Проект районной понизительной подстанции 110/10 кВ
Технико-экономический расчет числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор электрических соединений подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих частей. Релейная защита и автоматика. Заземление и освещение подстанции.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.06.2012 |
| Размер файла | 2,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
32,7
91,7
192
500 А 30/60 мкс
34,1
92,5
194
1000 А 8/20 мкс
35,8
96,0
201
5000 А 8/20 мкс
-
-
210
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА
65
100
100
Удельная энергия, кДж/кВ
1,4
5,4
5,4
Масса, не более, кг
2,2
28,5
51,5
Высота Н, мм
305
665
1215
8 ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
8.1 Релейная защита (РЗ)
Релейная защита (РЗ) является важнейшей частью автоматики электроустановок и энергосистем. Ее основная задача состоит в том, чтобы обнаружить поврежденный участок электрической системы и как можно быстрее выдать сигнал на его отключение. Дополнительная задача РЗ заключается в сигнализации о возникновении аномальных режимов. РЗ выполняется с помощью реле различных типов. В соответствии с принятой схемой электрических соединений и требованиями ПУЭ ПС оборудуется следующими видами релейной защиты:
1. Максимальная токовая защита линий с независимой выдержкой времени, характеризуется двумя параметрами - током срабатывания и выдержкой времени. Ток срабатывания защиты Iс.з - ток , при котором защита приходит в действие, - должен быть больше максимального рабочего тока защищаемой линии.
2. Токовая отсечка - защита, селективность действия которой обеспечивается соответствующим подбором тока срабатывания. В большинстве случаев отсечки выполняют без выдержки времени. Токовая отсечка не должна работать при КЗ на смежной линии. Поэтому ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока КЗ в начале смежных линий или в конце защищаемой линии.
3. Дифференциальная защита является основной защитой мощных силовых трансформаторов от внутренних перенапряжений. Она работает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами ТТ, и не имеет выдержки времени. Может выполняться как дифференциальная отсечка или как дифференциальная защита. В последнем случае она выполняется с быстронасыщающимися трансформаторами или с реле с торможением.
4. На трансформаторах небольшой мощности эффективно используется наиболее простая быстродействующая защита - токовая отсечка. Защита подключается к ТТ, установленным с питающей стороны силового трансформатора.
5. Защита от сверхтоков внешних КЗ предназначена для отключения трансформаторов при внешних КЗ, если отказывают защиты присоединений или сборных шин. Она также является резервной защитой от внутренних повреждений в трансформаторах. Защита включается на ТТ со стороны источника питания.
6. Защита от перегрузки силовых трансформаторов, которая выполняется с действием на сигнал. Такая защита состоит из реле тока и реле времени.
7. Защита от замыканий на землю включается на фильтр токов нулевой последовательности. Защита включается на ТТ в нейтрали силового трансформатора. На многообмоточных трансформаторах с несколькими заземленными нейтралями устанавливается направленная защита нулевой последовательности.
8. Для трансформаторов, работающих с заземленной нейтралью, может быть выполнена простая, быстродействующая и чувствительная защита от замыканий на кожух (баковая защита). При перекрытии вводов через реле защиты проходит полный ток замыкания на землю, и защита срабатывает.
9. Трансформаторы мощностью от 1000 кВА имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а также действует при утечке масла из бака. При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образуются газы, которые устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющем бак трансформатора с расширителем. При утечке масла опускается нижний поплавок, защита срабатывает и отключает трансформатор от сети.
8.2 Защита силовых двухобмоточных трансформаторов
8.2.1 Расчёт параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора ТРДН - 40000/110 на реле типа ДЗТ - 21
Проблема повышения коэффициента чувствительности дифференциальных защит трансформаторов является актуальной на сегодняшний день, так как практика показывает, что чувствительность защиты с реле ДЗТ - 11 лишь с трудом удовлетворяет предельным минимальным значениям [14]. Защиты трансформаторов на современных полупроводниковых дифференциальных реле ДЗТ - 21 обладают более совершенной системой отстройки от токов небаланса и бросков тока намагничивания, и как следствие обладают в 3 - 5 раз большей чувствительностью по сравнению с защитами на электромеханических реле ДЗТ - 11 [14]. В связи с этим в данном проекте рассматривается установка комплекса релейной защиты двухобмоточных силовых трансформаторов с расщепленной обмоткой НН на более современные полупроводниковые реле. Трансформаторы имеют систему регулирования под нагрузкой (РПН) на стороне ВН 9Ч1,783%.
Расчёт ведём в соответствии с изложенной в [14] методикой:
1. Определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующих его номинальной мощности.
, (8.1)
где ? номинальная мощность защищаемого трансформатора,
кВА;
? номинальное напряжение высокой, средней или низкой
стороны трансформатора, кВ.
Ток на стороне ВН:
А.
Ток на стороне НН:
А.
2. В соответствии со схемой соединения обмоток силового трансформатора выбираем схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТА) . При этом устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ - 21.
Коэффициенты ТА имеют следующие значения:
На стороне ВН:
На стороне НН:
3. Определение вторичных токов в плечах защиты.
, (8.2)
где ? номинальный расчётный первичный ток на сторонах
защищаемого трансформатора, А;
? коэффициент схемы соединения обмоток ТА;
для ;
для .
? коэффициент трансформации ТА для данной стороны.
На стороне ВН:
А .
На стороне НН:
А .
4. Номинальный ток принятого ответвления трансреактора реле на основной стороне определяется выражением:
(8.3)
Принимаем по [9, табл.4.1] А.
5. Расчётный ток ответвления трансреактора реле на неосновной стороне определяется по формуле:
, (8.4)
Для стороны НН:
А.
Поскольку полученное значение тока практически не отличается от номинального тока ответвления №4 трансреактора [14, табл. 4.1], то нет необходимости устанавливать выравнивающий автотрансформатор.
6. Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле определяется по формуле:
, (8.5)
где ? коэффициент трансформации выравнивающего
трансформатора на стороне, где осуществляется
торможение. Если автотрансформатора нет, то .
Сторона ВН (основная): А;
Сторона НН, А.
На основании [14, табл.4.4] выбираем номинальный ток, равный или ближайший меньший расчётного, и номер принятого ответвления приставки и промежуточных трансформаторов тока цепи торможения:
Для стороны ВН: А, номер ответвления - 4;
Для стороны НН: А, номер ответвления - 3;
Результаты расчётов помещены в таблицу 4.1.
Таблица 8.1- Результаты расчётов
|
Наименование величин |
Обозначение и метод определения |
Числовые значения для сторон |
||
|
110 кВ |
10 кВ |
|||
|
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на основной стороне, А |
по [14, табл.4.1] |
3 |
? |
|
|
Расчётный ток ответвления трансреактора на неосновных сторонах, А |
? |
3,61 |
||
|
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на неосновной стороне, А |
По [14, табл. 4.1] |
? |
3,63 |
|
|
Номер используемого ответвления трансреактора |
По [14, табл. 4.1] |
5 |
3 |
|
|
Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле, А |
3,5 |
4,05 |
||
|
Номинальный ток принятого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки), А |
3,63 |
4,25 |
||
|
Номер используемого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки) |
По [14, табл. 4.4] |
4 |
3 |
7. Определение первичного тормозного тока, соответствующего началу торможения.
Торможение осуществляется на всех сторонах силового трансформатора, тогда выбор уставки «начало торможения» производится по выражению . Первичный тормозной ток определяется по формуле:
, (8.6)
где ;
? коэффициенты токораспределения соответственно для сторон ВН, НН в расчётном нагрузочном режиме.
Можно условно считать, что расчётный режим соответствует номинальному току в обмотках ВН и току в обмотке НН с коэффициентами .
А.
8. Определение тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения.
Ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения определяется по формуле:
, (8.7)
где - составляющая тока небаланса от
погрешности трансформатора тока (4.10);
? коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую; ? коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов; ? относительное значение погрешности трансформаторов тока.
Составляющая тока небаланса от регулирования коэффициента
трансформации защищаемого трансформатора находится по формуле:
(8.8)
где ? относительная погрешность, обусловленная регулированием
напряжения на стороне ВН;
? коэффициент токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по обмотке ВН в расчётном режиме внешнего КЗ.
Составляющая тока небаланса от несовпадений расчётных токов и номинальных токов используемых ответвлений автотрансформаторов тока рассчитывается по формуле:
, (8.9)
где ? расчётные значения токов на неосновных сторонах для
выбора схемы включения автотрансформаторов тока или трансреактора реле ДЗТ - 21;
? номинальные токи принятых ответвлений.
9. Определение первичного минимального тока срабатывания защиты
Первичный минимальный ток срабатывания защиты (её чувствительный орган) с ДЗТ - 21 определяется из двух основных условий [14]:
1) отстройки от расчётного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:
, (8.10)
где ? коэффициент отстройки.
2) отстройки от тока небаланса переходного режима при внешнем коротком замыкании:
(8.11)
За основу для настройки принимается большее из этих двух значений.
По первому условию А.
По второму условию А.
Тогда за основу для настройки реле принимается А.
10. Определение относительного минимального тока срабатывания реле.
Ток срабатывания чувствительного органа реле устанавливается специальным пусковым сопротивлением. Значение этого тока определяется по формуле [14]:
, (8.12)
где ? коэффициент трансформации трансформатора тока для
расчётной стороны;
? коэффициент схемы для расчётной стороны.
Расчётной стороной, то есть стороной, для которой взяты все величины в выражении (4.15), принимается та неосновная сторона, где ток принятого ответвления трансреактора или автотрансформатора, то есть в максимальной степени отличается от расчётного, то есть от . В данном случае такой стороной является сторона НН, тогда:
А.
В формуле ток , определённый для напряжения 110 кВ, приводится к 10 кВ.
11. Определение коэффициента торможения защиты.
Коэффициент торможения выбирается из условия недействия защиты от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ в максимальном режиме работы системы.
, (8.13)
где ? коэффициент отстройки;
А ? максимальный ток внешнего трёхфазного короткого замыкания (на шинах НН);
? расчётный ток небаланса, определяемый по формулам (8.9), (8.10), (8.11), (8.12) для тока внешнего трёхфазного КЗ в максимальном режиме. При этом рекомендуется принимать , а .
Полученное расчётное значение выставляется на реле ДЗТ - 21 при помощи переменного резистора.
12. Расчёт тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки
Большая эффективность тормозных свойств реле ДЗТ - 21 при наличии апериодических составляющих в токе КЗ может дать отрицательные результаты [14]. Для обеспечения надёжности и уменьшения времени действия реле при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне, в том же комплекте ДЗТ - 21 предусмотрена дифференциальная токовая отсечка, то есть дифференциальная защита без отстройки от апериодической составляющей и без тормозных свойств. Первичный ток срабатывания дифференциальной токовой отсечки определяется как наибольший из двух условий:
1) отстройки от броска тока намагничивания:
, (8.14)
где ? коэффициент трансформации трансформатора тока для
стороны ВН;
? коэффициент схемы для стороны ВН.
А.
2) отстройки от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ:
Расчётный ток небаланса определяем по выражению (4.9), но с большим коэффициентом :
Тогда А.
Таким образом, лимитирующей является отстройка от броска тока намагничивания, и для настройки реле принимается первичный ток 623,538 А.
Чувствительность дифференциальной защиты на полупроводниковом реле ДЗТ - 21 не проверяется, так как она заведомо выше требуемой согласно ПУЭ [15]. Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не определяется, так как она является вспомогательным элементом.
8.2.2 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне НН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению
Защита выполняется двумя полупроводниковыми токовыми реле РСТ-11, которые присоединяются к трансформаторам тока, соединённым в неполную звезду и установленным в цепи ответвления к выключателю НН. Пусковые органы напряжения выполняются посредством полупроводникового фильтр-реле напряжения обратной последовательности РСН ? 13 и минимального реле напряжения типа РСН-17, присоединённых к трансформатору напряжения (TV), установленному на шинах НН [14].
Ток срабатывания защиты определяется по формуле:
, (8.15)
где ? коэффициент надёжности;
? коэффициент возврата (для реле типа РСТ - 11);
? номинальный ток защищаемого трансформатора, приведённый к стороне низкого напряжения.
А (табл. 3.2.), тогда:
А.
Ток срабатывания реле определяется по формуле:
, (8.16)
где ? коэффициент схемы (в соответствии с п. 4.3.1);
? коэффициент трансформации ТА (п. 4.3.1);
? ток срабатывания защиты, определённый по выражению (8.15).
А.
Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме [9]:
, (8.17)
где ? номинальное междуфазное напряжение;
? коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Поскольку , то напряжение срабатывания реле РСН - 13 будет равно:
В.
Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения определяется из условия отстройки от напряжения самозапуска двигателей при действии АВР и может быть принято [9], то есть для реле РСН - 17 это составит 70 В.
Защита действует последовательно на отключение выключателя НН и затем на выходные реле защиты, отключающие трансформатор со всех сторон, то есть выполняется с двумя выдержками времени [14]:
, (8.18)
,
где с ? максимальная выдержка времени защит
присоединений к шинам НН трансформатора;
с ? ступень выдержки времени.
с;
.
Чувствительность максимальной токовой защиты (МТЗ) по току при трехфазном КЗ в минимальном режиме на шинах НН оценивается коэффициентом чувствительности , который определяется по выражению:
, (8.19)
где ? ток трехфазного КЗ на шинах НН.
.
Согласно ПУЭ [15] значение коэффициента чувствительности для МТЗ от сверхтоков не должно быть менее 1,5, то есть защита от сверхтоков по чувствительности проходит.
8.2.3 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне ВН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению
Считая, что защищаемый трансформатор имеет двухстороннее питание, вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются в звезду. При этом будем использовать три реле тока типа РСТ - 11. Так же, как и на стороне НН, применяем защиту с комбинированным пуском по напряжению. При этом в качестве пусковых органов используются реле напряжения, установленные на стороне НН [14]. Защита выполняется с одной выдержкой времени и действует на выходные промежуточные реле для отключения трансформатора со всех сторон.
На основании формул (4.18) и (4.19) для МТЗ от сверхтоков на стороне ВН получим:
Ток срабатывания защиты: А;
Ток срабатывания реле: А.
Выдержка времени принимается равной наибольшей из выдержек времени МТЗ, установленных на стороне НН, то есть:
с.
Чувствительность защиты оценивается при трехфазном КЗ на шинах НН. Из сопоставления токов видно, что лимитирующим (минимальным) будет режим КЗ на шинах НН, тогда:
,
то есть согласно ПУЭ защита МТЗ от сверхтоков на стороне ВН проходит по чувствительности.
8.2.4 Расчёт параметров срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора с выдержкой времени от перегрузки
Обычно выполняются МТЗ от перегрузки с независимой выдержкой времени. Защита выполняется полупроводниковыми реле РСТ-11, включенным на ток одой фазы. На двухобмоточных трансформаторах с двухсторонним питанием эти защиты устанавливаются со всех сторон. Реле тока устанавливаются во вторичные цепи тех же ТА, которые обеспечивают работу МТЗ от многофазных КЗ [14]. Защита действует на сигнал.
Ток срабатывания защиты определяется по формуле:
, (8.20)
где ? коэффициент надёжности;
? коэффициент возврата;
? номинальный ток защищаемого трансформатора,
приведённый к стороне, где установлена защита.
Ток срабатывания реле определяем в соответствии с выражением (8.16).
Для стороны НН: А;
А.
Для стороны ВН: А;
А.
Чувствительность токовых защит от перегрузки не оценивается.
8.2.5 Защита от замыкания на землю со стороны низшего напряжения трансформатора
Защита выполняется с помощью максимального реле напряжения типа РН - 53/60Д, имеющего достаточную термическую стойкость (110 В). Первичное напряжение срабатывания защиты принимается минимально возможным для данного типа реле, то есть соответствующим В. Выдержка времени принимается примерно 9 с [10]. Защита действует на сигнал.
8.2.6 Газовая защита
Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ - 22. Более совершенно реле РГЧЗ - 66 с чашкообразными элементами. Кроме этого, в нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q [6].
Газовая защита является чисто механическим устройством, идёт в комплекте с силовым трансформатором и расчётных параметров не имеет.
8.3 Защита отходящих линий
Как уже отмечалось выше, защиты отходящих линий выполнены на комплектах защит, выпускаемых нашей промышленностью, что сокращает место на панели защиты и упрощает монтаж.
8.4 Виды автоматики на проектируемой ПС
На подстанции принят следующий объем автоматики:
- автоматическое регулирование напряжения на трансформаторе под нагрузкой;
- автоматическое включение вентиляторов обдувки силового трансформатора;
- автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей 35 и 10 кВ трансформатора;
- автоматическое повторное включение линий 10 кВ;
- автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 10 и 35 кВ;
- автоматическая частотная разгрузка (АЧР) линий 10 кВ.
Автоматическое включение резерва (АВР)
В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток К.З, упростить РЗ, создать необходимый режим работы по напряжению и т.п. Электроснабжение потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника.
Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.
1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания. Включение резервного источника часто допускается также при К.З на шинах потребителя.
2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника.
3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ.
4. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на К.З в неотключившемся рабочем источнике.
5. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.
6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустановившееся К.З должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку. Ускоренная защита действует без выдержки времени. В установках собственных нужд, а также на ПС, питающих большое число электродвигателей, ускорение защиты осуществляется до 0,5 с. Такое замедление ускоренной защиты необходимо для предотвращения ее неправильного срабатывания в случае кратковременного замыкания контактов токовых реле в момент включения выключателя под действием толчка тока.
АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным от максимальных токовых защит по времени.
Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами приведена на рисунке 8.1 [8]. Пусковой орган АВР содержит минимальные реле напряжения KV1,KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени создаёт реле времени КТ. Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени . В нормальном режиме выключатель Q4 включён, а выключатель QB1 отключён. На шинах и на вводах от Т1 к секции шин А1 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 выключателя Q4 замкнуты, а вспомогательный контакт Q4.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбуждённом состоянии и его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт QB1.1 выключателя QB1 замкнут; цепь электромагнита включения УАС2 подготовлена.
Рисунок 8.1 - Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами
Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1, выключатель Q4 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются, а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается, производя включение выключателя QB1. Если включение происходит на повреждённые шины, то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия АВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
Частота переменного тока определяется угловой частотой вращения синхронных генераторов и является одним из основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты в нормальных режимах от номинального значения fном=50 Гц по стандарту СО ЕЭС не должно превышать Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на Гц. Частота в энергосистеме поддерживается персоналом или автоматически, путем изменения впуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов. При установившейся частоте активная мощность Pг, вырабатываемая генераторами, равна активной мощности Рн, потребляемой нагрузкой. При отсутствии в системе резерва активной мощности отключение части генераторов или включение новых потребителей сопровождается снижением частоты. Длительная работа с пониженной частотой (f < 48Гц) недопустима, так как при этом снижается скорость вращения электродвигателей, вследствие чего падает их производительность. На промышленных предприятиях это приводит к нарушении технологии производства и браку, а на электрических станциях - к снижению вырабатываемой генераторами мощности и их ЭДС. Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.
В таких случаях для восстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств АЧР.
Устройства АЧР должны удовлетворять ряду требований:
1. Обеспечивать нормальную работу системы независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты, не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f=45 Гц; продолжительность работы с частотой f < 47 Гц не должна превышать 8 с, а с частотой f <48,5 Гц - 60 с.
2. Обеспечивать отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения; в первую очередь отключаются менее ответственные потребители.
3. Если восстановление нормального режима после действия АЧР возлагается на устройства автоматики, то АЧР должна обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания.
4. Действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР.
5. Не действовать при кратковременных снижениях частоты.
Применяются две основные категории автоматической частотной разгрузки: АЧР-I и АЧР-II.
Первая категория - АЧР-I - быстродействующая (t = 0,10,3 с) с уставками срабатывания от 48,5 Гц до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧР-I - не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Уставки срабатывания отдельных очередей АЧР-I отличаются одна от другой на 0,1 Гц.
Вторая категория - АЧР-II предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно остается пониженной на уровне около 48 Гц. АЧР-II работает после отключения части потребителей от АЧР-I, когда снижение частоты прекращается. Верхний уровень уставок по частоте АЧР-II - 48,8-48,6 Гц. Диапазон уставок АЧР-II по частоте должен быть 0,3 Гц с интервалом по очередям 0,1 Гц. Весь объем разгрузки АЧР-II разделяется на три-четыре части.
На проектируемой подстанции в схемах АЧР-I задействуем потребителей 35 и 10 кВ третьей категории, а в схемах АЧР-II потребителей 35 и 10 кВ третьей и частично второй категории.
Ежегодный объем и места размещения АЧР согласуются с региональным диспетчерским управлением отдельным договором.
Автоматическое повторное включение (АПВ)
Значительная часть КЗ на воздушных линиях электропередачи, вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и другими причинами, при достаточно быстром отключении РЗ самоустраняется. При этом электрическая дуга, возникшая в месте К.З, гаснет, не успевая вызвать существенных разрушений, препятствующих включению линии под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения называют неустойчивыми. Доля неустойчивых повреждений для ВЛ составляет 60-80%, поэтому при ликвидации аварийного нарушения режима оперативный персонал производит опробование ВЛ обратным включением под напряжение. Эту операцию называют повторным включением. Повторные включения при неустойчивых повреждениях называют успешными.
Реже на ВЛ возникают устойчивые повреждения (обрыв проводов, тросов и гирлянд изоляторов, падение и поломка опор). Повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными.
Для ускорения повторного включения линий широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ). Время действия АПВ обычно составляет от 0,5 до нескольких секунд.
Согласно [10, 11, 12] обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1кВ. АПВ восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях, когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия РЗ.
По числу ошибок различают АПВ однократного действия, двукратного и трехкратного действий.
Успешность действия АПВ однократного действия в воздушных сетях достигает 60-80%. Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с односторонним питанием. Успешность действия второго цикла АПВ двукратного действия составляет примерно 15% всех случаев работы второго цикла этих АПВ. Применение АПВ трехкратного действия оказалось нецелесообразным, так как успешность действия его третьего цикла не превышает 1-3%.
Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ , но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей защитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную передачу напряжения на шины в случае их отключения РЗ. АПВ шин имеет высокую эффективность. На шинах проектируемой подстанции предусматриваем АПВОН(ш), АПВ по отсутствию напряжения на шинах, выполненное на выключателях силовых трансформаторов.
В ряде случаев АПВ используется на кабельных и смешанных кабельно-воздушных тупиковых линиях 6-10 кВ. При этом не смотря на то, что повреждения кабелей бывают, как правило, устойчивыми, успешность АПВ составляет 40-60%. Это объясняется тем, что АПВ восстанавливает питание потребителей при неустойчивых повреждениях на шинах подстанций, при отключении линий вследствие перегрузки, при ложных и неселективных действиях РЗ. Применение АПВ позволяет в ряде случаев упростить схемы РЗ и ускорить отключение КЗ в сетях.
Классификация устройств АПВ
В эксплуатации получили применение следующие виды устройств АПВ:
- трехфазные, осуществляющие повторное включение трех фаз выключателя после их отключения РЗ;
- однофазные, осуществляющие включение одной фазы выключателя, отключенной РЗ при однофазном К.З;
- комбинированные, осуществляющие включение трех фаз или одной фазы.
Трехфазные устройства АПВ подразделяются на несколько видов: простые (ТАПВ), быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия или отсутствия напряжения (АПВНН), (АПВОН), с ожиданием синхронизма (АПВС) и другие.
По виду оборудования, на которое действием устройств АПВ повторно подается напряжение, различают: АПВ линий; АПВ шин; АПВ трансформаторов.
Устройства АПВ, выполненные с помощью специальных релейных схем, называют электрическими, а встроенные в грузовые или пружинные приводы - механическими.
Требования к схемам АПВ
Схемы АПВ в зависимости от конкретных условий могут существенно отличаться одна от другой. Однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.
1. Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя, находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны удовлетворять дополнительным требованиям, при выполнение которых разрешается пуск АПВ (наличие или отсутствие напряжения, наличие синхронизма и т.д.)
2. Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в тех случаях, когда выключатель отключается РЗ сразу после его включения персоналом, поскольку повреждения в этом случае обычно бывают устойчивыми. В схемах АПВ должна также предусматриваться возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит.
3. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, то есть действие с заданной кратностью.
4. Время действия, как правило, должно быть минимально возможным для того, чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановление нормального режима работы. Наименьшая выдержка времени, с которой производится АПВ на линиях с односторонним питанием, принимается 0,3-0,5с. Вместе с тем в некоторых случаях, когда наиболее вероятны повреждения, вызванные набросами и касаниями проводов передвижными механизмами, целесообразно для повышения успешности АПВ принимать выдержки времени порядка нескольких секунд.
5. Схемы АПВ должны обеспечивать автоматический возврат в исходное положение готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.
На отходящих кабельных линиях предусматриваем АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и ключа управления (или реле фиксации). При этом целесообразно предусмотреть ускорение ступеней, защиты с выдержками времени после АПВ.
Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе представлена на рисунке 8.2.
Рисунок 8.3 - Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе
В комплектное реле входят следующие устройства.
Реле времени KT, создающие выдержку времени от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения KL1.2; реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;
Конденсатор C1, в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивается однократность действия УАПВ;
Резисторы: R1, обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2, ограничивающий скорость разряда конденсатора C1; R3, разряжающий конденсатор C1 при срабатывании устройств защиты, после действия которых не должно происходить АПВ, и при отключении выключателя ключом управления SA (запрет АПВ);
Диод VD, предотвращающий разряд конденсатора C1 при понижении напряжения на блоке питания и заряда (UVG) вследствие близких коротких замыканий.
Питание электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор C2 блока питания и заряда UGV. В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-358. Электромагнит включения YAC выключателя получает питание от трансформатора собственных нужд T1 через мощный выпрямитель VS.
Схема действует следующим образом. При отключение выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q.1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается во включенном положении, а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени KT. Его контакт KT.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт KT.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору C1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя KM, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.
Схема становится готовой к новому повторному действию после заряда конденсатора C1. При этом обеспечивается однократность действия УАПВ, так как конденсатор заряжается только при включенном положении выключателя. Включения выключателя при неуспешном АПВ не происходит.
9 ВЫБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качества получаемой и отпускаемой электроэнергии и состояния изоляции осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счётчиков.
В силу особенности порядка расчета в проекте, КИП были выбраны в пп.7.10.1- 7.10.6
Выбранные КИП приведены в таблице 9.1.
Таблица 9.1 - Выбранные контрольно-измерительные приборы
|
Приборы |
Тип |
Число приборов |
|
|
Ввод от силовых трансформаторов к сборным шинам низшего напряжения |
|||
|
Амперметр |
Э 335 |
2 |
|
|
Счётчик ватт-часов |
СА3-И681 |
2 |
|
|
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный |
СР4-И689 |
2 |
|
|
На секционных ТТ (10 кВ) |
|||
|
Амперметр |
Э 335 |
1 |
|
|
На отходящих линиях 10 кВ |
|||
|
Амперметр |
Э 335 |
12 |
|
|
Счётчик ватт-часов |
СА3-681 |
12 |
|
|
Счётчик вольт-ампер- часов реактивный |
СР4-И689 |
12 |
|
|
На СБ шинах 10 кВ |
|||
|
Вольтметр |
Э335 |
2 |
|
|
РУ 110 кВ |
|||
|
Амперметр |
Э 335 |
2 |
10 ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА И ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ
На электрических подстанциях применяют многочисленные вспомогательные устройства и механизмы, служащие для управления, регулирования режима работы, сигнализации, релейной защиты и автоматики. Все эти оперативные устройства и механизмы питаются электроэнергией от специальных источников - источников оперативного тока. Соответствующие электрические цепи, питающие названные устройства и механизмы, называют оперативными цепями, а схемы питания - схемами оперативного тока. Оперативные цепи и их источники должны быть надежны, так как нарушение их работы может приводить к отказам и серьезным авариям в электроустановках.
Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов), а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, т.к. мы выбирали выключатели, которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.
Выбор оперативного тока сделаем в пользу выпрямленного, так как подстанция оборудована приводами постоянного тока, а использование аккумуляторных батарей дорого и требует определенно больших затрат на их обслуживание.
Рисунок 10.1 - Схема питания оперативных цепей от централизованной выпрямительной установки
Схема питания оперативных цепей представлена на рисунке 9.1. В схеме имеются рабочее VS1 и резервное VS2 выпрямительные устройства, подключенные к разным секциям шин 220В собственных нужд С1 и С2. Нормально шина постоянного тока питает рабочее выпрямительное устройство; при его повреждении или ремонте включают резервное устройство.
Контакторы переменного КМ1 и постоянного КМ2 тока позволяют дистанционно включать и отключать выпрямительные устройства.
Блоки питания представляют собой маломощные выпрямительные устройства, питаемые от ТТ (токовый элемент), от ТН или трансформаторов собственных нужд (элемент напряжения). Применяются блоки серии БП различной мощности. Для питания электромагнитов привода применяют БП-1002.
а - токовый элемент; б - элемент напряжения
Рисунок 10.2 - Схема блока питания
Для надежности питания оперативных цепей одновременно используют оба элемента блока, объединяя их выходные цепи постоянного тока (на рисунке показаны пунктиром).
11 СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ
Для определения мощности ТСН составляется ведомость ожидаемых нагрузок с учётом обеспечения всех потребителей СН при выходе из строя одного из ТСН.
Расход на СН для проектируемой подстанции приведён в таблице 11.1
Таблица 11.1 Расход на собственные нужды проектируемой ПС [6. стр. 26-27]
|
Электроприёмники |
Установленная мощность приёмника, кВт |
Кол-во приёмников |
Суммарная мощность |
|
|
Электродвигатели обдува трансформатора |
8 |
2 |
16 |
|
|
Обогрев шкафов релейной аппаратуры |
0,5 |
2 |
1 |
|
|
Обогрев приводов разъединителей |
0,6 |
38 |
22,8 |
|
|
Обогрев шкафов КРУН |
0,6 |
38 |
22,8 |
|
|
Наружное освещение |
4,5 |
- |
4,5 |
|
|
Оперативные цепи |
1,8 |
- |
1,8 |
Итого ?Р = 68,9 кВт
Выбираем мощность ТСН -63 кВА., а именно ТМ-63/10 [2].
12 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНЯ НА ПС
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определённый уровень напряжения на шинах подстанции. Выбранные трансформаторы снабжены устройством РПН (регулирование напряжения под нагрузкой), которое позволяет регулировать напряжение на работающем трансформаторе непосредственно под нагрузкой.
Регулирование напряжения на шинах подстанции осуществляется переключением ответвлений на трансформаторах. С этой целью у обмоток трансформаторов предусматриваются регулировочные ответвления, специальные переключатели ответвлений, при помощи которых измеряют число включённых в работу витков, увеличивая или уменьшая коэффициент трансформации.
Изменение коэффициента трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений позволяет поддерживать на шинах НН напряжение, близкое к номинальному, когда первичное или вторичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.
Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, т.к. меньший по значению ток позволяет обеспечить переключающее устройство. Схематично это устройство изображено на рис.12.1 (для одной фазы)
В целях отпуска проектируемой ПС электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. В качестве средства регулирования используют устройства изменения коэффициентов трансформации (регулирования) под нагрузкой (РПН).
РПН позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне высшего напряжения, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Выбранный трансформатор ТДН-16000/110 имеет по 9 ступеней регулирования по 1,78% каждая в сторону увеличения и в сторону уменьшения коэффициента трансформации.
Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами и резисторами. Схема с резисторами обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает всё более широкое применение.
Допустим, что трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К1, число витков необходимо уменьшить, то есть перейти на ответвление 4. Последовательность действий будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; затем замыкается К3, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, другая половина по R2 и К3, кроме того, витки регулировочной обмотки 5-4 оказываются замкнутыми через R1 и R2, по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; затем размыкается К2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление4, избиратель И2, контакт К4 к выводу 0.
Рисунок 12.1 - Устройство РПН трансформатора (схема с токоограничивающими сопротивлениями)
В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (<0,15 секунд), поэтому токоограничивающие сопротивления R1 и R2 лишь кратковременно нагружаются током нагрузки, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.
13 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ
Компоновка распредустройства производится исходя из минимально допустимых расстояний и габаритов, требуемых ПУЭ для каждого напряжения. Наименьшие затраты на сооружение подстанции обеспечиваются таким расположением всех ее сооружений на плане, при котором потребуется минимальное количество земляных работ, работ по планировке и дренажу площадки, минимальная длина коммутационных линий, силовых и контрольных кабелей, осветительных сетей, ограждений и т.д. При выборе площадки подстанции должна быть предусмотрена возможность расширения подстанции в будущем [6].
Распредустройства 110 кВ подстанций выполняются открытого типа и сооружаются по типовым проектам института "Теплоэлектропроект". Она выполняются из сборного железобетона. Порталы для ошиновки принимаются со стойками из железобетонных центрифугированных труб [6].
РУ 10 кВ выполняются, как правило, из блоков или комплектных шкафов наружной установки (КРУН) заводского изготовления. Соединения выводов 10 кВ трансформаторов с КРУН (шинный мост) выполняются жесткими или гибкими токопроводами [6].
В целях индустриализации и ускорения монтажа подстанций рекомендуется широкое применение комплектных трансформаторных подстанций заводского изготовления, устанавливаемых открыто, без сооружения здания для РУ [6].
В данном курсовом проекте используются КРУН заводского изготовления с ячейками типа К-59У1, с параметрами:
Uном = 10 кВ;
Uнб = 12 кВ;
Iном = 630 А;
IЭЛД = 51 кА;
Высота 2725 мм;
Глубина 3100 мм;
Ширина 750 мм;
Масса 5600 кг.
14 ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ
Сопротивление заземляющего устройства:
Коэффициент прикосновения:
с1 = 160 Ом·м; h1 = 1 м; с2 = 110 Ом·м
Lr = 770 м (по плану)
Сопротивление заземляющего устройства:
Площадь ПС дана в [4. табл. 9.10]. Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчётную квадратную модель со стороной:
S=32·38,5=1232 м2
Число ячеек по стороне квадрата:
Принимаем m=10.
Длина полос в расчётной модели:
=772,2 м
Длина сторон ячейки:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при a/lВ=1
Рисунок 14.1 - Расчетная модель заземляющего устройства подстанции
принимаем nВ=28
Общая длина вертикальных заземлителей
LВ=lВ·nВ, м (14.10)
LВ=5·28=140 м
Относительная глубина:
Для с1 /с2 = 1,25; a/lВ=1;
Определяем сз/с2=1, тогда сз=1·110=110 Ом·м.
Общее сопротивление сложного заземлителя:
что меньше допустимого Rз доп=3,679 Ом.
Найдём напряжение прикосновения:
Uпр=KП·Iз·Rз=0,09·1208·2,185=237,553 В, что меньше допустимого значения 400 В.
15 ОСВЕЩЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ
Все освещение на подстанции подразделяется на рабочее и аварийное. Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанции, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может проводиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 220 В, переносное ( ремонтное ) освещение с лампами на 12 В, местное освещение напряжением 36 В и охранное освещение, выполняемое вдоль ограды территории подстанции.
Аварийное освещение выполняется в помещениях щитов управления релейных панелей и силовых панелей СН, ЗРУ, аппаратурной связи и аккумуляторной батареи 220 В.
Питание сети рабочего освещения осуществляется от общих с силовыми потребителями трансформаторов СН с глухозаземленной нейтралью.
Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется от шин СН 380/220 В переменного тока и при исчезновении последнего автоматически переводится на шины постоянного оперативного тока. Включение аварийного освещения в каждом помещении производится отдельным выключателем. В помещении щита управления предусматриваются постоянно включенными одна - две лампы, присоединенные непосредственно к шинам постоянного тока через защитные аппараты.
Наружное рабочее освещение на подстанции выполнено прожекторами заливающего света ПЗС-45 с лампами 1000 Вт.
Светильники установлены на кронштейнах, крепящихся к конструкциям подстанции (опорам и порталам ОРУ) или на железобетонные колонны высотой 2,5 - 3 м у мест расположения трансформаторов, выключателей, разъединителей и т.п. Прожекторы размещены территории подстанции на высоких опорах (15-20 м), при этом использованы высокие сооружения (мачты молниезащиты и площадки обслуживания на порталах ОРУ).
На подстанции более экономичным будет использование существующего прожекторного освещения. Использование светодиодного освещения ввиду значительных капиталовложений в оборудование при низком коэффициенте использования прожекторов (Ки = 0,4ч0,5) экономически нецелесообразно.
В рамках модернизации на подстанции предусмотрено использование системы автоматического управления наружным освещением с установкой светодиодных датчиков, реагирующих на уровень дневного света и воздействующих на реле включения/отключения прожекторных ламп. Эта система позволяет оптимизировать использование электроэнергии на наружное освещение и исключить влияние на расход электроэнергии человеческого фактора.
15.1 Расчет прожекторного освещения
Площадь, подлежащая освещению прожекторами:
Проверяем достаточность существующей системы освещения:
- Тип прожекторов ПЗС-45 для ламп 1000 Вт (осевая сила света при );
- Высота установки прожекторов , что выше предельно минимальной , что говорит об отсутствии ослепленности от лампы прожектора.
15.2Построение изолюкс и определение освещенности
Определим рабочую характеристику выбранного прожектора, под которой подразумеваются изолюксы освещенности на «условной плоскости» перпендикулярной оси прожектора на расстоянии 1 м от неё.
В условной плоскости система координат () определяются следующим образом: начало координат «О» - точка пересечения оси прожектора с условной плоскостью. Если вертикальную плоскость, проходящую через ось прожектора, назвать основной, то лежит прямо на пересечении условной плоскости с основной; осью остается параллельной оси «OY». Т.о. система координат в условной плоскости «» соответствует системе координат «XOY».
Луч, отходящий через точку М (x;y) по горизонтальной плоскости, имеющий освещенность «е», проходит через точку «m» с координатами () по условной плоскости.
Произведем построение изолюкс. Задаемся значением x, кратным h/2, по таблице 9.9 [16] принимаем угол наклона . Используя [16] найдем для прожектора ПЗС-45 величины . Освещенность на условной плоскости найдем по формуле:
(15.1)
Таблица 15.1- Определение освещенности
|
22 |
1 |
0,42 |
1,3 |
2,2 |
2130 |
|
|
33 |
1,5 |
0,21 |
1,8 |
5,6 |
5421 |
|
|
44 |
2 |
0,08 |
2,2 |
11 |
10650 |
|
|
55 |
2,5 |
0,01 |
2,7 |
19 |
18390 |
|
|
66 |
3 |
0,06 |
3,2 |
31 |
30000 |
По имеющемуся в [16] графику изолюкс для прожектора ПЗС-45 определяем ординату по значениям . Ординаты точек изолюкс по горизонтальной плоскости определяются по формуле:
(15.2)
В результате не сложно определить зависимость
Таблица 15.2 - Зависимость
|
22 |
33 |
44 |
55 |
66 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
0,1 |
0,23 |
0,25 |
0,23 |
0,21 |
||
Пределы нормальной освещенности позволяют охватить всю территорию подстанции при установке двух мачт освещения, на каждой из которых расположено три прожектора типа ПЗС-45.
16 МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ
Защиту распредустройств проектируемой подстанции осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии, и токопроводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.
Принимаем =8 м (по плану подстанции). Устанавливаем молниеотводы стержневого типа по углам территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения. Тогда расчетные расстояния между молниеотводами
L1 = 51,7 - 2•3 = 45,7 м
L2 = 33 - 2•3 = 27 м
Высота молниеотвода =20 м. Расчет молниезащиты проведем в соответствии с [13].
Найдем радиус зоны защиты молниеотвода, м:
Определим наименьшую ширину зоны защиты bx в середине между молниеотводами. Для этого найдем отношение , где а - расстояние между молниеотводами, а hx - высота защищаемого объекта. Затем найдем соотношение . Далее по графику, что bx=12,96 м.
Подобные документы
Разработка схемы электрических соединений районной понизительной подстанции; графики нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и токоведущих частей, релейная защита и автоматика.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.02.2016Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014Определение расчетной нагрузки района. Выбор мощности и схем тупиковой подстанции. Изучение схемы электроснабжения района. Подбор линий электропередач и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015Расчет электрических нагрузок главной понижающей подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Расчет питающих линии электропередач, токов короткого замыкания. Выбор оборудования и конструктивное выполнение подстанции. Релейная защита и сетевая автоматика.
курсовая работа [917,1 K], добавлен 04.12.2013Характеристика проектируемой подстанции и ее нагрузок. Выбор трансформаторов, расчет токов короткого замыкания. Выбор типов релейных защит, электрической автоматики, аппаратов и токоведущих частей. Меры по технике безопасности и противопожарной технике.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 24.10.2012Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012Определение расчетных нагрузок и выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических схем первичных соединений подстанции. Выбор ограничителей перенапряжения. Выбор ячеек закрытого распределительного устройства.
курсовая работа [167,2 K], добавлен 16.03.2017Характеристика электроприемников подстанции. Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов. Проверка токоведущих частей и оборудования. Релейная защита и автоматика. Внедрение автоматизированной системы учета электропотребления.
дипломная работа [891,9 K], добавлен 25.12.2014Характеристика нагрузки понизительной подстанции. Выбор силовых и измерительных трансформаторов, типов релейных защит и автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания. Меры по технике безопасности и защите от пожаров.
курсовая работа [2,3 M], добавлен 20.09.2012
