Электроснабжение района от проходной подстанции
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.
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;
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:
, 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
№ п/п
|
Наименование потребителей и их характеристика
|
Дневной максимум РД, кВт
|
Вечерний максимум РВ, кВт
|
сosφв
|
Шифр нагрузки по РД 34.20.178
|
1
|
Жилой дом
|
1.5
|
4
|
0,95
|
607
|
2
|
Магазин продовольственный
|
10
|
10
|
0,89
|
551
|
3
|
Дом культуры на 150-200 мест
|
5
|
14
|
0,86
|
525
|
4
|
Общеобразовательная школа на 320 учащихся
|
20
|
40
|
0,89
|
503
|
5
|
Детские ясли
|
4
|
3
|
0,8
|
356
|
6
|
Больница на 50 коек
|
50
|
10
|
0,8
|
534
|
7
|
Хлебопекарня
|
5
|
5
|
0,78
|
379
|
8
|
Котельная
|
15
|
15
|
0,81
|
110
|
9
|
Спальный корпус школы-интерната на 50 мест
|
5
|
10
|
0,8
|
508
|
10
|
Административное здание
|
15
|
8
|
0,85
|
518
|
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:
(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;
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.
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
T, ч
|
Летний период
|
Зимний период
|
|
Рi,
кВт
|
Рi,
кВт
|
1
|
2162
|
2594,4
|
2
|
2162
|
2594,4
|
3
|
2378,2
|
2594,4
|
4
|
2162
|
2594,4
|
5
|
2594,4
|
2810,6
|
6
|
3026,8
|
3026,8
|
7
|
3459,2
|
3243
|
8
|
3459,2
|
3891,6
|
9
|
3891,6
|
4107,8
|
10
|
4324
|
4107,8
|
11
|
4107,8
|
3891,6
|
12
|
4107,8
|
3675,4
|
13
|
3891,6
|
3675,4
|
14
|
3891,6
|
3675,4
|
15
|
4107,8
|
3675,4
|
16
|
4107,8
|
3891,6
|
17
|
4107,8
|
3891,6
|
18
|
4107,8
|
4324
|
19
|
3675,4
|
4107,8
|
20
|
3459,2
|
3891,6
|
21
|
3243
|
3675,4
|
22
|
3243
|
3026,8
|
23
|
2810,6
|
3026,8
|
24
|
2594,4
|
2594,4
|
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
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
и -
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
Ступень графика
|
Мощность ступени Рi, кВт
|
Продолжительность действия нагрузки ti, ч
|
Р1
|
4324
|
365
|
Р2
|
4107,8
|
1590
|
Р3
|
3819,6
|
1495
|
Р4
|
3675,4
|
1165
|
Р5
|
3459,2
|
495
|
Р6
|
3243
|
530
|
Р7
|
3026,8
|
765
|
Р8
|
2810,6
|
365
|
Р9
|
2594,4
|
1330
|
Р10
|
2378,2
|
165
|
Р11
|
2162
|
495
|
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+
+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:
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:
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:
.
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).
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:
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:
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);
(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)
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:
.
. 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.
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;
) 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
)
.
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
|
Sрасч, кВ А
|
Iрасч, А
|
Iдоп, А
|
L, км
|
Марка провода
|
r0, Ом/км
|
U,%
|
Марьино
|
1601,2
|
92,55
|
245
|
24,6
|
СИП-3 1х70
|
0,49
|
4,16
|
Явенга
|
1682,1
|
97,23
|
245
|
30,6
|
СИП-3 1х70
|
0,49
|
5,44
|
Вожегодский
|
1168,6
|
67,55
|
245
|
6,2
|
СИП-3 1х50
|
0,72
|
11,73
|
Отрадное
|
658,9
|
43,87
|
245
|
12,3
|
СИП-3 1х50
|
0,72
|
1,92
|
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.
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.
№
|
Наименование потребителя
|
Кол-во, шт
|
Pном, кВт
|
КО
|
cosφ
|
Рр, кВт
|
Sр, кВ·А
|
Iр, А
|
1
|
Приводы РПН силового трансформатора
|
2
|
1,2
|
0,4
|
0,7
|
0,48
|
0,69
|
1,04
|
2
|
Обогрев привода РПН силового трансформатора
|
2
|
1
|
0,11
|
0,95
|
0,11
|
0,12
|
0,18
|
3
|
Охлаждение трансформаторов
|
2
|
3,5
|
0,8
|
0,7
|
2,8
|
4
|
6,08
|
4
|
Приводы разъединителей 110 кВ
|
8
|
0,5
|
0,3
|
0,7
|
0,15
|
0,21
|
0,33
|
5
|
Обогрев приводов разъединителей 110 кВ
|
8
|
0,38
|
0,11
|
0,95
|
0,04
|
0,04
|
0,07
|
6
|
Обогрев приводов выключателей110 кВ
|
2
|
1,5
|
0,11
|
0,95
|
0,17
|
0,17
|
0,26
|
7
|
Приводы выключателей 110 кВ
|
2
|
0,5
|
0,3
|
0,7
|
0,15
|
0,21
|
0,33
|
8
|
Обогрев КРУН-10 кВ
|
41
|
1,3
|
0,11
|
0,95
|
0,14
|
0,15
|
0,23
|
9
|
Освещение КРУН-10 кВ
|
41
|
0,1
|
0,7
|
0,95
|
0,07
|
0,07
|
0,11
|
10
|
Приводы выключателей 10 кВ
|
38
|
0,3
|
0,3
|
0,7
|
0,09
|
0,13
|
0,2
|
11
|
Аварийное освещение
|
41
|
0,06
|
1
|
0,95
|
0,06
|
0,06
|
0,1
|
12
|
Наружное освещение
|
4
|
1,2
|
0,5
|
0,95
|
0,6
|
0,63
|
0,96
|
13
|
Питание ШУОТ
|
1
|
17
|
0,8
|
0,8
|
13,6
|
17
|
25,86
|
14
|
Аппаратура связи и телемеханики
|
1
|
3,5
|
1
|
0,95
|
3,5
|
3,68
|
5,6
|
15
|
Охранно-пожарная сигнализация
|
2
|
0,03
|
1
|
0,9
|
0,03
|
0,03
|
0,05
|
16
|
Освещение здания ОПУ
|
6
|
1
|
0,7
|
0,95
|
0,7
|
0,74
|
1,12
|
17
|
Обогрев здания ОПУ
|
2
|
36,6
|
0,11
|
0,95
|
4,03
|
4,24
|
6,45
|
18
|
Вентиляция
|
2
|
0,18
|
0,5
|
0,8
|
0,09
|
0,11
|
0,17
|
19
|
Панель ввода питания
|
1
|
4
|
0,8
|
0,8
|
3,2
|
4
|
6,08
|
|
Итого:
|
|
|
|
|
30,01
|
36,3
|
55,22
|
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:
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)
);
)
.
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
Тип трансформатора
|
UВН, кВ
|
UНН, кВ
|
uк, %
|
Рк, кВт
|
Рх, кВт
|
I х, %
|
Цена, тыс.руб.
|
ТМН-6300/110/10,5
|
110
|
10
|
10,5
|
44
|
11,5
|
0,8
|
3500
|
ТДН-10000/110/10,5
|
110
|
10
|
10,5
|
60
|
14
|
0,7
|
6000
|
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
(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 сравниваем с =1,26
(рис. 3.1) исходного графика нагрузки: < 0,9×= 1,13. Принимаем = 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)
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. Полученное значение сравниваем с =0,65
(рис. 3.1) исходного графика нагрузки: < 0,9×= 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 сравниваем с =0,41
(рис. 3.1) исходного графика нагрузки: < 0,9×= 0,37. Принимаем = 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.
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:
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;
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.
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
Параметр
|
Размерность
|
Вариант 1
|
Вариант 2
|
|
|
2х ТМН-6300/110
|
2х ТМ-4000/110
|
1
|
2
|
3
|
4
|
КЗ
|
-
|
0,827
|
0,701
|
DРХХ
|
кВт
|
45
|
54
|
DРКЗ
|
кВт
|
10,5
|
10,5
|
N·Рхх·Т
|
кВт·ч
|
770881
|
1016160
|
N·Ркз·кз2·t
|
кВт·ч
|
86468
|
170410,5
|
1
|
2
|
3
|
4
|
W
|
кВт·ч
|
86469
|
171410,5
|
Ипот.тр
|
тыс. руб.
|
168,477
|
334
|
ККТП
|
тыс. руб.
|
3937,5
|
2812,5
|
Иобсл.тр
|
тыс. руб.
|
153,563
|
109,688
|
З
|
тыс. руб.
|
1090,852
|
982,13
|
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
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.
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).
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),
XВЛ = 0,4 ∙
11,8 = 4,72 (Ом).
Параметры
отходящих линий приведены в таблице 5.1.
Таблица
5.1 - Параметры отходящих линий
ВЛ
|
Sрасч, кВА
|
Iрасч, А
|
Iдоп, А
|
L, км
|
Марка провода
|
r0, Ом/км
|
U,%
|
Марьино
|
1601,2
|
92,55
|
245
|
24,6
|
СИП-3 1х70
|
0,49
|
4,16
|
Явенга
|
1682,1
|
97,23
|
245
|
30,6
|
СИП-3 1х70
|
0,49
|
5,44
|
Вожегодский
|
1168,6
|
67,55
|
245
|
6,2
|
СИП-3 1х50
|
0,72
|
11,73
|
Отрадное
|
658,9
|
43,87
|
245
|
12,3
|
СИП-3 1х50
|
0,72
|
1,92
|
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)
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.
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;
, 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.
(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.
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
ОПН-РК-110/88/10/680 УХЛ1
|
ОПН-РВ-10/12,6/5/150 УХЛ1
|
Uном=110 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Uдоп. раб.=88 кВ
|
Uдоп. раб.=12,6 кВ
|
Iном разр.=10 кА
|
Iном разр.=5 кА
|
Uостатач. не более=309,6 кВ
|
Uостатач. не более =47,3 кВ
|
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:
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)
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:
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)
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;
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
Наименование величины
|
Численное значение для стороны
|
|
110 кВ
|
10 кВ
|
Первичные номинальные токи трансформатора, А
|
33,1
|
364,2
|
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI
|
50/5
|
500/5
|
Вторичные токи в плечах защиты, А
|
3,31
|
7,28
|
Принятые значения, А
|
2,3
|
7,3
|
Размах РПН, %
|
9
|
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:
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);
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.