Gc-helper.ru

ГК Хелпер
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Ячейка для выключателя 110 кв

Выбор выключателей для цепей 110 кВ

1. Определяем цепь, в которой существует наиболее тяжелый продолжительный режим по току (этот ток примем за Iрасч):

— для цепей с трансформаторами связи утяжеленным режимом является режим вынужденного отключения одного трансформатора, когда второй трансформатор принимает всю мощность перетока. При этом расчет ведется по графику перетока с большим максимумом. Согласно данным таблиц для трансформатора связи РУ СН наибольший максимум мощности перетока приходится на аварийный режим

(83,29 МВА), а для трансформатора связи ГРУ мощности перетока приходится на аварийный режим, поэтому

кА;

кА;

— для линий, связывающих ТЭЦ с системами, утяжеленным считаем режим вынужденного отключения одной цепи. Ток этого режима определяется по максимуму графика обменной мощности. Согласно данным таблиц наибольший максимум обменной мощности приходится на нормальный режим генератора станции (184,296 МВА), поэтому

кА;

— блок «генератор-трансформатор» коммутируется на стороне 110 кВ и для него утяжеленным режимом является допустимая для генератора 5-процентная перегрузка

кА.

Таким образом, среди всех цепей I зоны наиболее тяжелый токовый режим приходится на блок. Поэтому выбор выключателей ОРУ ведем по расчетному току

1. Намечаем для установки в схему выключатель по следующим условиям:

По этим условиям подходит элегазовый выключатель для наружной установки типа 3AP1FG-145/EK фирмы Siemens со следующими номинальными параметрами:

Uном = 110 кВ — номинальное напряжение;

Iном = 1,6 кА — номинальный ток;

Iотк.ном = 50 кА — номинальный ток отключения;

βном = 47 % — нормированное содержание апериодической составляющей;

Iдин = 50 кА — предельный сквозной ток (действующее значение);

imax/дин = 127,5 кА — предельный сквозной ток (наибольший пик);

Iвк.ном = 50 кА — номинальный ток включения (действующее значение);

i max.дин = 127,5 кА — номинальный ток включения (наибольший пик);

Iт.ном = 50 / 3 — номинальный ток термической стойкости / допустимое вре­мя его действия, кА/с;

tсоб = 0,034 с — собственное время отключения;

tB = 0,057 с — время отключения (полное).

Вспомогательные расчеты для проверки выключателя(табл. 9, 10)

1. Проверка выключателя по отключающей способности проводится по условиям

, ,

для чего требуется определить значения токов короткого замыкания Iпτ и i в момент расхождения контактов выключателя

с.

Периодическая составляющая тока определяется по методу типовых кривых [12] следующим образом:

— для каждого источника определяется его электрическая удаленность от точки КЗ

,

где — номинальный ток источника, приведенный к напряжению точки КЗ;

— по типовым кривым определяется коэффициент (τ) и вычисляется периодическая составляющая тока КЗ по формуле

;

— вычисляется апериодическая составляющая тока КЗ

,

где Та — постоянная времени затухания апериодического тока определяется приближенно для данного источника по справочникам;

— по значениям суммарных токов вычисляется расчетное содержание апериодического тока в токе отключения

;

— полный ток в момент времени τ

кА;

— полный номинальный ток отключения

кА.

2. Для проверки выключателя на термическую стойкость требуется рассчитать импульс квадратичного тока КЗ за полное время его действия

с.

Тепловой импульс от тока КЗ определим по формуле .

Результаты вспомогательных расчетов

ИсточникIп0, кАIном, кАa, о.е.g, о.е.Iпt, кАTа, сiat, кАbрас,%Bk, кА 2 ·с
Система7,2397,2390,28,216223,08
Блок РУ СН2,2260,8272,690,952,1150,262,65821,391
Генераторы ГРУ2,3990,8272,90,942,2550,252,84524,788
Блок РУ ВН4,4981,2353,640,9154,1160,265,33587,342
S16,36215,72519,054356,6

Данные выбора выключателя 3AP1FG-145/EK

Расчетные параметры системыКаталожные данные выключателяУсловия выбораРезультат проверки
Uуст=110 кВUном=110 кВUуст Uномудовл.
Iрас=1,297 кАIном=1,6 кАIрас Iномудовл.
Iпt=15,725 кАIотк.ном=50 кАIпt Iотк.номудовл.
bрас=86% it= 41,293 кАbном=47% iпол.отк=103,95кАbрас bном it iпол.откне удовл. удовл.
Iп0=16,362кАIдин=50 кАIп0 Iдинудовл.
iу=41,8 кАimax.дин=127,5 кАiу imax.динудовл.
Bk= 356,6 кА 2 ·сI 2 т.ном·tТ=7500 кА 2 ·сBk I 2 т.ном·tТудовл.

Вывод: выключатель типа 3AP1FG-145/EK проходит по всем условиям выбора и принимается к установке на всех присоединениях и на межсекционных связях РУ-110 кВ.

Выбор разъединителей.

Расчетные условия выбора разъединителей и выключателей совпадают.

Поэтому для цепей с напряжением 110 кВ намечаем к установке разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РД-110 I/1600УХЛ1 (табл. 11).

Результаты выбора разъединителей РД-110 I/1600УХЛ1

Расчетные параметры цепиКаталожные данные разъединителяУсловие выбораРезультат проверки
Uуст=110 кВUном=110 кВUуст Uномудовл.
Iрас= 1,297 кАIном= 1,6 кАIрас Iномудовл.
iу= 41,8 кАiдин= 100 кАiу iдинудовл.
Bк= 356,6 кА 2 ·сI 2 т.ном·tт= 4800 кА 2 ·сBk I 2 т.ном·tТудовл.
Читать еще:  Кабеле тросовый выключатель монтаж

Выбор сборных шин 110 кВ.

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные прово­дами АС. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае току бока Iбл = 1,297 А.

Принимаем к установке два расщеплённых провода AC-300/66, q = 300 мм 2 , d = 24,5 мм, Iдоп = 680 А.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми на открытом воздухе.

Проверка по условию коронирования не производится, так как выбранное сечение больше сечения минимально допустимого. Для 110 кВ по условию короны – АС — 70.

Принимаем два провода в фазе AC-300/66.

Выбор изоляторов.

Выбираем опорный стержневой изолятор ОСК-10-110-Б-4, который предназначен для изоляции и крепления токоведущих частей в распределительных устройствах электрических станций и подстанций с напряжением 110кВ.

Проект РЗА

Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике

Защиты и автоматика секционного выключателя 6(10) кВ

Для секционного выключателя (СВ) защиты практически аналогичны защитам ввода 6(10) кВ. При этом надо помнить, что в СВ сходятся сигналы присоединений обеих секций.

Например, если говорить про УРОВ, то на СВ заводятся сигналы УРОВ с каждого присоединения подстанции в то время, как на ввод только УРОВ присоединений своей секции. То же самое с сигналами ЛЗШ и дуговой защиты.

СВ 6(10) кВ — это своего рода узел, куда сводится множество защитных сигналов. Поэтому в терминале СВ должно быть достаточно дискретных входов.

Для сетей в односторонним питанием (а мы рассматриваем именно такие) СВ в нормальном режиме всегда отключен. Если срабатывает АВР, то он сначала отключает ввод потерявший питание, а потом включает СВ. Может быть и наоборот, но это больше характерно для быстродействующего АВР (БАВР), который сегодня набирает популярность.

Алгоритма АВР в терминале СВ как такового нет. Он просто выполняет команды АВР терминалов вводов, которые управляют СВ через дискретные входы.

Можно сказать, что РЗА секционного выключателя для стандартной схемы довольно простые и обычно не вызывают вопросов даже у начинающих специалистов.

Кстати, вопрос для начинающих: почему на СВ 6(10) кВ не используют токовую отсечку? Ведь на шинах ток КЗ максимальный и отключать его следует как можно быстрее. Ответы пишите в комментариях.

В следующий раз рассмотрим защиты и автоматику ТН 6(10) кВ

БЭМП РУ-СВ содержит все перечисленные в статье защиты

Отсечки на СВ не применяют, потому что вряд ли получится отстроить ее по току от отсечек отходящих линий, а так же выдержать коэффициент чувствительности в конце зоны защиты т.е. перед тт отходящей линии, если конечно сборные шины сделаны не из какой-нибудь стали )) ЛЗШ помогает быстро отключить повреждение на шинах. В сетях с напряжением 35 кВ иногда применяется ускоряющаяся отсечка на СВ, но, возможно, это только в старых схемах и в сетях 6 (10) кВ не применяется вовсе

Отсечку не отстраивают от других отсечек. Она отстраивается в основном от бросков тока намагничивания и максимального тока КЗ в конце зоны. А у СВ зона имеет нулевую длину (шины), поэтому токи КЗ в начале и конце зоны одинаковые. Таким образом, отсечку просто нельзя выбрать. А так в целом ответ правильный

Получается по току отстраивают только МТЗ. Хотя логично, зона защиты мтз одного присоединения перекрывает зону мтз другого и для надежности отстраивают ток срабатывания одной мтз от другой, с отсечкой это даже невозможно, спасибо )

Селективность МТЗ обеспечивается выдержкой времени. По току МТЗ смежных участков согласуются по чувствительности, чтобы вышестоящая защита не пустилась без пуска нижестоящей. Если интересна эта тема, то предлагаю посмотреть Курс по МТЗ — https://pro-rza.ru/kursy/videokurs-2-maksimalnaya-tokovaya-zashhi/

Соглашусь с Александром, ТО по своей сути будет не селективно работать по отношению к отходящим фидерам, что бы её сделать селективной, нужно либо увеличить ток срабатывания (уменьшить чувствительность) или сделать выдержку времени ( лишить быстродействия), таким образом встает вопрос «Зачем она нужна?». ЛЗШ и ДгЗ справятся с задачей быстрее и надежнее.

Интернет форумы — крайне вредная штука! Вопрос поставлен некорректно. Для начала нужно понимать в каком режиме работает сеть.
1. Например при работе подстанции от двух вводов и замкнутом секционном выключателе — возникает КЗ на одной из секций. В этом случае мы делим шины секционным выключателем без выдержки времени (чтобы уменьшить токи КЗ), и только потом разбираемся на какой из шин КЗ.
2. На сборных шинах генераторного напряжения — все то же самое!
3. Например при КЗ на присоединении, подключенному к шинам, отказал основной комплект РЗА вместе с УРОВ и поврежденный участок сети будет отключен последующей защитой. Блокировка местного АВР от последующей защиты невозможна ввиду её удаленности. При снижении напряжения на шинах запустится местный АВР секционным выключателем на КЗ. При включении СВ всегда работает ускорение чувствительной защиты СВ и МТЗ сработает за 0,15..0,2с. То есть с минимальной задержкой времени, необходимой для отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов и броска апериодической составляющей пусковых токов электродвигателей. А вот отсечка в этом случае должна работает без выдержки времени. Поскольку в этом случае нет ни какой разницы: КЗ у нас на шинах, или неотключаемое КЗ за выключателем на присоединении.
С уважением А.Л.Соловьёв

Читать еще:  Автоматический выключатель ba57 35

Александр Леонидович, добрый день.
Я рассматривал стандартную распределительную подстанцию 6-10 кВ с базовыми присоединениями — это у есть в первой статье цикла по защитам 6-10 кВ (https://pro-rza.ru/zashhity-tipovyh-prisoedinenij-6-10-kv/). Конечно режимы работы СВ могут быть разными, но мы рассматриваем основной случай, когда СВ разомкнут в нормальном режиме. Кольцевых режимов через СВ в распределительной сети крайне мало, сегодня параллельная работа трансформаторов почти никогда не предусматривается (сами сети против). Шины станций действительно лучше сразу разделять, чтобы уменьшить воздействие на генераторы, но это другая тема.

Что же касается 3 вопроса, то у вас какая-то странная схема, когда СВ есть, а вводных выключателей нет. КЗ на линии, где отказал комплект РЗА, должно отключаться защитой ввода, а не удаленной защитой присоединения. При этом блокировка АВР пройдет в штатном режиме и СВ не включится. Если же у вас вместо выключателей на вводах стоят ВНА, то и АВР по 6(10) кВ делать нельзя, ровно по тем причинам, которые вы описали (нет возможности блокировать АВР при КЗ). В этом случае АВР можно сделать по 0,4 кВ ниже.

1. Во первых — параллельную работу трансформаторов никто не отменял. Действительно, применяется не часто, но применяется при режимах с большой разницей в нагрузках трансформаторов.
2. Хорошо, что про шины генераторного напряжения Вы согласны.
3. Приезжали ко мне слушатели, у которых в схемах: СВ есть, АВР есть, УРОВ есть, на вводах ВНА, а выключатель вводной линии находится за 300 метров.

Поэтому я и начал с того, что: «Для начала нужно понимать в каком режиме работает сеть» потому что универсальных решений в релейной защите на все случаи жизни быть не может.
Поэтому на СВ и применяют терминалы у которых 3…4 группы разных уставок для всех предполагаемых режимов работы сети.

Схемы и случаи бывают разные, это правда. Просто не вижу смысла рассказывать об этом начинающим релейщикам (о чем и написал в первой статье). Им сначала нужно дать общий фундамент, а уж потом смотреть исключения. Если сказать, что есть условные 25 режимов работы СВ и сразу всех их описывать (при том, что первый режим — это 95% всех решений в энергетике), то у читателя будет каша в голове. Но это мой подход и он, конечно, может быть не оптимальным.
Моя аудитория, в основном, именно начинающие специалисты. Для них я и пишу статьи и видео. А опытные спецы и без меня знают, как работает СВ)

В том то всё и дело, что информация для «начинающих». В результате упрощения в вышеприведенных материалах не видна разница между защитами вводного выключателя и секционного. А делительные защиты — тема вообще закрытая для данного форума. 🙂 С уважением А.Л.Соловьёв.

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.

Ячейка для выключателя 110 кв

  • Компания
  • Продукция
    • Вся продукция
    • Вакуумные коммутационные аппараты
    • Вакуумный выключатель нагрузки ВВНР-10/630-20У2
    • Оборудование распределительных сетей 6-10кВ
    • Пункт отключения линии ПОЛ-10/630-20УХЛ1
    • Пункт коммерческого учета ПКУ-ЭАЗ-6(10)-УХЛ1
    • Оборудование распределительных устройств 6-110кВ
    • Автоматизированные малогабаритные камеры КСО-ЭАЗ
    • Унифицированные модули АУРУм 6-10кВ
    • Унифицированные модули АУРУм 35кВ
    • Унифицированные модули АУРУм 110кВ
    • Закрытые распределительные устройства 6-110кВ
    • Модульное автоматизированное ЗРУ-ЭАЗ-6-10кВ
    • Модульное автоматизированное ЗРУ-ЭАЗ-35кВ
    • Модульное автоматизированное ЗРУ-ЭАЗ-110кВ
    • Трансформаторные подстанции
    • Бетонные трансформаторные подстанции серии «Компакт»
    • Общеподстанционный Пункт Управления ОПУ-ЭАЗ
    • Сопутствующая продукция
    • Моторно-пружинный привод МПП-10 для ВВНР-10/630
    • Контакты электрические втычные на токи до 3150А
  • Услуги
    • Поддержка проектов
    • Индивидуальные решения
    • Информационно-техническая поддержка
    • Шеф-монтаж
    • Инженерные услуги
    • Проектно-изыскательские работы
    • Электроизмерения и испытания
    • Послепродажное обслуживание
    • Сервисное обслуживание
    • Диагностика и ремонт
    • Подготовка персонала
  • Фотогалерея
    • Вся фотогалерея
    • Фотоотчеты работ
    • Фотоальбомы продукции
  • Контакты
  • Общие сведения
  • Особенности и преимущества
  • Технические характеристики
  • Дополнительная информация
Читать еще:  Путевой выключатель для задвижки

  • Опросный лист АУРУм 110кВ серии «Питер»
  • Краткая информация для печати АУРУм 110кВ серии «Питер»

Модуль АУРУм 110 кВ серии «Питер»

Модули автоматизированного унифицированного распределительного устройства на напряжение 110 кВ серии «Питер» (далее модуль АУРУм 110 кВ) предназначены для работы в распределительных сетях трехфазного переменного тока напряжением 110 кВ частотой 50 Гц с изолированной или компенсированной нейтралью при номинальном токе до 1000 А на стороне 110 кВ.

Из модулей АУРУм полной заводской готовности собирается закрытое распределительное устройство (ЗРУ) по согласованной схеме, на основании опросного листа и ТЗ на отдельные элементы и схемы. Конструкция модуля позволяет применять высоковольтное оборудование любых производителей и проводить модернизацию оборудования после его морального и физического износа без существенных затрат.

► Цена модуля АУРУм 110 кВ формируется на основе заполненного опросного листа — отправьте опросный лист на электронную почту — sales@eaz.su

Особенности и преимущества

► Повышение надежности и снижение затрат на обслуживание — исключение из схемы традиционных разъединителей с сохранением их функций за счет перемещения (в вертикальной плоскости) платформы с оборудованием из рабочей зоны в ремонтную.

► Высокая заводская готовность , снижающая сроки и стоимость строительства.

► Уменьшение габаритов распределительного устройства и капитальных затрат, в сравнении с существующими аналогами.

► Возможность встраивания в существующие распределительные устройства при их реконструкции на напряжение 110 кВ.

► Возможность применения всех типов оборудования , в том числе импортного с аналогичными параметрами.

► Повышение безопасности и снижение стоимости эксплуатации за счет автоматизации и наглядности дистанционного контроля процессов управления, мониторинга оборудования в режиме реального времени.

Схема оперативной блокировки разъединителей 10 кВ в формате dwg

Рассмотрим в этой статье принцип выполнения схемы оперативной блокировки разъединителей двухсекционного распределительного устройства 10 кВ. Представленная схема оперативной блокировки выполнена в программе Autocad в формате dwg, скачать ее, Вы можете абсолютно бесплатно и использовать только в личных целях.

Необходимо отметить, что основными элементами схем оперативных блокировок разъединителей являются блок-контакты выключателей, разъединителей, а также контакты электромагнитного замка.

В соответствии с ПТЭ для предотвращения неправильных операций (в большинстве случаев включения или отключения разъединителя под нагрузкой) все разъединители должны быть сблокированы с соответствующими выключателями, а заземляющие ножи – со своими разъединителями. Подобные блокировки разъединителей называются оперативными.

Принцип работы схемы

Управление выкатным элементом яч. «Ввода 1(2)»

Управление выкатным элементом «Ввода 1(2)» разрешается только в том случае, когда отключен силовой трансформатор Т1(2) и все присоединения 1(2) секции. Для выполнения операций с выкатным элементом «Ввода 1(2)», нужно чтобы был включен заземляющий нож ЗНТ1(2)-110 со стороны 110 кВ, заземляющий нож SQG1 ячейки «Ввода 1(2)» и заземляющий нож SQG1 ячейки ТН1(2).

Управление выкатным элементом яч. «СВ1»

Для выполнения операций с выкатным элементом секционного выключателя «СВ1», нужно чтобы был включен заземляющий нож SQG1 ячейки «СВ1» и заземляющий нож SQG1 ячейки ТН1.

Управление заземляющим ножом яч. «Ввода 1(2)»

Для выполнения операций с заземляющим ножом ячейки «Ввода 1(2)», нужно чтобы выключатель яч. «Ввода 1(2)» был отключен, о чем сигнализирует блок-контакт SQ1, отключен разъединитель 1РТ1(2)-110 со стороны 110 кВ и разъединитель Р1(2)T-35 со стороны 35 кВ.

Управление заземляющим ножом яч. «СВ1»

Для выполнения операций с заземляющим ножом ячейки секционного выключателя «СВ1», нужно чтобы выключатель ячейки секционного выключателя «СВ1» был отключен, о чем сигнализирует блок-контакт SQ1, отключен разъединитель СР1 со стороны 10 кВ.

Управление заземляющим ножом яч. «ТН1»

Для выполнения операций с заземляющим ножом ячейки трансформатора напряжения «ТН1», нужно чтобы был отключен выключатель секционного выключателя «СВ1» и вводной выключатель «Ввода 1».

Управление выкатным элементом яч. «СР1»

Для выполнения операций с выкатным элементом секционного разъединителя «СР1», нужно чтобы был включен заземляющий нож SQG1 ячейки «СВ1» и заземляющий нож SQG1 ячейки ТН2.

Управление заземляющим ножом яч. «ТН2»

Для выполнения операций с заземляющим ножом ячейки трансформатора напряжения «ТН2», нужно чтобы был отключен секционный разъединитель «СР1» и вводной выключатель «Ввода 2».

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector