопротивление медных проводов;
lрасч=75 м — длина проводов для ОРУ-110 кВ;
qпр=2,5 ·10-6 м2 — сечение медных проводов
Zпр=1,75·10-8·75/2,5 ·10-6 =0,52 Ом — сопротивление проводов;
? Zприб=0,5 Ом -сопротивление устройств, присоединенных к вторичной обмотке трансформаторов тока ТВТ-110
Z2=0,52+0,1+0,5=1,12 Ом;
Выбор проводов для вводов ОРУ-110 кВ, ремонтной и рабочей перемычек производим по последующим чертам:
А-300 — провод дюралевый сечением 300 мм2
— По продолжительно допустимому току: Iдоп ? Ipmax[5]
Iдоп=680 А;
Ipmax=130,7 А;[3]
— По тепловой стойкости: q? qmin= vBk·106/C
q = 300 мм2 выбранное сечение провода А-300;
qmin=v688·106/88 = 293,7 мм2
С=88 — коэффициент.
— По условию отсутствия коронирования: 0,9 Е0?1,07Е
Е0=30,3·m·(1+0,299/rпр1/2), где
Е0 — наибольшее
m=0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности многопроволочных проводов.
rпр=1,12 — радиус провода А-300
0,9 Е0=0,9·(30,3·0,82·(1+0,299/1,120,5)=28,68 кВ/см;
Е=0,354·U/rпр.· lq·Dср/ rпр, где
Е-напряженность электронного поля около поверхности провода
V-линейное напряжение;
Dср =1,26·D — среднее геометрическое расстояние меж проводами фаз;
D = 3 м — расстояние меж проводами различных фаз;
Dср =1,26·3=378 см;
1,07Е=1,07·0,354·110/1,12· lq·378/1,12=14,72 кВ/см;
Дюралевый провод А-300 соответствует всем чертам критерий выбора. Для крепления проводов применяем гирлянды из 8 навесных изоляторов Пф-70.
2.1.2 Выбор оборудования РУ-10 кВ
Для выбора оборудования находим ток недлинного замыкания, ударный ток недлинного замыкания.
Рис. 6 Расчетные схемы для определения тока недлинного замыкания при маленьком замыкании на шинах 10 кВ.
X = Uср2 / Sкз max =1152 / 3500 = 0,029 — сопротивление до места недлинного замыкания[6]
Определяем сопротивление обмоток трансформатора
UK1 = 0,5(UK I-II + UK I-III — UK II-III) = 0,5(17+10,5-6) = 10,75%
UK2 = 0,5(UK I-III + UK II-III — UK I-III) = 0,5(17+6-10,5) = 6,25%
UK3 = 0,5(UK II-III + UK I-III — UK I-II) = 0,5(10,5+6-17) = -0,25% 0
UK1, UK2, UK3 — напряжение недлинного замыкания обмоток трансформатора
Х*б1 = (UK1 / 100) (Sб / Sн.тр) = (10,75/100)(100/20) = 0,53, где
Sб = 100 мВА — базисная мощность;
Sн.тр = 20000 кВА — мощность понижающего трансформатора
Х*б2 = (UK2 / 100) (Sб / Sн.тр) = (6,25/100)(100/20) = 0,31]
Х*б3 = (UK3 / 100) (Sб / Sн.тр) = 0
Х*б3 = Х* + Х*1 + Х*3 = 0,029 + 0,53 + 0 = 0,0559 —
результирующее сопротивление до точки недлинного замыкания при маленьком замыкании на шинах 10 кВ [рис. 6, в]
Iб = Sб / Uср
Iб = 100 / ( 10,5) = 5,5 кА
Iк = Iб / Х*4 = 5,5 /0,559 = 9,84 кА — ток недлинного замыкания при маленьком замыкании на шинах 10 кВ[5]
iу = 2,55 Iк = 2,55 9,84 = 25,1 кА — ударный ток недлинного замыкания
В РУ-10 кВ в ячейках КРУН-10 кВ установлены вакуумные выключатели ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10/1000, ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10/630. Выбор и проверку вакуумных выключателей создают по последующим чертам:
ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10/1000
-По номинальному напряжению:
Uн Uр
Uн = 10 кВ — номинальное напряжение;
Uр = 10 кВ — рабочее напряжение КРУН-10 кВ
— По номинальному долговременному току:
Iн Iр max
Iн = 1000 А — номинальный ток выключателя ВВ (то есть внутренние войска)/TEL 10/110
Iр max = (КрнSн.тр)/(Uн2) = (0,520000)/(11) = 525,5 А, где
Крн = 0,5 — коэффициент распределения перегрузки на шинах вторичного напряжения
— По номинальному повторяющемуся току отключения:
Iн.откл Iк
Iн.откл = 20 кА
Iк = 9,84 кА
— По электродинамической стойкости:
— по предельному повторяющемуся току недлинного замыкания:
Iпр.с Iк
Iпр.с = 20 кА — действенное
Iк = 9,84 кА
— по ударному току:
iпр.с iу
iпр.с = 52 кА — амплитудное
iу = 25,1 кА
— По тепловой стойкости:
Iт2 tт Bк
Bк = Iк2 (tоткл + Та), где
tоткл = tср+tрз+tсв = 2+0,1+0,1=2,2 с — время отключения тока,
Та = 0,01 с — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока недлинного замыкания.
Bк = 9,842 2,21 = 213,98 кА2с
Iт2 tт = 2О2 4 = 1600 кА2с
Вакуумные выключатели ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10/1000, установленные в ячейках КРУН-10 кВ соответствуют всем чертам.
Вакуумный выключатель ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10/630
— По номинальному напряжению: UН ? UР
UН = 10 кВ
UР = 10 кВ.
— По номинальному долговременному току: IН ? IРmax
IН = 630 A
IРmax = 525.5 A.
— По номинальному повторяющемуся току отключения: IНоткл ? IК
IНоткл = 12,5 кА
IК = 9,84 кА
— По электродинамической стойкости:
* по предельному повторяющемуся току к.з.: IПР.С ? IК
IПР.С = 32 кА
IК = 9,84 кА
* по ударному току: iПР.С ? iу
iПР.С = 52 кА
iу = 25,1 кА
— По тепловой стойкости: I2Т ·tT ? BК
BК = 213,98 кА2с
I2Т tT = 1600 кА2с.
Вакуумные выключатели ВВ (то есть внутренние войска)/TEL-10/630, установленные в ячейках КРУН-10 кВ соответствуют всем чертам.
Выбор и проверку трансформаторов тока ТПЛ-10 производим по последующим чертам:
ТПЛ-10.
— По номинальному напряжению: UН ? UР
UН = 10 кВ
UР = 10 кВ.
— По номинальному долговременному току: I1Н ? IРmax
I1Н = 1000 A
IРmax = 525 A.
— По электродинамической стойкости: v2· I1Н ·Кд ? iу
v2· I1Н · Кд = v2· 1000 ·160 = 226,27 кА
Кд = 160 — кратность электродинамической стойкости [3]
iу = 25,1 кА.
— По тепловой стойкости: (I1Н ·КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта)) 2 · tT ? BК
BК = I2к ·(tоткл + Та) = 9,842 · 2,25 = 217,8 кА2с
КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) = 65 — кратность темической стойкости
tТ = 1 с — время термичекой стойкости
(I1Н ·КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта)) 2 · tT = (1·65) 2 ·1 = 4225 кА.
— По перегрузке вторичных цепей: Z2H ? Z2
Z2H =1,2 (класс точности 3)
Z2H=Zпр+УZприб+Zконт,
Z2H= (1,75·10-8·6/2,5·106) + (0,02+0,1+0,1+0,1) + 0,1 = 0,46 Ом,
где с = 1,75·10-8·Ом·м — удельное сопротивление медных проводов,
lpacr = 6 м
g = 2,5 ·10-6 м — сечение медных проводов
2.1.3 Выбор трансформаторов
Трансформатор представляет собой электромагнитный аппарат переменного тока, созданный для преобразования эл. энергии 1-го напряжения в электронную энергию другого напряжения. В базу работы трансформатора положен закон электромагнитной индукции. [4]
Трансформатор, имеющий на стержне магнитоотвода две обмотки: обмотку высочайшего напряжения (ВН), обмотку низкого напряжения (НН), именуют двухобмоточными. Массивные силовые трансформаторы делают трехобмоточными. Они имеют три обмотки: обмотку высочайшего напряжения (ВН), обмотку среднего (СН) и обмотку низкого напряжения (НН).
Понижающие трансформаторы служат для передачи электронной энергии на расстояние и для распределения ее меж пользователями. Они различаются относительно большенный мощностью и высочайшим напряжением.
Понижающие трансформаторы изготавливают на определенные обычные мощности. В 1985 году введена в действие шкала мощностей трансформаторов, согласно которой номинальные мощности трехфазных трансформаторов должны соответствовать определенному ряду. Первенцем российского трансформаторостроения является Столичный электрозавод.
Число и мощность понижающих трансформаторов следует выбирать исходя из технико-экономических расчетов и нормативных требований по резервированию, согласно которым, на тяговых подстанциях следует предугадывать по два понижающих трансформатора. Мощность их целенаправлено принять таковой, чтоб при выключении 1-го из их электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором [4].
В данной дипломной работе нужно избрать трехобмоточный понижающий трансформатор 110/35/10. Мощность понижающего трансформатора транзитной тяговой подстанции определяем из критерий аварийного режима:
SH.TP ? Sмах/Кав·(n-1), где [5]
Sмах — суммарная наибольшая перегрузка первичной обмотки понижающего трансформатора,
Кав=1,4 — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности в аварийном режиме,
n — количество трансформаторов.
Sмах = Sмах Т + Sмах35, где [5]
Sмах Т — мощность потребителей, присоединенных к шинам тягового электроснабжения, кВ·А,
Sмах 35 — наибольшая полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН(35кВ).
SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН, где [5]
SТ — мощность, используемая на тягу, кВ·А
Sмах10 — мощность нетяговых потребителей, питающихся от обмотки НН (10 кВ), кВ·А
SТСН — номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВ·А
Т.к нами избран тяговый трансформатор ТМПУ-16000/10, номинальная мощность которого SН =11400 кВ·А, то мощность, используемая на тягу поездов будет равна SТ = 11400.
На тяговой подстанции с питающим напряжением 35 кВ установлен трансформатор собственных нужд, который имеет последующие свойства:
Тип — ТМ-320/35,
Номинальная мощность — 320 кВ·А,
Номинальное напряжение первичной обмотки — 35 кВ,
Номинальное напряжение вторичной обмотки — 0,23 кВ.
Для того, чтоб не изменять схему питания фидеров СЦБ-6кВ, нужно поменять трансформатор собственных нужд на трансформатор с таковым же напряжением обмотки НН (0,23 кВ), с напряжением обмотки ВН — 10 кВ, т.к. ТСН будет подключен к сборным шинам тягового электроснабжения, с мощностью SН, которая будет больше, чем SН =320 кВ·А, т.к. при изменении схемы питания тяговой подстанции покажутся доп пользователи перегрузки собственных нужд:
Таблица 2.1 — Пользователи перегрузки собственных нужд
Мощность на единицу
количество
Общая мощность, кВ·А
Обогрев баков МКП-110
3,6 кВ·А
2
7,2
Обогрев приводов МКП-110
0,8 кВ·А
2
1,6
Обдув понижающих тр-ров
4 кВ·А
2
8
Всего
—
—
16,8
Избираем трансформатор собственных нужд по [3]
Тип — ТМ-400/10
Номинальная мощность — SТСН =400 кВ·А,
Номинальное напряжение первичной обмотки — 10 кВ,
Номинальное напряжение вторичной обмотки — 0,23 кВ.
На тяговой подстанции «Белгород» с питающим напряжением 35 кВ питание нетяговых потребителей осуществляется напряжением 10 кВ, которое преобразуется из напряжения 35 кВ при помощи трансформатора ТМ-1000/35.
Наивысшую мощность нетяговых потребителей, питающихся от обмотки НН понижающего трансформатора, определяем по формуле:
Sмах10= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]
n = 4 — количество нетяговых потребителей,
Рпост = 2% — неизменные утраты в стали трансформатора;
Рпер = 10% — переменные утраты в сетях и трансформаторах;
— наибольшее
— сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной перегрузки, кВар.
Таблица 2.2 — Почасовой расход электроэнергии по фидерам 10 кВ
t
активная мощность, кВт
Суммарная актив-ная нагруз-ка, кВт
реакт. мощность, кВар
Суммар-ная реактив-ная перегрузка, кВар
фидер
№1,2 «Спирт-завод»
фидер
№1,2
РП — 10
фидер
ФПЭ К. Лопань
фидер
№1,2 «Спирт-завод»
фидер
№1,2
РП — 10
фидер
ФПЭ К. Лопань
1
200
50
—
250
—
—
—
2
100
200
—
300
—
100
—
100
3
200
100
10
310
100
—
—
100
4
200
100
20
320
200
100
—
300
5
300
200
10
510
200
100
—
300
6
400
100
—
500
200
—
—
200
7
400
100
10
510
300
100
—
400
8
600
200
30
830
200
100
—
300
9
500
200
40
740
200
100
—
300
10
400
200
20
620
300
100
—
400
11
400
100
20
520
300
100
—
400
12
200
200
10
410
100
100
—
200
13
200
100
10
310
100
100
—
200
14
400
100
10
510
100
—
—
100
15
100
200
30
330
100
100
—
200
16
400
100
10
510
200
—
—
200
17
600
100
10
710
300
100
—
400
18
400
200
10
610
300
100
—
400
19
200
50
10
260
100
—
—
100
20
200
100
0
310
100
100
—
200
21
400
200
10
610
200
100
—
300
22
300
100
10
410
200
100
—
300
23
100
500
10
160
100
—
—
100
24
100
50
10
160
—
—
—
—
На основании почасового расхода электроэнергии по фидерам 10 кВ (таблица 2.2) строим графики суммарной перегрузки (рис.7,8).
Наибольшее
10 кВ в 8 часов = 300 кВар.
Sмах10 = (1+(2 + 10)/ 100)=956,93 кВ·А.
Наибольшая полная мощность всех районных потребителей, питающихся от обмотки СН (35 кВ) понижающего трансформатора:
Sмах35= (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где [5]
n = 2 — количество нетяговых потребителей,
Рпост = 2% — неизменные утраты в стали трансформатора;
Рпер = 10% — переменные утраты в сетях и трансформаторах;
— наибольшее
— сумма реактивных мощностей всех потребителей в час максимума суммарной перегрузки, кВар.
Таблица 2.3 — Почасовой расход электроэнергии по фидерам 35 кВ
t
фидера районных потребителей 35 кВ
Суммарная перегрузка
ф. Бессоновка
активная, кВт
реактивная, кВар
актив
кВт
реаактив
кВар
1
3780
1470
3780
1470
2
3570
1260
3570
1260
3
3675
1890
3675
1890
4
3675
1260
3675
1260
5
3675
1575
3675
1575
7
4515
1575
4515
1575
8
7875
1470
3675
1470
9
3085
1155
5985
1155
10
2625
1575
2625
1575
11
4400
1365
3570
1365
12
4670
1260
3570
1260
13
4695
1260
4095
1260
14
3780
1470
3780
1470
15
4905
1155
4305
1155
16
3650
1470
3150
1470
17
3465
1260
3465
1260
18
5880
1365
5880
1365
19
3885
1260
3885
1260
20
4725
1365
4725
1365
21
3990
1260
3990
1260
22
4305
1260
4305
1260
23
3885
1260
3885
1260
24
3885
1365
3885
1365
По данным почасового расхода электроэнергии по фидерам районных потребителей 35 кВ строим графики суммарной перегрузки (рис.9,10).
Наибольшее
Sмах35= (1+(2 + 10)/ 100)=11534,4 93 кВ·А
SмахТ = SТ + Sмах10 + SТСН = 11400 +956,93 +400 = 12756,93 кВ·А
Sмах = SмахТ + Sмах35 = 12756,93 +11534,4 = 24291,33 кВ·А
SH.TP ? Smax/Кав·(n-1), SH.TP = 24291,33/ 1,4· (2-1) = 17350,95 кВ·А.
Т.к. в перспективе может быть подключение к обмотке НН (10кВ) остальных нетяговых потребителей, и к обмотке СН (35 кВ) — остальных районных потребителей, также обмотка СН может употребляться в качестве запасного питания ТЭЦ (по полосы 35 кВ), то избираем понижающий трансформатор типа ТДТН-20000/110-Б, который имеет последующие технические данные:
Тип — ТДТН-20000/110-Б;
Число фаз 3;
Номинальная частота — 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ);
Номинальное напряжение обмоток трансформатора:
ВН-115 кВ, СН-38,5 кВ, НН-11 кВ;
Номинальный ток обмоток трансформатора:
ВН-100,5 А, СН-300 А, НН-1050 А;
Номинальная мощность обмоток трансформатора:
при включенном дутье — ВН-20000 кВ·А, СН-20000 кВ·А, НН-20000 кВ·А;
при отключенном дутье — ВН-10000 кВ·А, СН-10000 кВ·А, НН-10000кВ·А;
Напряжение к.з.: Вн-СН-17%, ВН-НН-10,5%, СН-НН-6%;
Регулирование напряжения под перегрузкой: на стороне ВН в спектре ±8х2% от номинального значения обмотки ВН.
Трансформатор силовой трехфазный, трехобмоточный с естественной циркуляцией масла и принудительным дутьевым остыванием, с регулированием напряжения под перегрузкой предназначен для стационарной установки на открытом воздухе на высоте не наиболее 1000 м над уровнем моря при естественном изменении температуры окружающего воздуха от -40°С до + 40°С.
Выбор тягового трансформатора
Тяговые трансформаторы предусмотрены для питания преобразовательных агрегатов. Главным различием тяговых трансформаторов является схема соединения обмоток, размещение и крепление их на сердечниках, а некие еще наличием уравнительного реактора.
Эти трансформаторы имеют масляное остывание. Вентильные обмотки делают из параллельно соединенных дисковых катушек, которые прессуются особыми секторами либо прессующими кольцами. Вентильную обмотку располагают снаружи по отношению к сетевой обмотке. Таковая сборка, невзирая на некое повышение расхода меди, обеспечивает высшую электродинамическую крепкость и является наиболее технологичной. [1]
На тяговой подстанции “Белгород” с питающим напряжением 35 кВ установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3 (полупроводниковой выпрямитель для электрифицированных стальных дорог), с каждым из которых работают два соединенных параллельно тяговых трансформатора ТМРУ-6200/35 — трансформаторы масляные, для питания ртутных выпрямителей, с уравнительным реактором, номинальной мощностью 3700 кВ·А любой, на напряжение сетевой обмотки 35 кВ. Но т.к. в дипломном проекте при модернизации оборудования тяговой подстанции, питание сетевой обмотки тягового трансформатора будет осуществляться от сборных шин 10 кВ, то нужна подмена тягового трансформатора, который будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.
Паспортные данные ПВЭ-3, нужные для расчета мощности тягового трансформатора:
Мощность — 9900 кВт.
Номинальное выпрямленное напряжение — 3.3 кВ.
Наибольшее выпрямленное напряжение — 4кВ.
Номинальный выпрямленный ток — 3000 А.
Продолжительно допустимый выпрямленный ток — 4500 кА.
Схема выпрямления — «две оборотные звезды с уравнительным реактором».
Допустимые перегрузки ПВЭ-3:
25% от номинального значения — 1 раз в 2 часа в течении 15 мин.
50% от номинально значения — 1 раз в 1 час в течении 2 мин.
100% от номинального значения — 1 раз в 2 мин в течении 10 с.
Т.к. действующее
Таблица 2.4 — Почасовой расход электроэнергии 11.06.2001 г.
время
на тягу поездов
активная, кВт
реактивная, кВар
1
2240
1120
2
1400
840
3
1400
840
4
1680
840
5
2240
1120
6
1960
560
7
1680
560
8
2520
980
9
2800
1120
10
1400
840
11
280
560
12
840
560
13
1120
560
14
560
560
15
840
560
16
560
560
17
560
140
18
840
560
19
560
280
20
840
560
21
1120
560
22
1120
840
23
1120
840
24
1680
1120
SH.TP ? ST/N — мощность тягового трансформатора, к·ВА [5]
ST = (1+(Рпост + Рпер)/ 100), где
Рпост = 2% — неизменные утраты в стали трансформатора;
Рпер = 10% — переменные утраты в сетях и трансформаторах;
— наибольшее
—
Наибольшее время значение реактивной перегрузки Q=1120 Вар.
ST = (1+(2 + 10)/ 100)=3388 кВ·А.
N — кол-во преобразовательных агрегатов. На тяговой подстанции установлены два преобразовательных агрегата ПВЭ-3, как следует, N=2.
SH.TP =3377/2=1688,5 кВ·А.
Выбор тягового трансформатора производим по [3], исходя из последующих данных:
— Номинальная мощность тягового трансформатора обязана быть больше SH.TP =1688,5 кВ·А.
— Номинальное напряжение преобразователя ПВЭ-3 UdH=3,3 кВ.
— Номинальный ток преобразователя ПВЭ-3 IdH=3000 А.
— Номинальное напряжение вентильной обмотки тягового трансформатора U2=3,02 кВ.
— Номинальное напряжение сетевой обмотки — U1=10 кВ.
— Схема соединения вентильной обмотки — «две оборотные звезды с уравнительным реактором».
Исходя из этих данных с учетом перспективы развития ж/д транспорта избираем два тяговых трансформатора ТМПУ-16000/10 ЖУ-1, любой из которых будет работать с преобразовательным агрегатом ПВЭ-3.
ТМПУ-16000/10 ЖУ-1 — трансформатор масляный, для полупроводниковых выпрямителей, с уравнительным реактором, мощностью 16000 кВ·А, на на номинальное напряжение сетевой обмотки 10 кВ·А, для ж/д транспорта, для умеренного атмосферного климата.
Эл. хар-ки тяг. трансформатора ТМПУ-16000/10 ЖУ-1.
— Ном. U сетевой обмотки U1=10 кВ.
— Ном. U вентильной обмотки U2=3,02 кВ.
— Ном. ток преобразователя IdH=3000 А.
— Ном. U преобразователя UdH=3,3 кВ.
— Схема соединения первичной обмотки — «звезда».
— Схема соединения вторичной обмотки — «две оборотные звезды с уравнительным реактором».
— Номинальная мощность тягового трансформатора SH =11400 кВ·А.
Номинальная мощность SH =11400 кВ·А меньше баковой мощности Sб =16000 кВ·А, поэтому что в баке тр-ра ТМПУ 16000/10, не считая сетевой и вентильной обмотки, расположен уравнительный реактор типа КРОМ-500 — катушка реактивная однофазная масляная.
2.2 Расчет уставок и характеристик защит трансформаторов
Опыт эксплуатации показал, что трансформаторы довольно надежное оборудование и при правильной эксплуатации случаи выхода их из работы сравнимо редки. Являясь главным видом оборудования п/ст. от исправности которого зависит электроснабжение потребителей, трансформаторы обязаны иметь защиты, исключающие либо уменьшающие развитие трагедии при появлении повреждений и ненормальных режимов.
К главным повреждениям трансформаторов относятся: двухфазные и трехфазные недлинные замыкания в обмотках и на их внешних выводах; замыкания меж витками одной фазы (витковые замыкания); однофазные замыкания на землю обмоток либо их внешних выводов.
К ненормальным режимам работы трансформатора относят: протекание по его обмоткам токов выше номинальных при перегрузках и наружных маленьких замыканиях (недлинные замыкания на шинах низшего напряжения и отходящих от их линий), что приводит к увеличению температуры обмоток и масла; снижение номинального уровня масла и др. [6]
Релейной защитой именуется устройство состоящее из 1-го либо нескольких реле, реагирующих на ненормальные режимы работы. Защита повлияет на выключатели и они отключают те элементы цепи, которые небезопасно оставлять в работе. Она также говорит о начале ненормального режима работы (о перегрузке, утечке масла из трансформатора и т.п.).
Релейная защита обязана владеть селективностью, быстродействием, чувствительностью и надежностью в работе. Селективность состоит в том, что при срабатывании релейной защиты отключается лишь покоробленный участок, а неповрежденные элементы остаются в работе, быстродействие нужно, потому что при понижении времени отключения покоробленного элемента уменьшаются размеры его разрушения при маленьком замыкании и увеличивается устойчивость работы системы. Чувствительность — это способность реагировать на все виды повреждений и ненормальных режимов в самом начале их появления. Надежность — не обязано быть случаев неверного деяния и отказов релейной защиты при ненормальных режимах работы [1]
Релейную защиту делают при помощи реле-приборов, способных реагировать на изменение определенного параметра, характеризующего режим работы установки. Различают реле прямого и косвенного деяния. 2-ые имеют маленькие размеры и на привод выключателя действуют через вспомогательную цепь.
Расчет релейной защиты заключается в определении типа защиты, первичного тока срабатывания, тока уставки срабатывания реле, времени срабатывания защиты.
Величина тока (напряжения), при котором начинает срабатывать и замыкать либо размыкать свои контакты то либо другое реле, именуют током (напряжением) срабатывания реле.
Величина параметра, на которую настроено и при которой обязано срабатывать реле, именуют уставкой срабатывания реле. Величина тока (напряжения), при которой реле начинает ворачиваться в начальное состояние, именуется током (напряжением) возврата реле. Отношение тока возврата реле к току срабатывания реле именуется коэффициентом возврата реле. [6]
2.2.1 Типы используемых защит трансформаторов
Для избранного силового трехобмоточного трансформатора ТДТН-20000/110 избираем последующие типы релейных защит:
1 Дифференциальная защита от всех видов повреждений как снутри трансформатора, так и на его выводах.
2 Газовая защита от повреждений снутри трансформатора.
3 Наибольшая токовая защита на сторонах ВН, СН и НН от сверхтоков, обусловленных наружными маленькими замыканиями.
4 Токовая защита от перегрузки трансформатора.
5 Защита включения обдува трансформатора.
2.2.2 Газовая защита трансформатора
Применяется для защиты трансформаторов от внутренних повреждений. Ее действие основано на принципе реагирования на скорость выделения газов из изоляционных материалов либо масла, появляющихся при нагреве деталей либо дуговых действий снутри трансформатора. Трансформатор соединяется с маслорасширительным бачком трубопроводом. При появлении снутри трансформатора дуги вокруг нее начинается бурное газовыделение, давление в баке увеличивается, и поток масла совместно с газовыми пузырями устремляется через трубопровод в маслорасширитель. На этот поток масла и газов реагирует газовое реле, которое врезано в трубопровод, соеденяющий бак трансформатора с маслорасширителем.
Газовую защиту понижающего трансформатора ТДТН-20000/110 исполняем при помощи газового реле РГЧЗ-66, которое представляет собой герметически закрытый корпус, заполненный маслом, снутри которого находятся сигнальный и отключающий элементы, выполненные в виде чашек. При обычной работе трансформатора газовое реле вполне заполнено маслом, верхняя (сигнальный элемент) и нижняя (отключающий элемент) чашечки удерживаются в верхнем положении. Контакты обоих частей разомкнуты. При нарушении обычного режима работы трансформатора образование газов происходит с различной интенсивностью: бурно — при междуфазных маленьких замыканиях, витковых замыканиях на корпус и медлительно при разложении дерева и изоляции при их перегреве. Если выделение газов происходит с малой интенсивностью, то они, проходя из бака трансформатора в трубопровод, накапливаются в верхней части газового реле, вытесняя масло. Когда уровень масла в газовом реле станет ниже дна чашечки сигнального элемента, чашечка, заполненная маслом, опускается под действием силы тяжести, делая поворот вокруг собственной оси, замыкает свои контакты и делает цепь предупредительной сигнализации.
]]>