Разработка вариантов схем электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

III-2-88. В замкнутых сетях, а также в радиальных сетях с несколькими источниками питания следует стремится применять в качестве основных защит от многофазных замыканий одиночных линий отсечки по току и напряжению со ступенчатой характеристикой выдержек времени и, если они не удовлетворяют требованиям селективности, чувствительности и быстроты действия, - дистанционные защиты. В качестве защиты от замыканий на землю в рассматриваемых сетях должны применятся токовые отсечки нулевой последовательности со ступенчатой характеристикой выдержек времени (направленные и ненаправленные).

Т.к. токовая отсечка без выдержки времени не защищает линию от трёхфазных замыканий, то применяются дистанционные защиты.

Измерительные органы каждой ступени дистанционной защиты имеют три реле сопротивления, включенные на разность фазных токов и междуфазные напряжения.

В дистанционной защите предусмотрены три ступени:

I ступень - без выдержки времени,

II и III ступени - с выдержкой времени.

Минимальный первичный ток срабатывания защиты

.

1. Выбор схемы электрической сети

электроснабжение провод ток заземление

По заданным координатам потребителей и источника электроэнергии составляем три варианта схем электроснабжения

а)

б)

в)

Рисунок 1.1.

А - источник; В,С,D,Е - потребители, соответственно 3,2,1,1 категорий.

Выбранные схемы показаны на рисунке 1.1.

2. Выбор величины питающего напряжения, сечения проводов линии электропередач

2.1 Определим полные мощности потребителей

,

,

,

.

2.2 Определим реактивные мощности потребителей

,

,

,

.

2.3 Производим расчёт для первой схемы

Пренебрегая потерями мощности в линиях и трансформаторах определяем токи на участках

,

где - ток на i-ом участке,

- нагрузка на i-ом участке.

,

,

,

.

По экономической плотности тока определяем сечение проводов на участках

,

где - экономическая плотность тока зависящая от времени использования максимума нагрузок, зависимость отображена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

	Продолжительность использования максимальной нагрузки ч/год
	1000 - 3000	3001 - 5000	5001 - 8700
, А/мм2	1,3	1,1	1,0

Время использования максимальной нагрузки

.

,

,

,

.

Из [1] выбираем сталеалюминевые провода, марки АС, при чем минимальное сечение проводов для - 70 мм², а для - 240 мм².

Выберем сталеалюминевые провода марки АС-240 для 220 кВ и марки АС-70 для 110 кВ.

Из [2] находим активное и индуктивное сопротивления для соответствующих проводов:

для АС-70:

,

;

для АС-240:

,

.

Определяем падения напряжения в линиях

,

при чем

где - допустимые потери напряжения,

- активное сопротивление участка,

- индуктивное сопротивление участка,

Если условие не выполняется, то необходимо, либо выбрать провод большего сечения, либо увеличить напряжение.

,

,

;

,

,

;

,

,

;

,

,

.

Технико-экономический расчёт

Отчисления от капитальных вложений К на сооружение линий

,

где Е_н=0,12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, о.е./год;

р_? - отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание, о.е./год.

Для линий:

АС: ;

АВ: ;

АD: ;

АЕ: .

Стоимость потерянной энергии для линий, руб./год

,

где I - максимальный ток в линии, А;

ф - время максимальных потерь, ч/год;

АС: ;

АВ: ;

АD: ;

АЕ: .

Находим приведённые затраты для каждой линии

АС: руб./год;

АВ: руб./год;

АD: руб./год;

АЕ: руб./год;

Общие приведённые затраты

руб./год.

Аналогично производим расчёты для остальных схем.

Результаты расчётов приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2.

Схема	А	B	C
Участок	АВ	АС	АD	АЕ	АF	FС	ВF	АD	АЕ	АF	FС	ВF	GD	GЕ	AG
Uном, кВ	110	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220	220
I, А	16,9	20	30,9	28,8	24,1	20	8,4	30,9	28,8	24,1	20	8,4	30,9	28,8	59,7
Tср, ч/год	2300	3000	4500	4900	2900	3000	2300	4500	4900	2900	3000	2300	4500	4900	4700
F, мм2
Марка провода	АС-70	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240
r0, Ом/км	0,45	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131	0,131
х0, Ом/км	0,44	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413	0,413
l, км	78,1	104,4	67	70	68	36,4	42,7	67	70	68	36,4	42,7	60	40	30
R, Ом	35,15	13,68	7,64	9,17	8,91	4,77	5,59	7,64	9,17	8,91	4,77	5,59	7,86	5,24	3,93
Х, Ом	34,4	43,1	27,67	28,91	28,1	15,03	17,64	27,67	28,91	28,1	15,03	17,64	24,78	16,52	12,39
?U, кВ	1,44	2,76	2,25	2,4	2,18	0,96	0,24	2,25	2,4	2,18	0,96	0,24	2,28	1,37	2,08
З, т.р.	6,864	5,803	7,839

3. Выбор числа и мощности трансформаторов и генераторов

Расчёт ведём для схемы а, рис.1.2.

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Определяем фактическую мощность трансформатора

,

где n - число трансформаторов,

k_з - коэффициент загрузки, зависит от категории потребителя.

В: Категория III, n=1, k_з=0,95

;

С: Категория II, n=2, k_з=0,7

;

D: Категория I, n=2, k_з=0,65

;

Е: Категория I, n=2, k_з=0,65

;

Из [3] выбираем трансформаторы. Типы трансформаторов и их паспортные данные сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Точка расположения	Тип трансформатора	Номинальные данные
Ї	Ї	кВт	кВт	кВАр	%	Ом	Ом
В	ТМН-6300/110	44	11,5	50,4	10,5	14,7	220,4
С	ТГД-31500/220	220	115	Ї	14	Ї	Ї
D	ТГД-31500/220	220	115	Ї	14	Ї	Ї
Е	ТГД-31500/220	220	115	Ї	14	Ї	Ї

3.2 Выбор числа и мощности генераторов

Требуемая мощность генераторов

,

.

Из [4] выбираем 4 турбогенератора типа ТВФ-100-2УЗ со следующими паспортными данными:

.

В качестве повышающего трансформатора из [3] выбираем трёхобмоточный автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110.

Со следующими паспортными данными:

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Схема замещения для прямой и обратной последовательности

Определяем параметры схемы замещения прямой последовательности.

ЭДС турбогенератора

.

Сопротивление обмоток турбогенератора

.

Сопротивление обмоток повышающего автотрансформатора

;

,

Принимаем ;

.

Сопротивление линии на участке АВ

.

Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. В

.

Сопротивление линии на участке АС

.

Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. С

.

Сопротивление линии на участке АD

.

Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. D

.

Сопротивление линии на участке АЕ

.

Сопротивление обмоток понижающего трансформатора в т. Е

.

Определяем параметры схемы замещения обратной последовательности.

Сопротивления обратной последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности за исключением сопротивлений турбогенераторов: .

Схема замещения для нулевой последовательности.

Определяем параметры схемы замещения нулевой последовательности.

Сопротивления обмоток трансформаторов нулевой последовательности равны сопротивлениям обмоток трансформаторов прямой последовательности.

Сопротивления ЛЭП нулевой последовательности

,

где из [1] для одноцепных линий со стальными тросами ; для двухцепных линий со стальными тросами .

;

;

;

.

4.2 Определим токи трёхфазного и однофазного К.З

Определим эквивалентное сопротивление прямой последовательности

,

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Определяем эквивалентное сопротивление обратной последовательности

,

;

;

;

;

;

;

Определим эквивалентное сопротивление нулевой последовательности.

Для этого будем рассматривать схему, как параллельное соединение сопротивлений относительно точки К.З. и заземления трансформаторов.

После преобразований схема замещения нулевой последовательности принимает вид:

где ;

;

;

Определим ток трёхфазного К.З.

,

где для трёхфазного К.З.

- базисный ток в точке К.З.

,

;

.

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Определим ток однофазного К.З.

,

где для однофазного К.З.;

;

- базисный ток в точке К.З. (аналогично 4.2.4.).

;

;

;

;

;

;

Определим ударный ток в точке К6.

,

где ударный коэффициент для ЛЭП свыше 1000 В: при .

5. Проектирование схемы распределительного устройства потребителя І категории

Питание потребителя I категории необходимо осуществлять по двум независимым линиям.

За основу схемы берётся схема с одной секционированной системой сборных шин.

Использование выключателей до шин секционирования и после, а также между секциями повышает надёжность и оперативность работы схемы ОРУ 220 кВ, по сравнению со схемами с короткозамыкателями и отделителями. В схеме используем 5 выключателей типа ВМТ-220Б.

Разъединители не являются оперативными и служат только для снятия напряжения с выключателя на время его ревизии или ремонта. Используем разъединители типа РДЗ1(2)-220/1000УХЛ1.

Для цепей релейной защиты, автоматики, измерения и учёта электрической энергии предусматриваем трансформаторы тока и напряжения.

Защита силовых трансформаторов от перенапряжения осуществляется с помощью вентильных разрядников с высокой и низкой стороны.

С низкой стороны питание потребителей осуществляем через ЗРУ со шкафами типа КМ-1. В КРУ встроены основные и резервные выключатели. КРУ также выполнено с секционированием.

6. Выбор электрических аппаратов распределительного устройства

6.1 Для выбора электрических аппаратов определяем максимальный утяжелённый ток

Со стороны ВН

.

Со стороны НН

.

6.2 Выбор и проверка электрических аппаратов на стороне ВН

Выбор высоковольтных выключателей.

Из [5] выбираем выключатель наружной установки масляный баковый типа ВМТ-220Б со следующими данными:

Проверка выключателей.

По электродинамической стойкости

.

По термической стойкости

,

где ;

,

.

По отключающей способности

,

где ,

.

Выбор разъединителей

Из [6] выбираем разъединители наружной установки типа РДЗ1(2)-220/1000УХЛ1 со следующими данными

.

Проверка разъединителей

По электродинамической стойкости

.

По термической стойкости

,

.

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Для цепей релейной защиты из [5] выбираем трансформатор тока типа ТВ220IУ2, класс точности 3, со следующими данными:

.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Из [5] выбираем однофазный трансформатор напряжения, класса точности 0,5, типа НКФ-220 со следующими данными:

.

Выбор разрядников.

Из [7] выбираем для защиты силовых трансформаторов от перенапряжений вентильные разрядники типа РВС-220М со следующими данными

.

6.3 Выбор и проверка электрических аппаратов на стороне НН

Так как РУНН выполняется в виде ЗРУ, то используем комплектное распределительное устройство внутренней установки КРУ, состоящем из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования.

Из [6] выбираем шкафы типа КМ-1.

Выбор высоковольтных выключателей.

Из [5] выбираем вакуумный выключатель типа ВВЭ-10-31,5/630УЗ со следующими данными:

.

Проверка выключателей.

По электродинамической стойкости

.

По термической стойкости

,

где ;

,

.

По отключающей способности

,

где ,

.

Выбор разъединителей

Из [6] выбираем разъединители типа РВРЗ-Ш-10/2000УЗ со следующими данными:

.

Проверка разъединителей

По электродинамической стойкости

.

По термической стойкости

,

.

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Для цепей релейной защиты из [5] выбираем трансформатор тока типа ТЛК-10-3 0,5, со следующими данными:

.

Проверка измерительных трансформаторов тока.

По электродинамической стойкости

.

По термической стойкости

,

.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Из [5] выбираем трёхфазный трансформатор напряжения, класса точности 0,5, типа НТМИ-10-66УЗ со следующими данными:

.

Выбор разрядников.

Из [7] выбираем для защиты силовых трансформаторов от перенапряжений вентильные разрядники типа РВО-10У1 со следующими данными

.

Выбор трансформатора собственных нужд.

Из [3] выбираем трансформатор ТМ-100/10 со следующими данными

.

7. Релейная защита

7.1 Защита силовых трансформаторов подстанции

Для силовых трансформаторов должны быть предусмотрены следующие виды защит:

Ї от многофазных и однофазных К.З. в обмотках и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью;

Ї от межвитковых замыканий;

Ї от тока в обмотках, обусловленного внешними К.З.

Ї от тока в обмотках, обусловленного нагрузкой;

Ї от однофазных К.З. в сети 6-10 кВ, если эти замыкания создают ситуацию требующую отключения в цепях безопасности.

Газовая защита.

Газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений в трансформаторе. Она основана на использовании газообразования которое является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги межвитковых замыканий или недопустимого нагрева при «пожаре стали». Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. По этому газовая защита выполняется двухступенчатой в зависимости от степени повреждения и действует на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является реле KSG типа РГЧЗ-66. Принципиальная схема газовой защиты на переменном оперативном токе представлена на рисунке 7.1.

Продольно-дифференциальная защита.

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защиту трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями.

Дифференциальные токовые защиты трансформаторов выполняются в виде:

Ї дифференциальной токовой отсечки;

Ї дифференциальной токовой защиты с насыщающимися трансформаторами тока;

Ї дифференциальной токовой защиты с реле имеющими торможение.

Отсечка является наиболее простой из токовых дифференциальных защит трансформатора, однако она недостаточна чувствительна из-за большого тока срабатывания. Поэтому она применяется в трансформаторах относительно небольшой мощности.

Защита с реле имеющими торможение более сложна. Поэтому для защиты трансформаторов применяем дифференциальную токовую защиту с промежуточными насыщающимися трансформаторами тока (НТТ). Основным элементом является реле с НТТ типа РНТ-565. Принципиальная схема показана на рисунке 7.2. Вторичная обмотка ТТ на стороне ВН соединена в треугольник, а на стороне НН в звезду.

Защита основана на сравнении токов. Если характеристики ТА1 и ТА2 одинаковы то в нормальном режиме или при внешних К.З. разность тока равна нулю. При К.З. в защищаемой зоне по обмотке КА будет протекать ток, если его значение будет больше тока срабатывания, защита отключит трансформатор. НТТ служит для отстройки защиты от броска намагничивающего тока.

Токовая защита трансформаторов от сверхтоков внешних многофазных К.З.

В соответствии с ПУЭ на понижающих трансформаторах мощностью более 1 МВ•А предусматривается максимальная токовая защита (МТЗ), действующая на отключение от токов в обмотках, обусловленными внешними К.З. Схема МТЗ на постоянном оперативном токе представлена на рисунке 7.3. МТЗ устанавливаем на стороне ВН, чтобы в зону её действия входил трансформатор, выключатель и шины НН. Защита осуществляется с помощью с токовых реле РТВ, реле времени типа РВН, промежуточного реле РП-210 и указательного реле типа РУ-21.

Защита от перегрузок.

Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока КА, включенном в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних К.З. (рисунок 7.3.). Время срабатывания защиты от перегрузок на ступень селективности больше чем время срабатывания МТЗ от внешних К.З., защита действует на сигнал и отключение.

7.2 Автоматическое включение резерва

Согласно ПУЭ для потребителей I категории должны быть предусмотрены устройства АВР с высокой и низкой стороны подстанции.

В нашем случае УАВР является устройством двухстороннего действия, так как обе секции шин являются рабочими. При исчезновении напряжения на одной из секций, при отключении соответствующих выключателей включается секционный выключатель, и питание потребителей при этом переводится на одну линию или трансформатор.

Пуск в действие АВР осуществляется с помощью реле минимального напряжения. Действие УАВР имеет смысл при наличии напряжения на резервном источнике питания. Поэтому в пусковой орган УАВР включают реле максимального напряжения, контролирующее наличие напряжения на резервном источнике питания.

7.3 Автоматическое повторное включение

Опыт эксплуатации показывает, что часто К.З. самоустраняются. Поэтому применяем АПВ, которое восстанавливает напряжение в линии после срабатывания защиты. Также применяем АПВ трансформаторов, действующее при отключении МТЗ.

Повторное включение трансформатора после его отключения газовой или дифференциальной защитой не допускается.

7.4 Защита ВЛ 220 кВ

Для защиты линии на 220 кВ необходима трёхступенчатая токовая защита.

Ступенчатые токовые защиты надёжны, выполняются на базе простых и дешёвых реле и поэтому находят широкое применение для защиты всевозможных элементов электрической сети.

Первой ступенью токовой защиты является токовая отсечка без выдержки времени. Вторая ступень - токовая отсечка с выдержкой времени. Третья ступень - максимальная токовая защита (МТЗ).

Для определения токов срабатывания отсечек и МТЗ необходимо построить кривую токов однофазного и трёхфазного К.З. на линии AD.

Используя данные приведённые в п.4 построим график распределения токов К.З. вдоль линии, рисунок 7.4.

Рисунок 7.4.

Определение токов срабатывания отсечек и МТЗ и зоны их действия.

Ток срабатывания токовой отсечки без выдержки времени

,

где Ї коэффициент надёжности ;

Ї наименьшее значение тока К.З. в конце линии;

Ток срабатывания отсечки с выдержкой времени

,

где Ї наименьшее значение тока К.З. в конце линии.

Ток срабатывания МТЗ

.

8. Заземление

Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением с заземляющим устройством, которое представляет собой совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Для горизонтальных заземлителей используем полосовую сталь с шириной полосы , толщиной 4 мм, а для вертикальных заземлителей - угловую сталь с шириной полки , шириной 4 мм и длиной 5 метров.

Определим сопротивление растекания одного вертикального электрода

где ;

для угловой стали при глубине заложения для II климатической зоны;

.

Горизонтальное распределение элементов:

Длина продольного электрода , число продольных электродов через 3,8 метра.

Длина поперечного электрода , число поперечных электродов , расположены на расстоянии 1 м от фундаментов.

Сопротивление растекания горизонтальных электродов

Сопротивление растекания контурного электрода

,

где ;

- для полосовой стали при глубине заложения для II климатической зоны;

.

Сопротивление растекания продольных электродов

.

Сопротивление растекания поперечных электродов

.

Суммарное сопротивление растекания горизонтальных полос (соединение считаем параллельным)

;

.

Определяем число необходимых вертикальных электродов

,

где берём из [8] табл. 10-5 стр. 229.

9. Молниезащита

Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения поражения зданий и сооружений является прямой удар. Под зоной защиты молниеотвода понимают часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определённой степенью надёжности. В практике для защиты зданий и сооружений от прямых ударов молнии используют стержневые и тросовые молниеотводы.

Для защиты подстанции используем стержневые молниеотводы, расположенные на линейных порталах.

9.1 Определение зоны защиты единичного молниеотвода расположенных на порталах

,

где - высота молниезащиты,

- высота линейного портала.

9.2 Определим минимальную зону защиты двух молниеотводов, которые защищают секционный выключатель и ВЛ

Высота порталов секционной линии равна 11 м, то

.

Условие выполнено.

Библиографический список

1. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова: Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоиздат, 1987.

2. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под. ред. Ю.Г. Барыбина, А.Е. Федорова и др. - М.: Энергоатомиздат, 1991г.

3. Пособие к курсовому и дипломному проектированию. Под. ред. В.М. Блока - М.: Высшая школа. 1990г

4. И.П. Копылов, Б.К. Клоков. Справочник по электрическим машинам Т.1. - М.: Энергоатомиздат, 1988г.

5. И.А. Баумштейн, С.А. Божанов. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. - М.: Энергоатомиздат, 1989г.

6. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть станций и подстанций - М.: Энергоатомиздат 1989 г.

7. В.А. Андреев. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. - М.: Высшая школа 1991 г.

8. А.А. Федоров, Г.В. Сербиковский. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий - М.: Энергия, 1973 г.

Размещено на Allbest.ru