ВВЕДЕНИЕ
В представленной работе выполнена система электроснабжения сельскохозяйственного района. Тема проекта была выбрана в связи с принятием государственной программы развития сельского хозяйства и регулирования рынков сельскохозяйственной продукции, сырья и продовольствия на годы в рамках федерального закона «О развитии сельского хозяйства». Основными задачами программы являются:
повышение конкурентоспособности российской сельскохозяйственной продукции на основе финансовой устойчивости и модернизации сельского хозяйства;
улучшение общих условий функционирования сельского хозяйства;
обеспечение ускоренного развития приоритетных подотраслей сельского хозяйства;
повышение финансовой устойчивости сельского хозяйства;
совершенствование механизмов регулирования рынка сельскохозяйственной продукции, сырья и продовольствия.
устойчивое развитие сельских территорий, повышение занятости и уровня жизни сельского населения.
Вследствие расширения сельскохозяйственных угодий, расширения объемов производства сельскохозяйственной продукции, привлечения населения на новые территории возникает необходимость в строительстве новых подстанций.
Для электроснабжения сельскохозяйственного района была выбрана подстанция 110/10,5 кВ.
Используя справочные данные по расчётам нагрузок коммунально-бытовых, промышленных потребителей, осветительных нагрузок, выбрано необходимое количество и мощность комплектных трансформаторных подстанций, трансформаторов главной понизительной подстанции, проведен расчёт элементов системы электроснабжения. Выбрана и проверена коммутационно-защитная аппаратура, сечения и марки проводов линий электропередач.
В выпускной работе также представлены разделы экономики и безопасности жизнедеятельности, где рассматривается стоимость производства электромонтажных работ, вопросы охраны труда работников, безопасные методы производства электромонтажных работ. Все элементы системы электроснабжения района соответствуют требованиям электробезопасности.
В процессе разработки дипломного проекта широко использовалась ПЭВМ, и, поскольку, реальные объёмы вычислений значительно превышают те, что отражены в данной пояснительной записке, некоторые числовые значения и утверждения могут появиться без расчётов.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Потребителями электроэнергии являются населенные пункты, мастерские. Они относятся к III категории надежности электроснабжения.
Электроснабжение района осуществляется от проходной подстанции 110/10 кВ. Потребительские ТП питаются по четырем воздушным линиям.
Величина тока короткого замыкания на шинах 110 кВ в режиме максимума энергосистемы составляет 2,12 кА, в режиме минимума 1,83 кА.
Согласно метеорологическим расчетам и данным район климатических условий по гололеду принят 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/с).
Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм.
Расчетный напор ветра на высоте до 15 м, даН/м2;
1) максимальный 41;
2) при гололеде 11.
Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС — 166 см.
Грунтовые воды по площадке ПС выявлены на глубине 0,7-1 м.
Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).
Температура воздуха………. 0С;
Максимальная +36;
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
минимальная -51;
среднегодовая +1 ,4;
средняя наиболее холодной пятидневки -33.
Число грозовых часов в году 21 — 41.
2. Расчет СИЛОВЫХ НАГРУЗОК РАЙОНА силовой трансформатор ток нагрузка 2.1 Определение расчетных нагрузок
Расчет нагрузок сетей 0,38-10 кВ производится согласно методике, приведенной в [1].
Расчёт производится по дневному и вечернему максимуму.
Коэффициент одновременности применяется при суммировании нагрузок потребителей, отличающихся друг от друга не более чем в 4 раза:
, кВт (2.1)
, кВт (2.2)
где — коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимуме (табл.2 [2]);
kо — коэффициент одновременности (табл. 3 [2]);
Pд.i, Pв.i — соответственно дневной и вечерний максимум нагрузки i-го потребителя, кВт.
Общую нагрузку группы потребителей, в которой мощности отдельных потребителей отличаются в 4 раза и более или имеют различный режим работы, определяют путем прибавления к наибольшей нагрузке Pнб долей меньших нагрузок ΔPi:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
, кВт.
Расчет нагрузки сети 0,38 кВ рассмотрим на примере п. Пролетарский.
В данном населенном пункте имеют место: школа, детские ясли, магазин, больница, дом культуры, хлебопекарня, котельная; жилой фонд состоит из частных домов.
Спецификация и характеристика электропотребителей рассматриваемого населенного пункта приведена в таблице 2.1.
Расчетную нагрузку на вводах производственных и общественных потребителей принимаем по таблице П1.1 [1].
Таблица 2.1 — Электропотребители рассматриваемого населенного пункта
Разделяем всех потребителей населенного пункта на три группы: бытовая, общественно-коммунальная и производственная.
Группа 1 — бытовая.
Состав группы: жилые дома. Подставляя числовые значения в (2.1) и (2.2), получаем:
(кВт);
(кВт).
Группа 2 — общественно-коммунальная.
Состав группы: магазин, дом культуры, школа, интернат, детские ясли, больница, администрация. Так как мощности отдельных потребителей отличаются более чем в 4 раза, используем табличный метод расчета. Подставляя численные значения в (2.3), получаем:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
(кВт);
(кВт).
Группа 3 — производственная.
Состав группы: хлебопекарня и котельная. Суммируем нагрузки с учетом коэффициента одновременности. Подставляя численные значения в (2.1) и (2.2), получаем:
(кВт);
(кВт).
Суммируя расчетную нагрузку всех трех групп согласно выражению (2.3), получаем нагрузку на шинах ТП без учета освещения наружного:
(кВт);
(кВт).
Расчетная мощность ТП определяется по максимуму нагрузки вечернему, так как он больший.
Рассчитаем нагрузку уличного освещения.
Расчетн. нагрузка уличного осв. определяется по следующей формуле:
, кВт, (2.3)
где Pул.осв. — нагрузка уличного освещения, Вт;
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Руд.ул. — удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5-7 м Руд.ул. = 5,5 Вт/м [2];ул. — общая длина улиц, м, (принимаем lул. = 840 м);
Подставляя числовые значения, получаем:
(кВт).
Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:
(кВт).
Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:
кВ·А, (2.4)
где . — средневзвешенный коэффициент мощности.
Принимаем — для смешанной нагрузки.
Тогда полная расчетная мощность ТП равна:
(кВ·А).
Расчетная мощность остальных ТП 10/0,4 кВ определяется аналогично.
Расчетная нагрузка остальных потребителей представлена в приложении А.
Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ: кВ·А.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции
Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв Pp. за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.
Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:
кВт (2.5)
где — ордината соответствующей ступени типового графика, %.
Суммарная расчетная активная мощность равна:
Принимаем cosφ = 0,83 для смешанной нагрузки.
Результаты расчета представлены в табл. 2.2.
Таблица 2.2 — Суточные нагрузки для летнего и зимнего периода
По данным таблицы 2.2 построены суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периода (рис.2.1, 2.2).
Рисунок 2.1 — Суточный график нагрузок для летнего периода
Рисунок 2.2 — Суточный график нагрузок для зимнего периода
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:
, ч (2.6)
где — продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.
Результаты расчётов сведены в табл. 2.3.
Таблица 2.3 — Продолжительность действия нагрузки
Годовой график нагрузки представлен на рис.2.3.
Рисунок 2.3 — Годовой график нагрузки
2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок
Потребляемая электроэнергия за год:
МВт·ч (2.7)
где Pi — мощность i-ой ступени графика, МВт;
ti — продолжительность ступени, ч.
= 4,32·365+4,2·1590+3,8·1495+3,7·1165+3,46·495+3,24·530+3,03·765+
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
+2,81·365+2,59·1130+2,38·165+2,16·495=29787,415 (МВт·ч).
Продолжительность использования максимальной нагрузки:
, ч;
(ч).
Время наибольших потерь:
, ч;
(ч).
2.4 Выбор трансформаторов 10/0,4 кВ
Согласно ПУЭ для питания электроприемников III категории достаточного одного источника электропитания, для потребителей II категории необходимо два источника питания.
Мощность одного трансформатора определяется по формуле:
, кВ·А, (2.8)
где К3 — принимаемый коэффициент загрузки трансформатора; выбираем К3 = 0,8 — для потребителей III категории; К3 = 0,7 — для потребителей II категории.
По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора Sном и выбирается тип трансформатора.
Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Мощность одного трансформатора:
(кВ·А).
Принимаем трансформатор типа 2хТМГ-160/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.
Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично.
2.5 Выбор ЛЭП 0,4 кВ
Питание жилых домов и мастерской осуществим по воздушной линии по магистральной схеме. От КТП отходит три магистрали.
Провода выбирраем:
1. По экономической плотности тока:
, мм2, (2.9)
где JЭК — экономическая плотность тока, для Тmax = 2500, ч JЭК = 1,6, А/мм2.
2. По длительному допустимому току:
IР < Iдоп, (2.10)
где Iдоп — длительно допустимый ток, А; IР — расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника;
. По потере напряжения:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
ΔU% = <10%. (2.11)
где Ro, Xo — активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;
l — длина линии, км;
— угол сдвига между напряжением и током в линии.
φ линии = arctg(Qлинии/Pлинии).
Рассмотрим выбор проводов на примере ВЛ в п. Левковская
, А,
(А).
(мм2).
В соответствии с ПУЭ п. 2.4.14 при стенке гололеда 15 мм сечение несущей жилы из термообработанного алюминия должно быть не менее 50 мм2 по магистрали и не менее 16 мм2 на ответвлениях к вводам.
Выбираем провод СИП-2А 4х35+1х50 для магистрали и СИП-2А 2х16 для ответвлений к вводам.
Проверка по нагреву расчетным током:
А<140 А.
Проверка на потерю напряжения:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
.
На ЛЭП применяем деревянные опоры и линейную арматуру ЗАО «МЗВА».
2.6 Расчет токов короткого замыкания 0,4 кВ
Расчет произведем для самого удаленного потребителя.
Рисунок 2.5 — Схема замещения 0,4 кВ
Система С: UНН = 0,4 кВ.
Трансформатор Т: Sн.тр=63 кВА; Uк=4,5%; ΔРк=1,28 кВт.
Линия W1: r0 = 0,868 мОм/м; х0 = 0,088 мОм/м; L=320 м.
Линия W2: r0 = 1,91 мОм/м; х0 = 0,095 мОм/м; L=12 м.
Выключатель QF1: Iн=100 А.
Выключатель QF2: Iн=50 А.
Сопротивление питающей системы равно:
, мОм;
(мОм).
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.
, мОм;
(мОм).
Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.
, мОм;
(мОм).
Сопротивления ВЛ:
RW1 = 0,868 · 320 = 277,76 мОм;
XW1 = 0,088 · 320 = 28,16 мОм;
RW2 = 1,91 · 12 = 22,92 мОм;
Сопротивления контактов:
RК1 = 0,056 мОм;
RК2 = 0,85 мОм.
Сопротивления автоматических выключателей:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
RQF1 =2,15 мОм;
XQF1 =1,2 мОм;
RQF2 = 7 мОм;
XQF2 =4,5 мОм.
Суммарное сопротивление до точек К3:
RΣК1 = Rтр+RQF1+RК1 =51,6+2,15+0,056 =53,806 мОм;
XΣК1 =XC+Xтр+XQF1 = 3,37+101,97+1,2 = 106,54 мОм;
RΣК2 = RΣК1+RQF2+RW1 + RW2+RК2 = 53,806+7+277,76+22,92 = 361,48 мОм;
XΣК2 =XΣК1+XQF2 +XW1+XW2 = 106,54 + 4,5 + 28,16 + 1,14 = 140,34 мОм.
Ток КЗ без учета сопротивления дуги:
Напряжение в стволе дуги:
Uд = ЕД·l, В.
Сопротивление дуги равно:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Ток КЗ с учетом сопротивления дуги:
, кА.
Ударный ток определяется по выражению:
, кА, (2.12)
Где Куд — ударный коэффициент.
’
(2.13)
Где — частота сети.
(кА),
(кА).
Для трансформатора мощностью Sн = 6300 кВ·А расстояние между фазами проводников 60 мм.
UдК1 = 1,6 ·60 = 96 (В);
дК2 = 1,6 ·4·2,4 = 15,36 (В);
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
(мОм);
(мОм);
(кА);
(кА).
Найдем ударный ток КЗ:
(с);
(с);
;
;
iудК1 = 1,41 ∙ 1,94 ∙ 1,2 =3,28 (кА);
iудК2 = 1,41 ∙ 0,596 ∙ 1 =0,84 (кА).
Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.
Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:
, кА, (2.14)
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
где — полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а такжепереходных контактов точки однофазного КЗ;
Zп — полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.
, мОм, (2.15)
Где XT1, XT2, RT1, RT2 — соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;
XT0, RT0 — соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.
Zп = Zп-ф-0уд·L, мОм, (2.16)
Где Zп-ф-0уд — удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;
L — длина элемента.
Значение тока однофазного КЗ в точке К2:
ZП = 1,8 · 320 + 3,7 · 12 = 620,4 (мОм);
(кА).
2.7 Выбор автоматических выключателей
Условия выбора и проверки автоматических выключателей:
1. По напряжению:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
.
. По номинальному току:
.
3. По отстройке от пиковых токов:
,
Где Ico — ток срабатывания отсечки;
Кн — коэффициент надежности;
Iпик — пиковый ток.
. По условию защиты от перегрузки:
.
.По времени срабатывания:
, (2.17)
Где — собственное время отключения выключателя;
Δt — ступень селективности.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
6. По условию стойкости к токам КЗ:
, (2.18)
где ПКС — предельная коммутационная способность.
. По условию чувствительности:
, (2.19)
Где Кр — коэффициент разброса срабатывания отсечки, Кр=1,4-1,5.
На отходящей линии к Iр = 35 А в КТП выбираем выключатель марки
ВА-СЭЩ TS100 с электронным расцепителем ETS:
Iн.в. = 100, А; Iрасц = 80 А; Iсо = 11·Iрасц = 880 А; Iмтз = 1,5·Iрасц = 120А;
Iперегр =0,6·Iрасц = 48 А; ПКС=50кА.
) 660 В > 380 В;
) Iн.в. =100А>Iр = 35 А;
) Кн·Iпик = 2·35 = 70 А, Iмтз = 120 А>70 А;
) 1,3·35= 45,5 А, Iперегр = 48 А<45,5 А;
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
) tмтз = 0,1 с
) ПКС=50 кА>iуд = 3,28 кА;
7).
Вводной выключатель автоматический выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.
(А).
Выбираем автоматический выключатель ВА-СЭЩ TS160 с электронным расцепителем ETS:
Iн.в. = 160 А; Iрасц = 160 А; Iсо = 11·Iрасц = 1760 А; Iмтз = 3·Iрасц = 480А;
Iперегр 0,8·Iрасц = 128 А; ПКС=50кА.
) 660 В > 380 В;
) Iн.в. =160 А>Iн = 128 А;
) Кн·Iпик = 3·128 = 384 А, Iмтз =480 А>384 А ;
) Iперегр = 128 =А=128 А
) tмтз = 0,3 с
) ПКС=50 кА>iуд = 3,28 кА
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
) .
2.8 Расчет ЛЭП 10 кВ
Выбор проводов ВЛ — 10 кВ проводим аналогично п. 2.5, но согласно ПУЭ п. 2.5.77 минимальное сечение провода из термообработанного алюминия 50 мм2. Выбор и расчет проводов ВЛ сведен в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 — Выбор проводов ВЛ — 10 кВ
ВЛ 10 кВ выполняем на деревянных опорах. Линейная арматура производства ЗАО «МЗВА», штыревые изоляторы фарфоровые, подвесные — стеклянные.
3. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции 110/10,5 .1. Расчет мощности трансформаторов собственных нужд
Расчетная нагрузка собственных нужд принимается равной:
Рр = Ко ∙ Рн , кВт; (3.1)
квар (3.2)
где Ко — коэффициент одновременности.
tg φ — соответствует cos φ данной группы электроприемников.
Полная расчетная мощность:
, кВ·А.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Расчетный ток для групп электроприемников находится следующим образом:
А (3.3)
Где Uном — номинальное напряжение сети, кВ.
Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 — Расчет нагрузок С Н.
3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
Согласно [5], на всех подстанциях необходимо устанавливать не меньше двух трансформаторов собственных нужд.
Мощность трансформаторов определяется следующим образом:
(3.4)
где — номинальная мощность трансформатора;
(кВ·А).
Выбираем два трансформатора ТМГ — 40/10/0,4.
3.3 Расчет мощности трансформаторов 110/10,5 кВ
При определении расчетной мощности ПС следует учитывать мощность ТСН, которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 6 — 10 лет (к10 = 1,25). Тогда полная расчетная мощность ПС составит:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Sрасч ПС = (Sрасч + SСН)·К10, МВ∙А, (3.5)
Мощность ПС собственных нужд Sсн =30 кВ·А.
Полная расчётная мощность ПС будет равна
Sрасч.п/с = (5,21+0,03) 1,25=6,56 (МВ∙А).
Рассмотрим два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформаторов.
Для двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора:
МВ·А; (3.6)
(МВ·А).
1) 2 ТМН-6300/110/10,5;
) 2 ТДН-10000/110/10,5.
Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:
(3.7)
);
) .
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Проверяем возможность работы в аварийном режиме.
Коэффициент загрузки в аварийном режиме:
.
Технические данные трансф-ров приведены в таблице 3.2.
Табл. 3.2 — Технические данные трансф-ров
3.2 Расчет допустимых систематических и аварийных перегрузок силовых трансформаторов
Осуществим выбор номинальной мощности силовых трансформаторов по суточному графику нагрузок (рис. 3.1), полученному на основе суточного графика нагрузок для зимнего периода (рис. 2.4).
Рисунок 3.1 — Суточный график нагрузки
Для подсчёта допустимой систематической нагрузки действительный графикпреобразуем в эквивалентный двухступенчатый график.
Предполагая, что мощность трансформатора неизвестна, для преобразования графика используем приближённый подход. Найдём среднюю нагрузку из суточного графика по формуле:
, кВ·А;
На исходном графике нагрузки трансформатора выделим пиковую часть из условия Sпик > Sср и проведём линию номинальной мощности трансформатора Sном , она же линия относительной номинальной нагрузки К = 1. Выделим на графике участок перегрузки продолжительностью h´.
Оставшуюся часть графика с меньшей нагрузкой разбиваем на т интервалов Dtj, а затем определяем значения S1, S2, Sm.
Рассчитаем коэффициент начальной нагрузки К1 эквивалентного графика по формуле
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
(3.8)
где Sн1 — начальная нагрузка, МВ×А;
S1, S2 , …, Sm — значения нагрузки в интервалах Dt1, Dt2, …, Dtm.
K1=0,82
Участок перегрузки h’ на исходном графике нагрузки разбиваем на р интервалов Dhp в каждом интервале, а затем определим значения .
Рассчитаем предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки в интервале h =Dh1+ Dh2 +…+ Dhр по формуле
(3.9)
1,13
Полученное значение =1,26 (рис. 3.1) исходного графика нагрузки: = 1,13 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:
, ч (3.10)
Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки +140 0С, наибольшая температура масла в верхних слоях +95 0С и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает +108 0С [6].
По полученным значениям К1 = 0,82 и h = 14,00 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика qохл = -11,40 0С по [6, П.I] определяем допустимое значение перегрузки = 1,36. Трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, т.к. = 1,13.
Номинальная мощность силового трансформатора находим следующим образом:
. (3.11)
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
1719 кВ∙А.
Принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 трансформаторы с ном. мощностью 4000 кВ×А; вариант 2 — трансформаторы с ном. мощностью 6300 кВ×А.
Вариант 1.
Коэф-ент загрузки трансф-ров первого варианта в часы максимума нагрузки определяем по формуле:
. (3.12)
Принимаем =0,65 (рис. 3.1) исходного графика нагрузки: = 0,58. и корректируем продолжительность перегрузки по формуле (3.10). Получим, что h=0.
Допустимая систематическая перегрузка за счёт неравномерности сут-го графика составит К,доп = 0 по [6, П.табл.I] при h = 0 ч, уточнённом значении Кз1 = 0,52 и средней температуре охлаждающей среды за время действия графика qохл = -11,40 0С. Следовательно, такая перегрузка допустима.
При отключении одного трансформатора мощностью 4000 кВ×А расчетный коэффициент аварийной перегрузки составит К,ав=1,17. Допустимый коэф-ент аварийной перегрузки Kав доп=1,61 найдём по [6, П.табл.H.1] в зависимости от h = 14 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика qохл = -11,40 0С. Следовательно, такая перегрузка допустима.
Вариант 2.
Коэффициент загрузки трансф-ров второго варианта в часы максимума нагрузки определяем по формуле (3.12)
Предварительное превышение перегрузки эквивалентного графика нагрузки отсутствует, отсюда =0.
Полученное значение =0,41 (рис. 3.1) исходного графика нагрузки: = 0 и по формуле (3.10) получаем, что h=0 ч.
Допустимая систематическая перегрузка за счёт неравномерности суточного графика составит К,доп = 0 по [6, П.табл.I] при h = 0 ч, уточнённом значении Кз1 = 0,33 и средней температуре охлаждающей среды за время действия графика qохл = -11,40 0С. Следовательно, такая перегрузка допустима.
При отключении одного трансформатора мощностью 6300 кВ×А расчетный коэффициент аварийной перегрузки составит К,ав=0,74. Допустимый коэффициент аварийной перегрузки Kав.доп=0 найдём по [6, П.табл.H.1] в зависимости от h = 0 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика qохл = -11,40 0С.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Следовательно, такая перегрузка допустима.
Таким образом, в обоих вариантах систематическая и аварийная перегрузка допустимы.
3.3 Технико-экономический расчёт трансформаторов
Технико-экономическое сравнение вариантов КТП производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определим след. образом:
ЗΣ = (Е+ На)·ККТП+ИП.КТП+ИОБСЛ.КТП, тыс.руб/год, (3.13)
где Е — нормативный коэф-ент экономической эфф-сти (Е=0,160);
ККТП — полные кап. затраты с учетом стоимости обору-ния и монтажных работ, тыс. руб.;
ИП.КТП — стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.;
На- норма амортизационных отчислений (На=0,035);
ИОБСЛ.КТП — затраты на обслуживание, тыс. руб.
Сравним технически возможные варианты КТП с трансф-ами:
Вар. 1: 2хТМН-6300/110;
Вар. 2: 2хТМ-4000/110;
Капитальные затраты рассчитываем по формуле:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Кн = Цо ( 1 + σт + σс + σм), тыс.руб/год (3.14)
где Цо — оптовая цена оборудования, руб. определяется по региональным ценникам, тыс. руб;
σт — коэффициент, учитывающий транспортно — заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования; σт =0,005,
σс — коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы,
σс = 0,02;
σм — коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, σм =0,1.
Для технико-экономического сравнения вариантов примем:
оптовая цена оборудования:
для вар. 1: 2хТМН-6300/110 — Цо = 3500 тыс.руб,
продолжительность работы трансф-ра в году Т = 8761 ч;
годовое число час. использования максимальной нагрузки ТМАХе = 6889 ч;
потери активной мощности в трансф-ре в режиме хол-го хода, для трансф-ра ТМН-6300/110 ∆PХХ=44 кВт.
потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, для трансформатора ТМН-6300/110 PКЗ=10,5 кВт.
коэффициент загрузки трансформатора для ТМН-6300/110 КЗ =0,824;
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Для второго варианта параметры приведены в табл.3.3.
По (3.16) определяем капитальные затраты:
Кн(1) = 3500,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 3937,500 (тыс. руб/год).
Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:
Ип.тр. = С0·(Nтр·∆Рхх·Тг + кз2·∆Ркз·τn∙ Nтр ), тыс. руб/год (3.15)
где Тг — годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;
С0 — стоимость электроэнергии, кВт.ч (по среднему тарифу С0 = 1,96 руб/кВт×ч);
Nтр — количество трансформаторов;
кз — коэффициент загрузки;
∆PХХ — потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;
∆PКЗ — потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;
t — время максимальных потерь, ч.
(ч); (3.16)
где ТМАХ — годовое число часов использования максимальной нагрузки.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
По (3.18) определим время максимальных потерь:
(ч).
По (3.17) определяем потери в трансформаторе:
Ипот.тр.(1) = 1,960 (2 · 44,000 · 8760+0,7 2 · 10,500 · 5788,6∙ 2) = 169,5 тыс. руб/год.
Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:
Иобсл = (Нобсл + Нрем)∙Кн, тыс. руб/год, (3.17)
где Кн — капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;
Нобсл , Нрем — нормы отчислений на ремонт и обслуживание, % (Нобсл=0,01, Нрем=0,029).
По (3.19) определяем затраты на обслуживание и ремонт:
Иобсл(1) = (0,010 +0,029)∙ 3937,500 = 153,563 (тыс. руб/год).
По (3.15) определяем приведенные затраты по вариантам:
ЗΣ(1) = (0,035+0,160)∙3937,500+ 1579,718+153,563 =2501,1 (тыс.руб/год).
Результаты расчётов для вариантов приведены в табл. 3.3.
Таблица 3.3 — Технико-экономическое сравнение вариантов КТП
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Как следует из расчётов, наименьшие приведённые затраты для ТП имеют место в 2-ом варианте. Поскольку затраты по вариантам отличаются менее чем на 20%, то выбор сделаем в пользу более дорогого варианта 2хТМН-6300/110, как более надежного и перспективного (с учетом роста нагрузок).
4. ВЫБОР И СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ОРУ ВН
При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать несколько основных факторов [8]:
требуемая надежность работы РУ;
коммутация высоковольтных линий, трансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;
возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения присоединений или с отключением присоединений при соответствующем обосновании и согласовании;
наглядность, удобство эксплуатации, компактность и экономичность;
ремонтопригодность;
стоимость РУ.
В соответствии с задачами электроснабжения разрабатываемая ПС является проходной. ПС имеет два трансформатора и две отходящие ВЛ 110 кВ. Для ПС 35, 110 и 220кВ на стороне ВН при четырех присоединениях (2ВЛ+2Т) и необходимости осуществления секционирования сети применяются мостиковые схемы [8].
Согласно [8] для проходных двухтрансф-ных ПС с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при коротком замыкании (повреждении) на ВЛ в нормальном режиме работы ПС рекомендуется применить схему мостик с выкл. в цепях линий, и рем. перемычкой со стороны линий (рис.4.1). При необходимости сохранения транзита при коротком замык-ии в трансформаторе рекомендуется применить схему мостик с выкл. в цепях трансф-ров и ремонтной перемычкой со стороны трансф-ров (рис. 4.2).
Основным достоинством этих схем является экономичность и простота.
Рисунок.4.1 — Мостик с выкл. в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Рисунок 4.2 — Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов
Из-за особенности прохождения ВЛ — 110 кВ (преимущественно по заселенной местности) не исключается возможное падения деревьев на линию с последующим возникновением КЗ. Принимая во внимание этот факт, выбираем схему ОРУ — мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.
На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство наружной установки на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.
5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 5.1 Составим расчетную схему замещения 10,5 кВ
Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.
Рисунок 5.1 — Расчетная схема для определения токов КЗ
Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:
1. Линейность всех элементов схемы.
. Приближенный учёт нагрузокю.
.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания.
. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3.
. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются.
Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2÷5 %.
Расчет токов короткого замыкания упрощается при использовании схемы замещения. Расчет токов КЗ проводим в именованных единицах.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Расчетные точки короткого замыкания: К1 — на шинах НН; К2…К5 — в конце ВЛ.
Рисунок 5.2 — Схема замещения 10 кВ
5.2 Определение параметров схемы замещения 10,5 кВ
Мощность трехфазного короткого замыкания:
, МВ·А, (5.1)
где IкзВН — ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения.
(МВ·А),
(МВ·А).
Параметры системы:
. (5.2)
Где Ucp — среднее напряжение, кВ;
— мощность трёхфазного КЗ на шинах ВН подстанции, МВ·А
(Ом).
(Ом).
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
ЭДС системы:
Ес = Uср.
Ес = 10,5 кВ.
Параметры силовых трансформаторов:
Активное сопротивление трансф-ра, приведённое к стороне 10,5 кВ.
, Ом; (5.3)
(Ом).
Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.
.
(Ом).
Параметры ВЛ:
RВЛ = r0 ∙ l, Ом, (5.4)
XВЛ = x0 ∙ l, Ом, (5.5)
RВЛ = 0,72 ∙ 11,8 = 8,5 (Ом),
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
XВЛ = 0,4 ∙ 11,8 = 4,72 (Ом).
Параметры отходящих линий приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 — Параметры отходящих линий
5.3 Расчет токов в точках КЗ
Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.
, кА, (5.6)
где — полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.
(кА),
(кА).
Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:
, кА
(кА).
Ударный ток:
, кА, (5.7)
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
где куд — ударный коэффициент.
.
, с;
(с).
;
(кА).
Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.
5.4 Расчет токов замыкания на землю
Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:
Iз(1) = 3 ∙ Uф ∙ ω ∙ Суд∙ L, А, (5.8)
где Uф — напряжение фазы сети;
ω — угловая частота напряжения сети;
Суд — емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;
L — общая протяженность сети, км.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле:
А, (5.9)
Где Uном — номинальное напряжение сети, кВ;
Lв — общая протяженность воздушных линий сети, км;
Lк — общая протяженность кабельных линий, км.
Определим ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В ПУЭ оговорено: величина емкостного тока замыкания на землю для нормального режима сети. А в данном случае, нормальным режимом работы является раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены).
Для отходящих линий 10 кВ:
(А).
Согласно ПУЭ п. 1.2.16
В нашем случае компенсация не требуется.
6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ К ВОЗДЕЙСТВИЮ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ .1 Расчет токов нормальных режимов
Токи нормальных режимов рассчитываются исходя из нормальной схемы соединений электрооборудования подстанции.
Рабочий ток равен:
, А;
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
, А.
(А);
(А).
Где Uном — номинальное напряжение выключателя, (кВ);
Uсети, ном — номинальное напряжение сети, (кВ).
2) по длительному току
Iном ≥ Iраб, max, (6.2)
где Iном — номинальный ток выключателя, (А);
Iраб, max — максимальный рабочий ток, (А).
3) по отключающей способности:
(6.3)
где ia,r — апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;
ia,норм — номинальный апериодический ток отключения выключателя;
— начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
(6.4)
где — предельный ток термической стойкости;
— нормативное время протекания тока термической стойкости.
Выключатели НН устанавливаются в шкафы КРУ серии К-59.
6.3 Выбор предохранителей
Условия выбора предохранителей:
Uном ≥Uсети, ном,
Iном ≥Iраб.max,
Iоткл. ном ≥IКЗ.
На стороне 10 кВ для ТСН выбираем предохранитель типа:
ПКТ101-10-10-12,5 У3:
Iном. пр = 10 А;
Iпл.в = 5 А;
Iоткл. норм = 12,5 кА.
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
6.5 Выбор трансформаторов напряжения
Условия выбора трансформаторов напряжения (ТН):
Uном≥Uсети.
Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 6.5.
6.6 Выбор ограничителей перенапряжения
Выбор ограничителей перенапряжения представлен в таблице 6.6.
Таблица 6.6 — Параметры ограничителей перенапряжения
В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:
. Разъединитель заземляющий ЗОН-110М-I УХЛ1 (приводится в действие ручным приводом ПР-01-2УХЛ1);
2. Ограничитель перенапряжений ОПН-РК-110/56/10/680 УХЛ1.
6.7 Выбор шинопроводов
В РУ 110 кВ применяем гибкие шины и жесткие шины из алюминиевых труб. Сечение гибких шин и токопроводов выбираются согласно [9] по:
) нагреву расчетным током:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
IР<Iдоп (А);
) допустимому термическому действию тока КЗ:
Вк = I2·t;
3) динамическому действию тока КЗ.
Проверка по условиям коронирования необходима для гибких проводников при напряжении 35 кВ и выше.
Выбираем ошиновку из алюминиевых труб: d = 25 мм, Iдоп = 400 А, Dср = 1,5 м.
Проверим по условию коронирования:
, кВ/см, (6.8)
где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (m=0,82); r0 — радиус провода, см.
(кВ/см).
Проверка условия:
Е ≤ 0,9∙Е0,
Напряженность эл-го поля около поверхности нерасщепленного провода определим по выражению:
, кВ/см, (6.9)
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
где U — линейное напряжение, кВ; Dср.- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.
Условие выполняется: 2,89< 0,9·87,8.
Шинопроводы 10 кВ, IН = 1000 А поставляются совместно с шкафами КРУ.
7. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И СРЕДСТВ АСКУЭ
Автоматизированная система АСКУЭ — это комплекс организационных и технических мероприятий, направленных на повышение надёжности, эффективности контроля и учёта электроэнергии и мощности, а также на улучшение качества управления процессом производства, распределения, потребления и сбытом энергии [11].
АСКУЭ выполняет следующие функции:
обеспечение контроля и учёта производства, распределения и потребления электроэнергии и мощности;
автоматизации расчётного и технического учёта электроэнергии на объектах энергосистемы и потребителей;
формирование информации для управления режимами электропотребления;
решение задач хозяйственного расчёта;
согласование работы электрохозяйства предприятия с основным
производством;
обеспечение разработки нормативного хозяйства и перехода на основе к технико-экономическому планированию производства, распределения, потребления и сбыта электроэнергии.
Для построения АСКУЭ выбраны комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии (КАПС) на основе УСПД RTU-325, предназначенные для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации в составе:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
программного обеспечения (ПО) специализированного информационно-вычислительного комплекса (СВК);
устройства сбора и передачи данных (УСПД) в состав которых входит необходимое количество встраиваемых модемов и модулей интерфейсов в различных комбинациях из набора: RS-232, Ethernet. Кроме того, в состав АСКУЭ входят изделия заказываемые отдельно:
компьютеры, в том числе СВК с периферией;
оборудование ЛВС;
оптоэлектрические преобразователи интерфейсов;
модемы для коммутируемых линий связи, радиомодемы;
электронные счётчики активной и реактивной электроэнергии;
измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Учет всей электроэнергии осуществляется микропроцессорным электросчетчиком (рис.7.1), подключенным посредством трансформаторов тока (ТТ) и трансформатора напряжения (ТН). Информация от счетчика по цифровому или импульсному выводу поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД). Информацию от УСПД можно получить при помощи ЭВМ через модем или интерфейс RS-232, RS-485.
Рисунок 7.1 — Фрагмент присоединения к сборным шинам подстанции отходящих линий с обозначением средств учета электроэнергии
8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ
Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус-2-Л» и «Сириус-Т».
Устройства «Сириус-2-Л» и «Сириус-Т» являются комбинированными микропроцессорными терминалами релейной защиты и автоматики.
Iс.о. = kз I(3)кз , А, (8.1)
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
где kз — коэффициент запаса, kз =1,1;
I(3)кз — максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.
Iс.о. = 1,1 360=390,8 (А).
Максимальная токовая защита:
, А, (8.2)
Где kзап — коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем kзап =1,1;
kв — коэффициент возврата реле, для «Сириус-2-Л» kв = 0,95;
kсз — коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ;- максимальный ток в линии в нормальном режиме.
(А).
8.2 Расчет защиты силовых трансформаторов .2.1 Дифференциальная токовая защита трансформаторов
Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке «Сириус-Т».
Выбору подлежат:
IномВН — номинальный вторичный ток ВН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;
IномНН — номинальный вторичный ток НН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Группа ТТ ВН — группа сборок цифровых ТТ на стороне ВН.
Группа ТТ НН — группа сборок цифровых ТТ на стороне НН.
Размах РПН — размах регулирования РПН.
Первичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:
, А, (8.7)
где Sном.тр — номинальная мощность трансформатора;
Uном — номинальное напряжение.
Вторичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:
, А, (8.8)
где ki — коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок ki=300/5 для стороны ВН и ki=500/5 для стороны НН );
kсх — коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду kсх=1.
Расчет сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2 — Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Группа ТТ НН и Группа ТТ ВН подбирается с учетом группы защищаемого трансформатора и групп сборки измерительных ТТ по таблицам, указанным в паспорте на устройство «Сириус-Т».
) Отстройку от броска тока намагничивания производим по условию:
Iдиф/Iном = 4.
) Отстройку от макс. первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего короткого замык-я производим по условию:
Iдиф/Iном = Котс·Кнб(1)∙I*кз.вн.max, (8.9)
8.2.3 Дифференциальная защита с торможением (ДЗТ-2)
Тормозная характеристика приведена на рисунке 8.1.
Рисунок 8.1 — Тормозная характеристика
Ток небаланса порождаемый сквозными токами:
, (8.10)
Iдиф = Котс ·Iнб.расч, (8.11)
где Котс = 1,3.
Iдиф =1,3 ·(20·1,0·0,1 + 0,09 + 0,04)·Iскв = 0,429 Iскв.
Тормозной ток равен:
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
Iторм = 0,5∙(Iскв + Iскв — Iдиф).
Введем понятие коэффициента снижения тормозного тока:
.
Ксн.т = 1-0,5·(2·1,0·0,1+0,09+0,04)=0,84. (А).
8.2.5 Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ
Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты определяется по формуле:
А, (8.13)
где кн — коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, кн = 1,1; кв — коэффициент возврата, кв = 0,95;
,4 — коэффициент допустимой перегрузки.
(А);
(А).
Время срабатывания защиты:
tсз = tсз.пред + Δt, с; (8.14)
tсз.нн = 0,9 + 0,2 = 1,1 (с);
Нужна помощь в написании диплома?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.
tсз.вн = 1,1 + 0,2 = 1,3 (с).
Время срабатывания АВР:
(8.18)
Где tс.з — время срабатывания защиты, с;
tапв — уставка по времени АПВ, с;
tзап — время запуска (в зависимости от типа выключателей).
tс.р.аврНН = 1,3 + 2 + 0,2= 3,5 (с).
9. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА 9.1 Электробезопасность и экологичность проекта. Выбор места строительства с учетом ЧС природного характера региона
Для строительства подстанции выбрана площадка на незалесенной, незатопляемой территории с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов и инженерных коммуникаций. Отсутствует необходимость производства трудоемких и дорогостоящих планировочных работ. При таком расположении обеспечиваются максимально удобные заходы ВЛ всех напряжений.