Учебная работа. Электроснабжение района от проходной подстанции

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

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;

  • максимальный 41;
  • 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/пНаименование потребителей и их характеристикаДневной максимум РД, кВтВечерний максимум РВ, кВтсosφвШифр нагрузки по РД 34.20.1781Жилой дом1.540,956072магазин продовольственный10100,895513Дом культуры на 150-200 мест5140,865254Общеобразовательная школа на 320 учащихся20400,895035Детские ясли430,83566больница на 50 коек50100,85347Хлебопекарня550,783798Котельная15150,811109Спальный корпус школы-интерната на 50 мест5100,850810Административное здание1580,85518

    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, чЛетний периодЗимний периодРi, кВтРi, кВт121622594,4221622594,432378,22594,4421622594,452594,42810,663026,83026,873459,2324383459,23891,693891,64107,81043244107,8114107,83891,6124107,83675,4133891,63675,4143891,63675,4154107,83675,4164107,83891,6174107,83891,6184107,84324193675,44107,8203459,23891,62132433675,42232433026,8232810,63026,8242594,42594,4

    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 графикаМощность ступени Рi, кВтПродолжительность действия нагрузки ti, чР14324365Р24107,81590Р33819,61495Р43675,41165Р53459,2495Р63243530Р73026,8765Р82810,6365Р92594,41330Р102378,2165Р112162495

    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)

    гдеIдоп — длительно допустимый ток, А; IР — расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника;

    . По потере напряжения:

    ΔU% = <10%.(2.11)

    гдеRo, 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;

    XW2 = 0,095 · 12 = 1,14 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.

    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

    ВЛSрасч, кВ АIрасч, АIдоп, АL, кмМарка проводаr0, Ом/кмU,%Марьино1601,292,5524524,6СИП-3 1х700,494,16Явенга1682,197,2324530,6СИП-3 1х700,495,44Вожегодский1168,667,552456,2СИП-3 1х500,7211,73Отрадное658,943,8724512,3СИП-3 1х500,721,92

    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 потребителяКол-во, штPном, кВтКОcosφРр, кВтSр, кВ·АIр, А1Приводы РПН силового трансформатора21,20,40,70,480,691,042обогрев привода РПН силового трансформатора210,110,950,110,120,183охлаждение трансформаторов23,50,80,72,846,084Приводы разъединителей 110 кВ80,50,30,70,150,210,335обогрев приводов разъединителей 110 кВ80,380,110,950,040,040,076обогрев приводов выключателей110 кВ21,50,110,950,170,170,267Приводы выключателей 110 кВ20,50,30,70,150,210,338обогрев КРУН-10 кВ411,30,110,950,140,150,239Освещение КРУН-10 кВ410,10,70,950,070,070,1110Приводы выключателей 10 кВ380,30,30,70,090,130,211Аварийное освещение410,0610,950,060,060,112наружное освещение41,20,50,950,60,630,9613Питание ШУОТ1170,80,813,61725,8614Аппаратура связи и телемеханики13,510,953,53,685,615Охранно-пожарная сигнализация20,0310,90,030,030,0516Освещение здания ОПУ610,70,950,70,741,1217Обогрев здания ОПУ236,60,110,954,034,246,4518Вентиляция20,180,50,80,090,110,1719Панель ввода питания140,80,83,246,08Итого:30,0136,355,22

    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)

    где Sрасч = Sнн.

    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 трансформатораUВН, кВUНН, кВuк, %Рк, кВтРх, кВтI х, %цена, тыс.руб.ТМН-6300/110/10,51101010,54411,50,83500ТДН-10000/110/10,51101010,560140,76000

    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.

    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 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

    ПараметрРазмерностьВариант 1Вариант 22х ТМН-6300/1102х ТМ-4000/1101234КЗ-0,8270,701DРХХкВт4554DРКЗкВт10,510,5N·Рхх·ТкВт·ч7708811016160N·Ркз·кз2·tкВт·ч86468170410,51234WкВт·ч86469171410,5Ипот.тртыс. руб.168,477334ККТПтыс. руб.3937,52812,5Иобсл.тртыс. руб.153,563109,688Зтыс. руб.1090,852982,13

    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

    ВЛSрасч, кВАIрасч, АIдоп, АL, кмМарка проводаr0, Ом/кмU,%Марьино1601,292,5524524,6СИП-3 1х700,494,16Явенга1682,197,2324530,6СИП-3 1х700,495,44Вожегодский1168,667,552456,2СИП-3 1х500,7211,73Отрадное658,943,8724512,3СИП-3 1х500,721,92

    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 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:

    Uном = 10 кВ;

    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 УХЛ1ОПН-РВ-10/12,6/5/150 УХЛ1Uном=110 кВUном=10 кВUдоп. раб.=88 кВUдоп. раб.=12,6 кВIном разр.=10 кАIном разр.=5 кАUостатач. не более=309,6 кВUостатач. 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:

    ) 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 величиныЧисленное тока, kI50/5500/5Вторичные токи в плечах защиты, А3,317,28Принятые значения, А2,37,3Размах 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.

    Учебная работа. Электроснабжение района от проходной подстанции