Электроснабжение района города с разработкой вопроса повышения надежности сети 10кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Значение электрической энергии в промышленности, продолжает возрастать. Научно-технический прогресс основывается главным образом на применении электрической энергии в самых разных технологических процессах. Без электрической энергии невозможно нормальное функционирование систем тепло-, водо-, газоснабжения и водоотведения.

В СССР на базе идей и результатов выполнения плана ГОЭЛРО была создана мощная электроэнергетическая система. В 1985 г. суммарная генерирующая мощность составила 320 млн. кВт, выработка электроэнергии - 1540 млрд. кВт-ч.

По своему научно-техническому уровню, надежность нашей электроэнергетики была, и пока еще остаётся лучшей в мире. За многие годы не было допущено ни одной системной аварии (в США они были - например в 1965 г., 2005 г.). У нас впервые были созданы синхронные генераторы мощностью 300, 500, 800 тыс. к Вт, опытный образец мощностью 1 млн. кВт. Внедрено водородное, водяное, криогенное охлаждение. Росло напряжение ЛЭП: 330, 500,750, 1150 кВ.

Первые АЭС были созданы в СССР. К сожалению, катастрофа на Чернобыльской АЭС затормозила развитие атомной энергетики. Но, вместе с тем, она вынудила принять радикальные меры по повышению надёжности атомных блоков.

По производству электроэнергии СССР занимал второе место в мире (после США).

После распада СССР развитие электроэнергетики за последние 17 лет практически прекратилось - использовалась созданная ранее система, мощности не наращивались и не обновлялись, научно-технический прогресс затормозился. К настоящему времени по оценке специалистов износ оборудования в энергетике достиг 60-70%. Дефицит электроэнергии - основная причина торможения роста промышленного производства. Создалась непосредственная угроза крупных аварий уже в ближайшие годы, если не принять радикальных мер.

В послании президента (2012 г.) объявлены очень крупные меры по развитию электроэнергетики. До 2020 г. генерирующие мощности должны вырасти на две трети, т.е. примерно на 115 млн. кВт, а выработка электроэнергии в Российской Федерации с 950 до 1580 млрд. кВт*ч.

Отдаётся приоритет развитию атомной энергетики. В ближайшее время должны быть изготовлены 26 блоков АЭС. В СССР было всего изготовлено 30 блоков.

При нынешнем состоянии промышленности выполнение президентской программы - невозможно. Необходимо вначале восстановить народное хозяйство.

Системы электроснабжения должны удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности, безопасности и удобству эксплуатации, обеспечения надлежащего качества электроэнергии.

В СССР СЭС непрерывно развивалась и совершенствовалась. Росло электропотребление, увеличивалась удельная плотность нагрузок, достигших 3- 4 кВА/мІ^. увеличивалась мощность отдельных электроприемников и агрегатов:

Электролизная серия - до 185 МВА;

Электропечи - до 125 МВА и т.д.

На крупных промышленных предприятиях начали применять глубокие вводы напряжением до 220 кВ; в заводских сетях все больше начали примен6ять напряжение 10 кВ вместо 6 кВ.

За последние 15 - 17 лет развитие СЭС в России затормозилось. Почти прекратились научно-технические разработки. Используются всё в большей мере импортное оборудование с новыми техническими решениями, в частности: плавный пуск мощных электродвигателей, частотное регулирование асинхронных двигателей, устройство с регулированием реактивной мощности в комплекте с асинхронным двигателем. На многих промышленных предприятиях России номенклатура и объём выпускаемой продукции - не стабильны, что затрудняет оптимальное использование СЭС и оборудования.

В отличие от другие видов энергии электрическая вырабатывается и потребляется в одно и то же время. Ее нельзя отправить на склад для создания запаса. Единство процессов выработки, транспортирования и потребления электроэнергии объясняет необходимость оперативного (диспетчерского) управления электроэнергетикой страны. С этой целью создана Единая электроэнергетическая система Российской Федерации с Центральным диспетчерским управлением (ЦДУ ЕЭС РФ) в г. Москве. Имеются региональные диспетчерские управления, в частности, объединенное диспетчерское управление энергосистемами Северного Кавказа (ОДУ СК) в г. Пятигорске. Управление режимами работы электрических сетей Ростовской области осуществляется диспетчерами Ростовской энергосистемы («Ростовэнеого»). Ростовская энергосистемы подразделяется на электрические сети. Ростовские и Новочеркасске городские электрические сети получают электрическую энергию через Центральные электрические сети (ЦЭС) «Ростовэнерго».

Электрическую энергию вырабатывают на электростанциях (тепловых, гидравлических, атомных и др.). Основным источником электроэнергии для Ростовской области является Новочеркасская ГРЭС. Электрические машины, преобразующие механическую энергию вращения роторов турбин и других первичных двигателей в электрическую, называют генераторами. Все генераторы крупных электростанций РФ связаны между собой электрическими сетями и имеют общий режим работы.

Электрической сетью называют совокупность подстанций и линий электропередачи. Основное назначение электрической сети - передача и распределение электроэнергии между потребителями. На подстанциях осуществляется преобразование уровня напряжения и распределение электроэнергии. Преобразование уровня напряжения производится силовыми трансформаторами. Трансформаторы бывают повышающими (устанавливают на электростанциях) и понижающими (устанавливают на подстанциях). Повышение напряжения на электростанциях производится с целью уменьшения потерь электроэнергии в электрических сетях. Понижение напряжения на подстанциях осуществляется с целью электроснабжения потребителей.

Городские электрические сети обычно используют для электроснабжения своих потребителей напряжением 6,10 кВ, иногда 35 кВ, а также 0,4 кВ. Электроэнергетическая технология использует процессы преобразования различных видов энергии в электрическую, преобразование напряжения и вида электрического тока, передачу, распределение и потребление электроэнергии.

Распределительные электрические сети, находящиеся на балансе и в обслуживании 72 энергосистем АО-энерго Российской Федерации - это 2,5 млн. км воздушных и кабельных линий электропередачи, 510 трансформаторных подстанций 6-10-35-0,4 кВ и более 16 тыс. питающих центров напряжением 35-110 кВ с общей установленной мощностью примерно 400 тыс. МВА.

При значительном снижении объема производства и соответственно уменьшении электропотребления, большинство отраслей экономики страны в коммунально-бытовом секторе, с которым распределительные сети связан непосредственно, наблюдается рост нагрузок. К 2013 году ожидается прирост электропотребления на 35-37 млрд. кВт*ч.

Сегодня необходимо пересмотреть отношение нашего правительства к энергетической отрасли, как и всех отраслей промышленности, создать благоприятную среду для обновления технологий и оборудования.

Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия, поэтому эффективность и рациональность использования электроэнергии в хозяйстве страны определяется системой передачи, распределения и потребления ее на промышленных предприятиях, т.е. системой электроснабжения - промышленной электрической сетью.

В связи с изложенным необходимо предпринимать серьезные усилия по техническому перевооружению, реконструкции и развитию электрических сетей, чтобы обеспечить достаточную пропускную способность, надежное и качественное электроснабжение потребителей. Эта задача должна решаться с использованием современного высоконадежного и экономичного оборудования. При необходимости и применение импортного оборудования.

За последнее десятилетие научно-исследовательскими и проектными организациями, заводами, отраслями бывшей электротехнической промышленности созданы новые конструкции и виды электротехнического оборудования силовых и измерительных трансформаторов, реакторов, ячеек типа КСО, коммутационных аппаратов, устройств защиты от перенапряжения. Рациональное размещение подстанций в центре электрических сетей и равномерное распределение электрических нагрузок уменьшит потери электроэнергии, повысит уровень надежности электроснабжения и приведет к уменьшению приведенных затрат.

Важным достижением в отрасли является организация серийного выпуска электрогазовых трансформаторов тока 110 кВ, вакуумных выключателей на классы напряжения до 110 кВ, антирезонансных трансформаторов напряжения 6,10 и за кВ, комплектных распределительных устройств с вакуумными выключателями в ячейках КСО, разъединителей с полимерными изоляторами, ограничителей перенапряжения до 35 кВ в полимерных покрышках и грязестойкого исполнения, имеющих расширенную область применения.

Однако остались нерешенными задачи по более полному использованию новых материалов, расширению номенклатуры данного вида оборудования, снижения массогабаритных показателей, обеспечению полной электромагнитной совместимости.

Задачей данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения городского района с применением современных методов расчета электрической сети, современных требований к ней, а также с предложениями к установке в сети нового оборудования.

1. Краткая характеристика потребителей, сведения о климате

электроснабжение трансформатор нагрузка распределительный

Потребители электроэнергии, расположенные на территории города, условно разделены на две основные группы: жилые дома и общественно-коммунальные учреждения (школы, магазины, кафе, кинотеатры, т.д.).

Электропотребление жилых домов определяется укладом жизни населения. Электропотребление общественно-коммунальных учреждений зависит от технологических процессов.

Современные жилые дома насыщены большим количеством различных электроприемников. К ним относятся различные осветительные и бытовые приборы и силовое электрооборудование. Электроприемники жилых зданий подразделяются на электроприемники общедомового назначения.

Электрические сети городов обеспечивают работу предприятий коммунального хозяйства: водоочистных и насосных станций, станций очистки сточных вод, насосных установок систем теплоснабжения.

Территория населенного места по назначению делится на следующие зоны:

ѕ селитебную - для размещения жилых районов, микрорайонов, общественных зданий и сооружений;

ѕ коммунально-складскую - для размещения складов, гаражей, автобаз, платных стоянок, и т.д., предназначенных для обслуживания населенных мест;

ѕ места отдыха населения - располагаемых на границах населенного места.

Структурной единицей селитебной зоны является жилой район, состоящий из нескольких микрорайонов, объединенных общественным центром, в состав которого входят учреждения культурно-бытового обслуживания.

Численность населения, рассматриваемого в дипломном проекте, жилого района составляет 7 тысяч человек, при застройке его зданиями высотой пять этажей и девять этажей.

Население проживает в многоэтажных домах. В домах установлены газовые печи. В домах с девятью этажами имеются лифтовые шахты, а также центральные тепловые пункты.

Жилые дома и общественно-коммунальные учреждения получают электроэнергию от городских сетей. Высоковольтных приемников не имеют.

Планировка и застройка жилых районов обеспечивает наиболее благоприятные условия для быта и отдыха населения, воспитания и образования детей. С этой целью предусматривается постройка необходимых коммунально-бытовых учреждений. Такие учреждения размещены с учетом создания единой системы обслуживания населения городской территории. В группе жилых домов в радиусе обслуживания до 0,3 км находятся детские ясли, детские сады и физкультурные площадки, гаражи для индивидуальных автомобилей.

В жилом районе, как правило, в общественном центре в радиусе обслуживания до 1,5 км - торговый центр, универсамы, предприятия торговли и общественного питания, клуб, кинотеатр, библиотека, поликлиника, гаражи для индивидуальных автомобилей.

Нормами определяются также основные требования к размещению в городе электросетевых сооружений, которые необходимо принимать в городских системах электросбережения. Понижающие подстанции размещаются в промышленных и коммунально-складских зонах. Размер для подстанции принимается до 0,3 Га.

Рельеф окружающей местности представляет волнистую равнину, расчлененную неглубокими долинами и балками.

Климат района умеренно-континентальный, лето жаркое, сухое, с максимальной температурой июля +38^оС. Зимой возможны интенсивные похолодания, максимальная температура января - 33 ^оС.

Осадков выпадает 480 мм, из них на холодный период (ноябрь - март) приходится 180 мм, что в условиях высоких температур придает климату засушливый характер.

Преобладающим направлением ветра является северо - восточный (22%) и восточный (22%). Наименьшая повторяемость у южного ветра.

Территория города отнесена по скоростным напором ветра к III району.

Территория РЭС расположена в III районе по гололеду и во II районе по загрязненности атмосферы.

2. Вопросы внешнего электроснабжения

Источником питания является узловая подстанция энергосистемы Р20, расположенная в 35 километрах от территории питаемого района. Район получает питание на напряжении 110 кВ. Мощность трехфазного короткого замыкания в месте присоединения ВЛ составляет 221 МВА.

В район вводят две одноцепных ВЛ - 110 кВ. Приём напряжения 110 кВ осуществляется в ОРУ 110 кВ главной понизительной подстанции (ГПП) района.

3. Систематизация и расчет электрических нагрузок

Исходными параметрами для решения сложных комплексно-технических и экономических расчетов, возникающих при проектировании современных предприятий, являются нагрузки.

Определение нагрузок необходимо для правильного выбора мощности трансформаторов, компенсирующих устройств, выбора сечения проводов, и кабелей, шин, выбора и принятия установок релейной защиты, расчета потерь, отклонения и колебания напряжения.

Оптимальное решение вопросов электроснабжения находится путем составления нескольких возможных вариантов нагрузок. Для выбора наиболее целесообразного из них приходится прибегать к технико-экономическому сравнению. Завышение или занижение нагрузок приводит к увеличению приведенных затрат, недоиспользованию электрооборудования или недоотпуску продукции и повышению потерь электроэнергии. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей, электроснабжения предприятия.

3.1 Нагрузка жилых зданий

Расчетная нагрузка, приведенная к вводу жилого дома, линии или шинам напряжением 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП) определяется по формуле:

Р_кв = Р_кв.уд n

где n - количество квартир, присоединенных к линии ТП;

Р_кв.уд - удельная расчетная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая в зависимости от типа применяемых кухонных плит и количества квартир, присоединенных к вводу жилого дома, линии ТП, кВт/квартира.

Для жилых домов с комнатным расселением семей в квартире к удельной расчетной нагрузке вводят коэффициенты 1,5 при количестве семей в квартире до трех и 2 - при количестве семей четыре и более. Удельные расчетные нагрузки не учитывают общедомовую силовую нагрузку, осветительную и силовую нагрузки встроенных помещений общественного назначения. В удельных нагрузках не учтено также применение в квартирах бытовых кондиционеров воздуха, электрических водонагревателей и электроотопления. Все это в каждом конкретном случае учитывается дополнительно. для определения при необходимости утреннего и дневного максимумов нагрузок вводят коэффициенты:

0,7 - для жилых домов с электроплитами;

0,5 - для жилых домов с газовыми плитами.

3.2 Нагрузка общественных зданий

Расчетные электрические нагрузки на вводах в общественных зданиях принимают по проектам электрооборудования этих зданий. Для городских распределительных сетей 10 кВ полные нагрузки определяются с использованием средних значений коэффициента мощности для сети в целом.

Приведем пример определения расчетных нагрузок элементов городской системы электроснабжения.

Как правило, одновременно с расчетом активной нагрузки определяют и реактивную, что позволяет найти полную нагрузку для любого элемента системы электроснабжения. Одно из них определяется тем обстоятельством, что коэффициент мощности нагрузок характерных групп городских потребителей незначительно отличается друг от друга. Следовательно, результирующая полная нагрузка рассматриваемого элемента может определяться суммированием полных нагрузок отдельных потребителей без учета активной и реактивной составляющих этих нагрузок, т.е. по формуле:

S_рез = S_макс +? К_н.м •S_макс.i

где S_рез - результирующая полная нагрузка, кВА;

S_макс - среднемаксимальная нагрузка потребителей;

К_н.м - коэффициент несовпадения максимума;

Для выбора, параметров электрических сетей жилых домов необходимо знать полную нагрузку:

где и - коэффициенты, характеризующие нагрузку квартир и общедомовых электроприемников.

Аналогично определяется расчетная нагрузка элемента системы электроснабжения, который используется для питания смешанной нагрузки, т.е. жилых домов и общественно-коммунальных предприятий. В общем случае полная расчетная нагрузка, приведенная к рассматриваемому элементу городской электрической сети, должна определяться с учетом коэффициентов участия - и - характерных для нагрузки каждого из рассматриваемых коммунально-бытовых потребителей. Для городских распределительных сетей 10 кВ полные нагрузки определяются с использованием средних значений коэффициента мощности для сети в целом. Значение таких коэффициентов для вечернего максимума принимаются:

0,9 - в микрорайонах и районах, где жилые дома и общественные учреждения оборудованы газовыми плитами.

Нагрузки каждого потребителя выражается в кВА с использованием соответствующего коэффициента мощности [11]:

- для жилого дома cos= 0,92;

- для общеобразовательных школ cos = 0,95;

- детские сады cos = 0,97;

- продовольственные магазины cos = 0,8;

- непродовольственные магазины cos = 0,9;

- предприятия общественного питания cos = 0,95 - 0,98;

- кинотеатры cos= 0,92;

- здания предприятий связи cos = 0,87;

- гостиницы cos = 0,85.

Разобьём питаемый район на участки. Площадь каждого участка зависит от плотности застройки, а соответственно и потребляемой мощности. Количество участков зависит от суммарной номинальной мощности, и определяется путём приведения суммарной номинальной мощности каждого участка к приблизительному значению равному 400-2000 кВт.

Таким образом определим предполагаемое количество трансформаторных подстанций. В случае малой плотности застройки какого-либо микрорайона, а соответственно и больших свободных площадей, возникает необходимость строительства распределительных пунктов.

Расчёт нагрузки элементов распределительной сети 10 кВ выполнен с применением коэффициента 0,9.

Расчет электрической нагрузки участка №19:

Участок №19 включает в себя два жилых пятиэтажных дома (Литвинова 16) на 72 квартиры, магазин и воздушную линию (BЛ) 0.4 кВ по ул. Батуринской, питающая индивидуальные домовладения.

Полная мощность пятиэтажного дома на 72 квартиры:

S_жд = Р_уд.кв n / cos = 5• 72/ 0,92 = 391 кВА

Полная мощность магазина:

S_м = К_нм • Р_уд S / cos = 1• 0,35• 125 / 0,92 = 54,68 кВА

где К_нм =1 - коэффициент несовпадения максимумов;

Р_уд = 0,35 кВт/мІ - удельная нагрузка;

S = 125 мІ - площадь торгового зала данного магазина.

Полная мощность ВЛ составляет:

S_вл = 24,78 кВА,

Полная мощность трансформаторного участка №19:

S_? = S_{жд +} S_{м +} S_вл = 391+54,468+24,78 = 470,46 кВА.

Данные расчета остальных участков сведены в таблицу 3.2.1

Таблица 3.2.1. - Расчетные мощности трансформаторных подстанций

№ участка	Потребители электроэнергии	Средняя расчетная нагрузка, кВА
1	АТС Свердловская, 5 Жил. Дом. Батуринская 15/1 Горсвет Жил. Дом. Батуринская 15/15 Жил. Дом. Батуринская 15/14 Жил. Дом Кулагина 23 Жил. Дом. Свердловская 5/3 ВЛ в сторону Батуринской Жил. Дом. Кулагина 17, 17/1 ВЛ в сторону Курортной	313,62
2	Рынок, Тир, Кафе «Пилигримм», Горсвет Кинотеатр «Сокол» Жил. Дом. Батуринская 9,7	115,7
3	Гаражи Артемовская, 45 «а» Гаражи Кулагина 62/45 Институт Кулагина 62/45 Артемовская, 52	30,2
4	Жилые дома Кулагина, 21 Жилые дома Кулагина 19	61,66
5	Автостоянка Пивбар «Женева» Жил. Дом. Проселочная, 7 ВЛ в сторону 1-ой Круговой ВЛ в сторону Волгодонской Дет. сад	197,22
6	ВЛ в сторону Батуринской Школа №62 Крупской, 43 ВЛ по Крупской ВЛ в сторону Стачки	310,61
7	Круговой к Батуринской ВЛ по Свердловской к Коминтерна	222,86
8	ВЛ по 2-й Краснодарской ВЛ по 1-й Краснодарской	176,44
9	АЗС-65 Жил. Дом Портовая 244 Жил. Дом Портовая 242 ВЛ по Кочубея ВЛ по Портовой ВЛ в сторону Стачки Жил. Дом Портовая 240	168,59
10	ВЛ в сторону Рекомовской ВЛ в торону Плехановской Дет. сад	142,72
11	ВЛ по 2-й Круговой ВЛ по Стачки ВЛ по 1-й Круговой Горсвет	132,79
12	Жил. Дом 1-я Краснодарская 1 Магазин ВЛ по 1-й Краснодарской ВЛ по 2-й Краснодарской	181,75
13	ВЛ по Коминтерна ВЛ по 2-й Краснодарской Дет. сад	154,04
14	«Билайн» гараж «Победа» Жил. Дом Стачки 31,27 АТС Стачки 33 Дет сад, Институт «Энергосетьпроект» Жил. Дом Плехановская 12 Жил. Дом Литвинова 8/1	181,06
15	ВЛ к Дону Жил. Дом Матросова, 37 Мастерские Насосная ВЛ по Матросова ВЛ по Портовой Горсвет	300,72
16	ОП ВЛ по 1-й Володарской РЦПК ОПРЦПК Жил. Дом Литвинова 28	176,44
17	ВЛ по Кузнечной ВЛ по 2-му Поселковому ВЛ на вертолетное поле	203,69
18	Жил. Дом Кулагина 1/41 Жил. Дом Стачки 33 Жил. Дом Стачки 35 Жил Дом Стачки 37 Жил. Дом Алехановская, 14 Жил Дом Стачки 39	180,6
19	Магазин Батуринская 13/14 Жил. Дом Литвинова 16 ВЛ по Батуринской	208,3
20	ВЛ на вертолетное поле ВЛ на 2-й Володарской ВЛ по Артемовской Цех по производству обуви Коминтерна 60	394,21
21	ГСМ Цех «Модуль» ВЛ по Войкова ВЛ по 2-му Поселковому Гараж	273,2
22	Военкомат ВЛ по Мопра	113,39
Суммарная нагрузка рассмотренной сети ТП	4235,49

4. Выбор напряжения распределительной сети

Согласно «Указанию по проектированию электрических сетей» ВСН -97-83 п. 35, в новых районах застройки напряжение питающих и распределительных сетей принимается 10 кВ, независимо от напряжения сети в существующей части города. При расширении и реконструкции действующих сетей напряжением 6 кВ следует предусматривать их перевод на напряжение 10 кВ с использованием установленного оборудования и кабелей 6 кВ.

Для обеспечения перевода сетей с 6 кВ на 10 кВ необходимо все вновь прокладываемые в зоне предполагаемого перевода кабели применять с изоляцией 10 кВ, а все вновь устанавливаемые в ТП трансформаторы принимать с группой соединения треугольник-звезда с заземленной нейтрально, что позволит использовать их в сетях 10 кВ после переключения обмоток с треугольника на звезду.

Существующие кабельные линии 6 кВ следует переводить на 10 кВ после проведения испытания повышенным напряжением.

Для сетей общего пользования в районах новостроек существующих городских распределительных сетей должны выполняться трехфазными тырехпроводными с глухим заземлением нейтрали напряжением 380/220 В. При реконструкции сетей необходимо использовать эти же напряжения.

Итак, напряжение внешней сети принимаем 110 кВ, низшее напряжение принимаем 10 кВ.

5. Выбор числа, мощности и местоположения трансформаторных подстанций и трансформаторов ГПП

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

При выборе типа и места размещения трансформаторных подстанций в максимальной степени соблюдены следующие требования:

1. Минимум места занимаемого на территории города;

2. Минимум помех пешеходному движению, а так же движению транспорта.

Также учтены городские, архитектурно-строительные, и эксплуатационные требования.

Коэффициент загрузки выбранных трансформаторов = 0,7

Параметры трансформаторных подстанций приведены в таблице №5.1.2

Таблица №5.1.1 - Число и мощность городских трансформаторов

№п/п	Порядковый номер участка	Sсм, кВА	Sтр-ра, кВА
1	1	331,62	1*400
2	2	115,7	1*250
3	3	130,2	1*250
4	4	161,66	1*250
5	5	197,22	1*250
6	6	310,61	1*400
7	7	223	1*400
8	8	176	1*250
9	9	168	1*250
10	10	143	1*250
11	11	134	1*250
12	12	182	1*250
13	13	154	1*250
14	14	181	1*250
15	15	300	1*400
16	16	176	1*250
17	17	204	1*400
18	18	180	1*250
19	19	470	1*630
20	20	349	1*400
21	21	273	1*400
22	22	114	1*250
ИТОГО:	3165

Таблица №5.1.2 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Uк,%	I хх,%
ТМГ - 400/10У1	400	10	0,4	1,3	5,4	5,5	3
ТМГ - 250/10У1	250	10	0,4	1,0	3,8	5,5	3,5

5.2 Выбор мощности трансформаторов на ГПП

Наиболее рациональной в данном случае является установка двух трансформаторов на ГПП. Такое решение даёт возможность применить прощенную схему подстанции и одновременно обеспечить бесперебойное питание нагрузок. Работу трансформаторов на ГПП предусматривают раздельной. Это упрощает релейную защиту и уменьшает токи короткого замыкания в сетях вторичного напряжения, что особенно важно для выбора коммутационных аппаратов.

Выбор номинальной мощности трансформатора производим по средней нагрузке S см =4236 кВА.

Принимаем к установке двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами ТРДН - 6300/110. Параметры трансформаторов приведены в таблице №5.2.1

Таблица 5.2.1 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Uк,%	I хх,%
ТРДН - 630/110	6300	110	10	17	85	10	0,7

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

К _{загр = = = 0,34}

Выбранные трансформаторы по условиям перегрузки в аварийном режиме проходят, следовательно, к установке принимаем два трансформатора мощностью по 6300 кВА.

5.3 Расчёт потерь мощности и энергии в городских трансформаторах и на ГПП

Расчёт потерь мощности в трансформаторах производится по формулам:

?Р_тр = ?Р_хх* n + ?Р_кз * n*К²_загр - активные потери, кВт;

?Q_{тр =} (I_хх+ К²_загр *U_k) - реактивные потери, кВАр;

Расчёт потерь энергии в трансформаторах произведём по формулам:

?W_тр= ?Р_хх* n*Т_м+?Р_кз * n*К²_загр * - активные потери, кВт*ч;

где Т_м - время использования максимума нагрузки.

- время максимальных потерь, приближённо можно принять:

= Т_м - 1000 = 4000-1000=3000 часов

Результаты расчёта потерь мощности и энергии в цеховых трансформаторах приведены в таблице №5.3.1

Таблица №5.3.1 - Результаты расчёта потерь мощности и энергии в трансформаторах

ТП	Uк,%	Sном, кВт	Рк, кВт	Рхх, кВт	I хх, %	Кз	Тм, час		Рт, кВт	Qт, кВар	Wт, кВт*ч
ТП1	5,5	400	5,4	1,3	3	0,83	4000	3000	10,04012	54,3116	32720,36
ТП2	5,5	250	3,8	1	3,5	0,46	4000	3000	3,63625	23,42064	12908,75
ТП3	5,5	250	3,8	1	3,5	0,52	4000	3000	2,110904	17,9013	8332,712
ТП4	5,5	250	3,8	1	3,5	0,64	4000	3000	2,462318	19,17286	9386,953
ТП5	5,5	250	3,8	1	3,5	0,79	4000	3000	6,729721	34,61412	22189,16
ТП6	5,5	400	5,4	1,3	3	0,78	4000	3000	9,112304	50,53151	29936,91
ТП7	5,5	400	5,4	1,3	3	0,56	4000	3000	5,956708	37,67548	20470,12
ТП8	5,5	250	3,8	1	3,5	0,70	4000	3000	5,766682	31,12944	19300,04
ТП9	5,5	250	3,8	1	3,5	0,67	4000	3000	5,432038	29,91856	18296,12
ТП10	5,5	250	3,8	1	3,5	0,57	4000	3000	4,486598	26,49756	15459,8
ТП11	5,5	250	3,8	1	3,5	0,54	4000	3000	4,18345	25,40064	14550,35
ТП12	5,5	250	3,8	1	3,5	0,73	4000	3000	6,027878	32,07456	20083,64
ТП13	5,5	250	3,8	1	3,5	0,62	4000	3000	4,883866	27,93504	16651,6
ТП14	5,5	250	3,8	1	3,5	0,72	4000	3000	5,983738	31,91484	19951,21
ТП15	5,5	400	5,4	1,3	3	0,75	4000	3000	8,675	48,75	28625
ТП16	5,5	250	3,8	1	3,5	0,70	4000	3000	5,766682	31,12944	19300,04
ТП17	5,5	400	5,4	1,3	3	0,51	4000	3000	5,40908	35,4444	18827,24
ТП18	5,5	250	3,8	1	3,5	0,72	4000	3000	5,93984	31,756	19819,52
ТП19	5,5	400	5,4	1,3	3	0,52	4000	3000	5,52032	35,8976	19160,96
ТП20	5,5	400	5,4	1,3	3	0,87	4000	3000	10,82157	57,49528	35064,7
ТП21	5,5	400	5,4	1,3	3	0,68	4000	3000	7,630708	44,49548	25492,12
ТП22	5,5	250	3,8	1	3,5	0,46	4000	3000	3,580314	23,21824	12740,94

6. Выбор схемы электроснабжения. Определение места расположения ГПП

Система электроснабжения города представляет собой совокупность электрических сетей различного напряжения, обычно (исключая мегаполисы) напряжение 220-35, 6-10 и до 1 кВ. Сети напряжением 6-10 кВ предназначены распределения электроэнергии между группами потребителей или для питания отдельных потребителей. Такие сети принято называть городскими распределительными сетями (ГРС). Эти сети в основном предназначены для питания находящихся на территории города коммунально-бытовых потребителей.

В общем случае ГРС включают в себя питающую сеть 6-10 кВ и непосредственно распределительную сеть того же напряжения. Питающая сеть 6-10 кВ часто состоит из питающих линий, распределительных пунктов (РП) и прямых связей между последними.

К системе электроснабжения города предъявляют следующие требования:

1. Экономическую целесообразность сооружения и эксплуатации, т.е. сочетание относительно невысоких стоимостей оборудования, затрат на строительство и эксплуатацию, включая потери электроэнергии.

2. Обеспечение требуемого качества электроснабжения потребителей. Под качеством электроснабжения обычно понимают требуемый уровень напряжения на зажимах приемника.

3. Обеспечение возможности развития сети без ее коренного переустройства.

4. Удобство и безопасность обслуживания.

6.1 Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы электроснабжения определяется требованиями надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей электроэнергией, расположением объекта электроснабжения по отношению к источнику питания и электрическим сетям энергетической системы.

Обычно ГРС строятся по двухступенчатому принципу, с сооружением между центральной подстанцией (ЦП) и ТП промежуточных РП. На РП устанавливается коммутационная аппаратура (выключатели напряжением выше 1 кВ), на ТП применяют выключатели нагрузки или разъединители. Глухое (без коммутационных аппаратов) присоединение силовых трансформаторов применяется в исключительных случаях.

В соответствии с ВСН 97-83 для отечественных городов выполнение сетей напряжением 10 кВ регламентировано по так называемому принципу петлевой схемы.

Петлевая схема электропитания обеспечивает надежную и гибкую систему электроснабжения города, поскольку в нормальных и послеаварийных режимах возможно использование реверсивных направлений потоков мощности. Одновременно с этим обеспечивается достаточно экономически целесообразное развитие электроснабжающей сети по мере надобности с ростом нагрузки отдельных частей города.

Возможность производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы элементов схемы также говорит о ее экономичности. Уменьшение межремонтного периода при надежности выключателей, а так же уменьшение длительности ремонта значительно повышает надежность схем.

Достоинством всех петлевых схем является использование разъединителей только для ремонтных операций. Количество операций разъединителя в таких схемах невелико.

К недостаткам петлевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, устанавливаемых в петле, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется.

6.2 Определение места расположения ГПП

При решении этой задачи в числе исходных данных дается генплан с расположением потребителей электроэнергии, а также число и расположение городских ТП. По известным расположениям городских ТП определяется место расположения центра нагрузок, что является наилучшим местом расположения ГПП.

Центр нагрузок для данного района располагается по ул. Интернациональной, между ул. Курортной и ул. Ревкомовской.

6.3 Подстанции и распределительные сети городского микрорайона

Каждая трансформаторная подстанция (ТП) является основным звеном системы электроснабжения. На ТП имеется коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединимые шины, вспомогательные устройства. На ТП установлены двухобмоточные трансформаторы, схема соединения обмоток трансформатора «Треугольник»/ «Звезда». Здания подстанций кирпичного исполнения. В них установлены камеры КСО-272 с выключателями нагрузки ВНП-16, предохранители ПК-10/150. Отходящие линии могут выполняться кабелем АСБ, ААБ, или АПВБ. Проложены в траншеях на глубине 0,7 м.

6.4 Конструктивное исполнение трансформаторной подстанции

В настоящее время отечественная электропромышленность выпускает различные комплектные электротехнические устройства (КРУ, КТП, КТПБ) распределительных устройств.

Комплектное распределительное устройство (КРУ) - защищенное распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии и состоящее из шкафов КРУ со встроенными в их аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, а также с несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.

Комплектная трансформаторная подстанция - электрическое устройство, служащее для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока и состоящее из реформатора, распределительного (или вводного) устройства высшего напряжения, токопроводов, поставляемых в собранном или приготовленном к сборке виде.

Данная трансформаторная подстанция блочного типа (КТПБ) выполнена с установкой двух силовых трансформаторов ТДТН-40000 с регулированием под напряжением.

Укомплектована КТПБ шкафами КРУ серии КВ-3 с вакуумными выключателями типа BB/TEL.

По типу основного коммутационного аппарата и способу защиты на стороне высшего напряжения данная подстанция выполнена с применением выключателей на стороне 110 кВ типа ВМТ-110Б-20/110УХ1.

Со стороны высшего напряжения токопроводы выполнены жесткими проводниками. В качестве проводников использованы трубы из алюминиевого сплава. Сборные шины установлены на опорных изоляторах. При такой конструкции обеспечивается полная неподвижность проводников. При этом, размеры РУ могут быть заметно уменьшены, стоимость его снижена.

Со стороны низшего напряжения токопроводы выполнены гибкими проводниками.

7. Выбор сечения кабелей кабельных линий

Определим сечение кабеля для кабельной линии, питающей группу трансформаторных подстанций состоящую из ТП 17, ТП 1, ТП 5, ТП 10, ТП 20.

Суммарная нагрузка S_сумм = 1226 кВА.

Номинальный ток питающей линии:

I _max = =

Определим сечение кабеля по экономической плотности тока

q _эк = = 51 ммІ

где - экономическая плотность тока.

Для алюминиевого кабеля = 1,4 А/ ммІ

Принимаем у прокладке трёхжильный кабель марки АВБбШв с сечением жилы 70 ммІ с I _дл.доп= 210А

I _дл.доп= 210А ? I _max = 71 А

Выбор остальных кабелей производится аналогично. Результаты расчёта сведены в таблицу 7.1

Таблица №7.1 - Выбор кабелей

№ п/п	участок	Sрасч, кВА	I max,А	qэк,ммІ	qстандарт, ммІ	I дл.доп,А	L, км	Марка кабеля
1	ГПП-ТП17	1226	70,79	50,56	70	210	0,22	АВБбШв
2	ТП17-ТП1	1022	59,01	42,15	50	170	0,1	АВБбШв
3	ТП1-ТП5	690	39,84	28,46	35	140	0,325	АВБбШв
4	ТП5-ТП10	492	28,41	20,29	35	140	0,28	АВБбШв
5	ТП10-ТП20	349	20,15	14,39	35	140	0,2	АВБбШв
6	ГПП-ТП21	647	37,36	26,68	35	140	0,15	АВБбШв
7	ТП21-ТП9	374	21,59	15,42	35	140	0,23	АВБбШв
8	ТП9-ТП4	206	11,89	8,50	35	140	0,12	АВБбШв
9	ТП4-ТП22	144	8,31	5,94	35	140	0,31	АВБбШв
10	ТП22-ТП3	130	7,51	5,36	35	140	0,115	АВБбШв
11	ГПП-ТП19	810	46,77	33,40	35	140	0,41	АВБбШв
12	ТП19-ТП16	602	34,76	24,83	35	140	0,07	АВБбШв
13	ТП16-ТП2	426	24,60	17,57	35	140	0,17	АВБбШв
14	ТП2-ТП8	310	17,90	12,78	35	140	0,8	АВБбШв
15	ТП8-ТП11	134	7,74	5,53	35	140	0,16	АВБбШв
16	ГПП-ТП18	180	10,39	7,42	35	140	0,07	АВБбШв
17	ГПП-ТП7	223	12,88	9,20	35	140	0,15	АВБбШв
18	ГПП-ТП6	765	44,17	31,55	35	140	0,52	АВБбШв
19	ТП6-ТП15	454	26,21	18,72	35	140	0,46	АВБбШв
20	ТП15-ТП13	154	8,89	6,35	35	140	0,25	АВБбШв
21	ГПП-ТП12	363	20,96	14,97	35	140	0,85	АВБбШв
22	ТП12-ТП14	181	10,45	7,46	35	140	0,25	АВБбШв

8. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения

Оптимальные решения вопросов электроснабжения находятся путём сопоставления нескольких возможных вариантов. Для выбора наиболее целесообразного из них приходится прибегать к технико-экономическому сравнению.

При технико-экономических сравнениях необходимо руководствоваться директивными документами, в которых даются принципиальные указания для выбора экономически целесообразных технических решений в области энергетики. При конкретных расчётах следует руководствоваться отраслевыми методическими указаниями, разработанными в соответствии с директивными документами. Основным критерием выбора технического решения является его экономическая целесообразность. Это означает что при технико-экономической оценке сравниваемых вариантов решающим должны являться их стоимостные показатели, а именно приведённые затраты, учитывающие единовременные капитальные вложения и расчётные ежегодные издержки производства.

Сравним два варианта схемы электроснабжения. Первый вариант подразумевает строительство новой ГПП, от которой будут запитаны районные трансформаторные подстанции. В этом случае необходимо просчитать капитальные затраты на строительство новой ГПП, а также потери в кабельных линиях. Второй вариант подразумевает запитку трансформаторных подстанций от действующей ГПП, расположенной в стороне от питаемого района, а соответственно и центра нагрузок.

Определим капитальные затраты на строительство новой ГПП.

Расчет произведем в табличной форме, укрупнено.

Таблица 8.1 - Капитальные затраты на строительство новой ГПП

№	Группа основных факторов	Кол-во	Сметная стоимость единицы, тыс руб.	Сметная стоимость общая, тыс руб.
			оборудование	Строительно-монтажные работы	полная	оборудование	Строительно-монтажные работы	полная
1	Силовое оборудование, распределительные устройства
2	Трансформатор ТРДН-6300/110	2	2250	337,5	2587,5	4500	675	5175
	Выключатель ВМТ-110 Б	3	1350,2	202,53	1552,73	4050,6	607,59	4658,19
	Разъединитель РНДЗ-2-110/1000	9	658,4	98,76	757,16	5925,6	888,84	6814,44
	Разъединитель РНДЗ-1-110/1000	2	597,2	89,58	686,78	1194,4	179,16	1373,56
3	Итого							18021,19

Потери в кабельных линиях:

?Р = i²_раб * М * ;

где i - рабочая плотность тока

i_раб =

где I_раб - ток в нормальном режиме работы;

F_к - сечение кабеля;

М - масса проводникового материала;

- удельное сопротивление алюминия;

- плотность алюминия;

М = L_каб *F_каб *

L_каб - длинна кабельной линии.

Расчёт массы кабеля и потерь мощности произведём в табличной форме.

Таблица №8.2 - Марка кабелей и потери мощности

№ п/п	участок	qстандарт, ммІ	I дл.доп,А	L, км	I раб, а/ммІ	М, кг	?Р, Вт
1	ГПП-ТП17	70	210	0,22	3,00	42	2426
2	ТП17-ТП1	50	170	0,1	3,40	14	1012
3	ТП1-ТП5	35	140	0,325	4,00	31	3185
4	ТП5-ТП10	35	140	0,28	4,00	26	2744
5	ТП10-ТП20	35	140	0,2	4,00	19	1960
6	ГПП-ТП21	35	140	0,15	4,00	14	1470
7	ТП21-ТП9	35	140	0,23	4,00	22	2254
8	ТП9-ТП4	35	140	0,12	4,00	11	1176
9	ТП4-ТП22	35	140	0,31	4,00	29	3038
10	ТП22-ТП3	35	140	0,115	4,00	11	1127
11	ГПП-ТП19	35	140	0,41	4,00	39	4018
12	ТП19-ТП16	35	140	0,07	4,00	7	686
13	ТП16-ТП2	35	140	0,17	4,00	16	1666
14	ТП2-ТП8	35	140	0,8	4,00	76	7840
15	ТП8-ТП11	35	140	0,16	4,00	15	1568
16	ГПП-ТП18	35	140	0,07	4,00	7	686
17	ГПП-ТП7	35	140	0,15	4,00	14	1470
18	ГПП-ТП6	35	140	0,52	4,00	49	5096
19	ТП6-ТП15	35	140	0,46	4,00	43	4508
20	ТП15-ТП13	35	140	0,25	4,00	24	2450
21	ГПП-ТП12	35	140	0,85	4,00	80	8330
22	ТП12-ТП14	35	140	0,25	4,00	24	2450
Итого	612	61159

Приведённые затраты без учёта капитальных затрат на строительство новой ГПП:

руб.

Суммарные приведенные затраты:

З_сумм = З + К _гпп = 354730,4+(18021000,19/10) = 2156830,5 руб.,

где К _гпп - капитальные затраты на строительство новой ГПП.

Второй вариант:

Так как существующая ГПП запитывает еще два жилых района, помимо проектируемого, необходимо определить какую долю будет потреблять проектируемый район от суммарной нагрузки.

Расчёт капитальных затрат на строительство новой ГПП. (2 вариант) произведен в таблице 8.3

Таблица 8.3 - Капитальные затраты на строительство новой ГПП

№	Группа основных факторов	Кол-во	Сметная стоимость единицы, тыс руб.	Сметная стоимость общая, тыс руб.
			оборудование	Строительно-монтажные работы	полная	оборудование	Строительно-монтажные работы	полная
1	Силовое оборудование, распределительные устройства
2	Трансформатор ТРДН-6 25000/110	2	8430,4	1264,56	9695	16860,8	2529,12	19389,12
	Выключатель ВМТ-110 Б	4	4450,2	667,43	5117,73	17800,8	2670,12	20470,95
	Разъединитель РНДЗ-2-110/1000	9	1555,4	233,31	1788,71	13996,6	2099,79	16098,39
	Разъединитель РНДЗ-1-110/1000	4	1187	178,05	1365,05	4748	712,2	5460,20
3	Итого							61419,43

К_{сущ.ГПП} = 0,30*61419,43=9455400,168 руб.

Потери в кабельных линиях:

Расчёт массы кабеля и потерь мощности произведём в табличной форме;

Так как существенная ГПП находится в стороне от питаемого района, протяженность кабельных сетей увеличивается, а соответственно увеличится и масса проводникового материала и потери.

Таблица 8.4 - Масса кабелей и потери мощности

№ п/п	участок	qстандарт, ммІ	I дл.доп,А	L, км	I раб, а/ммІ	М, кг	?Р, Вт
1	ГПП-ТП17	70	210	2,22	3,00	420	24476
2	ТП17-ТП1	50	170	0,1	3,40	14	1012
3	ТП1-ТП5	35	140	0,325	4,00	31	3185
4	ТП5-ТП10	35	140	0,28	4,00	26	2744
5	ТП10-ТП20	35	140	0,2	4,00	19	1960
6	ГПП-ТП21	35	140	1,15	4,00	109	11270
7	ТП21-ТП9	35	140	0,23	4,00	22	2254
8	ТП9-ТП4	35	140	0,12	4,00	11	1176
9	ТП4-ТП22	35	140	0,31	4,00	29	3038
10	ТП22-ТП3	35	140	0,115	4,00	11	1127
11	ГПП-ТП19	35	140	2,41	4,00	228	23618
12	ТП19-ТП16	35	140	0,07	4,00	7	686
13	ТП16-ТП2	35	140	0,17	4,00	16	1666
14	ТП2-ТП8	35	140	0,8	4,00	76	7840
15	ТП8-ТП11	35	140	0,16	4,00	15	1568
16	ГПП-ТП18	35	140	2,07	4,00	196	20286
17	ГПП-ТП7	35	140	2,15	4,00	203	21070
18	ГПП-ТП6	35	140	1,52	4,00	144	14896
19	ТП6-ТП15	35	140	0,46	4,00	43	4508
20	ТП15-ТП13	35	140	0,25	4,00	24	2450
21	ГПП-ТП12	35	140	2,85	4,00	269	27930
22	ТП12-ТП14	35	140	0,25	4,00	24	2450
Итого	1935	181209

Приведённые затраты, без учета стоимости ГПП:

руб.

Суммарные приведённые затраты:

З_сумм = З + К _гпп = 1053470,4+(9455400,168/10) = 1999010 руб.

Из сравнения двух вариантов схем электроснабжения наиболее оптимальным является вариант предусматривающий строительство новой ГПП.

9. Расчёт токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания в сети или элементах электрооборудования. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а так же быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения, необходимо правильно определить токи короткого замыкания, и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов короткого замыкания.

При возникновении короткого замыкания имеет место увеличение тока в фазах системы электроснабжения или установок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжения в системе, которое особенно велико вблизи места короткого замыкания.

Расчётным видом короткого замыкания для выбора или проверки параметров электрооборудования считают трёхфазное короткое замыкание.

Расчёт токов короткого замыкания произведён со следующими допущениями, которые не дают существенных погрешностей:

ѕ Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

ѕ Трёхфазная сеть принимается симметричной;

ѕ Не учитываются токи нагрузки;

ѕ Не учитываются ёмкости, а следовательно и ёмкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

ѕ Не учитываются насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

Исходные данные для расчёта:

Мощность трансформаторов на ГПП 2*6300 кВА;

Мощность трёхфазного короткого замыкания питающей системы при максимальном режиме - 221 МВА.

Расчёт производится в системе относительных базисных единиц в следующих условиях:

Базисная мощность S₆=1000 МВА;

Базисное напряжение принимаем равным среднему номинальному:

Для ступени высшего напряжения U₆₁=115 кВ;

Для ступени низшего напряжения U₆₂=10 кВ;

Базисный ток:

I_б1 = = ;

I_б2 = = ;

Сопротивление элементов схемы:

Сопротивление системы:

Х_{1 =} Х_с = 4,52 Ом

R₁= R_c= = = 0,226 Ом

Сопротивление трансформатора:

Х₂= Х_тр= = = 8,33 Ом

R₂= R_тр= = = 1,51 Ом

Сопротивление кабельных линий:

Х₃= Х_пог*l* = 0,076*0,197* = 0,149 Ом

R₃= R_пог*l* = 0,258*0,197* = 0,5 Ом

Расчет тока при трехфазном коротком замыкании в точке К₁:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х _к1 = Х₁ = 4,52 Ом

R_к1 = R₁ = 0,226 Ом

Определим токи короткого замыкания:

I^II_k1* = = = 0,221

I^II_k1 = I^II_k1* * I_б1 = 0,221*5,02 = 1,109 кА

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К₁:

i_уд = К_у * I^II_k1,

где К_у - ударный коэффициент:

К_у = 1+ ,

где Т_а - постоянная времени:

Т_а = = = 0,0637с

К_у = 1+ = 1+ = 1,85

i_уд = К_у * I^II_k1=1,85* = 2,9 кА

Расчёт тока при трёхфазном коротком замыкании в точке К₂

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х_к2=Х₁+ Х₂= 4,52+8,33=12,85 Ом

R_к2=R₁+ R₂=0,226+1,51=1,736 Ом

Определим токи короткого замыкания:

I^II_k2* = = = 0,077

I^II_k2 = I^II_k2* * I_б2 = 0,077*57,73 = 4,44 кА

Определим постоянную времени:

Т_а = = = 0,0235с

Определим ударный коэффициент:

К_у = 1+ = 1+ = 1,65

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К₂:

i_уд = К_у * I^II_k2=1,65* = 10,36 кА

Расчёт тока при трёхфазном коротком замыкании в точке К₃:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Х_к3=Х₁+ Х₂+ Х₃= 4,52+8,33+0,149=13 Ом

R_к3=R₁+ R₂+ R₃=0,226+1,51+0,5=2,236 Ом

Определим токи короткого замыкания:

I^II_k3* = = = 0,077

I^II_k3 = I^II_k3* * I_б2 = 0,077*57,73 = 4,44 кА

Определим постоянную времени:

Т_а = = = 0,0185с

Определим ударный коэффициент:

К_у = 1+ = 1+ = 1,58

Ударный ток трёхфазного КЗ в точке К₃:

i_уд = К_у * I^II_k3=1,58* = 9,92 кА

10. Релейная защита трансформатора ГПП

Требования, предъявляемые к релейной защите.

Задача релейной защиты состоит в том, чтобы выявить и отклонить поврежденный участок.

К релейной защите предъявляются следующие требования:

· Селективность;

· Быстродействие;

· Чувствительность

· Надежность.

Релейная защита выполняется в соответствии с 3-м разделом ПУЭ и «Руководящими указаниями».

Основным видом автоматики являются устройства АВР и АПВ.

Применение АВР дает возможность быстро и безопасно восстановить питание, повышает надежность одновременным упрощением и удешевлением схемы.

Назначение АПВ является быстрое автоматическое восстановление питания после самоликвидации кратковременных самоустраняющихся коротких замыканиях.

В некоторых случаях возникает необходимость применения дистанционных защит, позволяющих улучшить отстройку от запуска и самозапуска электродвигателей.

Отказы релейной защиты на таких предприятиях, особенно при непрерывном производственном процессе и взаимосвязанной технологии, могут привести к большим ущербам.

На линиях. Отходящих от шин ГПП, как правило, предусматривается максимальная токовая защита.

Для трансформатора 1000 кВА и более указанная защита служит для резервирования основных защит: газовой, дифференциальной и токовой отсечки.

Специальная зашита от перегрузки кабельных линий и трансформаторов, как правило, не предусматривается.

В отдельных случаях, когда по режиму работы возможны опасные систематические перегрузки, допускается установка защиты от перегрузки, которая в свою очередь действует а сигнал и на разгрузку.

Расчёт токов короткого замыкания с учетом РПН.

Исходные данные:

1. Напряжение сети - среднее номинальное:

U _ср.ном = 115кВ

2. Мощность трёхфазного короткого замыкания на шинах питающее системы:

2.1 В минимальном режиме:

S_к.мин= 215 МВА

2.2 В максимальном режиме:

S_к.макс=227МВА

3. Удельное индуктивное сопротивление питающей линии:

Х_о = 0,6 Ом/км

4. Номинальная мощность трансформатора:

S_н = 6,3 МВА

5. Номинальное напряжение высокого стороны трансформатора, соответствующая среднему положению регулятора РПН:

U _вн = 115кВ

6. Напряжение короткого замыкания трансформатора:

U _кз = 10,5%

7. Пределы регулирования РПН:

U _кз = ±16%

8. Номинальное напряжение высокой стороны трансформатора, соответствующая крайним положениям регулятора РПН:

· + 16%, U _{вн.макс} = U _ср.ном(I+U)=133,42кВ

· - 16%, U _вн.мин = U _ср.ном(I-U)=96,58кВ

9. Напряжение короткого замыкания трансформатора, соответствующая крайним положениям регулятора РПН

U _ВН-НН =11%

U _СН-НН =15%

10. Номинальное напряжение стороны НН трансформатора

U _НН =10 кВ

Расчёт:

Сопротивление системы:

· В минимальном режиме:

Х_с.мин = = 61,51 Ом

· В максимальном режиме:

Х_с.макс = = 61,51 Ом

Сопротивление питающей линии:

Х_л = Х₀ I = 0,41,5 = 0,6 Ом

Сопротивление трансформатора:

· При среднем положении РПН:

Х_т = =

· При крайних положениях РПН:

Х_т.макс = =

Х_т.мин = =

Максимальный ток при трехфазном КЗ на выводах НН трансформатора, приведенный к стороне ВН трансформатора: