Расчет параметров, режимов и оборудования электрических сетей и методов энергосбережения в них

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ, РЕЖИМОВ И ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И МЕТОДОВ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В НИХ

Содержание

1. Вступление 3

2. Расчет электрической сети 4

2.1 Расчет параметров линий 5

2.2 Расчет параметров трансформаторов 5

2.3 Составление расчетной схемы замещения сети 6

2.4 Расчет мощностей в нормальном режиме работы сети 10

2.5 Расчет нормального режима замкнутой сети (S=Smax) 11

2.6 Расчет потерь мощности 12

2.7 Расчёт напряжений во всех узловых точках сети 13

3. Расчет электрической части подстанции 21

3.1 Выбор мощности силовых трансформаторов 22

3.2 Расчет токов короткого замыкания 24

3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 26

3.4 Выбор электроизмерительных трансформаторов тока и напряжения 27

3.5 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции 31

4. Расчет электрических переходных процессов 32

5. Релейная защита трансформатора 39

6. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях 46

7. Выводы 49

8. Список использованной литературы 50

Вступление

Энергетика - это ключевой фактор в мире на рубеже третьего тысячелетия. Без того или иного вида энергии нельзя представить себе жизнь человечества. Эволюция образа жизни, рост населения планеты, неуклонное развитие производства и практически любая активная деятельность человека связаны с ростом потребления различной энергии. Таким образом, очевидно, что проблема энергосбережения и, как следствие, учета потребления энергоресурсов чрезвычайно актуальна как на государственном уровне, так и для отдельно взятых предприятий, в первую очередь - промышленных.

Цель бакалаврской работы: необходимо рассчитать параметры электрической сети, выполнить расчет электрической части подстанции, осуществить выбор коммутационного и измерительного оборудования, рассчитать электрические переходные процессы в электрической сети, выполнить основную релейную защиту трансформатора, разработать мероприятия по осуществлению энергосбережения в электрической сети.

2. Расчет электрической сети

Необходимо выполнить расчет нормального режима замкнутой сети (все линии включены в работу). Определить напряжения в узлах сети, потери напряжения и потери мощности в сети. Выполнить анализ полученных результатов. Исходные параметры для выполнения электрической сети:

Рис 2.1 Однолинейная схема электрической сети

Марка провода: Длинна ВЛ:

Л-1 АС-300 80 км.

Л-2 АС-300 30 км.

Л-3 АС-150 30 км.

Тип трансформаторов: Мощности нагрузок:

Т-1 ТДТГ-63 S-1 30+j20 (МВА)

Т-2 ТДТГ-100 S-2 50+j20 (МВА)

Т-3 ТДГ-32 S-3 10+j5 (МВА)

2.2 Расчет параметров схемы замещения

2.2.1 Расчет параметров линий

2.2.1.1 Параметры линии Л-1

По данным условия (1.1.1.) находим:

Удельное активное сопротивление линии (R0) находим по каталожным данным [3]: R0=0,098 Ом/км,

Удельное реактивное сопротивление линии (Х0) находим по каталожным данным [3]:Х0=0,429 Ом/км,

Удельная емкостная проводимость линии (b0) находим по каталожным данным [3]:b0=2,64*10-6 См/км.

Длинна линии l1=80 км, (1.1.1.)

Тогда:

Активное сопротивление линии находится по формуле[1]:

RЛ= R0*l1=0,098*80=7,84 Ом.

Реактивное сопротивление линии находится по формуле[1]:

ХЛ=Х0*l1=0,429*80=34,32 Ом.

Зарядная мощность находится по формуле[1]:

QЛ1=U2*b0*l1/2=2202*2,64*10-6*80/2=5,11 МВАр.

Аналогично проводим расчет активного и реактивного сопротивлений, а также зарядной мощности для остальных линий.

2.2.1.2 Параметры линии Л-2

R0=0,12 Ом/км, Х0=0,405 Ом/км, b0=2,81*10-6 См/км.

RЛ= R0*l2=0,12*30=3,6 Ом.

ХЛ=Х0*l2=0,405*30=12,15 Ом.

QЛ2=U2*b0*l2/2=1102*2,81*10-6*30/2=0,51 МВАр.

2.2.1.3 Параметры линии Л-3

R0=0,198 Ом/км, Х0=0,42 Ом/км, b0=2,7*10-6 См/км.

RЛ= R0*l3=0,198*30=5,94 Ом.

ХЛ=Х0*l3=0,42*30=12,6 Ом.

QЛ3=U2*b0*l3/2=1102*2,7*10-6*30/2=0,49 МВАр.

2.3 Расчет параметров трансформаторов

2.3.1 Параметры трансформатора Т-1

Используем таблицу взятую из справочника с соответствующими данными [4]: Параметры трансформатора Т-1:

Тип: АТДЦТН-240000/330/220/110

SНОМ=240 МВА.

UНОМ, по обмоткам:

вн-330 кВ, сн-220 кВ, нн-110 кВ.

UК, по обмоткам:

вс-7,3%, вн-70%, сн-60%.

?РК=720 кВт = 0,72 МВт.

?РХ=130 кВт = 0,13 МВт.

IХ=0,5%.

Рассчитываем параметры трансформатора Т-1:

Активное сопротивление обусловлено потерями активной мощности во всех обмотках трансформатора и находится из опыта К.З. по формуле[1]:

Rобщ1===1,36 Ом.

В каталоге приведено одно значение мощности К.З. которое соответствует замыканию обмоток высшего и среднего напряжения, тогда сопротивление в каждой из обмоток трансформатора можно найти по формуле[1]:

RТ1В=RТ1С=RТ1Н=0,5* Rобщ1=0,5*1,36=0,68 Ом.

Где RТВ - активное сопротивление обмотки высшего напряжения трансформатора, RТС - активное сопротивление обмотки среднего напряжения трансформатора, RТН - активное сопротивление обмотки низшего напряжения трансформатора.

В каталоге также заданы напряжения соответствующие опыту К.З., используя которые можно найти напряжения К.З. в каждой обмотке по формулам[1]:

UКВ1=0,5(UКВ-С+UКВ-Н-UКС-Н)=0,5(7,3+70-60)=17,3 %,

UКС1=0,5(UКВ-С-UКВ-Н+UКС-Н)=0,

UКН1=0,5(-UКВ-С+UКВ-Н+UКС-Н)=0,5(-7,3+70+60)=122,3 %.

По найденным напряжения К.З. в каждой обмотке можно найти реактивное сопротивление в каждой обмотке трансформатора[1]:

ХТ1В===78,5 Ом.

ХТ1С=0.

ХТ1Н===60,5 Ом.

Рассчитываем также потери реактивной мощности из опыта Х.Х. по формуле[1]:

?QXТ1==1,2 МВАр.

Потери мощности Х.Х. первого трансформатора можно записать [1]:

?SХТ1=?РХТ1+j?QXТ1=0,13+j1,2 МВА.

По аналогичному методу рассчитываем параметры остальных трансформаторов :

Табличные параметры трансформаторов Т-2 [4]:

Тип: ТД-32000/110

SНОМ=32 МВА.

UНОМ, по обмоткам:

вн-110 кВ, нн-35 кВ.

UК=10,5 %.

?РК=200 кВт = 0,2 МВт.

?РХ=86 кВт = 0,086 МВт.

IХ=2,7 %.

2.3.2 Параметры трансформатора Т-2

Rобщ2===2,36 Ом.

Хобщ2===39,7 Ом.

?QXТ2==0,864 МВАр.

?SХТ2=?РХТ2+j?QXТ2=0,086+j0,864 МВА.

Табличные параметры трансформаторов Т-2 [4]:

Тип: АТДЦТН-125000/220/110/35

SНОМ=125 МВА.

UНОМ, по обмоткам:

вн-220 кВ, сн-110 кВ, нн-35 кВ.

UК, по обмоткам:

вс-11%, вн-45%, сн-28%.

?РК=305 кВт = 0,305 МВт.

?РХ=65 кВт = 0,065 МВт.

IХ=0,5%.

2.3.3 Параметры трансформатора Т-3

Rобщ3===0,94 Ом.

UКВ3=0,5(UКВ-С+UКВ-Н-UКС-Н)=0,5(11+45-28=14 %,

UКС3=0,5(UКВ-С-UКВ-Н+UКС-Н)=0,

UКН3=0,5(-UКВ-С+UКВ-Н+UКС-Н)=0,5(-11+45+28)=31 %.

ХТ3В===54,21 Ом.

ХТ3С=0.

ХТ3Н===120 Ом.

?QXТ3==0,625 МВАр.

?SХТ3=?РХТ3+j?QXТ3=0,065+j0,625 МВА.

2.4 Составление расчетной схемы замещения сети

2.4.1 Упрощение схемы замещения

Для облегчения понимания схемы замещения целесообразно ввести индексацию контрольных узлов и точек цепи:

По схеме №1

Принимаем т.1 - средняя точка Т-1.

Принимаем т.2 -Т-1 со стороны средней обмотки с одной стороны и линия Л-1 с другой.

Принимаем т.3 - линия Л-1 с одной стороны и к Т-3 со стороны высшей обмотки с другой.

Принимаем т.4 - средняя точка Т-3.

Принимаем т.5 - Т-3 со стороны низшей обмотки и нагрузка S3.

Принимаем т.6 -Т-1 со стороны низшей обмотки с одной стороны и линия Л-2 с другой.

Принимаем т.7 -Т-3 со стороны средней обмотки с одной стороны и линия Л-3 с другой и нагрузка S2.

Принимаем т.8 - шина подключена к линиям 2 и 3 с одной стороны и к трансформатору Т-2 с другой.

Принимаем т.9 - шина подключена к Т-2 с одной стороны и к нагрузке S1 с другой.

2.5 Расчет мощностей в точках схемы в нормальном режиме работы сети

При расчете мощностей идем по направлению от известных мощностей потребителя к искомой мощности на входе цепи расчетной согласно схеме замещения (используя формулы [1], [2]).

Рассчитываем мощность в начале участка 4-5:

S45=S3+?ST3=S3+=10+j5+

=10,001+j5,96 МВА.

Рассчитываем мощность перед трансформатором Т-2:

S89=S1+?SХТ2+=30+j20+0,086+j0,864+=30,149+j21,93 МВА.

2.6 Расчет мощностей нормального режима замкнутой сети (S=Smax)

Расчет режима замкнутой сети выполняется так же, как сети с двухсторонним питанием при одинаковых напряжениях источников питания. Расчетная схема кольцевой сети, условно разрезается по шине источника питания.

Z1=Z1С+Z3В+ZЛ1=0,68+9,8+j42,9+0,47+j54,21=11+j97 Ом.

Z2=Z1Н+ ZЛ2=0,68+j60,5+3,6+j12,15=4,3+j72,7 Ом.

Z3=ZЛ3=5,94+j12,6 Ом.

Z4=Z3С=0,47 Ом.

Рассчитываем мощности на участках сети с двухсторонним питанием, для этого определяем мощность на головных участках:

S18==

=

49,64+j27,71 МВА.

S14===40,51+j20,17 МВА.

Проверка:

S14+S18=S89+S2+S45

40,51+j20,17+49,64+j27,71=30,15+j21,93+10+j5,96+50+j20

90,15+j47,88?90,15+j47,89

Погрешность вычислений составляет ?Р=0%, ?Q=0,02% что намного меньше необходимой точности вычисления 2% .

2.6.4 S87=S18-S89=49,64+j27,71-30,15-j21,93=19,49+j5,78 МВА.

2.6.5 S47=S14-S45=40,51+j20,17-10-j5,96=30,51+j14,17 МВА.

Используя схему, полученные численные значения и направления мощностей можно найти точку потокораздела.

Точка потокораздела находится в т.7, производим размыкание сети в этой точке и производим расчет каждой из разомкнутых сетей отдельно.

2.7 Расчет потерь мощности

2.7.1 Находим мощность в конце участка 8-7:

S87K= S87-jQЛ3=19,49+j5,78 -j0,49=19,49+j5,29 МВА.

2.7.2 Находим мощность в конце участка 8-7:

?S87===0,05+j0,11 МВА.

2.7.3 Находим мощность в начале участка 8-7:

S87Н= S87K-?S87=19,49+j5,29-0,05-j0,11=19,44+j5,18МВА.

2.7.4 Находим мощность в конце участка 1-8:

S18K=S18+ S89-jQЛ2=49,64+j27,71+30,15+j21,93-j0,51=79,79+j49,13 МВА.

2.7.5 Находим потери мощности на участке 1-8:

?S18===0,78+j13,18 МВА.

2.7.6 Находим мощность в начале участка 1-8:

S18Н= S18K-?S18=79,79+j49,13-0,78-j13,18=79,01+j35,95 МВА.

2.7.7 Находим потери мощности на участке 4-7:

?S47===0,011 МВА.

2.7.8 Находим мощность в начале участка 4-7:

S47Н= S47K-?S47=30,51+j14,17-0,011=30,5+j14,17 МВА.

2.7.9 Находим мощность в конце участка 1-8:

S14K=S47+ S45-jQЛ1=30,5+j14,17 +10 +j5,96-j6,4=40,5+j13,73 МВА.

2.7.10 Находим потери мощности на участке 1-4:

?S14===0,42+j3,67 МВА.

2.7.11 Находим мощность в начале участка 1-4:

S14Н= S14K-?S14=40,5+j13,73-0,42-j3,67=40,08+j10,06 МВА.

2.8 Напряжения во всех контрольных точках сети

2.8.1 Находим напряжение в точке 8:

U8'=U1- =

=363-=354,86-

j15,39 кВ.

Модуль напряжения: |U8'|=355 кВ.

Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего напряжения:

nВН===3.

Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:

U8= U8'/ nВН=355/3=118 кВ.

2.8.2 Находим напряжение в точке 7':

U7'=U8-=

=118-=116-j1,8

Модуль напряжения: |U7'|=116,66 кВ.

2.8.3 Находим напряжение в точке 4:

U4'= U1-=

=363-=359,1-j10,4 кВ.

Модуль напряжения: |U4'|=358 кВ.

Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего напряжения:

nВН===1,5.

Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:

U4= U4'/ nВН=358/1,5=238 кВ.

2.8.4 Находим напряжение в точке 7:

(U7'')'= U4-=

=238-=237,9+j0,02 кВ.

Модуль напряжения: |(U7'')'|=237 кВ.

Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего напряжения:

nВН===2.

Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:

U7''= (U7'')'/ nВН=237/2=118,5 кВ.

Напряжение в точке потокораздела, найденные в результате расчета обеих разомкнутых схем практически одинаковы: Погрешность:

(|U7''|-|U7'|)*100/|U7'|=1,9%

Что соблюдает необходимую точность расчета 1,9<<10

Принимаем |U7|=118 кВ.

2.8.5 Находим напряжение в точке A

UA=U1+=

=363+=

=368,9-j1,154 кВ.

Модуль напряжения: |UA|=369 кВ.

2.8.6 Находим напряжение в точке 5:

U5'=U4-=

=238=237,9+j0,0 9кВ.

Модуль напряжения: |U5'|=238 кВ.

Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке низшего напряжения:

nВН===6,29.

Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:

U5= U5'/ nВН=238/6,29=37 кВ.

2.8.7 Находим напряжение в точке 9:

U9'=U8-=

=118-= 10,01-j9,7 кВ.

Модуль напряжения: |U9'|=110,44 кВ.

Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке низшего напряжения:

nВН===3,14.

Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:

U9= U9'/ nВН=110,44/3,14=35,17 кВ.

3. Расчет электрической части подстанции

В процессе выполнения расчета электрической части подстанции необходимо решить следующие задачи:

- определение суммарной максимальной мощности потребителей подстанции;

- выбор силовых трансформаторов;

- выбор принципиальной схемы первичных соединений подстанции;

- выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции;

- выбор измерительных трансформаторов подстанции;

Исходные данные:

Тип трансформатора ТМН 16000/110

Мощность трансформатора S=16 МВА

Напряжение U=110 кВ

Сопротивление:

Х=88 Ом

LW1= 24 км

LW2= 24 км

XW1= 5,04 Ом

XW2= 5,04 Ом

SC= 5100 КВА

XC= 2,373 Ом

Исходные данные нагрузки потребителей в течение суток:

Часы	0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22
%SНОМ	45	45	60	90	90	70	70	95	95	130	150	100
S,МВА	7,2	7,2	9,6	14,4	14,4	11,2	11,2	15,2	15,2	20,8	24	16

3.1 Выбор мощности силовых трансформаторов.

Для подстанций были выбраны трансформаторы мощности S МВА типа ТМН. Более точно выбраны трансформаторы, учитывая график нагрузки.

Рис. 3.1 График нагрузки подстанции.

Для проверки правильности выбора трансформатора реальный график нагрузки преобразуем в двухступенчатый. Начальная нагрузка эквивалентного графика определяется по формуле:

- собственно нагрузка первой, второй, n-ой ступени графика нагрузки, расположенной ниже линии номинальной мощности трансформатора.

- длительность ступени, час.

Аналогично определяется вторая ступень эквивалентного графика, но при этом берутся ступени, расположенные выше линии номинальной мощности трансформатора.

==1,404

где - нагрузка выше линии номинальной мощности трансформатора.

Максимальный перегруз трансформатора составляет

==1,5

где - максимальная нагрузка трансформатора по графику нагрузки.

Предварительное значение необходимо сравнить со значением ,

,

По ГОСТу 14209-85 с учетом эквивалентной температуры зимнего периода () и времени перегрузки = 6, находим допустимое значение перегрузки = 1,7 для трансформаторов с системой охлаждения Д.

реальное = 1,404, по ГОСТу 14209-85 = 1,7

Сравниваем реальное со значением по ГОСТу: 1,404<1,7

Так как реальное < по ГОСТу 14209-85 - трансформатор выбран правильно

3.2 Расчет токов короткого замыкания

Рис.3.2 Схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Сопротивления системы равно.

Ом.

=== 110 кВ.

=2,52 Ом;

Ом

Периодическая составляющая ТКЗ в точке

== 22,48 кА

== 2,25 кА

реальный ТКЗ в точке , =2,25= 24,75 кА

Ударный ток

В точке =1,41·1,61·22,48= 51,2 кА

В точке =1,41·1,61·24,75= 56,35 кА

Допустим, что амплитуда ЭДС и периодическая составляющая ТКЗ неизменны по времени, поэтому через время, равное времени отключения

= 51,2 кА для точки ;

= 56,35 кА для точки ;

Апериодическая составляющая ТКЗ к моменту расхождения контактов выключателя:

=1,41·22,48·=3,5 кА

=1,41·24,75·=2,58 кА

Интеграл Джоуля

для =22,482·(0,06+0,025) = 43 к

для =24,752·(0,1+0,05) = 92 к

Результаты расчета сведены в табл.3.1

Токи короткого замыкания	ТКЗ в нач. момент времени кА	Ударный ТКЗ , кА	ТКЗ в момент расхода контактов выключат. кА	Апериод. составл. ТКЗ, кА	Интеграл Джоуля , к
Шины 110 кВ()	22,48	51,2	22,48	3,5	43
Шины 10 кВ ()	24,75	56,35	22,48	2,58	92

3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Приемниками собственниками собственных нужд являются оперативные цепи, электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов, освещения и электроотопления помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры и т.д.

Суммарная расчетная мощность приемника собственных нужд определяется с учетом коэффициентов спроса. Расчет мощности приемника собственных нужд приведен в табл. 1.

На подстанции предусматривается установка 2-х трансформаторов собственных нужд.

Номинальная мощность выбирается из условий,

где - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

- мощность потребителей собственных нужд. кВА.

Поскольку =17,69, то берем мощность трансформатора собственных нужд, которая равна 25 кВА.

Ремонтную нагрузку на подстанции можно принимать равной кВА.

При подключении этой нагрузки на один трансформатор допускается его перегрузка на 20%. Мощность трансформатора для обеспечения питания нагрузки собственных нужд с учетом ремонтных нагрузок:

Принимаем стандартную мощность трансформатора 40 кВА. Окончательно для питания потребителя собственных нужд принимаем два трансформатора ТМ-40/10.

Таблица 3.2.

№ n/n	Наименование потребителя	Кол-во единиц	Мощность единиц кВт	Коэф. спроса		Потребляемая мощность кВт
1	Охлаждение трансформаторов	2	3	0,82	0,86	5,72
2	Подогрев высоковольтных выключателей наружной установки	2	1,8	1	1	3,6
3	Подогрев приводов разъединителей наружной установки	6	0,6	1	1	3,6
4	Отопление, освещение, вентиляция закрытого РУ	1	5	0,65	0,95	3,42
5	Освещение РУ	1	2	0,65	0,93	1,35
	Суммарная нагрузка собственных нужд, кВА	17,69

3.4 Выбор электроизмерительных трансформаторов тока и напряжения

Для подключения электроизмерительных приборов и устройств релейной защиты необходима установка трансформаторов тока и напряжения. В настоящем проекте релейная защита детально не разрабатывается, поэтому проверку трансформаторов по вторичной нагрузке выполняем с учетом подключения только измерительных приборов.

В цепи силового трансформатора со стороны низшего напряжения устанавливается амперметр, вольтметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии, на шинах 110 кВ - вольтметр с переключателем для измерения трех межфазных напряжений, на секционном выключателе 10 кВ-амперметр, на отходящих линиях 10 кВ-амперметр, счетчики активной и реактивной энергии. Расчет вторичной нагрузки трансформатора тока приведен в таблице 2.

Таблица 3.3 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Класс	Нагрузка по фазам
			А	В	С
Амперметр	Э-335	1	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д350	1,5	0,5	-	0,5
Варметр	Д345	1,5	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	СА3	1	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР-4	1,5	2,5	-	2,5
Суммарная нагрузка тока в цепи силового тр-ра со стороны НН			6,5	0,5	6,5
Суммарная нагрузка тока в цепи секц. Выключат. на НН			0,5	0,5	0,5
Суммарная нагрузка тока в цепи силового тр-ра на стороне ВН			0,5	0,5	0,5
Суммарная нагрузка тока в цепи отходящ. линии			0,5	0,5	0,5

Выбор трансформатора тока в цепи силового трансформатора на стороне высшего напряжения.

Для проверки по вторичной нагрузке определяем сопротивление приборов

Тогда сопротивление соединительных проводов может быть

,

где: - номинальное сопротивление нагрузки, Ом;

- сопротивление приборов, Ом;

- сопротивление контактов, Ом.

Сечение соединительных проводов по условиям механической прочности должно быть не меньше для алюминиевых жил.

Сечения жил при длине кабеля

;

где: - удельное сопротивление алюминия,

- сечение жил,

Общее сопротивление токовой цепи

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	110 кВ	110 кВ
	117,57А	600 А
	51,2 кА	126 кА
	43	2028
	1,25 Ом	22 Ом

ТФЗМ-110-У1:

,

Выбор трансформатора тока в цепи силового трансформатора на стороне низшего напряжения.

Выбираем трансформатор тока ТПОЛ10-У3

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	10 кВ	10 кВ
	646,63 А	800 А
	56,35 кА	81кА
	92	3072
	1,25 Ом	2 Ом

ТПОЛ10-У3

,

Выбор трансформатора тока на отходящей линии.

Выбираем трансформатор тока ТПЛ10-У3

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	10 кВ	10 кВ
	294 А	400 А
	56,35 кА	165 кА
	92	3468
	1,25 Ом	2 Ом

ТПЛ10-У3

,

В качестве трансформаторов напряжения выбираем на стороне 110 кВ трансформаторы НКФ-110-58, на стороне 10 кВ - ЗНОЛ06-10-У3

3.5 Выбор главной схемы электрических соединений подстанций

Главная схема электрических соединений должна удовлетворять следующим требованиям:

Обеспечивать надежность электроснабжения в нормальных и послеаварийных режимах; учитывать перспективы развития; допускать возможность расширения; обеспечивать возможность выполнения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы и без отключения присоединений. При этом следует применять простейшие схемы. Для тупиковой схемы рекомендуется применять схему «два блока с выключателем в цепях трансформатора и неавтоматической перемычкой». Схема подстанций должна быть приведена на месте 1 графической части проекта.

4. Расчет электрических переходных процессов

В процессе выполнения расчета необходимо на защищаемом объекте (трансформатор Т-1) рассчитать сверхпереходной и ударный ток при симметричном (трёхфазном) замыкании.

Удельное сопротивление для воздушных линий в приближённых расчётах напряжением 6-220 кВ Х0 = 0,4 Ом/км.

Принимаем базисные условия:

Uб = 115 кВ;

Sб = 100 МВА;

4.2 Определение параметров схемы замещения линий и трансформаторов и расчёт токов замыкания

Рисунок 4.1. Схема замещения заданной сети.

Для трансформатора Т-1 находим напряжения короткого замыкания для каждой обмотки:

Сопротивление линии Л-1:

,

Сопротивления трансформатора Т-1:

Напряжения короткого замыкания на обмотках высшего, среднего и низшего напряжений:

UКВ = 0,5(UКВ-С+UКВ-Н-UКС-Н) = 0,5(11+35,7-21,9) = 12,4%;

UКС = 0,5(UКВ-С-UКВ-Н+UКС-Н) = 0%;

UКН = 0,5(-UКВ-С+UКВ-Н+UКС-Н) = 0,5(-11+35,7+21,9)=23,3%;

; X3 = 0;

Сопротивление линии Л-4:

Сопротивление линии Л-2:

Сопротивление линии Л-3:

Сопротивление двух параллельных трансформаторов Т-2:

Сопротивление трансформатора Т-3:

Сопротивление нагрузки 1: .

Сопротивление нагрузки 2: .

Сопротивление нагрузки 3:

ЭДС нагрузок в сверхпереходном режиме: .

Преобразуем ? в Y:



Рисунок 4.2. Преобразование ? в Y. Сопротивления Y через сопротивления ?:

;

;

.

Рисунок 4.3. Схема после преобразования ? в Y.

Упростим схему (рис. 2.4):

Х16 = Х13 = 0,008;

Х17 = Х15 + Х2 = 0,008 + 0,099 = 0,107;

Х18 = Х14 + Х9 + Х12 = 0,011 + 0,06 + 2,683 = 2,759;

Х19 = Х7 + Х10 = 0,185 + 2,683 = 2,868;

Х20 = Х4 + Х8 + Х11 = 0,045 + 0,328 + 7,156 = 7,529;

Х21 = Х3 = 0.

Рисунок 4.4. Упрощение схемы.

Упростим схему, используя коэффициенты распределения (совместим сопротивление Х17 с сопротивлениями Х16 и Х18, рис. 2.5):

Эквивалентное сопротивление для Х18 и Х19:

Коэффициенты распределения:

;

Результирующее сопротивление для Х16, Х18 и Х17:

Хрез1618 = Хэ1618 + Х17 = 0,008 + 0,107 = 0,115.

Значения сопротивлений после преобразования:

;

Рисунок 4.5. Схема после совмещения сопротивления Х17 с сопротивлениями Х16 и Х18.

Так как источник системы является источником бесконечной мощности, то ЭДС источника E* = U* = 1 = const. Найдём эквивалентную ЭДС системы:

Эквивалентное сопротивление системы:

Ток трёхфазного короткого замыкания в относительных единицах:

Ток трёхфазного короткого замыкания в именованных единицах:

кА.

Ударный ток короткого замыкания:

кА.

5. Релейная защита трансформатора

В процессе выполнения расчета релейной защиты необходимо решить следующую задачу: для защищаемого объекта (трансформатор Т-1) выполнить основную релейную защиту, определить уставки срабатывания защиты, обеспечить необходимую чувствительность защиты. ().

Расчёт токов коротких замыканий для цепей релейной защиты.

При расчётах релейной защиты промышленных электроустановок, связанных выбором уставок срабатывания и проверкой чувствительности, в качестве исходных данных используются результаты расчёты начального действующего значения тока к.з. При выборе расчётных режимов и точек повреждений, необходимо учитывать, что для выбора уставок срабатывания токовых отсечек с дифференциальных токовых защит, необходимо знать уставки защиты. А для проверки чувствительности защит рассчитывается наименьшее значение тока в реле защиты при к.з. в конце её основной зоны действия. Параметры элементов схемы замещения представляются в относительных единицах.

Sтр = 32МВА Хс=0,03 Uс.=110кВ Sб=100МВА

Sк.з. = 3000МВА Хл = 6,2 м UкТ-1=10,5%

Схема замещения:

Выбираем базисные условия.

Uб1=115 кВ; Iб1 = Sб/(·UбI) = 0.502 кА

Uб2=38,5 кВ; Iб2 = Sб/(·Uб2) = 1,5 кА

Определяем сопротивления:

Хс = Sб/Sк.з. = 100/3000 = 0,033

Хл'= Хл ·(Sб/U2ср) = 6,2·(100/(115·115))=0,046

Хтр = (Uk% /100)·(Sб/Sтр) = (10,5/100)·(100/32) = 0,33

Находим суммарное сопротивления для точки:

К-1: Х1=Хс + Хл = 0,033 + 0,046 = 0,079

К-2: Х2 = Хс + Хл + Хтр = 0,033 + 0,046 + 0,33 = 0,409

Расчёт токов при трёхфазном коротком замыкании:

К-1: I(3)к-1 =(Ес/Х1)·Iб1 = (1/0,079)·0,502 = 6,354 кА

К-2: I(3)к-2 =(Ес/Х2)·Iб2 = (1/0,409)·1,5 = 3,667 кА

Расчет токов двухфазного короткого замыкания:

К-1: I(2)к-1 = (/2)· I(3)к-1 = (/2)·6,357 = 5,5 кА

К-2: I(2)к-2 = (/2)· I(3)к-2 = (/2)·3,66 = 3,17 кА

Дифференциальная токовая защита трансформатора

Дифференциальный принцип позволяет выполнить быстродействующую защу трансформатора реагирующую на повреждение в обмотках, на выводах и в соединении с выключателем. При этом она может недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали». Выбираются уставки дифференциальной защиты с торможением (ДЗТ-11)

2-х обмоточного трансформатора мощностью Sтр = 32МВА

Решение:

определяются средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.



НАМЕНОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ	Численное значение для стороны
	115 кВ	38,5 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А	Iн=Sн/(·Uн.ср.) = 160,6А	480 А
Коэф. трансф. тр-ра тока nэ	150/5 = 30	600 / 5 = 120
Схема соединения тр-ра тока	треугольник	звезда
Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора	звезда	треугольник
Вторичный ток в плечах защиты, А I=(Iн·Ксх)/nТ	5,33	4

5.2 Выбирается место установки тормозной обмотки реле ДЗТ-11, плечо стороны НН

Рис. 5.1. Схема включения обмоток реле типа ДЗТ-11 в дифференциальной защите двухобмоточного трансформатора.

Определяется первичный ток небаланса без учёта составляющей I”нб;

I”нб = I'нб + I”нб = 635,4+1017 = 1652,4 А

Где - I'нб - обусловленная точностью трансформаторов тока

I'нб = Капер·Кодн·Е·I(3)кз вн = 1·1·0,1 · 6354 = 635,4 А

Е - относительное значение тока намагничивания Капер=1, обусловленная регулированием напряжением защищаемого трансформатора.

I”нб = 0,16·6354 = 1017А

Кодн = 1, коэффициент однотипности; Капер - коэффициент учитывающий

переходной режим. (Капер = 1).

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию:

Iс.з. = Кн·Iном.тр. = 1,5·Iном.тр. = 1,5·160,6 = 241 А,

Определяется число витков обмотки ДЗТ для выравнивания М.Д.С.

	Наименование величины	Обозначение величины и расчётное выражение	Численное значение
1	Ток срабатывания реле (неосновной), А	Iср.неосн.=(Ic.з.несон·К(3)нес)/nт	(241·)/(150/5) = 14А
2	Расчётное число витков обмотки реле для неоснов.	Wнесон.реле = Fср./Iс.р.несон.	100/14 = 7,14
3	Предварительно принято число витков	Wнесон.реле	7 штук
4	Ток срабатывания реле (неоснов) с учетом витков	Iср.неосн. = Fср./Wнеосн.	100/7 = 14,3А
5	Ток срабатывания защиты со стороны ВН	Iсз.неосн.ВН = (Iср.неосн.·Wнеосн)/Кск	(14,3·7)/=57,8 А
6	Ток срабатывания защит со стороны НН	Iсз.осн. = Iсз.неосн. ВН·Ктр	57,8·(110/35) = 181,65А
7	Расчётное число витков обмотки реле для основ.	Wосн.расч. = (Wнеосн.·I2неосн) / I2 осн.	(7·5,33)/4 = 9,3
8	Предварительно принятое число витков	Wосн.	9 штук
9	Составляющая, обусловленная неточностью уставки на коммутаторе реле ДЗТ	I”нб = ((Wосн.расч. - Wосн.) / Wоснов.расчётное)·Iк.з.макс	205А
10	Ток небаланса	Iнб = I'нб + I”нб + I'''нб	635,4+1017 +205 = 1857,4
11	Окончательное принятое число обмоток	Wосновн. Wнеосновн.	9 7
12	Проверка	Iосн.·Wосн = I2неосн·Wнеосн.	4·9 5,33·7

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11, необходимое для обеспечения бездействия защиты при внешнем трехфазном коротком замыкании (точка К-2):

Wт = (Кн·Iнб·Wр)/(Iк.з.макс НН·tg) = (0,3·1857,4·9)/( 3667 ·0,87) = 1,57 2 штук.

Iк.з.макс НН - периодическая слагающая тока при расчётах внешних коротких замыканий где включена тормозная обмотка.

Wр - расчётное число витков рабочёй обмотке реле на стороне, где включена тормозная обмотка.

Кн - коэффициент надежности (Кн = 0,3)

tg - тангенс угла наклона координат к характеристике срабатывания реле соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11

tg = 0,87

Iнб - ток небаланса

Определяется Ки = Iр.мин / Iс.р. - коэффициент чувствительности защиты при к.з. за трансформатором в зоне действия защиты, когда проходит ток повреждения только через трансформатор тока стороны 110 кВ и торможение отсутствует.

Вычисление минимального тока короткого замыкания I(3)к.з.min

I(3)к.з.min = Uср.ВН / (·Хтрмакс) = 110000 / (·39,7) = 1600 А

Где, Хтрмакс = (Uк/100)·(U2ВН СР/Sном тр) = 39,7 Ом

Для схем соединения трансформаторов треугольником расчётный ток в реле определяется по выражению:

Iрмин = 1,5·I(3)мин ВН / nт = (1,5·1600)/(150/5) = 80 А

При прохождении тока короткого замыкания по стороне высокого напряжения

Iср = Fср/WурII = 100/7 = 14,3A

Тогда КII = Iрмин/Iср = 80 / 14,3 = 5,6 >>2

Согласно правилам ПУЭ действительный коэффициент отстройки должен быть не менее 1,3. Окончательная проверка по коэффициенту чувствительности: KII>2.

6. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций.

Потери электроэнергии:

1. Технологические, вызванные электротехническими процессами, происходящие в проводе, кабеле, трансформаторе, при передаче электрической энергии от генератора к потребителю. В целом по Украине эти потери находятся в пределах 15 %, а по Сумыоблэнерго за 2005 год составили 12,5 %.

2. Коммерческие потери, вызванные погрешностью приборов учета (электросчетчики, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения). Величина этих потерь составляет приблизительно 2,5 %.

3. Хищения электрической энергии. В различных областях Украины они составляют от 2 до 15 %.

Методы снижения потерь

Для снижения технических потерь необходимо производить технические мероприятия:

замена перегруженных трансформаторов на подстанциях 35/10 кВ и

10/0,4 кВ;

замена проводов ВЛ на большее сечение;

производить чистки трасс ВЛ от веток деревьев, что препятствует токам утечки на землю;

замены контактных соединений на болтовые и сварные;

равномерное распределение по фазам для ВЛ 0,4 кВ;

строительство коротких фидеров с большой нагрузкой на энергоемких предприятиях;

разработка и внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода;

более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств (управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности) для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сети;

развитие нетрадиционной и возобновляемой энергетики (малых ГЭС, ветроэлектростанций, приливных, геотермальных ГЭС и т.п.) для выдачи малых мощностей в удаленные дефицитные узлы электрических сетей;

отключение трансформаторов в режиме малых нагрузок, наиболее экономичный режим работы трансформаторов соответствует нагрузке, пропорциональной их номинальной мощности. Экономическое распределение нагрузок между параллельно работающими трансформаторами наступает в том случае, если их параметры одинаковы. Нагрузочные потери и потери холостого хода в трансформаторах сопоставимы между собой. При полной загрузке трансформаторов или их перегрузке нагрузочные потери - большие потери холостого хода, и наоборот, в режиме недогрузки потери холостого хода превышают потери в обмотках трансформатора.

Для снижения коммерческих потерь выполняются следующие мероприятия:

основным и наиболее перспективным решением проблемы снижения коммерческих потерь электроэнергии является разработка, создание и широкое применение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), в том числе для бытовых потребителей, тесная интеграция этих систем с программным и техническим обеспечением автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), обеспечение АСКУЭ и АСДУ надежными каналами связи и передачи

информации, метрологическая аттестация АСКУЭ. Однако, эффективное внедрение АСКУЭ - задача долговременная и дорогостоящая, решение которой возможно лишь путем поэтапного развития системы учета, ее модернизации, метрологического обеспечения измерений электроэнергии, совершенствования нормативной базы;

создание нормативной и технической базы для периодической проверки измерительных трансформаторов тока и напряжения в рабочих условиях эксплуатации с целью оценки их фактической погрешности;

замена индуктивных счетчиков класс точности, в которых 2,5% на электронные класс точности, которых находится в пределах нуля;

своевременное снятие счетчиков на проверку и регулировку;

Для предотвращений хищений электрической энергии необходимо:

ужесточить гражданскую и уголовную ответственность как это имеет место в промышленно развитых странах;

производить своевременный контроль за потреблением электрической энергии абонентами;

производить вынос счетчиков из квартир в допустимые места для контролеров;

производить замену вводов в жилые дома на изолированный провод.

Выводы

В результате выполнения выпускной работы бакалавра был произведен расчет параметров электрической сети, определены напряжения в узлах сети, потери напряжения и потери мощности в сети.

Выполнен расчет электрической части подстанции, с последующим выбором коммутационного измерительного оборудования; в процессе расчета была определена суммарная мощность потреблений подстанции. На основании графика нагрузки потребителей в течение суток был произведен выбор мощности силового трансформатора. Исходя из обеспечения надежности электроснабжения в нормальных и в послеаварийных режимов; учитывая перспективы развития и возможность выполнения ремонтных и эксплуатационных работ, был произведен выбор главной схемы электрических соединений подстанций. Исходя из нагрузки, был произведен выбор электроизмерительных трансформаторов.

Были рассчитаны электрические переходные процессы в электрической сети, в результате расчета были определены сверхпереходный и ударный ток при симметричном трехфазном замыкании.

Выполнена основная релейная защита трансформаторов (дифференциальная токовая защита), определены уставки срабатывания защиты и обеспечена чувствительность защиты.

Разработаны мероприятия по снижению технических потерь, коммерческих потерь и мероприятия для предотвращения хищения электрической энергии.

Список использованной литературы

1. Конспект лекций по курсу «Электрические системы и сети». Преподаватель - Лебединский И.Л. Сумы, СумГУ 2005г.

2. Методические указания по выполнению курсового проекта по курсу «Электрические системы и сети» для специальности 6.000008 «Энергоменеджмент» профилизации «Энергоэлектрические системы». Составитель - Лебединский И.Л. Сумы, СумГУ, 2005г.

3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Энергоатомиздат, 1989, 592 с.

4. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т.3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии. Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасииова,

5. П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. - 6-е изд. - М.:Энергоиздат. 1988г.

5. Рожкова Л.Д.Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций.-3-е изд.- Москва. Энергоатомиздат, 1987- 648 с.

6. В.Г.Гловацкий, И.В.Пономарев. Релейная защита и автоматика распределительных сетей. Электронная версия 1.2., 2003 г.;

7. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500кВ. Расчеты. Энергоатомиздат 1985 г.;

8. М.А. Шабад. Защита распределительных сетей», Ленинград, Энергоиздат 1981 г.;

9. Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов, Релейная защита энергетических систем, Энергоатомиздат 1998 г.;

8. Енергетичний менеджмент: Навчальний посібник / Праховник А.В., Розен В.П., Разумовський О.В. та інші. - К.: Нот. ф-ка, 1999. - 184 с.