(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка вариантов схем электроснабжения
Введение
III-2-88. В замкнутых сетях, также в круговых сетях с несколькими источниками питания следует стремится использовать в качестве главных защит от многофазных замыканий одиночных линий отсечки по току и напряжению со ступенчатой чертой выдержек времени и, если они не удовлетворяют требованиям селективности, чувствительности и быстроты деяния, — дистанционные защиты. В качестве защиты от замыканий на землю в рассматриваемых сетях должны применятся токовые отсечки нулевой последовательности со ступенчатой чертой выдержек времени (направленные и ненаправленные).
Т.к. токовая отсечка без выдержки времени не защищает линию от трёхфазных замыканий, то используются дистанционные защиты.
Измерительные органы каждой ступени дистанционной защиты имеют три реле сопротивления, включенные на разность фазных токов и междуфазные напряжения.
В дистанционной защите предусмотрены три ступени:
I ступень — без выдержки времени,
II и III ступени — с выдержкой времени.
Малый первичный ток срабатывания защиты
.
1. Выбор схемы электронной сети
электроснабжение провод ток заземление
По данным координатам потребителей и источника электроэнергии составляем три варианта схем электроснабжения
а)
б)
в)
Набросок 1.1.
А — источник; В,С,D,Е — пользователи, соответственно 3,2,1,1 категорий.
Избранные схемы показаны на рисунке 1.1.
2. Выбор величины питающего напряжения, сечения проводов полосы электропередач
2.1 Определим полные мощности потребителей
,
,
,
.
2.2 Определим реактивные мощности потребителей
,
,
,
.
2.3 Производим расчёт для первой схемы
Пренебрегая потерями мощности в линиях и трансформаторах определяем токи на участках
,
где — ток на i-ом участке,
— перегрузка на i-ом участке.
,
,
,
.
По экономической плотности тока определяем сечение проводов на участках
,
где — финансовая плотность тока зависящая от времени использования максимума нагрузок, зависимость отображена в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Длительность использования наибольшей перегрузки ч/год
1000 — 3000
3001 — 5000
5001 — 8700
, А/мм2
1,3
1,1
1,0
время использования наибольшей перегрузки
.
,
,
,
.
Из [1] избираем сталеалюминевые провода, марки АС, при чем малое сечение проводов для — 70 мм2, а для — 240 мм2.
Выберем сталеалюминевые провода марки АС-240 для 220 кВ и марки АС-70 для 110 кВ.
Из [2] находим активное и индуктивное сопротивления для соответственных проводов:
для АС-70:
,
;
для АС-240:
,
.
Определяем падения напряжения в линиях
,
при чем
где — допустимые утраты напряжения,
— активное сопротивление участка,
— индуктивное сопротивление участка,
Если условие не производится, то нужно, или избрать провод большего сечения, или прирастить напряжение.
,
,
;
,
,
;
,
,
;
,
,
.
Технико-экономический расчёт
Отчисления от серьезных вложений К на сооружение линий
,
где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности серьезных вложений, о.е./год;
р? — отчисления на амортизацию, ремонт и сервис, о.е./год.
Для линий:
АС: ;
АВ: ;
АD: ;
АЕ: .
Стоимость потерянной энергии для линий, руб./год
,
где I — наибольший ток в полосы, А;
ф — время наибольших утрат, ч/год;
АС: ;
АВ: ;
АD: ;
АЕ: .
Находим приведённые Издержки для каждой полосы
АС: руб./год;
АВ: руб./год;
АD: руб./год;
АЕ: руб./год;
Общие приведённые Издержки
руб./год.
Аналогично производим расчёты для других схем.
Результаты расчётов приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2.
Схема
А
B
C
Участок
АВ
АС
АD
АЕ
АF
FС
ВF
АD
АЕ
АF
FС
ВF
GD
GЕ
AG
Uном, кВ
110
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
I, А
16,9
20
30,9
28,8
24,1
20
8,4
30,9
28,8
24,1
20
8,4
30,9
28,8
59,7
Tср, ч/год
2300
3000
4500
4900
2900
3000
2300
4500
4900
2900
3000
2300
4500
4900
4700
F, мм2
Марка провода
АС-70
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
АС-240
r0, Ом/км
0,45
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
0,131
х0, Ом/км
0,44
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
0,413
l, км
78,1
104,4
67
70
68
36,4
42,7
67
70
68
36,4
42,7
60
40
30
R, Ом
35,15
13,68
7,64
9,17
8,91
4,77
5,59
7,64
9,17
8,91
4,77
5,59
7,86
5,24
3,93
Х, Ом
34,4
43,1
27,67
28,91
28,1
15,03
17,64
27,67
28,91
28,1
15,03
17,64
24,78
16,52
12,39
?U, кВ
1,44
2,76
2,25
2,4
2,18
0,96
0,24
2,25
2,4
2,18
0,96
0,24
2,28
1,37
2,08
З, т.р.
6,864
5,803
7,839
3. Выбор числа и мощности трансформаторов и генераторов
Расчёт ведём для схемы а, рис.1.2.
3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов
Определяем фактическую мощность трансформатора
,
где n — число трансформаторов,
kз — коэффициент загрузки, зависит от группы пользователя.
В: Категория III, n=1, kз=0,95
;
С: Категория II, n=2, kз=0,7
;
D: Категория I, n=2, kз=0,65
;
Е: Категория I, n=2, kз=0,65
;
Из [3] избираем трансформаторы. Типы трансформаторов и их паспортные данные сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1
Точка расположения
Тип трансформатора
Номинальные данные
Ї
Ї
кВт
кВт
кВАр
%
Ом
Ом
В
ТМН-6300/110
44
11,5
50,4
10,5
14,7
220,4
С
ТГД-31500/220
220
115
Ї
14
Ї
Ї
D
ТГД-31500/220
220
115
Ї
14
Ї
Ї
Е
ТГД-31500/220
220
115
Ї
14
Ї
Ї
3.2 Выбор числа и мощности генераторов
Требуемая мощность генераторов
,
.
Из [4] избираем 4 турбогенератора типа ТВФ-100-2УЗ со последующими паспортными данными:
.
В качестве повышающего трансформатора из [3] избираем трёхобмоточный автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110.
Со последующими паспортными данными:
4. Расчет токов недлинного замыкания
4.1 Схема замещения для прямой и оборотной последовательности
Определяем характеристики схемы замещения прямой последовательности.
ЭДС турбогенератора
.
Сопротивление обмоток турбогенератора
.
Сопротивление обмоток повышающего автотрансформатора
;
,
Принимаем ;
.
Сопротивление полосы на участке АВ
.
Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. В
.
Сопротивление полосы на участке АС
.
Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. С
.
Сопротивление полосы на участке АD
.
Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. D
.
Сопротивление полосы на участке АЕ
.
Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. Е
.
Определяем характеристики схемы замещения оборотной последовательности.
Сопротивления оборотной последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности кроме сопротивлений турбогенераторов: .
Схема замещения для нулевой последовательности.
Определяем характеристики схемы замещения нулевой последовательности.
Сопротивления обмоток трансформаторов нулевой последовательности равны сопротивлениям обмоток трансформаторов прямой последовательности.
Сопротивления ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) нулевой последовательности
,
где из [1] для одноцепных линий со железными тросами ; для двухцепных линий со железными тросами .
;
;
;
.
4.2 Определим токи трёхфазного и однофазного К.З
Определим эквивалентное сопротивление прямой последовательности
,
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Определяем эквивалентное сопротивление оборотной последовательности
,
;
;
;
;
;
;
Определим эквивалентное сопротивление нулевой последовательности.
Для этого будем разглядывать схему, как параллельное соединение сопротивлений относительно точки К.З. и заземления трансформаторов.
Опосля преобразований схема замещения нулевой последовательности воспринимает вид:
где ;
;
;
Определим ток трёхфазного К.З.
,
где для трёхфазного К.З.
— базовый ток в точке К.З.
,
;
.
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Определим ток однофазного К.З.
,
где для однофазного К.З.;
;
— базовый ток в точке К.З. (аналогично 4.2.4.).
;
;
;
;
;
;
Определим ударный ток в точке К6.
,
где ударный коэффициент для ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) выше 1000 В: при .
5. Проектирование схемы распределительного устройства пользователя І группы
Питание пользователя I группы нужно производить по двум независящим линиям.
За базу схемы берётся схема с одной секционированной системой сборных шин.
Внедрение выключателей до шин секционирования и опосля, также меж секциями увеличивает надёжность и оперативность работы схемы ОРУ 220 кВ, по сопоставлению со схемами с короткозамыкателями и отделителями. В схеме используем 5 выключателей типа ВМТ-220Б.
Разъединители не являются оперативными и служат лишь для снятия напряжения с выключателя на время его ревизии либо ремонта. Используем разъединители типа РДЗ1(2)-220/1000УХЛ1.
Для цепей релейной защиты, автоматики, измерения и учёта электронной энергии предусматриваем трансформаторы тока и напряжения.
защита силовых трансформаторов от перенапряжения осуществляется при помощи вентильных разрядников с высочайшей и низкой стороны.
С низкой стороны питание потребителей осуществляем через ЗРУ со шкафами типа КМ-1. В КРУ интегрированы главные и запасные выключатели. КРУ также выполнено с секционированием.
6. Выбор электронных аппаратов распределительного устройства
6.1 Для выбора электронных аппаратов определяем наибольший утяжелённый ток
Со стороны ВН
.
Со стороны НН
.
6.2 Выбор и проверка электронных аппаратов на стороне ВН
Выбор высоковольтных выключателей.
Из [5] избираем выключатель внешной установки масляный баковый типа ВМТ-220Б со последующими данными:
Проверка выключателей.
По электродинамической стойкости
.
По тепловой стойкости
,
где ;
,
.
По отключающей возможности
,
где ,
.
Выбор разъединителей
Из [6] избираем разъединители внешной установки типа РДЗ1(2)-220/1000УХЛ1 со последующими данными
.
Проверка разъединителей
По электродинамической стойкости
.
По тепловой стойкости
,
.
Выбор измерительных трансформаторов тока.
Для цепей релейной защиты из [5] избираем трансформатор тока типа ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние)220IУ2, класс точности 3, со последующими данными:
.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Из [5] избираем однофазный трансформатор напряжения, класса точности 0,5, типа НКФ-220 со последующими данными:
.
Выбор разрядников.
Из [7] избираем для защиты силовых трансформаторов от перенапряжений вентильные разрядники типа РВС-220М со последующими данными
.
6.3 Выбор и проверка электронных аппаратов на стороне НН
Потому что РУНН производится в виде ЗРУ, то используем комплектное распределительное устройство внутренней установки КРУ, состоящем из шифанеров со встроенными в их аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования.
Из [6] избираем шкафы типа КМ-1.
Выбор высоковольтных выключателей.
Из [5] избираем вакуумный выключатель типа ВВЭ-10-31,5/630УЗ со последующими данными:
.
Проверка выключателей.
По электродинамической стойкости
.
По тепловой стойкости
,
где ;
,
.
По отключающей возможности
,
где ,
.
Выбор разъединителей
Из [6] избираем разъединители типа РВРЗ-Ш-10/2000УЗ со последующими данными:
.
Проверка разъединителей
По электродинамической стойкости
.
По тепловой стойкости
,
.
Выбор измерительных трансформаторов тока.
Для цепей релейной защиты из [5] избираем трансформатор тока типа ТЛК-10-3 0,5, со последующими данными:
.
Проверка измерительных трансформаторов тока.
По электродинамической стойкости
.
По тепловой стойкости
,
.
Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Из [5] избираем трёхфазный трансформатор напряжения, класса точности 0,5, типа НТМИ-10-66УЗ со последующими данными:
.
Выбор разрядников.
Из [7] избираем для защиты силовых трансформаторов от перенапряжений вентильные разрядники типа РВО-10У1 со последующими данными
.
Выбор трансформатора собственных нужд.
Из [3] избираем трансформатор ТМ-100/10 со последующими данными
.
7. Релейная защита
7.1 Защита силовых трансформаторов подстанции
Для силовых трансформаторов должны быть предусмотрены последующие виды защит:
Ї от многофазных и однофазных К.З. в обмотках и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью;
Ї от межвитковых замыканий;
Ї от тока в обмотках, обусловленного наружными К.З.
Ї от тока в обмотках, обусловленного перегрузкой;
Ї от однофазных К.З. в сети 6-10 кВ, если эти замыкания делают ситуацию требующую отключения в цепях сохранности.
Газовая защита.
Газовая защита является всепригодной защитой от всех внутренних повреждений в трансформаторе. Она базирована на использовании газообразования которое является следствием разложения масла и остальных изолирующих материалов под действием электронной дуги межвитковых замыканий либо недопустимого нагрева при «пожаре стали». Интенсивность газообразования зависит от нрава и размеров повреждения. По этому газовая защита производится двухступенчатой зависимо от степени повреждения и действует на сигнал либо отключение. Главным элементом газовой защиты является реле KSG типа РГЧЗ-66. Принципная схема газовой защиты на переменном оперативном токе представлена на рисунке 7.1.
Продольно-дифференциальная защита.
Дифференциальный принцип дозволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями.
Дифференциальные токовые защиты трансформаторов производятся в виде:
Ї дифференциальной токовой отсечки;
Ї дифференциальной токовой защиты с насыщающимися трансформаторами тока;
Ї дифференциальной токовой защиты с реле имеющими торможение.
Отсечка является более обычный из токовых дифференциальных защит трансформатора, но она недостаточна чувствительна из-за огромного тока срабатывания. Потому она применяется в трансформаторах относительно маленький мощности.
защита с реле имеющими торможение наиболее сложна. Потому для защиты трансформаторов применяем дифференциальную токовую защиту с промежными насыщающимися трансформаторами тока (НТТ). Главным элементом является реле с НТТ типа РНТ-565. Принципная схема показана на рисунке 7.2. Вторичная обмотка ТТ на стороне ВН соединена в треугольник, а на стороне НН в звезду.
защита базирована на сопоставлении токов. Если свойства ТА1 и ТА2 схожи то в обычном режиме либо при наружных К.З. разность тока равна нулю. При К.З. в защищаемой зоне по обмотке КА будет протекать ток, если его значение будет больше тока срабатывания, защита отключит трансформатор. НТТ служит для отстройки защиты от броска намагничивающего тока.
Токовая защита трансформаторов от сверхтоков наружных многофазных К.З.
В согласовании с ПУЭ на понижающих трансформаторах мощностью наиболее 1 МВ•А предусматривается наибольшая токовая защита (МТЗ), работающая на отключение от токов в обмотках, обусловленными наружными К.З. Схема МТЗ на неизменном оперативном токе представлена на рисунке 7.3. МТЗ устанавливаем на стороне ВН, чтоб в зону её деяния заходил трансформатор, выключатель и шины НН. защита осуществляется при помощи с токовых реле РТВ, реле времени типа РВН, промежного реле РП-210 и указательного реле типа РУ-21.
защита от перегрузок.
Перегрузка обычно является симметричной, потому защита от перегрузки производится одним реле тока КА, включенном в цепь 1-го из трансформаторов тока защиты от наружных К.З. (набросок 7.3.). время срабатывания защиты от перегрузок на ступень селективности больше чем время срабатывания МТЗ от наружных К.З., защита действует на сигнал и отключение.
7.2 Автоматическое включение резерва
Согласно ПУЭ для потребителей I группы должны быть предусмотрены устройства АВР с высочайшей и низкой стороны подстанции.
В нашем случае УАВР является устройством обоестороннего деяния, потому что обе секции шин являются рабочими. При исчезновении напряжения на одной из секций, при выключении соответственных выключателей врубается секционный выключатель, и питание потребителей при всем этом переводится на одну линию либо трансформатор.
Запуск в действие АВР осуществляется при помощи реле малого напряжения. действие УАВР имеет смысл при наличии напряжения на запасном источнике питания. Потому в пусковой орган УАВР включают реле наибольшего напряжения, контролирующее наличие напряжения на запасном источнике питания.
7.3 Автоматическое повторное включение
Опыт эксплуатации указывает, что нередко К.З. самоустраняются. Потому применяем АПВ, которое восстанавливает напряжение в полосы опосля срабатывания защиты. Также применяем АПВ трансформаторов, действующее при выключении МТЗ.
Повторное включение трансформатора опосля его отключения газовой либо дифференциальной защитой не допускается.
7.4 защита ВЛ 220 кВ
Для защиты полосы на 220 кВ нужна трёхступенчатая токовая защита.
Ступенчатые токовые защиты надёжны, производятся на базе обычных и дешёвых реле и потому находят обширное применение для защиты различных частей электронной сети.
Первой ступенью токовой защиты является токовая отсечка без выдержки времени. 2-ая ступень — токовая отсечка с выдержкой времени. 3-я ступень — наибольшая токовая защита (МТЗ).
Для определения токов срабатывания отсечек и МТЗ нужно выстроить кривую токов однофазного и трёхфазного К.З. на полосы AD.
Используя данные приведённые в п.4 построим график распределения токов К.З. вдоль полосы, набросок 7.4.
Набросок 7.4.
Определение токов срабатывания отсечек и МТЗ и зоны их деяния.
ток срабатывания токовой отсечки без выдержки времени
,
где Ї коэффициент надёжности ;
Ї меньшее значение тока К.З. в конце полосы;
Ток срабатывания отсечки с выдержкой времени
,
где Ї меньшее значение тока К.З. в конце полосы.
ток срабатывания МТЗ
.
8. Заземление
Заземление электроустановок осуществляется намеренным соединением с заземляющим устройством, которое представляет собой совокупа заземлителя и заземляющих проводников.
Для горизонтальных заземлителей используем полосовую сталь с шириной полосы , шириной 4 мм, а для вертикальных заземлителей — угловую сталь с шириной полки , шириной 4 мм и длиной 5 метров.
Определим сопротивление растекания 1-го вертикального электрода
где ;
для угловой стали при глубине заложения для II климатической зоны;
.
Горизонтальное распределение частей:
Длина продольного электрода , число продольных электродов через 3,8 метра.
Длина поперечного электрода , число поперечных электродов , размещены на расстоянии 1 м от фундаментов.
Сопротивление растекания горизонтальных электродов
Сопротивление растекания контурного электрода
,
где ;
— для полосовой стали при глубине заложения для II климатической зоны;
.
Сопротивление растекания продольных электродов
.
Сопротивление растекания поперечных электродов
.
Суммарное сопротивление растекания горизонтальных полос (соединение считаем параллельным)
;
.
Определяем число нужных вертикальных электродов
,
где берём из [8] табл. 10-5 стр. 229.
9. Молниезащита
Более небезопасным проявлением молнии исходя из убеждений поражения спостроек и сооружений является прямой удар. Под зоной защиты молниеотвода соображают часть места, снутри которого здание либо сооружение защищено от прямых ударов молнии с определённой степенью надёжности. В практике для защиты спостроек и сооружений от прямых ударов молнии употребляют стержневые и тросовые молниеотводы.
Для защиты подстанции используем стержневые молниеотводы, расположенные на линейных порталах.
9.1 Определение зоны защиты единичного молниеотвода расположенных на порталах
,
где — высота молниезащиты,
— высота линейного портала.
9.2 Определим минимальную зону защиты 2-ух молниеотводов, которые защищают секционный выключатель и ВЛ
Высота порталов секционной полосы равна 11 м, то
.
Условие выполнено.
Библиографический перечень
1. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоиздат, 1987.
2. Справочник по проектированию электронных сетей и электрооборудования. Под. ред. Ю.Г. Барыбина, А.Е. Федорова и др. — М.: Энергоатомиздат, 1991г.
3. Пособие к курсовому и дипломному проектированию. Под. ред. В.М. Блока — М.: Высшая школа. 1990г
4. И.П. Копылов, Б.К. Клоков. Справочник по электронным машинкам Т.1. — М.: Энергоатомиздат, 1988г.
5. И.А. Баумштейн, С.А. Божанов. Справочник по электронным установкам высочайшего напряжения. — М.: Энергоатомиздат, 1989г.
6. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электронная часть станций и подстанций — М.: Энергоатомиздат 1989 г.
7. В.А. Андреев. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. — М.: Высшая школа 1991 г.
8. А.А. Федоров, Г.В. Сербиковский. Справочник по электроснабжению промышленных компаний — М.: Энергия, 1973 г.
]]>