Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электроэнергетика является важнейшей и необходимой отраслью экономики России. В последнее время намечается подъем электроэнергетической отрасли в сельском хозяйстве.

Производство и распределение электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общие состояние производственных сил.

Электроснабжение жилых и общественных зданий, а также производственных предприятий в сельскохозяйственных населенных пунктах имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов.

Главная особенность - необходимость подводить электроэнергию к огромному числу потребителей, сосредоточенных на сравнительно большой территории. В результате протяженность сетей на единицу мощности потребителя во много раз превышает эту величину в других отраслях народного хозяйства.

Сказанное выше показывает, какое большое значение имеет проблема электроснабжения сельского хозяйства.

От ее рационального решения зависит экономическая эффективность применения электроэнергии.

Снижение затрат на электроснабжение сельского хозяйства следует добиваться при соблюдении необходимого качества электроэнергии и надежности ее подачи. Причем электрическая нагрузка непрерывно возрастает, и пропускная способность линии оказывается недостаточной, появляется необходимость в их реконструкции.

В заключении указывается необходимость реконструкции сетей электроснабжения .

1. Характеристика и анализ производственной деятельности электрифицируемого пункта

Электроснабжение потребителей с. Песчанского Щучанского района выполнено от ПС 35/10 кВ «Песчанская». ПС 35/10 кВ расположена в южной части с. Песчанского

ПС 35/10 «Песчанская» проходящая, электроснабжение осуществляется по ЛЭП-35 кВ: - «Галкино-Верхняя Теча » .

По высокой стороне ОРУ-35 кВ выполнено на разъединителях с высоковольтными предохранителями ПСН-35, секционирование выполнено на разъединителях РЛНДЗ-35

Силовые трансформаторы 1Т (ТМН-1600/35), 2Т (ТМН-1600/35)

РУ-10 кВ состоит из КРУн-10 кВ типа КРН-III-10 из первой и второй секций шин с секционирующим выключателем. Количество отходящих линий 10 кВ с масляными выключателями ВМП-10- 6, в том числе две резервные. Привода масляных выключателей - пружинные типа ПП-67, оперативный ток - переменный.

Год ввода ПС 35/10 кВ в эксплуатацию - 1967.

Воздушные линии 10 кВ в с.Песчанском выполнены на деревянных опорах с железобетонными приставками проводом А 35. ВЛ 10 кВ введены в эксплуатацию в 90 годах.

ВЛ 0.4 кВ выполнены на деревянных опорах, цельностоечных и с железобетонными приставками. Провода на ВЛ 0.4 кВ марки АС 25, АС 16,

А-35 и др. Вводы в жилые и общественные здания выполнены в основном неизолированными проводами.

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ введены в эксплуатацию в 1991-1993 гг.

Процент износа линий 10-0,4 кВ и ТП-10/0,4 кВ - более 80%

По данным службы эксплуатации Щучанского РЭС вследствие физического и морального износа линий 10-0,4 кВ наблюдаются частые отключения электроснабжения потребителей.

2. Повышение надежности схемы электроснабжения

Надежность электроснабжения - способность электрической системы в любой момент времени снабжать электрической энергией присоединенных к ней потребителей. Нарушение надежности, и перерывы электроснабжения в зависимости от категории потребителей приводят к различным нежелательным последствиям.

Потребители электроэнергии предъявляют разные требования к уровню надежности электроснабжения. Правила устройства электроустановок в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяют электроприемники на три категории.

К первой категории относятся электроприемники, перерывы в электроснабжении которых может привести к опасности для жизни людей, причинить значительный ущерб народному хозяйству, вызвать повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Допустимы перерывы в электроснабжении на период работы автоматики. Для бесперебойного электроснабжения потребителей 1 категории с. Песчанского (больница, котельная, школа-интернат) и необходима установка автономных источников электроснабжения - дизельных электростанций

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых влечет за собой массовый недоотпуск продукции, массовые простои рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного числа жителей.

Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией также от двух независимых источников питания. При нарушении питания одного из них допустимы перерывы в электроснабжении, необходимые для включения резервного питания дежурным персоналом и выездной оперативной бригадой.

К третьей категории относятся все электроприемники, не подходящие под определения первых двух категорий. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника при условии, что перерывы в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента не превышают одних суток.

3. Электротехническая часть реконструкции низковольтной сети и высокого напряжения с.Песчанского

Расчет электрических нагрузок распределительной сети

В соответствии с п.1.12 Инструкции о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (СНиП 1.02.01-85) расчетные электрические нагрузки на вводах в здания должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

Расчетные электрические нагрузки в данном проекте определены согласно Методических указаний по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения .

В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок, представленных в вероятностной форме на вводах потребителей или на шинах трансформаторных подстанций. Расчетные нагрузки жилых домов в сетях 0,38 кВ определяются с учетом достигнутого уровня электропотребления на внутриквартирные нужды, а производственных, общественных и коммунальных потребителей - по нормам.

Расчетной нагрузкой считается наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток 30 минут (получасовой максимум), которое может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95.

Различают дневные и вечерние расчетные активные (реактивные) нагрузки.

За расчетную нагрузку для выбора сечений проводов или мощности трансформаторных подстанций принимается большая из величин дневной или вечерней расчетных нагрузок, полученных на данном участке линии или подстанции.

При реконструкции сетей 0,38 кВ расчетные нагрузки на вводе сельских жилых домов приняты равными 6 кВт. Сельским жилым домом, при расчете нагрузок считается одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счетчик электроэнергии.

Расчет электрических нагрузок сетей 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Р_д= к_о * У Р_дi, кВт, (2.1)

Р_в= к_о * У Р_вi, кВт, (2.2)

где Р_д, Р_в - расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке линии, кВт;

к_о - коэффициент одновременности;

Р_дi, Р_дв - дневная, вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

Коэффициенты дневного или вечернего максимума принимаются: для производственных потребителей К_д=1, К_в=0,6; для бытовых потребителей (дома

с электроплитами): К_д=0,6, К_в=1; для смешанной нагрузки: К_д=1, К_в=1

Расчетные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентом одновременности, приведенными в таблице 2.1:

Таблица 2.1 Расчетные электрические нагрузки потребителей

Наименование потребителей	Количество потребителей
	2	3	5	7	10	15	20	50	100	200	500 и более
Жилые дома с удельной нагрузкой на вводе свыше 2 кВт	0,75	0,64	0,53	0,47	0,42	0,37	0,34	0,27	0,24	0,2	0,18

В данном расчёте, в качестве сравнения, рассматриваются два варианта схем электроснабжения участка населённого пункта с. Песчанского, питающегося от трех действующих трансформаторных подстанций (ТП) - ТП «Центральная», ТП «Больница» и ТП «Набережная». В первом варианте рассматриваются существующие сети 0,38 кВ до реконструкции. Во втором варианте - после реконструкции. В основу метода определения расчётных нагрузок при расчёте положено суммирование нагрузок, представленных в вероятностной форме на вводах потребителей или на шинах ТП. Исходными данными служат расчётные нагрузки на вводах потребителей и коэффициенты одновремённости. Нагрузки определяются отдельно для режимов дневного и вечернего максимумов, затем в качестве расчётной берут наибольшую.

Значение полной мощности определяется по формулам:

,кВ*А (2.3)

,кВ*А (2.4)

где - коэффициенты мощности дневного максимума нагрузки, о.е.;

- коэффициенты мощности вечернего максимума нагрузки, о.е.

Расчётная нагрузка участка населённого пункта или ТП находится арифметическим сложением суммарной расчётной нагрузки различных групп потребителей и нагрузки уличного освещения.

Расчёты нагрузок сети низкого напряжения начнём с первого варианта схемы электроснабжения.

Данный участок населённого пункта питается от трех ТП: «Центральная», «Больница», «Набережная».

Проведём расчёт для ТП «Набережная» Л-2.

Максимальные нагрузки потребителей Л-2 ТП «Набережная» занесены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Максимальные нагрузки потребителей

Наименование Потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	39	3,5	6	-
2. Двухквартирный жилой дом	10	3,5	6	0,75
3. РММ	1	40	24	-

По (2.2) мощность на участке 7-8 в часы вечернего максимума:

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,75*12= 9 кВт;

На участке 6-7 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,64*18 = 11,5 кВт;

На участке 5-6 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0.585*24 = 14 кВт;

На участке 4-5 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,53*30 = 15,9 кВт;

На участке 3-4 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,5*36 = 18 кВт;

На участке 2-3 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,453*48 = 21,8 кВт;

На участке 1-2 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,437*54= 23,6 кВт;

На участке 0-1 расчётная нагрузка по (2.2):

Р_в= к_о * У Р_вi,= 0,324*162= 52,4 кВт;

По (2.2) вечерняя нагрузка одного двухквартирного дома:

= 0,75 * 2 * 6 = 9 кВт;

По (2.1) дневная нагрузка двенадцати домов:

= 0,4 * 12 * 6*0,6 = 17,28 кВт;

Нагрузка уличного освещения определяется, исходя из удельной нормы уличного освещения по /8, стр.924/ и общей длины улицы:

, (2.5)

На участке 1-8 удельная норма уличного освещения 5,5 Вт/м и общая длина 430 м. По (2.5):

= 430 * 5,5 * 10^-3 = 2,37 кВт;

Данным методом находятся расчётные нагрузки и нагрузки уличного освещения для остальных участков. Расчетные нагрузки и нагрузки уличного освещения приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Номер участка	Провод	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
		Вечер.	Дневн.		Вечер.	Дневн.
1	2	3	4	5	6	7
ТП «Набережная» Л-1
12-13	А35	6,0	3,5	0,22	6,67	3,89
11-12	А35	9,0	5,3	0,22	10,00	5,83
10-11	А35	11,5	6,7	0,19	12,78	7,47
9-10	А35	14,0	8,2	0,22	15,56	9,10
8-9	А35	28,8	16,8	0,44	32,00	18,67
7-8	А35	33,3	19,4	0,44	37,00	21,58
6-7	А35	34,9	20,4	0,22	38,83	22,65
5-6	А35	36,5	21,3	0,44	40,57	23,67
4-5	А35	39,4	23,0	0,22	43,83	25,57
3-4	А35	40,8	23,8	0,11	45,33	26,44
2-3	А35	57,0	33,3	0,22	63,33	36,94
1-2	А35	58,5	34,1	0,22	64,96	37,89
0-1	А35	59,9	34,9	0,17	66,56	38,83
0-13	А35	59,9	34,9	3,33	66,56	38,83
ТП «Набережная» Л-2
7-8	А35	9,0	5,3	0,17	10,00	5,83
6-7	А35	11,5	6,7	0,22	12,80	7,47
5-6	А35	14,0	8,2	0,44	15,60	9,10
4-5	А35	15,9	9,3	0,17	42,24	24,64
3-4	А35	18,0	10,5	0,17	20,00	11,67
2-3	А35	21,8	12,7	0,22	24,18	14,10
1-2	А35	23,6	13,8	0,17	26,20	15,28
0-1	А35	52,4	30,6	0,83	58,26	34,00
0-8	А35	52,4	30,6	2,37	58,26	34,00
1	2	3	4	5	6	7
ТП «Набережная» Л-3
0-1	А35	24,0	40,0	-	34,3	57,14
0-1	А35	24,0	40,0		34,3	57,14

Просуммировав мощности всех участков, получаем полную расчетную мощность ТП:

кВ*А;

Мощность существующей подстанции «Набережная» - 160 кВА соответствует расчетам по /4, стр.112/

Проведём расчёт нагрузок для существующей схемы электроснабжения ТП «Центральная»

Максимальные нагрузки потребителей ТП «Центральная»занесены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	41	3,50	6,0	-
2. Двухквартирный жилой дом	32	3,50	6,0	0,75
3. Магазин	2	3,50	6,0	-
4. Школа	1	20,00	14,0	-
5. Здание Администрации	1	8,00	15,0	-
6. Клуб	1	8,00	3,0	-
7. Интернат	1	1,04	15,0	-
8. Детский сад	1	9,00	9,0	-

Результаты расчёта нагрузок для ТП «Центральная» представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 Расчётные нагрузки

Отходящая линия	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
	Вечер.	Днев.		Вечер.	Днев.
Л-1	85,3	49,8	2,8	94,76	55,28
Л-2	86,7	50,6	2,8	96,34	56,20
Л-3	56,0	59,0	-	65,56	62,22
Итого для ТП «Центральная»:	264,66	173,70

Мощность существующей подстанции «Центральная» - 160 кВА. Трансформатор перегружен.

Проведём расчёт нагрузок для существующей схемы электроснабжения ТП «Больница»

Максимальные нагрузки потребителей ТП «Больница» занесены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 Максимальные нагрузки потребителей

Наименование потребителя	Исходные данные
	Количество, шт.	PД, кВт	PВ, кВт	K0
1. Одноквартирный жилой дом	31	3,5	6	-
2. Двухквартирный жилой дом	31	3,5	6	0,75
3. Больница	1	35	50	-
4. Котельная	1	10	15	-

Результаты расчёта нагрузок для ТП «Больница» представлены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 Расчётные нагрузки для ТП больница

Отходящая линия	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
	Вечер.	Днев.		Вечер.	Днев.
Л-1	78,1	45,6	2,61	86,79	50,63
Л-2	77,1	45,0	3,69	85,66	49,97
Л-3	65,0	45,0	-	74,30	51,39
Итого для ТП «Больница»:	246,75	151,99

Мощность существующей подстанции «Больница» - 160 кВА. Трансформатор перегружен.

Расчеты электрических нагрузок показывают, что существующая схема электроснабжения с. Песчанского не соответствует правилам устройства электроустановок. Нагрузки по фидерам распределены неравномерно, трансформаторные подстанции расположены не в центрах электрических нагрузок, потери напряжения на концах линий выше нормативных, требуется замена проводов малого сечения на провода с большим сечением.

При реконструкции сетей трансформаторные подстанции установлены в центрах электрических нагрузок, нагрузки по фидерам распределены равномерно, сечение проводов принято согласно электрических нагрузок, потери напряжения в конце линий соответствуют нормам.

Приведем расчеты нагрузок для реконструируемых сетей 0,4 кВ. Результаты расчетов представлены в таблице 2.8

Таблица 2.8 Расчётные нагрузки для реконструируемой сети 0,4 кВ

Отходящая линия	P, кВт	PОСВ, кВт	SТП, кВ*А
	Вечер.	Днев.		Вечер.	Днев.
ТП № 1
Л-1	46,0	26,8	2,42	51,06	29,79
Л-2	59,9	34,9	2,59	66,56	38,83
Л-3	36,5	21,3	1,54	40,57	23,67
Л-4	51,5	30,7	2,59	57,24	34,13
Итого для ТП № 1:	215,43	126,42
ТП № 2
Л-1	54,0	31,5	2,42	59,98	34,99
Л-2	40,5	24,3	2,48	45,00	27,00
Л-3	48,0	67,0	1,7	53,33	74,44
Итого для ТП № 2:	158,31	136,43
ТП № 3
Л-1	72,7	42,4	3,02	80,83	47,15
Л-2	76,1	44,4	2,70	84,50	49,29
Л-3	69,2	40,4	2,20	76,87	44,84
Л-4	65,0	45,0	1,80	74,31	51,39
Итого для ТП № 3:	316,51	192,67

4. Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

Проектом предусмотрена установка трех трансформаторных подстанций напряжением 10/0,38 кВ. Трансформаторные подстанции приняты комплектными.

Местоположение проектируемых трансформаторных подстанций принято с учетом изменения конфигурации сетей для уменьшения протяженности линий, питающихся от одной подстанции, равномерного распределения нагрузок по фидерам. Трансформаторные подстанции установлены в центрах электрических нагрузок, с учетом удобства эксплуатации, наличия подъездных путей и автомобильных дорог, обеспечивающих возможность обслуживания в любых погодных условиях.

Мощности трансформаторных подстанций при реконструкции выбраны по максимальной нагрузке с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме. Данные по КТП-10/0,4 кВ в таблице 2.9

Данные

№№ КТП-10/0,4 кВ, наименование	Тип	Мощность КТП	Мощность трансформатора	Прим
До реконструкции
ТП «Набережная»	КТП-10/0,4	160	160	Шкафного типа
ТП «Центральная»	КТП-10/0,4	160	160	Шкафного типа
ТП «Больница»	КТП-10/0,4	100	100	Шкафного типа
После реконструкции
ТП № 1	КТП-10/0,4	250	250	Киоскового типа
ТП № 2	КТП-10/0,4	160	160	Киоскового типа
ТП № 3	КТП-10/0,4	400	400	Киоскового типа

5. Электрический расчёт вариантов схем электроснабжения низкого напряжения

Электрический расчёт вариантов схем электрических сетей низкого напряжения проводится с целью выявления потерь в воздушных линиях и силовых трансформаторах 10/0,4 кВ, а также уровня падения напряжения от шин на вводах ТП до удалённых участков сети 0,38 кВ. Для этого в линиях определяются расчётные токи по естественному токораспределению, принятому для разомкнутой сети с учётом законов Кирхгофа в максимумы нагрузок и выбираются сечения и марки проводов.

Расчётный ток определяется по формуле:

,(А) (2.5)

где P_i - нагрузка i-го участка, кВт;

- коэффициент мощности /8/, о.е.;

U_н - номинальное напряжение сети, кВ.

Потери электроэнергии определяются по формуле:

ДW=I²*R₀*l*,(кВт*ч/год) (2.6)

где R₀ - удельное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина i-го участка, км;

U_н - номинальное напряжение сети, кВ.

- время потерь.

=1100 (/9/, табл. 5.1.)

Результаты расчёта потерь электрической энергии для первого варианта указаны в таблице 2.10, а для второго варианта в таблице 2.11.

Таблица 2.10 Результаты расчёта потерь электрической энергии

Номер отходящей линии	Провод	Нагрузка ответвления, кВт	Ipmax,A	Потери Элек-троэнергии, кВт*ч/год
ТП «Набережная»
1	3	4	5	6
1	А35	59,9	101,1	6226,00
2	А35	9,0	15,2	1897,00
	А35	11,5	19,4	4144,00
	А35	14,0	23,7	123,00
	А35	15,9	26,8	338,00
	А35	18,0	30,4	75,87
	А35	21,8	36,7	147,84
	А35	23,6	39,8	130,20
	А35	52,4	88,5	3219,11
		52,4		4095,00
3	А35	40,0	86,8	13420,00
ТП «Центральная»
2		А 35	86,7	146,4
3		А 35	67,0	113,1
ТП «Больница»
2		А 35	77,1	130,2
3		А 35	65,0	112,9	12608

Таблица 2.11

Результаты расчёта потерь электрической энергии

Номер отходящей линии	Провод	Нагрузка ответвления, кВт	Ipmax,A	Потери Элек-троэнергии, кВт*ч/год
ТП № 1
1	2	3	4	5
1	СИП-50	46,0	76,0	2701
2	СИП-70	59,9	101,1	3574
3	СИП-50	36,5	61,6	764
1	2	3	4	5
4	СИП-50	51,5	87,0	2635
ТП № 2
1	СИП-50	54,0	91,1	3479
2	СИП-50	42,5	71,8	2078
3	СИП-50	67,0	113,1	778
П № 3
1	СИП-70	72,7	122,8	4079
2	СИП-70	76,1	128,4	3667
3	СИП-50	69,2	116,8	3387
4	СИП-70	65,0	112,9	3829

Суммарные потери по второму варианту составили 30971 кВт*ч/год, что на 45921 кВт*ч/год меньше, чем в первом варианте.

Определяем потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

, (2.7)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

T - продолжительность работы трансформатора, ч;

- потери короткого замыкания, кВт;

S_max - максимальная расчётная нагрузка трансформатора, кВ*А;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВ*А;

- продолжительность максимальных потерь, ч.

Паспортные данные для трансформаторов берутся по /11, стр.166/.

Для первого и второго вариантов схем электроснабжения потери электроэнергии определяются для трех трансформаторов мощностью 160 кВ*А 250 кВ*А и 400 кВ*А по (2.7):

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

Общее значение потерь электроэнергии для двух трансформаторов:

кВт*ч/год.

Для второго варианта потери электроэнергии также определяются для двух силовых трансформаторов мощностью 160 кВ*А 250 кВ*А и 400 кВ*А по (2.7):

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

кВт*ч/год;

Общее значение потерь электроэнергии для двух трансформаторов:

кВт*ч/год.

Суммарные значения потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах для первого варианта:

кВт*ч/год.

Для второго варианта:

кВт*ч/год.

Определяем потери напряжения до наиболее удалённой точки сети:

, (2.8)

где - ток нагрузки i-го участка, А;

- удельное активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км;

- коэффициент мощности, о.е.;

- длина i-го участка, м.

Абсолютные потери напряжения по фидеру:

, (2.9)

Относительные потери напряжения, определяемые требованиями ГОСТ 13109-97, выражаются:

, (2.10)

где - уровень падения напряжения, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

Результаты расчётов отклонения напряжения до наиболее удалённых точек сети приведены в таблице 2.12 - для первого варианта и таблице 2.13 - для второго варианта схем электроснабжения.

Таблица 2.12 Потери напряжения до наиболее удалённых точек сети

Номер отходящей линии	Номер участка	Исходные данные	Расчётные данные
		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
1	2	3	4	5	6
ТП «Набережная»
Л-1	12-13	0,040	10,1	0,00062	0,16
	11-12	0,040	15,2	0,00093	0,24
	10-11	0,035	19,4	0,00104	0,27
	9-10	0,040	23,7	0,00145	0,38
	8-9	0,080	48,6	0,00594	1,56
	7-8	0,080	56,2	0,00686	1,81
	6-7	0,040	59,0	0,00360	0,95
	5-6	0,080	61,6	0,00753	1,98
	4-5	0,040	66,6	0,00407	1,07
	3-4	0,020	68,9	0,00210	0,55
	2-3	0,040	96,2	0,00588	1,55
	1-2	0,040	98,7	0,00603	1,59
	0-1	0,030	101,1	0,00463	1,22
Итого до наиболее удалённой точки:	10,83
ТП «Центральная»
Л-1	9-10	0,040	15,2	0,00093	0,24
	8-9	0,040	19,4	0,00119	0,31
	7-8	0,040	26,8	0,00164	0,43
	6-7	0,040	30,4	0,00186	0,49
	5-6	0,040	33,3	0,00203	0,54
	4-5	0,040	36,7	0,00224	0,59
	3-4	0,040	42,5	0,00260	0,68
	2-3	0,030	64,2	0,00294	0,77
	1-2	0,100	83,1	0,01269	3,34
	0-1	0,100	144,0	0,02198	5,78
Итого до наиболее удалённой точки:	16,51
ТП «Больница»
Л-2	14-15	0,040	15,2	0,00093	0,92764
	13-14	0,040	23,7	0,00145	1,44711
	12-13	0,040	30,4	0,00186	1,85527
	11-12	0,080	36,7	0,00449	4,48563
	10-11	0,040	42,5	0,00260	2,59738
	9-10	0,030	45,7	0,00209	2,09182
	8-9	0,040	51,4	0,00314	3,13541
	7-8	0,070	59,0	0,00630	6,30298
	6-7	0,030	105,8	0,00485	4,84659
	5-6	0,020	110,4	0,00337	3,36917
	4-5	0,050	114,7	0,00875	8,75379
	3-4	0,050	118,8	0,00907	9,07022
	2-3	0,050	122,8	0,00937	9,37221
	1-2	0,050	126,6	0,00966	9,65978
	0-1	0,040	130,2	0,00795	7,94634
Итого до наиболее удалённой точки:	17,462

Таблица 2.13

Потери напряжения до наиболее удалённых точек сети

		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
1	2	3	4	5	6
ТП № 1
Л-2	11-12	0,040	10,1	0,00031	0,08
	10-11	0,035	15,2	0,00041	0,11
	9-10	0,040	19,4	0,00059	0,16
	8-9	0,065	36,7	0,00182	0,48
	7-8	0,010	48,6	0,00037	0,10
	2	3	4	5	6
	6-7	0,020	71,8	0,00110	0,29
	5-6	0,040	77,6	0,00237	0,62
	4-5	0,040	83,1	0,00254	0,67
	3-4	0,040	85,9	0,00262	0,69
	2-3	0,015	93,7	0,00107	0,28
	1-2	0,040	98,7	0,00302	0,79
	0-1	0,085	101,1	0,00657	1,73
Итого до наиболее удалённой точки:	3,5
ТП № 2
Л-2	9-10	0,030	15,2	0,00047	0,12
	8-9	0,030	19,4	0,00060	0,16
	7-8	0,060	26,8	0,00165	0,44
	6-7	0,040	33,3	0,00137	0,36
	5-6	0,065	39,8	0,00266	0,70
	4-5	0,040	45,7	0,00188	0,49
	3-4	0,040	51,4	0,00211	0,56
	2-3	0,040	56,2	0,00231	0,61
	1-2	0,030	59,0	0,00182	0,48
	0-1	0,075	71,8	0,00553	1,46
Итого до наиболее удалённой точки:	2,87
ТП № 3
Л-1	13-14	0,040	15,2	0,00046	0,12
	12-13	0,040	23,7	0,00072	0,19
	11-12	0,030	30,4	0,00070	0,18
	10-11	0,030	33,3	0,00076	0,20
	9-10	0,030	39,8	0,00091	0,24
	8-9	0,070	45,7	0,00244	0,64
	7-8	0,040	51,4	0,00157	0,41
	6-7	0,040	56,2	0,00172	0,45
	5-6	0,020	61,6	0,00094	0,25
	4-5	0,060	64,2	0,00294	0,77
	3-4	0,020	66,6	0,00102	0,27
	2-3	0,050	116,8	0,00446	1,17
	1-2	0,030	118,8	0,00272	0,72
	0-1	0,050	122,8	0,00469	1,23
Итого до наиболее удалённой точки:	4,36

Таблица 2.16 Общий коэффициент загрузки

Название фидера	Исходные данные	KЗаг.общ, о.е.
	IГ, А	Sнаг, кВ*А	, кВ*А
Фидер№1м.рига	30,8	442,4	560	0,8
Фидер № 2- песчанское	80,9	1162,7	1510	0,8
Фидер № 3 гладское	43,6	626,4	783	0,8
Фидер № 4 чудняково	35,1	504,6	623	0,8

Результаты расчётов по (2.19) приведены в таблицу 2.17.

Таблица 2.17

Расчётные мощности трансформаторных пунктов

Тип трансформатора	,о.е.	,кВ*А	,кВ*А
3. ТМ-63/10	0,8	63,0	50,4
4. ТМ-100/10	0,8	100,0	80,0
5. ТМ-160/10	0,8	160,0	128,0
6. ТМ-250/10	0,8	250,0	200,0
7. ТМ-400/10	0,7	400,0	320,0

По полученным расчётным нагрузкам трансформаторных пунктов определяем расчётные нагрузки на участках каждого фидера. Полученные данные приведены в таблице 2.18 - для фидера № 1- Малая Рига, в таблице 2.19 - для фидера № 2- Песчанское, в таблице 2.20 - для фидера № 3 - Гладское, в таблице 2.21 - для фидера № 4- Чудняково. Нагрузка участков сети фидера № 1- Малая Рига в таблице 2.18

Таблица 2.18

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			Базовый вариант	Предлагаемый вариант
0-1	560	38,95	А-35	АС-35/6,2
1-7	260	18,09	А-35	АС-35/6,2
6-7	100	6,96	А-35	АС-35/6,2
1-2	300	20,89	А-35	АС-35/6,2
2-3	200	13,91	А-35	АС-35/6,2
3-4	100	6,96	А-35	АС-35/6,2
3-5	100	6,96	А-35	АС-35/6,2

В данном курсовом проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ Нагрузка участков сети фидера № 2- Песчанское в таблице 2.19

Таблица 2.19

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			Базовый вариант	Предлагаемый вариант
0-1	1510	105,04	А-35	АС-35/6,2
1-2	160	11,13	А-35	АС-35/6,2
1-3	1190	82,78	А-35	АС-35/6,2
3-4	260	18,09	А-35	АС-35/6,2
4-5	160	11,13	А-35	АС-35/6,2
3-6	930	64,69	А-35	АС-35/6,2
6-7	680	47,3	А-35	АС-35/6,2
7-8	520	36,17	А-35	АС-35/6,2
8-9	100	6,96	А-35	АС-35/6,2
8-10	420	29,22	А-35	АС-35/6,2
10-12	160	11,13	А-35	АС-35/6,2
10-11	100	6,96	А-35	АС-35/6,2

В данном курсовом проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2 в соответствии с ПУЭ Нагрузка участков сети фидера №3- Гладское в таблице 2.20

Таблица 2.20

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			базовый	предлагаемый
1	2	3	4	5
0-1	783	54,47	АС-35/6,2	АС-50/8,0
1-2	623	43,34	АС-35/6,2	АС-50/8,0
2-3	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50/8,0
2-4	523	36,38	АС-35/6,2	АС-50/8,0
4-5	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50/8,0
4-6	323	22,47	АС-35/6,2	АС-50/8,0
6-7	163	11,34	АС-35/6,2	АС-50/8,0
7-8	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50/8,0

Таблица 2.21

Нагрузка участков сети фидера

Номер участка	Мощность нагрузки, кВт	Ток нагрузки, А	Марка проводов линии
			базовый	предлагаемый
1	2	3	4	5
0-1	623	43,34	АС-35/6,2	АС-50
1-2	523	36,38	АС-35/6,2	АС-50
2-3	200	13,91	АС-35/6,2	АС-50
3-5	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50
3-4	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50
2-6	163	11,34	АС-35/6,2	АС-50
6-7	100	6,96	АС-35/6,2	АС-50
6-8	63	4,38	АС-35/6,2	АС-50

6. Электрический расчёт сети высокого напряжения

Электрический расчёт вариантов схем электроснабжения сетей высокого напряжения производится с целью выявления потерь в воздушных линиях и трансформаторных подстанциях 10/0.4 кВ, а также падения уровня напряжения от секций шин 10 кВ до наиболее удалённой точки сети. Расчёт производится по (2.7- 2.12)

Рассмотрим фидер № 4- Чудняково. Данный фидер является наиболее длинным. Расчёт потерь электрической энергии для первого варианта схемы электроснабжения представлен в таблице 3.7.

Таблица 2.22

Расчёт потерь электрической энергии

Название фидера	Номер участка	Расчётные данные
		P, кВт	I, А	L, км	?W, кВт*ч/год
№ 4- Чудняково	0-1	623	43,34	11,5	56303,78
	1-2	523	36,38	5,6	19322,13
	2-3	200	13,91	1,1	555,03
	3-5	100	6,96	0,8	100,91
	3-4	100	6,96	0,5	63,07
	2-6	163	11,34	6,8	2279,02
	6-7	100	6,96	0,6	75,69
	6-8	63	4,38	2,6	130,17
Итого:	78829,8

Аналогичный расчёт производится для второго варианта схемы электроснабжения фидера 4- Чудняково. Результаты представлены в таблице 2.23

Таблица 2.23

Расчёт потерь электрической энергии

Название фидера	Номер участка	Расчётные данные
		P, кВт	I, А	L, км	?W, кВт*ч/год
№ 4- Чудняково	0-1	623	43,34	11,5	42976,17
	1-2	523	36,38	5,6	14748,41
	2-3	200	13,91	1,1	423,65
	3-5	100	6,96	0,8	77,03
	3-4	100	6,96	0,5	48,14
	2-6	163	11,34	6,8	1739,55
	6-7	100	6,96	0,6	57,77
	6-8	63	4,38	2,6	99,36
Итого:	60170,09

Результаты расчёта падения уровня напряжения до наиболее удалённой точки сети для фидера №4- Чудняково представлены: для первого варианта - в таблице 2.24, для второго варианта - в таблице - 2.25.

Таблица 2.24

Расчёт падения уровня напряжения для первого варианта

Название фидера	Номер участка	Исходные данные	Расчётные данные
		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
№ 4- Чудняково	0-1	11,5	43,34	0,352	3,52
	1-2	5,6	36,38	0,146	1,46
	2-6	6,8	11,34	0,055	0,55
	6-8	2,6	4,38	0,008	0,08
Итого:		5,61

Таблица 2.25

Расчёт падения уровня напряжения для второго варианта

Название фидера	Номер участка	Исходные данные	Расчётные данные
		L, км	I, А	?U, кВ	?U, %
«Чудняково»	0-1	11,5	43,34	0,293	2,93
	1-2	5,6	36,38	0,120	1,20
	2-6	6,8	11,34	0,045	0,45
	6-8	2,6	4,38	0,007	0,07
Итого:		4,65

Потери электрической энергии и напряжения для остальных фидеров представлены в таблице 2.26.

Таблица 2.26 Потери электрической энергии и напряжения

Название фидера	L, км	?W, кВт*ч/год	?U, кВ	?U, %
		вариант 1	вариант2	вариант1	вариант2	вариант1	вариант2
№ 1-Малая Рига	2,50	28630,1	27812,4	0,31	0,300	3,1	3,00
№ 2-Песчанское	2,30	25530,2	24684,5	0,29	0,280	2,9	2,80
№ 3- Гладское	14,35	54560,8	43740,9	0,63	0,440	6,3	4,40
№ 4- Чудняково	26,50	78829,8	60170,1	0,56	0,465	5,6	4,65

В данном курсовом проекте предусмотрена замена существующих проводов А-35 на ВЛ 10 кВ на провода АС 35/6,2

7. Релейная защита

В трехфазных электрических сетях возможны повреждения электрооборудования и утяжеленные режимы работы. Повреждения, связанные с нарушением изоляции, разрывом проводов линий электропередачи, ошибками персонала при переключениях, приводят к КЗ фаз между собой или на землю. Возможны и более сложные повреждения. Кроме того, в случае развития повреждения не исключены переходы одного вида повреждения в дугой с охватом большего числа фаз.

При КЗ в замкнутом контуре появляется большой ток, увеличивается падение напряжения на элементах оборудования, что ведет к общему понижению напряжения во всех точках сети и нарушению работы потребителей; возникает также опасность нарушения параллельной работы электростанций.

Утяжеленные режимы работы электрических сетей возникают, как правило, в результате аварий или после аварийных отключений оборудования, при последующих перегрузках и отклонениях напряжения от номинальных значений. И хотя эти режимы в течении некоторого времени считаются допустимыми, все же они создают предпосылки для различного рода повреждений и расстройств в работе электрических сетей. Например, в сетях 10-35 кВ, работающих с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сразу не приводит к КЗ (в месте замыкания фазы на землю проходит лишь относительно небольшой емкостной ток) и не отражается на работе потребителей электроэнергии, поскольку при этом искажаются лишь фазные напряжения и не изменяются значения междуфазных напряжений.

Однако для такого утяжеленного режима характерно повышение напряжения неповрежденных фаз относительно земли до линейного во всей электрически связанной сети, что создает угрозу повреждения изоляции и междуфазного КЗ через землю. Поэтому время работы сетей с заземленной фазой ограничивается (в ряде случаев до 2 ч). За это время участок сети с заземленной фазой должен быть обнаружен и выведен в ремонт.

Для обеспечения нормальных условий работы электрических сетей и предупреждения развития повреждения необходимы быстрая реакция на изменения режима работы, незамедлительное отделение повредившегося оборудования от неповрежденного и при необходимости включение резервного источника питания потребителей.

Выполнение этих задач возложено на устройства релейной защиты и автоматики. Релейная защита в случае возникновения аварийного режима воздействует на отключение выключателей поврежденных участков сети или оборудования. электрический напряжение сеть сельский

К релейной защите предъявляются следующие требования.

1. Автоматическое отключение оборудования электрических сетей в аварийных режимах должно быть избирательным (селективным). Это означает, что релейная защита должна отключать только поврежденное оборудование или участок сети.

2. Автоматическое отключение оборудования при КЗ должно быть по возможности быстрым, чтобы уменьшить размеры повреждения и не нарушить режим работы электростанций и приемников электрической энергии. В современных электрических системах, оснащенных быстродействующими выключателями и совершенными устройствами релейной защиты, практически достигнуто наименьшее полное время отключения наиболее ответственных участков сетей 0,05-0,06 с.

В распределительных сетях применяются менее быстродействующие выключатели и более простые защиты, поэтому полное время отключения поврежденного оборудования может достичь несколько секунд.

3. Для того чтобы релейная защита реагировала в аварийных режимах, она должна обладать определенной чувствительностью, т.е. должна приходить в действие при КЗ в любом месте защищаемой зоны и при минимально возможном токе КЗ. Чувствительность характеризуется коэффициентом чувствительности. Значение коэффициента чувствительности в ряде случаев считается удовлетворительным, если он равен или более 1,5.

4. Релейная защита должна быть надежной, безотказно работать при КЗ в защищаемой зоне и только при тех режимах, при которых предусмотрена ее работа.

Устройства релейной защиты отличаются друг от друга по принципу действия, схеме включения и другим признакам. Применение тех или иных защит определяется особенностями электрического оборудования, схемами его включения, рабочим напряжением и ответственностью потребителей.

Устройства релейной защиты в электрических сетях дополняются устройствами противоаварийной автоматики, позволяющими быстро устранять опасные послеаварийные режимы и восстанавливать электроснабжение потребителей, исключающая вмешательство персонала.

Ниже рассматриваются принципы действия, особенности схем и обслуживание оперативным персоналом некоторых наиболее распространенных устройств релейной защиты и автоматики на подстанциях энергосистем.

Максимальная токовая защита реагирует на увеличение тока в защищаемом элементе сети. Она применяется для защиты линий, имеющих одностороннее питание, на линиях устанавливается со стороны источника питания и воздействует на отключение выключателя в случае повреждения на защищаемой линии или на шинах подстанций, питающихся от этой линии. Селективность защит обеспечивается подбором выдержек времени, нарастающих ступенями в сторону источника питания.

Токовая отсечка - это максимальная токовая защита, селективность действия которой обеспечивается не ступенчатым подбором выдержек времени - в подавляющем в большинстве случаев отсечка действует мгновенно, и выбором тока срабатывания. Известно, что ток КЗ уменьшается по мере удаления места КЗ от источника. Ток срабатывания отсечки по значению выбирается таким, чтобы отсечка надежно срабатывала при КЗ на заранее определенном участке линии и не приходила в действие при КЗ за пределами этого участка. Таким образом , токовая отсечка защищает часть линии, а не всю линию.

Токовая отсечка применяется для защиты линий с односторонним и двухсторонним питанием и, кроме того, для защиты трансформаторов. В последнем случае отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и действует при повреждениях вводах ВН и в некоторой части первичной обмотки. При повреждениях вторичной обмотки отсечка не срабатывает.

В данном разделе, для выбранной схемы электроснабжения с. Барагхан, решается ряд задач по выбору и расчёту уставок устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиА) отдельных элементов этой схемы.

Основными из этих задач являются:

выбор типов защит и устройств автоматики для элементов заданной схемы;

1. расчёт рабочих уставок выбранных устройств РЗиА с согласованием защит смежных элементов и проверкой их чувствительности;

2. построение однолинейной схемы электроснабжения с указанием типов выбранных устройств РЗиА и карты селективности.

Для расчёта будем использовать наиболее загруженный фидер, самую мощную ближайшую ТП и наиболее мощный потребитель на этой ТП.

Выполняется защита низковольтного двигателя привода ошкуровочного станка мощностью 7,5 кВт. Т.к. коммутации двигателя нечастые (менее 10 раз в час), то для защиты двигателя выбирается автоматический выключатель. Условия выбора автоматических выключателей:

, 5.8)

где U_ном.а - номинальное напряжение автоматического выключателя, В;

U_с - номинальное напряжение сети, В;

I_отк.а - номинальный ток отключения, А;

I_max.КЗ - максимальный ток короткого замыкания, А;

I_ном.рц - номинальный ток расцепителя, А;

I_раб.max - максимальный рабочий ток, А.

Номинальный ток электродвигателя:

, (5.9)

где U_н - номинальное напряжение, кВ;

- коэффициент мощности, о.е.;

- коэффициент полезного действия, %.

По (5.9):

.

Пусковой ток асинхронного двигателя:

;

Выбирается неселективный выключатель SF3 типа ВА 61F29-3K20 со следующими параметрами:

I_ном.а=20 А; I_ном.рц=20 А; I_отк.а=6 кА;

;

Ток срабатывания отсечки выключателя:

;

где K_отс - коэффициент отстройки, о.е.

Принимается уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Ток однофазного КЗ на выводах двигателя с учётом переходного сопротивления в месте повреждения :

;

Чувствительность отсечки:

, (5.10)

, (5.11)

По (5.10):

;

По (5.11):

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Таким образом, для электродвигателя выбран неселективный выключатель ВА61F29-3К20 с уставками: I_со=240 А; I_сп=26 А; t_ос=0,02 с.

Выбирается групповой выключатель SF2 с максимальным рабочим током:

;

Выбирается автоматический выключатель SF2 типа ВА55-41-14УХЛ3 со следующими параметрами: I_ном.а=250 А; I_со/I_ном.рц=2;3;4;5;6;7;8;9;10; I_сп/I_ном.рц=1,25 ; I_ном.рц/I_ном.а=0,4;0,5;0,6;0,7;0,8;0,9;1,0;1,1.

Номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания отсечки выбирается по следующим условиям:

1. несрабатывание отсечки при максимальных токах нагрузки:

;

2. несрабатывание при полной нагрузке и пуске двигателя:

;

3. ;

Выбирается уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки:

;

Чувствительность защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Выбирается вводной выключатель SF1 с максимальным рабочим током:

;

Выбирается автоматический выключатель SF1 типа ВА55-41-14УХЛ3 со следующими параметрами: I_ном.а=250 А; I_со/I_ном.рц=2;3;4;5;6;7;8;9;10; I_сп/I_ном.рц=1,25 ; I_ном.рц/I_ном.а=0,4;0,5;0,6;0,7;0,8;0,9;1,0;1,1.

Номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания отсечки выбирается по следующим условиям:

1. несрабатывание отсечки при максимальных токах нагрузки:

;

2. несрабатывание при полной нагрузке и пуске двигателя:

;

.

Выбирается наибольшая уставка отсечки:

;

Уставка защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки:

;

Чувствительность защиты от перегрузки:

;

Чувствительность отсечки обеспечивается.

Время-токовые характеристики автоматических выключателей представлены на рисунке 5.3.



Рис. 5.3

Защита трансформаторов. Для защиты трансформаторов ТП-10/0.4 кВ предусматриваются предохранители.

Выбор предохранителя. Номинальный ток трансформатора:

;

Защита трансформатора

Номинальный ток плавкой вставки:

;

Принимается предохранитель типа ПКТ 101-10-10-12,5 ХЛ3 с параметрами :U_н.пр=10 кВ; I_н.вс=10 А; I_{ном.отк}=12,5 кА.

8. Защита и автоматика магистрали с воздушной линией W1

Для магистральной предусматривается МТЗ, рассматривается возможность применения на магистральную защиту или устройства сигнализации при однофазных замыканиях на землю. Расчетная схема показана на рисунке 5.3.1

Для защиты линий в проекте применим многофункциональный микропроцессорный блок БМРЗ-04 научно-технического центра «Механотроника» (г.Санкт-Петербург).

Этот блок выполняет различные функции релейной защиты и автоматики (РЗА), управления и сигнализации, а так же обладает обширными информационными и сервисными свойствами. Он содержит, весь комплекс зашит и автоматики линии. Среди них: трехступенчатая токовая защита с контролем по напряжению и направлению мощности с независимой и зависимой от выдержкой времени, направленная зашита от замыкания на землю, минимальная зашита напряжения, устройство автоматического повторного включения, устройства включения резерва и др..

У блока БМРЗ-04 токи срабатывания ТО устанавливаются в пределах 1,5-100 А (через 0,1 А), токи срабатывания МТЗ устанавливаются в пределах 0,5-50 А (через 0,1 А).

Для защиты линии предусматриваем максимальную токовую защиту линии (МТЗ) рис 5.3.1.

Схема защиты линии

На рис. 5.4.4.2 представлена функциональная схема РЗ БМРЗ -04



Трехступенчатая токовая защита с контролем по напряжению и направлению мощности КЗ и ускорением действия имеет независимые выдержки времени DT1 первой (реле максимального тока КА1), DT2 второй (реле КА2) ступеней и обратно зависимые (от тока) xapaктеристики выдержек времени DТЗ третьей (реле тока КАЗ) ступеней. Xaрактеристики определяются вычислениями времени срабатывания по

аналитическим соотношениям, определяющим одну из четырех: между-народная L, инверсная N, аналоги электромеханических реле PT-80 и РТВ их разновидностей.

Характеристики устанавливаются ключами SG10, SG11, а ключом SG9 вводится независимая от тока выдержка времени DT4. Измерительная часть защиты реализуется программными операциями;

трех однофазных измерительных реле максимального тока КA1-КАЗ, подключаемых ключами SG1-SGЗ через максиселекторmах ко вторичным измерительным трансформаторам тока TAL, нагpyженным балластными резисторами R_б ;

одного измерительного реле минимального напряжения KV2 с миниселекторомmin трехфазного напряжения вторичных трансформаторов TVL.

фильтра ZV2 и реле напряжения обратной последовательности KVl;

двух измерительных реле KW угла сдвига фаз (направления мощности), включенных по 90 градусной схеме, с выходом через логическую операцию ИЛИ (на схеме не показана).

Все три ступени могут контролироваться [логические операции DХ1-DХЗ (И)] через ключи SG4-S-G7 по минимальному напряжению (ключ SG7) или (операция DWU):

по напряжению обратной последовательности (ключ SG8);

по направлению мощности К3 (ключи SG 1 З, SG 14).

Первая (КА1) и вторая (КА2) ступени с токами срабатывания обозначенными как I>>>,I>> соответственно действуют (операция DW2) на отключение выключателя. Третья ступень (КАЗ) с током срабатывания I > действует в зависимости от положения ключа SG17 на отключение или на сигнализацию о перегрузке.

На схеме рис. 5.3.2. показаны особенности программной защиты:

цепь (DWЗ и ключ SG16) формирования сигналов контактами реле KL, запускающего логический алгоритм отключения шин распредустройства;

формирование (операция DX4) сигнала о запуске первой и второй ступеней защиты;

цепь запрета (блокировки) АПВ от первой (КА1) ступени защиты;

дистанционное управление настройкой (переключение программ) измерительной и логической частей;

цепь ускоренного отключения УО.

Устройство отключения замыканий на землю функционирует с контролем или только напряжения, или напряжения и тока, или и направления мощности нулевой последовательности (устанавливается программно) с одной или двумя независимыми выдержками времени. Характеризуется высокой чувствительностью и низкими током (от 0,05 А) и напряжением (от 5 В) срабатывания.

Определяем ток срабатывания ТО:

кА; (5.3.1)

где к_н - коэффициент надежности, к_н=1,2,

- ток КЗ в конце линии, кА.

Ток срабатывания реле определяем по формуле:

; (5.3.2)

где к_сх = 1 - коэффициент схемы, о.е.;

n_ТА - коэффициент трансформации трансформатора тока, о.е.;

Определяем ток срабатывания МТЗ по условию отстройки в режиме самозапуска нагрузки магистрали:

; (5.3.3)

где к_отс = 1,2 - коэффициент отстройки, о.е.;

к_с.з = 2 - коэффициент самозапуска, о.е.;

I_р.max - максимальный рабочий ток магистрали, А;

к_в = 0,8 - коэффициент возврата, о.е.

По формуле (5.3.3) определяем:

А;

Проверяем чувствительность МТЗ при КЗ в основной зоне действия защиты:

; (5.3.4)

где - ток КЗ в точке К4,/табл.5.1/,кА.

По формуле (5.4.4.3) находим:

;

МТЗ имеет достаточную чувствительность, т.к. > 1,5 из /8, стр.66/.

Чувствительность защиты в зонах резервирования, находится по формуле:

;

где - ток КЗ в точке К5,/табл.5.1/,кА.

По формуле (5.3.3) находим:

;

Защита в зонах резервирования обладает достаточной чувствительностью т.к.

> 1,2 из /8 стр.66/.

Расчёт защиты секционного выключателя на шинах 10 кВ. Выбирается уставка МТЗ секционного выключателя Q4 применяя БМРЗ -04 для повышения её чувствительности дополняется комбинированным пусковым органом напряжения.

Ток срабатывания МТЗ секционного выключателя выбирается по следующим условиям:

;

;

где K_отс - коэффициент отстройки, о.е.;

K_сзп - коэффициент самозапуска, о.е.(для МТЗ с пуском по напряжению K_сзп=1);

K_в - коэффициент возврата для реле БМРЗ -04, о.е.;

K_нс - коэффициент надёжности согласования, о.е.;

I_сз.л - ток срабатывания МТЗ магистрали, как предыдущей защиты, А.

Ток срабатывания реле по (5.12):

;

Чувствительность секционного выключателя:

;

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

;

;

где U_min - минимальное напряжение на шинах 10 кВ;

U_сз - напряжение срабатывания защиты, кВ;

n_TV - коэффициент трансформации для трансформатора напряжения, от которого питается реле пускового органа защиты, о.е.;

K_отс=1,15 - коэффициент отстройки для реле БМРЗ -04, о.е;

K_в=1,2 - коэффициент возврата для реле БМРЗ -04, о.е.

Время срабатывания защиты секционного выключателя:

;

где t_л - время срабатывания МТЗ магистрали W2 при токе 138,3 А, сек.;

- ступень селективности, сек.

Для повышения надёжности электроснабжения и исправления неселективного действия линия W1 оборудуется устройством автоматического повторного включения однократного действия. Принимается типовое устройство РПВ-358 со временем срабатывания . Время возврата определяется продолжительностью заряда конденсатора 15-20 сек., которая надёжно обеспечивает однократность действия устройства АПВ.

Защита трансформатора районной подстанции. Для трансформатора предусматривается: токовая отсечка без выдержки времени и максимальная токовая защита (МТЗ), газовая защита и защита от перегрузки.

Выбор тока срабатывания отсечки:

, (5.13.)

где K_отс- коэффициент отстройки, о.е.,K_отс=1,2;

- максимальный ток внешнего короткого замыкания на шинах 10 кВ, А.

По (5.13.):

.

Коэффициент чувствительности отсечки:

, (5.14.)

где - ток короткого замыкания на высокой стороне трансформатора, А;

- ток срабатывания защиты, А.

По (5.14.):

.

Время-токовые характеристики

Защита и автоматика трансформатора главной понизительной подстанции «Песчанская»

Для защиты трансформаторов «Песчанская» от повреждений и ненормальных режимов предусматривается трех ступенчатая защита, газовая защита, МТЗ. Схема защит представлена на рисунке 5.4.5.1

Для понижающих трансформаторов с устройствами переключений ответвлений от обмотки высшего напряжения со стороны нейтрали (устро-йствами регулирования под нагрузкой УРПН) предназначаются микропроцессорные автоматические устройства защиты серии цифровых реле SPA-300 совместного предприятия «АББ Реле- Чебоксары», а именно, микропроцессорное интегрированное устройство релейной защиты трансформатора SPAD 346С, выполняющее функции:

-продольной токовой дифференциальной защиты;

-трехступенчатой токовой защиты от междуфазных КЗ;

-дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;

-токовой защиты нулевой последовательности от однофазныx замы-каний на землю на стороне высшего напряжения;

-токовой защиты от КЗ на землю на стороне с напряжением 0,4 кВ;

-защиты от несимметричной работы.

Трехступенчатая защита.

Модуль SPCJ4D28Расчёт начинается с определения вторичных токов в плечах трансформатора.

Поскольку со стороны 10,5 кВ проходит наибольший вторичный ток плеча защиты, она принимается за основную и все расчёты производятся в первичных токах, приведённых к напряжению этой стороны.

Для понижающего трансформатора мощностью 1,6 МВА используется продольной токовой дифференциальной защиты(модуль SPAD3D53) и трёхступенчатая токовая защита от междуфазных КЗ (модуль SPCJ4D28).

А) Первая ступень. Найдем ток срабатывания дифотсечки по условию отстройки от бросков тока намагничивания:

I_с.з. =5* I_ном.тр. =5*88=440 А (5.4.5.1)

Проверяется чувствительность:

, (5.4.5.2)

где - ток трехфазного короткого замыкания /табл. 9.1/.

Коэффициент чувствительности по формуле (5.4.5.2)

;

Защита имеет достаточную чувствительность т.к. >1,5;

Б) Вторая ступень с блокировкой и торможением:

I_с.з. =0,5* I_ном.тр. =0,5*88=44А, (5.4.5.1)

Чувствительность второй ступени по формуле (5.4.5.2) равна:

;

Защита имеет достаточную чувствительность т.к. >2,

Г) МТЗ:

А, (5.4.5.3)

где - К_отс=1,1- коэффициент отстройки.

К_с.з.п=1,5-2 коэффициент самозапуска

К_в.=0,95

с.

Расчёт токов короткого замыкания

Для определения токов в расчетных точках составляют схему замещения (рис.5.1) и определяют значения сопротивлений элементов схем.

Сопротивление системы на питающей подстанции:

, (5.1)

где U₁ - номинальное напряжение на высокой стороне, кВ;

S_к - мощность короткого замыкания от системы, кВ*А.

По (5.1.):

Ом;

Сопротивление силового трансформатора Т1:

, (5.2.)

где U_к1 - напряжение короткого замыкания, %;

U_Н.Т1 - номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S_Н.Т1 - номинальная мощность трансформатора. кВ*А,

По (5.2):

Ом;

Сопротивление линии W1 10 кВ:

, (5.3.)

, (5.4.)

где r₀ - удельное активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

x₀ - удельное индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

По (5.3.) активное сопротивление линии W1:

Ом;

По (5.4.) индуктивное сопротивление линии W1:

Ом;

По (5.3) активное сопротивление линии W2:

Ом;

По (5.4.) индуктивное сопротивление линии W2:

Ом;

По (5.2.) сопротивление трансформатора Т2:

Ом;

Ток трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках:

, (5.5.)

где U - напряжение ступени расчётной точки, кВ;

Z - полное сопротивление элементов схемы до расчётной точки, Ом;

Рассмотрим КЗ в точке К1:

А;

Ударный ток:

, (5.6.)

где K_уд - ударный коэффициент, о.е.

По (5.6) ударный ток:

А;

Тепловой импульс:

, (5.7.)

где t_отк - время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,2-4 с.

По (5.7.) тепловой импульс:

кА²*с;

Рассмотрим КЗ в точке К2:

Результирующее сопротивление до точки К2:

Ом;

;

Ом;

Пересчитываем сопротивление Z₂₂ напряжение U₂ = 10,5 кВ:

Ом;

По (5.5.):

кА;

Ударный ток по (5.6.):

кА;

Тепловой импульс по (5.7.):

кА²*с;

Рассмотрим КЗ в точке К3:

Результирующее до точки К3:

Ом;

Ом;

Ом;

По (5.5.):

кА;

Рассмотрим КЗ в точке К4:

Результирующее сопротивление до точки К4:

Ом;

Ом;

Ом;

Пересчитываем сопротивление Z₄₄ на напряжение 0.4 кВ:

Ом;

По (5.5.):

кА;

Рассмотрим КЗ в точке К5:

Ом;

Ом;

Ом;

кА.



Рис.5.4.5.1

3) Третья ступень. Защита от несимметричных режимов:

 А (5.4.5.4)

с

Выбор и проверка электрооборудования

Проводники и аппараты электроустановок должны удовлетворять расчётным условиям их работы при различных режимах функционирования электроустановок. Правильное определение расчётных условий на основе анализа возможных в эксплуатации режимов функционирования электроустановок с учётом перспективы их развития является необходимой предпосылкой правильного выбора проводников и аппаратов. Проводники и электрические аппараты выбирают по расчётным условиям нормального режима (по номинальным напряжению и току) и проверяют на работоспособность в условиях анормальных режимов (допустимый нагрев продолжительным расчётным током, термическая и электродинамическая стойкость при коротких замыканиях, опасное сближение гибких проводников под действием электродинамических сил при КЗ, коммутационная способность (для коммутационных аппаратов).