Выбор числа мощности силовых трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания. Расчёт и выбор трансформаторных подстанции и мощностей. Вводная, секционная, отводящая линия выключателя. Релейная защита трансформаторов. Расчёт заземляющего устройства.
Аннотация к работе
Рисунок 3 - Варианты схем электроснабжения: а) на 110 КВ б) на 35 КВ а) находится следующее оборудование: разъединители - 6 штук; трансформаторы силовые-2 штуки; вводы линии электропередач (ЛЭП) - 2 штуки. б) разъединители - 8 штук; силовые трансформаторы - 2 штуки; выключатели силовые - 3; вводы ЛЭП - 2 штуки. Перегрузка трансформаторов не более чем на 40% в течении не более 5-6 часов в сутки не более 5 дней подряд, поэтому коэффициент загрузки трансформаторов не должен превышать 70%, чтобы при отключении одного из трансформаторов второй не был перегружен более чем на 40%. Потери для подстанции складываются в основном из потерь в трансформаторах и потерь в питающих линиях. Количество трансформаторов на подстанции и их мощность должны удовлетворять условию надежности электроснабжения, минимальным капитальным затратам и наиболее экономичному режиму загрузки трансформатора, для потребителей первой и второй категорий наибольшее распространение получили двух трансформаторные подстанции с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов. Для защиты нейтрали трансформатора от перенапряжений подключают в него ОПН-35 (по ПУР изоляции нейтралей трансформаторов и генераторов исполняется на напряжение на порядок ниже чем основной обмотки).В ходе выполнения курсовой работы определялись электрические нагрузки и графики нагрузок по графикам суточное и годовое потребление электроэнергии; выбиралось рациональное напряжение, защитное и коммутационных аппаратов, силовые трансформаторы его потери, а так же потери в линиях. По ежегодным затратам определялось количество и мощность ГПП, рассчитывались токи короткого замыкания в двух точках, определялось местоположение ГПП.
Введение
Электроснабжение одна из ведущих в промышленности, так как обеспечивает бесперебойное и гарантийное питание промышленного предприятия или цеха.
При проектировании электроснабжения необходимо учитывать технико-экономические аспекты. При выборе напряжении питающих линий, сети и чисел трансформаторных подстанции, защиты - должны быть технологически и экономически выгодными.
В данной курсовой работе решаются эти проблемы. Здесь подробно описывается выбор необходимого оборудования для надежной работы электрооборудования цехов завода. Также, в системе электроснабжения завода, предусмотрена компенсация потребляемой мощности, что позволяет экономить. Для надежного электроснабжения в схеме предусмотрено две секции. В схему электроснабжения включено автоматическое повторное включение, автоматическое включение резерва, что обеспечивает надежное питание важных потребителей и не требует больших затрат.
1. Электрические нагрузки. Графики нагрузок
В задании указаны установленные нагрузки цехов предприятия. По активной мощности, коэффициенту спроса, коэффициенту мощности /Приложение 1, Таблица 1/ следует определить номинальную активную и реактивную мощности. Затем по приведенному в задании генплану предприятия определяются площади цехов, после определения коэффициента плотности осветительной нагрузки, таблица 2 определяется активная осветительная нагрузка каждого цеха. Затем определяется полная максимальная активная, реактивная и полная мощность, необходимая для выбора силовых трансформаторов и другого оборудования.
Формулы для расчета: Номинальные активная и реактивная мощности
, квар где кс - коэффициент спроса;
tg?- коэффициент мощности.
Номинальная осветительная нагрузка: ,КВТ где Руд - удельная осветительная мощность, Вт/м2 (табл. 2 приложение 1)
F-площадь цеха, м2.
Максимальные нагрузки: , КВТ
, квар
, КВА
Для примера рассчитаем нагрузки для одного цеха: Рном = Руст *Кс = 120 0,25 = 30Вт
Qном = Рном tg = 30 1,17 = 35,1 квар
F = 3696м2
Аналогично рассчитываем нагрузки для остальных цехов, и результаты заносим в таблицу 1.
Таблица 1 - Результаты расчета нагрузок
№ цеха Установленная мощность цеха, КВТ Коэффициент спроса, Кс Коэффициент мощности Cos? Номинальные нагрузки Осветительная нагрузка Максимальные нагрузки
В зависимости от характера промышленного предприятия, для которого проектируется подстанция, Выбирается график суточной нагрузки и график годовой по продолжительности. На этих графиках нагрузка выражена в процентах, причем за 100% приняты максимальная активная и максимальная реактивная мощности.
Зная, Рмах и Qmax, и пользуясь указанными графиками, следует построить фактический график активной и реактивной текущей нагрузки рабочего дня. По фактическому суточному графику определяется расход активной энергии за сутки и коэффициент заполнения графика. Также по данным рисункам выбирается и вычерчивается годовой график работы предприятия, по данному графику рассчитывается годовое число использования максимума нагрузок Тмах.
Формулы для расчета: Определяем максимальную реактивную мощность, для примера на одном цехе: Определяем полную максимальную мощность: ,где
Рмах - максимальная активная мощность
- коэффициент мощности
Расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:
Средняя активная мощность за сутки:
Коэффициент заполнения графика:
Рисунок 1 - График суточной активной и реактивной нагрузок завода
Рисунок 2 - Годовой график нагрузки завода
Годовой расход электроэнергии по площади графика активной нагрузки:
Оборудование подстанции 6 -10 КВ, в технико-экономической расчете не рассматривается.
Для начала технико-экономического сравнения вариантов необходимо произвести выбор всего оборудования обеих схем на высоком напряжении.
3. Выбор рационального напряжения
Питание ГПП завода производится от системы, которая находится на расстоянии 10 км от ГПП, Мощность системы 1500 МВА, Сопротивление системы на стороне 110 КВ, отнесенное к мощности системы хс= 0,7.
Расстояние от ГПП до завода 2,1 км.
Стоимость электроэнергии 0,94 руб/КВТ·ч.
Экономический эквивалент реактивной мощности (кэ), 0,1 КВТ / квар
Вторичное напряжение трансформатора - 6 КВ.
Пользуясь таблицей /Приложение 1, таблица 24/ намечаем два варианта по напряжению: Вариант 1- 35/6КВ, Вариант2-110/6КВ.
Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта.
Расчетный ток по максимальной нагрузке
35/6Кв110/6 КВ
Рассчитываем расчетный ток протекающей в каждой линии
В самом загруженном режиме (электропотребители 1, 2 категории надежно 60%, 3 категории 40%)
Ірасч1=
Ірасч1=
Ірасч2= Ірасч2=
Выбор защитных и коммутационных аппаратов производится по расчетному току и минимальному напряжению.
3 выключателя Іном =1000 A; 134 тыс. рублей 8 разъединителей Іном =1000 A; 6 тыс. руб. 6 разъединителей Іном =630 A; 71 тыс. руб.
Расчет и выбор силовых трансформаторов
Выбор силовых трансформаторов производится по расчетной мощности и номинальным напряжениям.
Sрасч , N-число трансформаторов
К - коэффициент нагрузки
По ПУР нормируется коэффициент нагрузки в пределах от 0,55…0,7
Загруженность трансформатора менее чем на 55% нецелесообразно, так как при потери холостого хода сравнительно больше чем потери от нагрузки. Загруженность трансформатора свыше 70% разрешается только при условии большого количества электроприемников третьей категории надежности которые отключаются в аварийном режиме.
Перегрузка трансформаторов не более чем на 40% в течении не более 5-6 часов в сутки не более 5 дней подряд, поэтому коэффициент загрузки трансформаторов не должен превышать 70%, чтобы при отключении одного из трансформаторов второй не был перегружен более чем на 40%.
Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформатора мощностью по 16 МВА с регулированием под нагрузкой. Стоимость одного трансформатора для варианта напряжением 35/6 КВ 4900 тыс.руб, трансформатора для варианта напряжением 110/6КВ 4800 тыс.руб.
Таблица 2 - Параметры силовых трансформаторов
Тип Потери (КВТ) Ток холостого хода Іхх, % Напряжение КЗ Uk, %
=1 (из табл. 3 приложение 1) Экономическая плотность рассчитывается исходя из изоляции провода, материала, жилы и числа часов использования максимума нагрузок. При расчете сечения провода необходимо учитывать минимальные допустимые сечения для заданного напряжения с учетом короны.
При выборе ЛЭП в соответствии сечения проводника выбираются одноцепные воздушные линии.
Производим выбор по методу экономической плотности тока 35КВ 110 КВ Марка АС, сечение 70 мм2 Стоимость: 1840 руб/км ?Р =184 КВТ/км I доп. ток. нагр. =690 А Марка АС, сечение 70мм2 Стоимость: 1185руб/км ?Р =140 КВТ/км I доп. ток. нагр. =380 А Расходы
35 КВ 110 КВ
Капитальные расходы К =2*Ктр Кл*l Коб = 2*4900 20240 510 =30550 тыс. рублей где Кл - затраты на сооружение линий; Ктр - затраты на приобретение и монтаж трансформаторов; Коб - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования. Расходы на оборудование Коб =8*Краз 3*Квыкл =8*6 3*134 = 510 К =2*Ктр Кл*l Коб = 2*4800 13035 426 =23061тыс. рублей Коб = 6*Кразъед = 6*71 = 426
Потери трансформатора
Определение потерь электрической энергии.
Потери для подстанции складываются в основном из потерь в трансформаторах и потерь в питающих линиях.
35 КВ 110 КВ
N - число трансформаторов (2)
- потери холостого хода, КВТ
Кэ- эквивалент реактивной мощности
Іхх- ток холостого хода в % (из таблицы)
Т - число часов работы трансформатора в год = 8000 часов.
Кзт- коэффициент загрузки трансформатора. зт- потери короткого замыкания (из таблицы)
Uкз- напряжение к.з. в %
=5364 ч время потерь, ч.; определяется в зависимости от cos? и годового использования максимума нагрузки в год
Потери в линиях.
n-число линии
Кзл = Ірасч/Ідоп
- потери в линиях на км длины.
L - длина линии от системы до ГПП
Кзл - коэффициент загрузки линии.
35 КВ 110 КВ
Кзл - коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке:
где Imax1=265А - ток линии в рабочем режиме
( )
I доп-длительно-допускаемый ток на провод АС- 70
Расчет амортизационных потерь где Рл, Ртр, Роб-амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели (и разъединители), %
35 КВ 110КВ
Расходы
Кл =1,240*l =1,240*13 =20240 тыс. руб. Коб =8*Краз 3*Квыкл =170*8 8*6 =510 тыс. руб. Ктр =9800 тыс. руб. Кл =1060*l =1060*13 =13035 тыс. руб. Коб =900*6 =426 руб. Ктр =9600 тыс. руб.
Отчисления на техническую эксплуатацию оборудования
Рл, Ртр, Роб-процент отчисления на техническую эксплуатацию оборудования.
Расчет стоимости потерь электроэнергии
35 КВ 110 КВ
Со =0,94 руб/Кв*ч
Рассчитываем полные затраты по каждому варианту
K-капитальные затраты
К = Кл Ктр Коб, где Кл - затраты на сооружение линий;
Ктр - затраты на приобретение и монтаж трансформаторов;
Коб - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования.
Капитальные затраты следует определять с учетом монтажа и прочих расходов по укрепленным показателям стоимости элементов систем электроснабжения /Приложение 1, таблица 4 и 5/.
Данные по расчету капитальных затрат в каждом варианте рекомендуется свести в таблицы 2 и 3.
K = 3*170 8*6 900*6 6700 1240*13= 30550 тыс. рублей
K = 3*170 8*6 900*6 6700 1240*13=23061 тыс.руб
Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15: Рациональным напряжением ввода для данных условий будет ввод 35 КВ.
Данные расчетов для удобства сравнения сводим в таблицу 3.
Таблица 3 - Сводная таблица для сравнения вариантов
Вариант Капитальные затраты К, тыс.руб. Эксплуатационные расходы Сэ, тыс.руб. Потери электроэнергии в год ?РГОД, тыс. КВТ•ч/год Общие затраты З, тыс. руб/год
1 35/6 КВ 112,1 26,5 1524 49,3
2 110/6 КВ 176,74 37,5 2304 63,9
Из таблицы 5 видно, что все показатели первого варианта (ввод напряжением - 35 КВ с трансформацией на 6 КВ) ниже, следовательно, рациональным, напряжением ввода для данных условий будет ввод 35 КВ.
Определение рационального напряжения можно найти по формуле:
Если К2> К1, а Сэ2 К2, а Сэ1< Сэ2 ).
4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП
Количество трансформаторов на подстанции и их мощность должны удовлетворять условию надежности электроснабжения, минимальным капитальным затратам и наиболее экономичному режиму загрузки трансформатора, для потребителей первой и второй категорий наибольшее распространение получили двух трансформаторные подстанции с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.
Мощность трансформаторов выбирают так, чтобы в нормальном режиме трансформаторы имели загрузку, при которой потери минимальны. При этом капитальные затраты должны быть минимальными, а при выходе одного из трансформаторов из строя, второй обеспечил бы нормальную работу потребителей при условии перегрузки его в пределах допускаемых ПУЭ. При неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформатора в часы максимума, но не более величины, определяемой по " Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов" /Приложение 1, рисунок 15/. В послеаварийном периоде допускается перегрузка трансформатора на 40% на время максимумов общей суточной продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75 %.
Рекомендуется следующий порядок выбор трансформаторов: 1) определяется число трансформаторов с учетом категории потребителей;
2) намечаются два или три возможных варианта мощности трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме;
3) для каждого варианта определяются капитальные затраты и эксплуатационные расходы (стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах и амортизационные отчисления);
4) выбирается наиболее экономичный вариант с учетом возможности расширения подстанции.
Капитальные затраты, потери электроэнергии и амортизационные отчисления определяются аналогично примеру, приведенному в разделе 5 при выборе рационального напряжения.
=5364
Т =8000
Со =0,94 руб/Кв*ч
Кэр =0,72
Кдп =1,01
Ктр =0,55…0,7
В -1 10000 КВ*А 0,6*13,2=7,92 < 10*1,4 = 14
В-2 16000 КВ*А 7,92 <Sнтр*1,4 =16*1,4 =22,4
В -3 25000 КВ*А 7,92 < 25*1,4 =35
Определяем капитальные затраты
К1 = 2*4000 =8 тыс. руб.
К2 =2*4800 =9600 тыс. руб.
К3 =2*5400 =10800 тыс. руб.
Таблица 4 - Каталожные данные трансформаторов
Тип Трансформатор (МВА) Потери (КВТ) Ток холостого хода, Іхх, % Напряжение короткого замыкания Uk, % Стоимость
Определение места установки ГПП является одним из главных задач при проектировании электроснабжения предприятия, так как от выбора места зависит удаленность источника от потребителей. При неправильном выборе места положения ГПП увеличивается количество потраченного кабеля и затрат на него, а также размеры потерь электроэнергии в проводах, при передаче на пониженном напряжении.
Для того чтобы правильно выбрать место положения ГПП, находят точку ЦЭН (центр электрических нагрузок). Для начала генеральный план предприятия переносится на миллиметровку с соблюдением масштаба.
Для определения точки цен предприятия необходимо определить центры электрических нагрузок каждого цеха. В том случае, если это невозможно по заданию, то ЦЭН цеха определяется как геометрический центр здания цеха на миллиметровой бумаге.
Далее определяются координаты х и у каждого центра здания (по выполненному генплану на миллиметровке) и заносятся в таблицу 9. Графа Мощность цеха заполняется из задания (если указано мощность на 6(10)КВ и на 0,4КВ, то их необходимо просуммировать).
Координаты точки ЦЭН х0 и у0 находятся по следующим формулам: ,
В результате необходимо найти точку с координатами (х0; у0) на миллиметровке и обозначить ее ЦЭН. Размеры ГПП вместе с защитной зоной составляют примерно 60х60 м. Чтобы определить можно ли установить ГПП рядом или некотором отдалении от точки ЦЕН, необходимо определить масштаб миллиметровки. Масштаб генплана определяется по следующей формуле: Радиус нагрузок
Рср =P5
Таблица 6 - Данные координат и радиусов нагрузок предприятия
№ цеха Мощность цеха Рц, КВТ Координата Х, см Координата У, см Радиус нагрузок R, м Радиус нагрузок R’, см
1 120 9,26 11,47 44,6 0,75
2 2300 112,4 1,9
3 1650 24,1 0,4
4 1320 24,6 0,4
5 1980 36,8 0,62
6 1210 32,9 0,55
7 800 44,6 0,75
8 720 4 0,06
9 250 15,7 0,26
1800 13,8 0,23
10 190 8,4 0,14
11 260 7,48 0,12
12 1800 29,4 0,5
13 1300 27,9 0,47
14 600 14,1 0,72
После выполненных расчетов определяют местоположение ГПП на плане с учетом подвода питания от системы и возможности установки ГПП в рассчитанной точке или вблизи от нее. Если это не возможно, то ГПП устанавливается вне зоны предприятия и непосредственно в стороне подвода питания от системы.
Для более рационального размещения трансформаторных подстанций по заводу необходимо на миллиметровке изобразить их мощность пропорционально.
Для определения числа и мощности трансформаторов ТП и количества самих ТП необходимо учитывать, что в некоторых цехах установлено высоковольтное оборудование, которое требует непосредственного ввода 6(10) КВ, а некоторые цеха требуют небольшой мощности и могут быть запитаны посредством распределительных устройств 0,4 КВ. Исходя из этого на миллиметровке в каждом цехе указывается устанавливаемое устройство (либо ТП, либо РУ) и показываются соответствующие связи (начиная от ГПП).
После определения числа ТП на вашем предприятии, необходимо рассчитать и выбрать трансформаторы для ТП. Для этого необходимо определить мощность ТП. С помощью таблицы 1 курсового проекта подсчитывается потребляемая мощность, исходя из которой принимая коэффициент загрузки трансформаторов ТП равным 1, определяют расчетную мощность трансформаторов ТП. После этого по справочникам производят выбор трансформаторов.
7. Расчет и выбор трансформаторных подстанции и мощностей
На заводе необходимо установить главную понизительную подстанцию ГПП и трансформаторные подстанции для распределения энергии между цехами. ГПП нужно поставить либо в точку С либо если это невозможно поставить в свободное место ближайшее к выводу питанием. Трансформаторные подстанции необходимо устанавливать в цехах с высоким и низким напряжением и в самых мощных цехах (чтобы подводить к ним электрическую энергию на более высоком напряжении). В маломощных цехах устанавливаются распределительные устройства.
ГПП имеет размеры 60 на 60 метров с учетом защитной зоны.
ТП 2, РУ 2
КВ*А ТП 3, РУ 3
КВ*А ТП 4, РУ 1
КВ*А ТП 5
КВ*А ТП 6
КВ*А
ТП 7
КВ*А ТП 1, РУ 4, РУ 6 (4, 5, 11)
КВА
ТП 2, РУ 2 (7, 2)
КВА
ТП 3, РУ 3 (8, 3)
КВА
ТП 4, РУ 1 (9, 1)
КВА
ТП 5 (10)
КВА
ТП 6, РУ 7 (12, 14)
КВА
ТП 7, РУ 5 (6, 13)
КВА
8. Выбор силового электрооборудования для схем электроснабжения
8.1 Выбор электрооборудования на напряжение 110 КВ
Выбор разъединителей
1) Выбор по расчетному току силового трансформатора
Ірасч = 99,1А Ірасч<ІНОММАРКА: РНД -110/1000У1
Іном =1000 А99,1А< 1000А 2) По расчетному напряжению
Uрасч =110 КВUРАСЧ = Uном
Uном = 110 КВ 110КВ =110КВ
Проверка: 1) По ударному току и динамической стойкости
Іуд = 41,9 КА Іуд<Ідинст
Ідинст = 80 КА 41,9 КА<80КА
2) По термической стойкости
БК<
324,7 < 3969КА2*сек
Секционный
1) Выбор по расчетному току
Ірасч =49,5 А Ірасч<Іном
Марка: РНД -110/1000У1
Іном =1000 А 49,5А< 1000А
2) По расчетному напряжению
Uрасч =110 КВUРАСЧ = Uном
Uном = 110 КВ 110КВ =110КВ
Проверка: 1) По ударному току и динамической стойкости
Іуд = 41,9 КА
Іуд<Ідинст
Ідинст = 80 КА
41,9 КА<80КА
3) По термической стойкости
БК<
324,7 < 3969КА2*сек
8.2 Выбор высоковольтного оборудования на 110 КВ
Для защиты питающих линии от перенапряжении на вводах устанавливают ограничители ОПН -110. Для подключения токовых цепей счетчиков электроэнергии, измерительных приборов и катушек токовых реле в три фазы до силовых трансформаторов подключаем трансформаторы тока типа ТФЗМ -110, для подключения катушек напряжения измерительных счетчиков, измерительных приборов и катушек реле напряжения в три фазы установлены трансформаторы напряжения типа НОН -110.
Для защиты нейтрали трансформатора от перенапряжений подключают в него ОПН -35 (по ПУР изоляции нейтралей трансформаторов и генераторов исполняется на напряжение на порядок ниже чем основной обмотки).
8.3 Выбор оборудования на 6 КВ. Выбор силовых выключателей
Вводной линии
1)По расчетному току
Ірасч = 1269А Ірасч<Іном
Марка: МГГ -10 -3150-45У3
Іном =3150 А 1269A< 3150A 2) По расчетному напряжению
Uрасч =6 КВ
Uрасч < Uном
Uном = 10 КВ6КВ<10КВ
Проверка: 1) По ударному току и динамической стойкости
Іуд = 4,87 КА
Іуд<Ідинст
Ідинст = 80 КА
4,87КА<80КА
2)По термической стойкости
БК<
КА2*сек<8100КА2*сек
3) по ударному току и току отключения
Іуд=4,87КА
Іоткл=45КА
Іуд<Іоткл
3,34КА< 20КА
Секционный
1) По расчетному току
Ірасч = 634А Ірасч<Іном
Марка: ВВЭ -10 -20/1000У3
Іном =1000А 634А<1000А 2) По расчетному напряжению
Uрасч =6 КВ
Uрасч < Uном
Uном = 10 КВ
6КВ <10КВ
Проверка: 1) по ударному току и динамической стойкости
Іуд = 4,87 КА
Іуд<Ідинст
Ідинст = 80 КА
4,87КА <80КА
2)По термической стойкости
КА2*сек
БК<
КА2*
КА2*сек< КА2*сек
3) по ударному току и току отключения
Іуд=4,8КА
Іоткл=45КА
Іуд<Іоткл
4,8КА< 45КА
Отводящей линии
Выбор: Марка: ВВЭ-10-20/1600У3
1) По расчетному току
Іном = 1600 А Ірасч <Іном
Ірасч=1541 А 1541 A<1600A 2) По расчетному напряжению
Uрасч<Uном
6КВ< 10КВ
Проверка: 1)по ударному току и динамической стойкости
Іуд = 4,8 КА
Ідин стойк = 80 КА
Іуд<Ідинстойк
4,8 КА<80 КА
2) По термической стойкости
БК<
4,33 КА2*сек<8100 КА2*сек
3) по ударному току и току отключения
Іуд = 4,8КА
Іномоткл. = 45 КА
Іуд<Іоткл
4,8КА< 45КА
9.4 Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока вводной линии выключателя
Выбор: По расчетному току вводного выключателя
Ірасч = 1269А Ірасч<Іном
Іном =2000 А 1269А< 2000А Марка: ТЛ -10-1
2) По расчетному напряжению
Uрасч =6 КВ
Uрасч<Uном
Uном = 10КВ
6КВ<10КВ
Проверка: 1) по динамической стойкости и ударному току
Ідин іуд
128КА>4,87КА
2) по термической стойкости tnn = 1,2
КА2*сек
КА2*сек
>
4800КА2*сек> 4,33КА2*сек
3) по нагрузкам z2ном z2
0,8 =0,8 где z2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом;
z2- вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом.
Вторичная нагрузка: z2 = r2 = rприб rk rпр
Сопротивление контактов rk. принимается равным 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов.
В состав системы промышленной электроснабжения имеет следующий вид: Силовые трансформаторы, ВЛ, КЛ, и потребители.
В процессе эксплуатации этого неизбежно возникает аварийные и не нормальные режимы оборудования требуемое бесперебойное питание потребителей возможно, если все элементы системы отключаются автоматическими устройствами.
Под устройством РЗА понимают комплекс автоматических аппаратов действующих при отключить режимов работы электроустановок от заданных параметров. Устройство добавляется автоматикой АПВ, АВР, АЧР.
По физическому действию устройство РЗА реагирует: На изменение величину тока.
На изменение величины напряжение (защита минимального максимального напряжения).
На изменение направления мощности (направленная защита).
При коротком замыкании в каждой точке к месту повреждения протекают возросшие токи, которые вызывают термическое и динамическое воздействие на оборудование для ограничения времени протекании токов к.з. через оборудование применяют токовые защиты.
После отключения к.з. резко снижается напряжение что снижает работоспособность оборудования и нарушает статическую и динамическую устойчивую систему поэтому применяют защиту минимального напряжения цепь при которой отключить менее ответственные электроприемники чтобы обеспечить напряжение ответственным электроприемникам т.к. рост напряжения в сети недопустим то повышение напряжения отключается мгновенно.
9.1 Анализ аварийных режимов
Основные аварийные режимы в системах электроснабжения это межфазное к.з. и однофазные к.з. на землю.
В сетях с глухо заземленной нейтралью( 110 КВ и выше) при всех видах к.з. токи достигают недопустимых величин и требуют мгновенного отключения.
В сетях с изолированной нейтралью 6 -35 КВ. Токи однофазных к.з. не превышает несколько десятков КА и ПУЭ разрешает работу оборудования в режиме однофазного к.з. в течении 2,5 часов (далее возникает дуга и возникает отключение).
Режимы возникающие при пуске мощных двигателей а так же при подключении не нагруженных трансформаторов
Отключение напряжения в сети
Изменение частоты (дефицит активной мощности)
Все эти режимы не оказывают решающего влияния на надежность системы и выбор объема автоматики. Решающим фактором это нарушение статической и динамической системы электроснабжения.
При к.з. в токе близости к генератору напряжение на генераторе резко снижается подводимая турбиной к нему мощность остается прежней поэтому ротор генератора начинает увеличивать скорость и повышает вероятность выхода из синхронизма, что помешает параллельной работе генератора (если во время не отключить этот режим то и второй и другие генераторы выйдут из синхронизации и есть вероятность обрушения всей системы электроснабжения).
Требования предъявляемой к устройствам РЗА: Селективность
Источники оперативного тока необходимы для питания логической схемы. В качестве оперативного тока напряжение используется 36, 48, 110, 220 В.
Аккумуляторные батареи. Работают в режиме постоянной подзарядки, т.е. должна быть моторная группа с генераторами постоянного тока. Устанавливается сигнализация звуковая, обладающая высокой надежностью, выполняется только для ответственных ГПП с мощностью 4 МВА и выше.
Трансформаторы тока являются весьма надежным источником питания оперативных цепей для защит от к.з.
При к.з. ток и напряжение на зажимах трансформатора тока увеличиваются, поэтому в момент срабатывания защиты мощность трансформатора тока возрастает, что и обеспечивает надежное питание оперативных цепей.
Однако трансформаторы тока не обеспечивают необходимой мощности при повреждениях и ненормальных режимах, несопровождающихся увеличением тока на защищаемом присоединении.
Поэтому их нельзя использовать для питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, защит от витковых замыкании в трансформаторах и генераторах или защит от таких ненормальных режимов, как повышение или понижение напряжения и понижения частоты.
Трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд непригодны для питания оперативных цепей защит от к.з. так как при к.з. напряжение в сети резко снижается и может в неблагоприятных случаях становится равным нулю. В то же время при повреждения и ненормальных режимах, не сопровождается глубокими понижениями напряжения в сети, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд могут использоваться для питания таких защит, как, например, защиты от перегрузки, от замыкании на землю, повышения напряжения и т.д.
Заряженный конденсатор. Помимо непосредственного использования мощности тр-ов тока и напряжения можно использовать энергию, накопленную в предварительно заряженном конденсаторе.
9.3 Релейная защита трансформаторов ГПП
Релейная защита трансформаторов должна обеспечивать отключение силового трансформатора при междуфазных и витковых замыканиях, понижении уровня масла, однофазных замыканиях на землю или подавать сигнал о ненормальном режиме работы трансформатора (перегрузке, повышении температуры масла и т.д.).
Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определяются его мощностью, назначением, местом установки и другими требованиями, предъявляемыми к режиму эксплуатации, и указываются в [11, 12].
Согласно ПУЭ для защиты трансформатора применяем продольную дифференциальную, максимальную токовую, газовую и защиту от перегрузки.
9.4 Дифференциальная защита линий
Обеспечивают мгновенное отключение к.з. в любой точке защищаемого участка и обладают селективностью при к.з. за пределами защищаемой линии (внешние к.з.).
Подразделяются на продольные и поперечные. Первые служат для защиты как одинарных так и параллельных линий вторые только параллельные.
Принцип действия продольных дифференциальных защит основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемой линии.
Для этой цели по концам линии устанавливаются трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации. Их вторичные обмотки соединяются при помощи соединительного кабеля и подключаются к дифференциальному реле таким образом, чтобы привнешнихк.з. ток в реле был равен разности токов в начале и конце линии, а при к.з. на линии их сумме.
9.5 Расчет дифференциальной защиты
Первичные токи на сторонах высшего и низшего напряжений защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности.
Коэффициенты трансформаторов тока учитывая, что для компенсации сдвига токов по фазе, трансформаторы тока со стороны обмотки высшего напряжения силового трансформатора, соединенной в «звезду» должны быть соединены в «треугольник», а со стороны обмотки низкого напряжения, соединенной в «треугольник» - в «звезду». где I1в и I2в - номинальные вторичные токи трансформаторов тока.
По каталогу выбираем трансформаторы тока со стандартными коэффициентами ТРАНСФОРМАЦИИТВЛМ-6У3 КІ1=30 и ТЛ-10-ІУ3 КІ2=600.
Действительные вторичные токи в плечах защиты: Плечо с большим вторичным током является основным.
Рисунок 5 - Схема включения реле РНТ-565
Первичный расчетный ток небаланса без учета I111нб. расч при рассматриваемом внешнем КЗ в точке К1. где кодн=0,5…1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;
0,1 - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока (принимается по кривым предельных кратностей при 10% погрешности);
RNРЕГ - относительное значение погрешности, обусловленное регулированием напряжения (±16%);
- ток внешнего КЗ, приведенного к стороне высокого напряжения, где .
Определяем предварительно ток защиты, исходя из двух условий: а) по условию отстройки от максимального тока небаланса
Ісз?котс•Інбрасч=1,3•237,5 =308,7 А, где котс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и необходимый запас (принимается равным 1,3). б) по условию отстройки от броска намагничивающего тока
Ісз?котс•Ін1=1,3•84,07=109,3 А, Расчетной для выбора так срабатывания является отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ
Производим предварительную проверку чувствительности защиты. В рассматриваемом примере расчетным по условию чувствительности является КЗ между двумя фазами на стороне 6 КВ.
Минимальный ток двухфазного КЗ приведенный к стороне 6 КВ: Примечание: В действительности за минимальный ток КЗ принимают ток двухфазного КЗ в минимальном режиме питающей системы и при максимальном сопротивлении питающего трансформатора (в примере таких данных нет).
Коэффициент чувствительности: Т.к. кч?1,5 требуемого по ПУЭ, то расчет защиты можно продолжить.
Ток срабатывания реле на основной стороне (за которую принята сторона основного питания)
Число витков обмотки НТТ реле основной стороны:
Где Fcp - МДС, необходимая для срабатывания реле, А; для реле РНТ-565 равна (100±5) А.
Предварительно примем
Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны: Предварительно принимаем
Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения: Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей ІІІІНБ.расч: Ток срабатывания защиты на основной стороне: Окончательное значение коэффициента отстройки защиты: Коэффициент чувствительности для тока срабатывания защиты, соответствующего окончательно принятому в режиме, при котором производилась предварительная проверка чувствительности: Защита может быть использована для защиты трансформатора. Окончательно принятое число витков обмотки НТТ реле установки на основной и неосновной сторонах:
?осн=?IУР=15 витков; ?I=?IIУР=19 витков.
Установка чисел витков уравнительных обмоток указана на схеме реле зачерненными точками.
9.6 Максимальная токовая защита
Приходят в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определенного значения.
Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается в способе обеспечения селективности.
Селективность действия максимальных защит достигается с помощью выдержки времени. Селективность действия токовых отсечек обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.
В сетях с односторонним питанием максимальная защита должна устанавливаться в начале каждой линии со стороны источника питания. При таком расположении защит каждая линия имеет самостоятельную защиту, отключающую линию в случае повреждения на ней самой или на шинах питающейся от нее подстанции.
При к.з. в какой-либо точке сети, ток к.з. проходит по всем участкам сети, расположенных между источником питания и местом повреждения, в результате чего приходят в действие все защиты. Однако по условию селективности сработать на отключение должна только защита, установленная на поврежденной линии.
Для обеспечения селективности макс. защиты выполняются с выдержкой времени.
Токовые реле защиты не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе для чего ток срабатывания защиты должен быть больше максимального тока нагрузки.
Токовые реле, сработавшие при к.з. в сети, должны надежно возвращаться в исходное положение после отключения к.з. при оставшемся в защищаемой линии рабочей точке.
9.7 Расчет максимальной токовой защиты
Данная защита служит для защиты трансформатора от внешних КЗ (за пределами зоны, защищаемой дифференциальной защитой).
Предполагаем выполнение защиты на реле типа РТ-40, устанавливаемых на стороне низкого напряжения защищаемого трансформатора.
Ток срабатывания защиты: Вто
Вывод
В ходе выполнения курсовой работы определялись электрические нагрузки и графики нагрузок по графикам суточное и годовое потребление электроэнергии; выбиралось рациональное напряжение, защитное и коммутационных аппаратов, силовые трансформаторы его потери, а так же потери в линиях. Выбор сечения провода и его стоимость. Из общих затрат выбиралось рациональное напряжение. По ежегодным затратам определялось количество и мощность ГПП, рассчитывались токи короткого замыкания в двух точках, определялось местоположение ГПП.
Выбор подстанции также подсоединение РУ к ТП с наибольшим радиусом нагрузки, на миллиметровой бумаге. Выбор силового оборудования, трансформатор тока. Проводился расчет релейной защиты трансформаторов, ВЛ и расчет заземляющего оборудования. Была изображена принципиальная схема электроснабжения трансформаторного завода.
Список литературы
1. Правила устройства электроустановок. М., Энергоатомиздат, 1985.
2. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под общей редакцией А.А. Федорова, Том 1. Электроснабжением, Энергоатомиздат, 1986.
3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под общей редакцией А.А. Федорова Том 2. Электрооборудование М., Энергоатомиздат, 1987.
4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского, М., "Энергия", 1980.
5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под общей редакцией АА Федорова и Г.В. Сербиновскаго, М., "Энергия", 1980
6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского, Книга первая. Проектно-расчетные сведения. М, "Энергия", 1973.
7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского, Книга вторая. Технические сведения об оборудовании. М., "Энергия", 1973.
8. Липким Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок, М., "Высшая школа". 1981.
9. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 10-500КВ. Расчеты. Руководящие указания по релейной защите. М., Энергоатомиздат 1985.
10. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов10-500КВ. Схемы. Руководящие указания по релейной защите. М., Знергоатомиздат, 1985.
11. Чернобров Н.Б. Релейная защита. М., "Энергия", 1974.
12. Шобад Н.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Энергоатомиздат, 1985.
13. Рожкова Л.П., Козулин B.C. Электроснабжение станций и подстанций,М.,Энергоатомиздат, 1987 Курсовое проектирование.
14. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Коновалова 1989 г.
15. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования, М., Энергоотомиздат, 1987.