.2 Определение оптимального местоположения ГПП

ГПП - это подстанция, получающая питание непосредственно от энергосистемы и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении по всему предприятию. Выбор местоположения ГПП рекомендуется производить путём определения центра электрических нагрузок. Он определяется по правилам нахождения центра тяжести плоского тела.

Определены координаты центров электрических нагрузок цехов (см. табл. 4.3).

Таблица 4.3 Мощности и координаты центров электрических нагрузок цехов

Координаты условного центра электрических нагрузок завода определены по формулам:

где: S_i - полная мощность цеха;

X_i и Y_i - координаты центра нагрузок;

i - номер цеха.

Выбрано место расположения ГПП руководствуясь следующими факторами:

1. Возможностью размещения ГПП на линии соединяющей источник питания и центр электрических нагрузок.

2. Удобство подхода воздушной линии ЛЭП 110 кВ.

3. Учёт "розы ветров" (наиболее вероятное направление ветра со стороны ГПП на территорию предприятия).

Итак, приняты следующие координаты ГПП: X₀=433 м; Y₀=375 м. Такое местоположение ГПП позволяет снизить затраты на распределительную сеть, а также учтена перспектива развития предприятия.

.3 Оптимизация числа, мощности и выбор местоположения цеховых ТП

Оптимизацию выполнена с помощью модуля ОТ. Он предназначен для определения расчётных затрат на ТП и кабельные линии 10 кВ и 0.4 кВ для различных вариантов размещения, количества и мощности ТП, формируемых автоматически и "вручную" и выбора варианта с наименьшими расчётными затратами. Исходные данные:

N - количество цехов (групп электроприёмников); N=9;

I, PT(I), QT(I), X(I), Y(I), MT(I), KZ(I) - смотрите п.4.1;(I), YC(I) - координаты ТП. Условно принимаем, что координаты ТП совпадают с координатами центра электрических нагрузок цеха. То есть XC(I)=X(I) и YC(I)=Y(I).

Параметры электрической цепи:

ZB=0,93 руб./м - начальная стоимость кабеля НН, не зависящая от сечения;

ZH=0,028 руб./м - стоимость сечения кабеля;

Эти величины выбираются в зависимости от типа кабеля и способа прокладки в предположении, что капиталовложения линейно зависят от сечения, например, по справочнику для сечения F1 и F2 капиталовложения К1 (руб./м) и К2 (руб./мм²×м) соответственно.

где: MA=1 - код материала кабеля НН;

UB=0,4 кВ - среднее напряжение сети НН;

GK=1,8 руб./м - начальная стоимость кабеля 10 кВ;

HK=0,022 руб./мм²×м - стоимость сечения кабеля 10 кВ;

MM=1 - код материала кабеля высокого напряжения (алюминий);

U=10,5 кВ - среднее напряжение сети ВН;

CO=100 руб./кВт×год - стоимость электроэнергии.

После ввода исходных данных в ЭВМ рассчитывается затраты для автоматически формируемых вариантов количества и размещения ТП, а также поиск оптимального варианта. Алгоритм исключения работает следующим образом: первый вариант - все намеченные ТП установлены на своих местах. Последующие варианты получаются путём поочерёдного исключения наименее полезной ТП. Последний вариант имеет всего одну ТП.

Сформирован ряд вариантов с различными типами трансформаторов и оптимизирован с помощью алгоритма. Выбраны оптимальные варианты и сведены в таблицу 4.4:

где: S_ном - мощность выбранных трансформаторов;

ЗА - общие расчётные затраты по варианту, руб./год.

Наиболее экономичным является вариант № 9, поэтому для ТП цехов приняты трансформаторы с мощностью 1000 и 2500 кВ×А.

Таблица 4.4 Затраты для вариантов мощности КТП

.4 Распределение ТП и подготовка данных по участкам цехов завода

В таблице 4.5 ТП распределены между двумя трансформаторами ГПП, при соблюдении равенства их загрузки.

Таблица 4.5 Распределение КТП между трансформаторами ГПП

Модуль ТП - модуль ввода исходных данных по подстанциям. Он не является альтернативным по отношению к модулю ОТ, то есть при проектировании должны выполнятся оба.

В этом модуле вводим низковольтные нагрузки, количество и номинальные мощности ТП, а также некоторые параметры электрической сети 6 - 20 кВ.

Цеховые ТП на заводе питаются по магистральной схеме. Для правильного формирования магистралей необходимо цеха разбить на участки, обслуживаемые одной КТП. На чертеже ген.плана (см. рис. 1) показано разбиение цехов на участки, где определены координаты местоположения КТП в каждом из них.

Нагрузки участков определяются как доли нагрузок цеха, пропорциональные числу находящихся на участке КТП:

Данные по участкам занесены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 Исходные данные по участкам цехов

.5 Построение экономичной схемы внутризаводской электрической сети

Построение схемы осуществлено с помощью модуля ОС - модуль оптимизации сети, предназначенного для нахождения наиболее экономичного варианта схемы и конфигурации распределительной сети 10 кВ. Этот модуль выдаёт те же результаты, что и модуль СХ, поэтому при работе с системой достаточно выполнить один из них.

Исходные данные:

KN=15 (15) - количество узлов сети 10 кВ для первой половины завода (в скобках для второй);

I - номер узла;

R(I) - активное сопротивление сосредоточенного элемента включённого в узел (принимаем R(I)=0);

PA(I), QA(I) - расчетные мощности асинхронной нагрузки 10 кВ в узле, кВт, квар (PA(I)=0; QA(I)=0);

PH(I) - активная номинальная мощность одного синхронного двигателя 10 кВ в узле, кВт (PH(I)=0);

D1, D2 - номинальные потери активной мощности на выработку реактивной в СД, кВт;

N(I) - количество однотипных синхронных двигателей в узле (N(I)=0).

Также вводим параметры СД и трансформатора ГПП из таблицы 4.7:

Таблица 4.7 Исходные данные по узлам РП и ГПП

Задача поиска оптимальной конфигурации сети формируется следующим образом: на местности имеется множество узлов-потребителей с известными мощностями и один узел-источник (корневой узел) с неограниченной мощностью. Требуется соединить корневой узел со всеми узлами-потребителями сетью древовидной структуры, имеющей минимальные приведённые затраты. Для решения поставленной задачи имеется 4 алгоритма:

М - алгоритм минимальной длины;

З - алгоритм зон;

Д - алгоритм динамического программирования;

В - вариант пользователя.

a_å=åa_i=min

где: a_i - длина линии питающей узел i;

n - количество узлов.

Алгоритм М может построить сеть, имеющую возвраты потоков мощности, приводимые к возрастанию затрат.

Алгоритм З также формирует сеть минимальной длины, но с учетом запрета на возврат потоков мощности.

Алгоритм Д, построенный на принципе динамического программирования, формирует сеть с минимальными приведёнными затратами:

ЗА=å(С+D×S_i)=min

где: C и D - коэффициенты линейной математической модели затрат на ЛЭП;

S_i - мощность передаваемая по линии i.

Все алгоритмы при поиске минимума не учитывают затрат на РП 6-20 кВ, устанавливаемые в узлах, имеющих более одной отходящей линии.

Четвёртый метод - формирование сети самим пользователем (алгоритм В) позволяет оценить затраты на сеть и сравнить различные её варианты, полученные в режиме графического диалога. Схема сети задаётся и вводится её графом. На экране изображается тип сети и пользователю предлагается внести изменения.

Результатами расчётов являются таблицы параметров электрической сети (см. табл. 4.8), полученных с помощью различных алгоритмов, имеющие следующие колонки:

NK - номер корневого узла;

LL - суммарная длина линии 6-20 кВ; м;

ЗЛВ - расчётные затраты на линию 6-20 кВ, руб./год;

ЗРУ - расчётные затраты на ячейки распредустройст 6-20 кВ, руб./год;

ЗА - общие расчётные затраты по варианту, руб./год;

Таблица 4.8 Показатели вариантов схем сети 10 кВ

Распределительные устройства устанавливаются автоматически в узлах, имеющих электродвигатели 6-10 кВ или более одной отходящей линии. Количество ячеек в них равно количеству отходящих линий плюс одна вводная. Приведённые затраты на ячейки определяются по формуле:

ЗРУ=К_н×К_яч×n

где: К_н - нормативный коэффициент окупаемости капиталовложений, 1/год;

К_яч - стоимость ячейки в рублях;

n - количество ячеек в сети.

При построении схемы распределительной сети 10 кВ по алгоритмам М, З и Д не учитываются следующие рекомендации, обеспечивающие необходимую надёжность схемы: рекомендуется питать от одной магистрали не более двух трансформаторов 2500 кВ×А или не более трех трансформаторов 1000 кВ×А.

Схемы распределительной сети 6-20 кВ скорректированные с целью выравнивания активных нагрузок расщеплённых частей обмотки НН ТРО ГПП представлены на рис. 1.

Рис.1. Окончательные варианты графов сети

.6 Оптимизация размещения компенсирующих устройств

Оптимизация размещения компенсирующих устройств осуществлена с помощью модуля ОП - модуля оптимизация размещения компенсирующих устройств. В этом модуле осуществляется поиск оптимального варианта размещения конденсаторных батарей 0,4 кВ, 6-20 кВ и загрузки имеющихся синхронных двигателей реактивной мощностью.

Для оптимизации необходимо рассчитать удельную стоимость передачи реактивной мощности. Затраты в энергосистеме З_э (руб.) на генерацию и передачу реактивной мощности (Q_э) в сеть промышленного предприятия определяются квадратичной зависимостью:

где: ZE1 - удельная стоимость выработки реактивной мощности (ZE1=0,65 руб./квар, так как не зависит от параметров питающей сети);

ZE2 - удельная стоимость передачи реактивной мощности определяемая по формуле (руб./Мвар²):

где: =100 руб./кВт×год - стоимость потерь электроэнергии;

R_ЛЭП - сопротивление питающей линии, приведённое к стороне 10,5 кВ, Ом;

RT=0,021/2=0,0105 Ом - сопротивление трансформатора ГПП от конца ЛЭП до корневого узла (для ТРО это RT/2 из табл. 4.9).

Таблица 4.9 Электрические параметры трансформатора ТРДН

Расчётный ток ЛЭП определим из суммарной нагрузки завода:

;

С учётом экономической плотности тока 1,1 А/мм² получено экономическое сечение F=I/j=84/1,1=76 мм², принимаем ближайшее наименьшее стандартное сечение F=70 мм².

С учётом удельного сопротивления алюминиевых проводов, получено удельное активное сопротивление ЛЭП: R_о=ρ/F=31,5/70=0,45 Ом/км.

Найдено сопротивление ЛЭП приведённое к стороне 10,5 кВ6

После ввода данных произведён спуск к минимуму целевой функции затрат. Затем, исключены КБ малой мощности и на НН в цехах, и на ВН в РП и на ГПП, минимизированы затраты на КБ. Полученные значения округлены до ближайших стандартных значений (см. прил. 2,3).

Выбраны стандартные конденсаторные батареи (см. прил. 2,3).

.7 Оптимизация сечений линий

Оптимизацию сечений линий проведена с использованием модуля СП, предназначенного для выбора сечений кабельных линий 10 кВ и ЛЭП ВН по нагреву током послеаварийного режима, и по расчётным затратам.

ML - код материала проводника ЛЭП ВН (ML=1 для алюминия);

XO - удельное реактивное сопротивление ЛЭП ВН (XO=0,4 Ом/км);

DL - длина ЛЭП ВН (DL=14 км);

DE - экономическая плотность тока для ЛЭП ВН (DE=1,1 А/мм²);

UL - номинальное напряжение ЛЭП ВН (UL=110 кВ);

MP - способ прокладки кабелей сети 10 кВ (MP=1 в земле).

Для каждой ЛЭП распределительной сети принята нагрузка линии в послеаварийном режиме вдвое большая, чем в нормальном режиме (S2=200%). Для каждой ЛЭП повторяется следующая операция расчёта и выбора сечения. В начале определяется ток нормального режима:

где: PT и QT - нагрузка линии в нормальном режиме (из модуля ОП);

U - номинальное напряжение.

Ток послеаварийного режима:

Сечение по нагреву определяются путём перебора длительно допустимых токов I_дд кабелей до достижения условия:

где: n_к - количество параллельно проложенных кабелей;

К_п - поправочный коэффициент на количество проложенных в земле кабелей:

К_п=1-0,0917×( n_к-1)+0,0017×( n_к-1)²

В процессе технико-экономического расчёта повторяется определение расчётных затрат для увеличивающихся стандартных сечений, начиная с сечения выбранного по нагреву.

Расчёты выполняются до тех пор, пока очередные затраты не станут больше затрат ближайшего меньшего сечения. Таким образом отыскивается минимум затрат на ЛЭП в функции сечёния.

Затем выполняем оптимизацию количества используемых сечений, которая заключается в определении сечений всех линий сети из ограниченного набора, при обеспечении минимума приведённых затрат и при соблюдении условий допустимого нагрева кабелей.

Оптимизация начинается с ввода максимально допустимого количества сечений NF (принимаем NF=2), после чего автоматически формируются варианты количества сечений от 1 до NF. Для каждого из этих вариантов производится выбор сечений линий из ограниченного набора. Например, при М=1 выбирается лишь одно сечение для всех линий и оптимизация заключается в выборе этого сечения из всего набора стандартных и в выборе числа параллельно проложенных кабелей. При М=2 производится перебор всех возможных сочетаний по два из всего набора стандартных сечений; для каждой линии выбирается наивыгоднейшее сечение из двух и отыскивается глобальный минимум затрат.

Рассчитаны затраты для пяти сечений, они приведены в табл. 4.10:

где: М - количество сечений;

ЗА - годовые расчётные затраты, руб./год.

Исходя из соображений унификации приняты два стандартных сечения 150 мм² и 240 мм². Результаты выбора кабельных линий оформлены в таблице 4.10.

Для питающей ЛЭП 110 кВ рассчитано три сечения:

1. По нагреву, с учётом нагрузки в послеаварийном режиме: F=35 мм²;

2. По экономической плотности тока: F=70 мм²;

3. По условиям короны: F=70 мм².

Выбрано сечение по экономической плотности тока, т.е. F=70 мм² и получено:

KK=1 - количество проводов в фазе;

RL=6,3 Ом - активное сопротивление ЛЭП;

XL=5,6 Ом - реактивное сопротивление ЛЭП.

Таблица 4.10

.8 Расчёт токов короткого замыкания

Прибегнем к модулю КЗ. Он предназначен для определения действующего значения начального периодического тока К.З. на стороне высшего напряжения ГПП и в узлах сети 10 кВ. Рассчитываются два значения этих токов - с учётом и без учёта подпитки от электродвигателей 10 кВ. Рассматриваются такие термически устойчивые сечения кабельных линий для выдержки времени защиты DT.

Исходные данные:

SK=1400 МВ×А - мощность К.З. на шинах подстанции энергосистемы;

SB=100 МВ×А - базисная мощность;

XT=0,04 - оптимальное базисное реактивное сопротивление от конца ЛЭП ВН до корневого узла. Корневой узел - это шины вторичного напряжения ГПП, поэтому XT - сопротивление трансформатора (см. табл. 4.9);

RT=0,019 - то же, но активное сопротивление;

X0=0,08 Ом/км - удельное реактивное сопротивление кабельных ЛЭП сети 10 кВ. Результаты расчёта токов К.З. приведены в приложении 2,3.

.9 Определение потерь напряжения

Модуль предназначен для определения потерь напряжения в процентах от нормального режима, от корневого узла, до всех узлов сети с выделением узлов, имеющих минимальные и максимальные потери, дополнительных данных не требуется. Из расчетов видно, что потери напряжения в узлах сети не превышают допустимых значений: max = 0,1855, а min = 0 (для первой половины завода), max = 0,264, а min = 0 (для второй половины завода).

.10 Технико-экономический расчёт в СЭС

Используем модуль ТЭ, предназначенный для определения суммарных расчетных затрат на спроектированную СЭС. Суммарные расчётные затраты вычислены по формуле:

З_Σ=З_В+З_П+З_Н+З_Д+З_С+З_Т+З_Р

где: З_В - расчётные затраты на КБ 10 кВ;

З_П - стоимость потерь электроэнергии в цеховых трансформаторах;

З_Н - расчётные затраты на КБ 0,4 кВ;

З_Д - стоимость потерь электроэнергии в СД;

З_С - расчётные затраты на шины заводской распределительной сети 10 кВ;

З_Т - ежегодные отчисления от стоимости цеховых ТП;

З_Р - ежегодные отчисления от стоимости ячеек РУ 10 кВ.

В приложениях 2. и 3. приведены затраты отдельно по двум половинам завода.

5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Критерием при выборе трансформаторов является надёжность электроснабжения, расход цветного металла и требуемая трансформаторная мощность. Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двухтрансформаторными.

Оптимальный вариант выбирается на основе сравнения капиталовложений и годовых эксплутационных расходов. Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчётной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учётом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надёжного электроснабжения предусматривается питание потребителей от оставшегося в работе трансформатора. Выбор номинальной мощности осуществляем по полной расчётной мощности:

где: P_Р - расчётная активная мощность предприятия (см. прил. 2 и 3);

Q_Э - реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в период максимальных нагрузок (см. прил. 2 и 3).

Номинальная мощность трансформатора ГПП:

Итак, принимаем к установке два трансформатора: ТРДН 25000/110/10-10.

6. Компоновка ГПП

Схему ГПП выбирают с учётом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надёжности, характера электронагрузок и размещения их на предприятие, а также производственных, архитектурно строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схемы ГПП включает в себя два понизительных трансформатора, РУ высокого и низкого напряжения.

Наиболее простой и экономичной является схема подстанции без сборных шин на ВН. Такая схема основана на блочном принципе и рекомендуется к применению на все напряжения. Примем к установке РУ 110 кВ, выполненное на упрощенной схеме двух блоков "линия 110 кВ - трансформатор", с установкой цепях трансформаторов выключателей. Перед выключателем со стороны воздушной линии 110 кВ учитываются ремонтные разъединители.

Поскольку в качестве силовых трансформаторов ГПП применены трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН, то для РУ 10кВ используем схему с двумя секционированными системами шин. Применение секционного выключателя обеспечивает АВР, что позволяет использовать такую схему для потребителей первой категории по надёжности и упростить схему первичной коммутации и релейную защиту на вводах.

Конструктивное исполнение ГПП определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. Так как окружающая среда нормальная, то РУ 110 кВ выполняются открытыми. Силовые трансформаторы ГПП также устанавливаются открыто.

Для РУ 10 кВ используем комплектные РУ (КРУ) в выкатном исполнении. КРУ состоит из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными, защитными вспомогательными устройствами. Заводы изготовители выпускают несколько серий КРУ. Сейчас наиболее широкое применение получают КРУ с вакуумными выключателями, которые по своим техническим параметрам и габаритам подходят для большинства промышленных установок.

Конструкция шкафов серий КРУ рассчитана на установку внутри помещений. Для открытой установки вне помещений выпускают КРУ серии КРУН. Шкафы этих устройств имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения. Разработка проекта ГПП включает в себя выбор схемы и компоновку её конкретными типовыми конструкциями КРУ. КРУ выбирают с учётом номинальных параметров установленного электрооборудования, которые должны быть не менее расчётных значений.

7. Система контроля и измерений на ГПП

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (КИП). В зависимости от характера объекта и структуры его управления объём контроля и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными.

В зависимости от особенностей режима работы даже на аналогичных присоединениях количество КИП может быть различным.

На проектируемой ГПП устанавливаем следующие КИП:

1. В каждой цепи НН понизительного трансформатора:

-амперметр;

ваттметр;

счётчик активной энергии;

счётчик реактивной энергии;

2. На каждой секции шин 10кВ:

-вольтметр для измерения междуфазного напряжения;

вольтметр с переключателем для измерения трёхфазных напряжений;

3. В цепи секционного выключателя:

-амперметр;

4. В цепи отходящих линий 10кВ:

-амперметр;

5. В цепи ТСН со стороны НН:

-амперметр и счётчик активной энергии;

6. В цепи КБ ВН:

-амперметр и счётчик реактивной энергии.

8. Расчёт токов К.З. на стороне 110 кВ

Р и с. 2. Расчётная схема замещения.

Определено сопротивление элементов схемы замещения (в именованных единицах):

Энергосистема:

где: U_Б - базисное напряжение;

S_К - мощность К.З. на шинах подстанции энергосистемы (см. табл. 4.1).

Воздушная ЛЭП:

x_л=5,6 Ом

r_л=6,3 Ом

Определено полное сопротивление:

_рез=r_л=6,3 Ом

x_рез=5,6+9,4=15 Ом

Учёт активного сопротивления следует проводить в случае выполнения условия: . В нашем случае 6,3>5, поэтому его учитываем.

Определено начальное значение периодической составляющей тока К.З. в точке К:

Определяем значение ударного тока К.З. в точке К:

где: К_у - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока К.З.:

где: 0,01 с - время после начала К.З, когда имеет место ударный ток;

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К.З.:

9. Выбор и проверка силовой аппаратуры

.1 Выбор выключателей

При выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но так как заводы-изготовители гарантируют определённую зависимость параметров, например: I_{вкл.ном}≥I_{откл.ном}; i_{вкл.ном}≥1,8×√2×I_{откл.ном} ; допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки: U_уст≤U_ном;

по длительному току: I_норм≤I_ном; I_мах≤I_ном;

где: I_мах - максимальный рабочий ток цепи в которой установлен выключатель. Этот ток определяется исходя из форсированного режима работы цепи. Такой режим возможен в следующих случаях:

1. При отключении одной из резервирующих друг друга параллельных линий;

2. При перегрузке трансформатора сверх его номинальной мощности;

3. При отключении на ремонт одного из двух трансформаторов.

Кроме того, выключатели проверяются по отключающей способности. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

_n.τ≤I_{откл.ном}

где: I_n.τ - периодическая составляющая тока К.З.;

I_{откл.ном} - наибольший ток К.З. (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока К.З.:

где: i_аτ - апериодическая составляющая тока К.З. в момент расхождения контактов;

τ - наименьшее время от начала К.З. до момента расхождения контактов;

τ=t_з.min+t_св;

здесь: t_з.min - минимальное время действия релейной защиты;

t_св - собственное время отключения выключателя (интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасительных контактов);

i_а.ном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключённом токе для времени τ;

β_н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе в % (по каталогу).

По включающей способности проверка производится по условию:

_у≤i_вкл; I_п.о≤I_вкл;

где: i_у - ударный ток К.З. в цепи выключателя;

I_п.о - начальное значение периодической составляющей тока К.З. в цепи выключателя;

I_вкл - номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей). Это ток К.З. который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений, при номинальном напряжении и заданном цикле (по каталогу);

i_вкл - наибольший пик тока включения (по каталогу). Заводом-изготовителем соблюдается условие:

где: К_у=1,8 - ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы К_у может быть более 1,8. На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам К.З.:

I_п.о≤I_дин; i_у≤i_дин;

где: i_дин - наибольший ток электродинамической стойкости (по каталогу); I_дин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока К.З.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока К.З.:

где: В_к - тепловой импульс тока К.З.;

Т_а - постоянная времени цепи К.З. (см. п.8);

t_откл - время отключения выключателя (время действия тока К.З.);

t_откл=t_р.з+t_откл.в

где: t_р.з - время действия основной релейной защиты данной цепи;

t_откл.в - полное время отключения выключателя (интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги на всех полюсах);

I_терм - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости по каталогу);

t_терм - длительность протекания тока термической стойкости (по каталогу).

Выбор и проверка выключателей 110 кВ (сторона ВН ГПП) осуществлена по максимальному рабочему току:

Расчётные токи К.З.:

_п.о=4,08 кА; i_у=7,34 кА

τ=0,01+0,05=0,06 с

Тепловой импульс тока К.З.:

_откл=3,6+0,08=3,68 с

В_к=4,08²×(3,68+0,0066)=61,3 кА²×с

По справочнику выбран выключатель типа: ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 выключатель наружной установки, маломасляный, трехполюсный, номинальное напряжение 110 кВ, категория изоляции Б, номинальный ток отключения 20 кА, номинальный ток 1000 А, для работы в районах с умеренным и холодным климатом (УХЛ), для работы на открытом воздухе (1). Расчётные и каталожные данные сведены в таблицу 9.1:

Таблица 9.1 Расчётные и каталожные данные по выключателю ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1

Выбор и проверку выключателей 10 кВ (сторона НН ГПП) осуществлена по максимально возможным значениям токов нагрузки и К.З. для каждого выключателя:

Вводной выключатель ГПП:

Выбран: ВБЭК-10/1000УХЛ2 - выключатель вакуумный, внутренней установки, с электромагнитным приводом, номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 1000 А, номинальный ток отключения 20 кА, для работы в районах с умеренным климатом, для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

τ=0,01+0,07=0,08 с

по К_у определено Т_а=0,02 с;

t_откл=3,1+0,095=3,195 с

В_к=4,08²×(3,195+0,02)=53,5 кА²×с

Таблица 9.2 Расчётные и каталожные данные по выключателю ВБЭК-10/1000УХЛ2

Выключатель на РП со стороны ГПП:

P_L11(1) + P_L11(2) = 2760+2760=5520 кВт (см. прил. 2 и 3).

Q_L11(1) + Q_L11(2) = -345-315=-660 квар (см. прил. 2 и 3).

Принимается к установке выключатель BB/TEL-10/630;

Секционный выключатель РП:

Принимается к установке выключатель BB/TEL-10/630УХЛ2;

Выбран: BB/TEL-10/630УХЛ2 - выключатель вакуумный, внутренней установки, с электромагнитным приводом, номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 630 А, номинальный ток отключения 20 кА, для работы в районах с умеренным климатом, для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

_откл=2,1+0,095=2,195 с

В_к=4,08²×(2,195+0,02)=36,87 кА²×с

Остальные расчётные и каталожные данные аналогичны данным таблицы 9.2.

Для остальных выключателей все условия выбора также выполняются, так как они работают в более лёгких условиях, поэтому выбор осуществлён по току максимальной нагрузки.

Отходящие линии:

где: S_ном.тр - номинальная мощность трансформатора КТП с наибольшим значением (2500 кВ×А).

На всех отходящих линиях ГПП и РП приняты к установке выключатели типа: BB/TEL-10/630УХЛ2.

Секционный выключатель ГПП:

принят к установке выключатель: BB/TEL-10/630.

СД компрессорной:

где: N - количество СД установленных в компрессорной;

принят к установке выключатель: BB/TEL-10/630УХЛ2.

.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится:

по напряжению установки: U_уст≤U_ном;

по длительному току: I_норм≤I_ном; I_мах≤I_ном;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости i_у≤i_пр.с; I_п.о≤I_пр.с;

где: i_пр.с, I_пр.с - предельный сквозной ток К.З. (амплитуда и действующее значение);

по термической стойкости:

Выбраны по справочнику разъединители 110 кВ: РНД 3.1-110/1000У1 и РНД 3.2-110/1000У1 - разъединитель наружной установки, двухполюсный с заземляющими ножами, 1(2) - число заземляющих ножей, номинальное напряжение 110 кВ, номинальный ток 1000 А, для работы в районах с умеренным климатом на открытом воздухе.

Таблица 9.3 Расчётные и каталожные данные по разъединителю РНД 3.1-110/1000У1

Разъединитель для ТСН:

принят разъединитель типа: РВЗ-10/400У3 - разъединитель наружной установки, с заземляющим ножом, номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 400 А, для работы в районах с умеренным климатом на открытом воздухе.

Таблица 9.4 Расчётные и каталожные данные по разъединителю РВЗ-10/400У3

.3 Выбор заземлителей

В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления нейтрали является фактор стойкости изоляции. Здесь применяется эффективное заземление нейтрали, при котором во время однофазных замыканий напряжение неповреждённых фаз относительно земли равно примерно 0.8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы.

ЗОН-110М-IIУ3 - заземлитель однополюсный, наружной установки, номинальное напряжение 110 кВ, модернизированный, вариант исполнения (II), для работ в районах с умеренным климатом, на открытом воздухе, для заземления нейтрали силовых трансформаторов.

Заземлитель имеет следующие параметры:

_ном=400 А; i_дин=16 кА; I_тер=6,3 кА; t_тер=3 с

Проверка на температурную стойкость:

где: t_п - заземлителем этого типа осуществляется заземление нейтрали время действия тока К.З. (время отключения):

_п= t_р.з+ t_откл.в=0,1+0,08=0,18 с

.4 Выбор разрядников

Одним из недостатков сетей с эффективно заземлённой нейтралью является значительный ток однофазного К.З., который при большом количестве заземлённых нейтралей трансформаторов, а также в сетях с автотрансформаторами может превышать токи трёхфазного К.З. Для уменьшения токов однофазного К.З. нейтрали части трансформаторов могут быть разделены. Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разделения нейтрали необходимо снизить возможное перенапряжение путём присоединения вентильных разрядников к нулевой точке трансформатора.

Выбран разрядник типа: РВС-15У1 и РВС-35У1 - разрядник вентильный станционный, номинальное напряжение 15(35) кВ, для работы в районах с умеренным климатом на открытом воздухе, для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока.

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока частотой 50 Гц принят разрядник: РВО-10У1

разрядник вентильный облегчённый.

.5 Выбор предохранителей

Для защиты от сверхтоков применены плавкие предохранители серии ПК с мелкозернистым наполнителем, обладающие значительным токоограничивающим эффектом.

Выбор предохранителей производится:

по напряжению установки: U_уст≤U_ном;

по длительному току: I_норм≤I_ном; I_мах≤I_ном;

по конструкции, роду установки;

по току отключения I_п.о≤I_отк;

где: I_отк - предельный отключающий ток (симметричная составляющая).

Выбор предохранителя для ТСН:

Принят: ПКТ101-10-8-12.5У3 предохранитель кварцевый для защиты силовых трансформаторов и линий, 1 - с ударным приводом, 01 - конструкция контактов, номинальное напряжение 10 кВ, номинальный ток 8 А, номинальный ток отключения 12,5 кА, для работы в районах с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Сведём расчетные и каталожные данные в таблицу 9.5:

Таблица 9.5 Расчётные и каталожные данные по предохранителю ПКТ101-10-8-12.5У3

Выбор предохранителя для ТН:

Принят предохранитель для ТН: ПКН001-10У3 - предохранитель кварцевый, 0 - ударное устройство отсутствует, 01 - конструкция контактов, номинальное напряжение 10 кВ, для работы в районах с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

.6 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

по напряжению установки: U_уст≤U_ном;

по току: I_норм≤I_1.ном; I_мах≤I_1.ном; номинальный ток должен быть ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости: i_у≤i_дин;

по термической стойкости: В_к≤I²_терм×t_терм;

по вторичной нагрузке: z₂≤z_2.ном; где z₂ - вторичная нагрузка ТТ; z_2.ном - номинальная допускаемая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z₂≈r₂, вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов - r_приб, соединительных проводов - r_пр, переходного сопротивления контактов - r_к:

₂ = r_приб+ r_пр+ r_к

где: S_приб - мощность потребляемая приборами;

I₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Чтобы ТТ работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условия:

_приб+r_пр+r_к≤ z_2.номпр= z_2.ном-r_приб-r_к

зная r_пр - можно определить сечение соединительных проводов:

где: ρ - удельное сопротивление материала провода (для алюминия ρ=0,0283 мОм×мм);

l_р - расчётная длина, зависящая от схемы соединения ТТ.

для схемы включения ТТ в в неполную звезду:

где: l - длина соединительных проводов от ТТ до приборов (в один конец).

Выбор ТТ для ввода ГПП 10 кВ:

Принят ТТ типа ТЛ10-IУ3 - трансформатор тока для внутренней установки с литой изоляцией, номинальное напряжение 10 кВ; I - конструктивный вариант, для работы в районах с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией:

;

ТТ имеет две вторичные обмотки: 0,5/10Р:

,5 - для КИП (контрольно-измерительные приборы);

Р - для релейной защиты.

I_2.ном=5 А - для этого и всех других ТТ.

Таблица 9.6 Расчётные и каталожные данные по ТТ ТЛ10-IУ3

Проверка по вторичной нагрузке:

=40 м

Наиболее загружен ТТ к которому подключены расчётные счетчики учёта электроэнергии (см. п.7). Мощность потребляемая приборами:

Таблица 9.7 Счётчики подключённые к ТТ

z_2.ном=0,8 Ом

r_пр= z_2.ном-r_приб- r_к=0,8-0,2-0,05=0,55 Ом

;

Принято стандартное сечение: F=4 мм². Выбран кабель АКВРГ - контрольный кабель с алюминиевыми жилами, с резиновой изоляцией, поливинилхлоридной оболочкой, без защитного покрова.

Выбор секционного ТТ:

Принят ТТ типа ТПЛК-10У3 - трансформатор тока проходной, с литой изоляцией, номинальное напряжение 10 кВ, для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Таблица 9.8 Расчётные и каталожные данные по ТТ ТПЛК-10У3

Исполнение вторичных обмоток аналогично ТТ на вводе ГПП. К ТТ подключён амперметр:

;

z_2.ном=0,4 Ом;

r_пр= z_2.ном-r_приб- r_к=0,4-0,02-0,05=0,33 Ом;

;

выбран кабель АКВРГ с жилами 6 мм².

Выбор ТТ отходящих линий:

Принят ТТ типа ТПЛК-10У3 по значениям I_max, так как выбор по U_ном и i_дин аналогичен, а значение В_к значительно меньше I²_терм×t_терм.

Рассчитано сечёние проводов:

принят кабель АКВРГ с сечением 4 мм² (сечение меньше выбрать нельзя по условиям механической прочности).

Выбор ТТ стороны ВН:

Принят ТТ для дифференциальной защиты трансформатора ГПП: ТФЗМ-110Б-IУ3 (см.табл.9.9).

Таблица 9.9 Расчётные и каталожные данные по ТТ ТФЗМ-110Б-IУ3

.7 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

по напряжению установки: U_уст≤U_ном;

по конструкциям и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке: S_2.Σ≤S_ном, где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности, S_2.Σ - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к ТН.

Выбран ТН типа: НТМИ-10-66У3 - трансформатор напряжения трехфазный с естественным масляным охлаждением для измерительных цепей, номинальное напряжение 10 кВ, 66 - год разработки, для работы в районах с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией. Перечень необходимых измерительных приборов в таблице

Таблица 9.10 Расчётные и каталожные данные по ТН НТМИ-10-66У3

Вторичная нагрузка трансформатора:

_ном=120 В×А в классе точности 0,5,

Номинальные напряжения обмоток: первичной: 10000 В; основной вторичной: 100 В; дополнительной вторичной: 100/√3 В; предельная мощность 1000 В×А; схема соединения обмоток: Y₀/Y₀/Δ (разомкнутый треугольник).

Для соединения ТН с приборами принят кабель АКВРГ с жилами 4 мм² по условиям механической прочности.

.8 Выбор высокочастотного заградителя

Выбран заградитель типа: ВЗ-630-0.5У1 - высокочастотный заградитель, номинальный ток 630 А, номинальная индуктивность 0,5 мГн, для работы в районах с умеренным климатом на открытом воздухе.

10. Релейная защита и автоматика

Распределительные электрические сети являются важным звеном в системе производства, передачи и потребления электрической энергии. Большое значение для надежной работы электрических сетей имеет правильный выбор и настройка устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА).

Защита предусмотрена для воздушных и кабельных линий, двигателей, трансформаторов ГПП и КТП.

.1 Защита кабельных линий 10 кВ

В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) для линий напряжением выше 1000В предусматриваются защиты от следующих видов повреждений:

многофазных коротких замыканий;

однофазных замыканий на землю.

Защита от многофазных К.З. на выполняется либо одноступенчатой (МТЗ), либо двухступенчатой (токовая отсечка без выдержки времени и МТЗ). Защита должна быть , как правило, в двухфазном двухрелейном исполнении (фазы А и С). МТЗ применяется в случаях, не требующих быстрого отключения линии при многофазный К.З. на ней, выполняется с независимой характеристикой времени (РТ-40) и с зависимой (РТ-80).

Двухступенчатая токовая защита применяется на одиночных линиях с односторонним питанием, когда требуется быстрое отключение К.З. в начале линии. Токовая отсечка (первая ступень) и МТЗ (вторая ступень) выполняются с использованием реле тока типа РТ-40. Защита действует на отключение выключателя с питающей стороны линии.

Защита от замыканий на землю выполняется в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление) с действием на сигнал (кроме случаев, когда условия техники безопасности требуют отключения) с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности (УСЗ-3).

.2 Защита электрических двигателей

В соответствии с ПУЭ для двигателей 3-10 кВ применяются следующие виды защиты:

от К.З. в обмотке статора;

от однофазных замыканий обмотки статора на землю;

от перегрузки;

от потери питания ;

для синхронных двигателей дополнительно предусматривается защита от асинхронного хода.

Защита от многофазных К.З. на двигателях выполнена в виде МТЗ без выдержки времени.

Защита от однофазных замыканий обмотки статора на землю выполняются с помощью токового реле типа РТ-40 или РТЗ-50, подключенного к ФТНП и действует на отключение двигателя (для двигателей Р£2000кВ, I_з³10А)

Защита двигателя от перегрузки устанавливается только на электродвигателях, подверженных технологическим перегрузкам, а также на электродвигателях, самозапуск которых не обеспечивается (РТ-80, индукционный элемент).

Для защиты от потери питания применяют:

минимальную защиту частоты с блокировкой по направлению активной мощности;

двухступенчатую минимальную защиту напряжения.

10.3 Защита трансформаторов 10/0,4 кВ

Для трансформаторов 10/0,4 кВ со схемой соединения D/¡_н предусматриваются следующие защиты:

МТЗ для защиты от токов, обусловленных внешними многофазными К.З.;

токовая отсечка или продольная дифференциальная токовая защита;

специальная защита нулевой последовательности от однофазных замыканий на землю;

газовая защита;

защита от перегрузки.

МТЗ предусмотрена на двигателях с Р<1000кВт. В нашем случае предусмотрена МТЗ с комбинированным пуском напряжения или без него, если обеспечивается требуемая чувствительность. На понижающих двухобмоточных трансформаторах защита устанавливается со стороны питания и действует на отключение.

Продольная дифференциальная токовая защита предусмотрена для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформаторов. Действует на отключение всех выключателей трансформатора.

На понижающих трансформаторах с соединением обмотки НН в звезду с заземленной нейтралью следует предусмотреть специальную защиту нулевой последовательности, которая устанавливается на нулевом проводе трансформатора.

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла предусматривается на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 630 кВА и более.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и при понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

На трансформаторах мощностью 400 кВА и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

.4 Расчет защит трансформаторов ГПП

На понижающих трансформаторах с расщепленными обмотками 110/10 кВ Т1 и Т2 со схемой соединения ¡_н/D-D-11-11 устанавливаются следующие защиты:

дифференциальная;

газовая;

МТЗ без пуска или с пуском по напряжению;

Для дифференциальной защиты могут быть использованы реле РНТ-565 с насыщающимися трансформаторами и короткозамкнутыми обмотками и реле ДЗТ-11 с насыщающимися трансформаторами и тормозными обмотками.

Особенности выполнения и расчетов дифференциальной и максимальных токовых защит на трансформаторах 110/10 кВ с расщепленными обмотками ¡_н/D-D-11-11 обусловлены невысоким уровнем токов при К.З. на выводах одной из обмоток НН и большим различием между значениями токов I_кз.max и I_кз.min.

.5 Расчёт дифференциальной защиты

Рассчитываем токи К.З. в выбранных точках (см. рис. 8) в минимальном и максимальном режимах работы системы. Согласно ГОСТ 12965-85*Е:

Значения U_к на крайних ответвлениях трансформаторов РПН (приведенные к номинальной мощности трансформатора и номинальным напряжениям ответвлений:

)

Значения U_к на крайних ответвлениях трансформаторов с РПН (приведенные к номинальной мощности трансформатора и номинальным напряжениям ответвлений:

)

Расчет токов короткого замыкания произведён в именованных единицах, активные составляющие не учтены. Расчетные формулы:

Энергосистема:

ЛЭП:

Трансформатор:

где: - половина полного диапазона регулирования и напряжения на стороне ВН трансформатора

Р и с. 3. Исходная схема.

Р и с. 4. Расчётная схема замещения.

Определены максимальное и минимальное значение тока короткого замыкания:

Предварительно рассчитана дифференциальная защита с реле типа РНТ-565 (см. табл. 10.1).

Определим первичный ток срабатывания защиты. Он выбирается по двум условиям:

условие: I_cp³K_отс×I_{нб расч}

К_отс=1,3

По условию 1 получаем:

2 условие:I_cз ³ k^.I_ном

I_ном.ВН = 125,5-основная сторона

=1,3

I_сз=1,3^.125,5=163,15 А

Таблица 10.1 Расчёт дифференциальной защиты