Расчет параметров, режимов и оборудования электрических сетей

Содержание

1. Введение 3

2. Расчет электрической сети 4

2.1 Исходные параметры для выполнения расчета электрической сети 5

2.2 Выбор напряжения 5

2.3 Выбор силовых трансформаторов 7

2.4 Расчет потерь мощности в трансформаторе и потерь холостого хода трансформатора 9

2.5 Выбор сечения и марки проводов 10

2.6 Расчет сопротивлений участков 11

2.7 Находим мощности и потери мощности на участках 11

2.8 Расчет напряжения в узловых точках сети 12

3. Расчет электрической части подстанции №2 14

3.1 Исходные данные 14

3.2 Выбор главной схемы электрических соединений подстанций 14

3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 15

3.4 Расчет токов короткого замыкания 17

3.5 Выбор высоковольтных электрических аппаратов РУ и токоведущих частей 20

3.6 Выбор электроизмерительных трансформаторов тока и  напряжения 26

3.7 Выбор ошиновки распределительных устройств. (РУ) 31

4. Расчет електромагнитных переходных процессов 34

5. Расчет релейной защиты ДЗТ-11 для ПС№1 39

6. Уменьшение потерь в электрических системах 52

6.1 Основные технологические потери в электрических сетях 52

6.2 Мероприятие по энергосбережению в электрических сетях 52

6.2.1 Уменьшение потерь в силовых трансформаторах 52

6.2.2 Экономия электроэнергии в линиях 53

6.2.3 Экономия электроэнергии в шинах 53

6.2.4 Экономия электроэнергии в трехфазных сетях напряжением до 1 кВ с несимметричной нагрузкой 54

7. Выводы 55

8. Список використаної літератури. 57

Введение

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

В процессе выполнения работы необходимо решить следующие задачи:

по заданным нагрузкам и длинам линий выбрать напряжение сети

по напряжениям и нагрузкам выбрать тип проводов воздушных линий;

по напряжениям сети и нагрузкам выбрать трансформаторы;

определить удельные параметры ЛЭП и каталожные данные трансформаторов. Выполнить расчет параметров схемы замещения линии и трансформаторов. Определить приведенные к стороне ВН нагрузки трансформаторов (с учетом потерь в обмотках трансформаторов).

составить расчетную схему замещения сети и определить расчетные нагрузки узлов сети (с учетом потерь в ветви намагничивания трансформаторов и реактивной мощности, генерируемой линиями);

выполнить расчет нормального режима замкнутой сети (все лини включены в работу) для двухслучаев: режим максимальной нагрузки (заданные), режим минимальной нагрузки (принять равной 50% от заданной, определить напряжение в узлах сети, потери напряжения и потери мощности в сети). Выполнить анализ полученных результатов.

считая линию Л-1 аварийно отключенной, выполнить расчет режима разомкнутой сети. Определить напряжение в узлах сети, потери напряжения и потери мощности в ветвях. Проверить допустимость режима по уровням напряжений и по нагреву проводов;

при небходимоси предложить способы регулирования напряжения в узлах нагрузки.

2.1 Исходные параметры для выполнения расчета электрической сети

Таблица 1 - Исходные данные.

№ вар.	№ схемы	Длинна ВЛ, км	Мощность нагрузок, мВА
		Л-1	Л-2	Л-3	Л-4	S1	S2	S3	S4
8	8	95	60	40	-	30+j15	100+j50	50+j25	-

Рис. 1 - Исходная схема электрической сети.

2.2 Выбор напряжения

Выбор напряжений сети осуществляется по заданным нагрузкам и длинам линий. Воспользовавшись формулой Илларионова рассчитывается напряжение:

Расчет мощностей на участка сети:

Разомкнутая сеть для расчета представлена на рис 2 - разомкнутая сеть



Рис. 2 - Разомкнутая сеть

Баланс мощностей:

Для всей сети принимается номинальное напряжение 220 кВ.

Для линий, замкнутых в кольцо требуется одинаковое напряжение на всех её участках. Поэтому для участков Л-2 и Л-3 выбираем напряжение 220 кВ.

2.3 Выбор силовых трансформаторов

Выбор трансформатора для потребителя 1 и 2, понижающей подстанции 1:

- коэффициент загрузки

Так как коэффициент загрузки меньше 0,7 , то трансформатор выбран правильно.

Выбираем автотрансформатор АТДЦТН 125 000/220/110, данные трансформатора выбираются из [1] и заносятся в Талицу 3 - данные автотрансформатора.

Выбор трансформатора для потребителя 3, понижающей подстанции 2:

- коэффициент загрузки

Так как коэффициент загрузки меньше 0,7 , то трансформатор выбран правильно.

Выбирается трансформатор ТРДН 40 000/220 данные трансформатора выбираются из [1] и заносятся в Талицу 3.

Таблица 2 - Данные автотрансформатора.

Таблица 3 - Данные двухобмоточных трансформаторов.

2.4 Расчет потерь мощности в трансформаторе и потерь холостого хода трансформатора

- потери холостого хода трансформатора, МВА

- потери в трансформаторе, МВА

Примечание: потери мощности в трансформаторе - учтено два трансформатора, в дальнейших подсчетах рассматривать как один трансформатор. Потери мощности холостого хода рассматривать для каждого трансформатора ПС отдельно.

Расчет автотрансформатора для ПС1:

Расчет потерь для обмотки СН:

Расчет потерь для обмотки НН:

Расчет потерь в трансформаторе:

Расчет потерь мощности в трансформаторах ПС2:

2.5 Выбор сечения и марки проводов

Расчет токов на участках сети:

Таблица 4 - Выбор проводов

Участок сети	Расчетный ток, кА	Расчетное напряжение, кВ	Длительно допустимый ток, кА	Марка провода
А1		181.986	0,605	АС - 240/32
12		151.883	0,605	АС - 240/32
А2	0.334	76.175	0,605	АС - 240/32

Таблица 5 - Характеристика проводников.

Линия	Л-1	Л-2	Л-3
Марка и сечение провода	АС - 240/32	АС - 240/32	АС - 240/32
, Ом/км	0.118	0.118	0.118
, Ом/км	0,435	0,435	0,435
*10-6,Cм/км	2.60	2.60	2.60

2.6 Расчет сопротивлений участков

Расчет проводим по приведенным формулам:

;

;

;

;

Расчетные данные заносятся в таблицу 6 - сопротивление участков.

Таблица 6 - Сопротивление участков.

Участок сети	Rл (Ом)	Xл (Ом)	Bл (См•10-4)	Qл (MBAр)
А1	7.08	26.1	1.56	7.55
12	4.72	17.4	2.47	11.955
А2	11.21	41.325	1.04	5.034

2.7 Находим мощности и потери мощности на участках

2.8 Расчет напряжения в узловых точках сети

Напряжение находится, используя данные формулы:

( кВ ),

Где активная мощность на участке (МВА)

реактивная мощность на участке (МВА)

активное сопротивление (Ом)

реактивное сопротивление (Ом)

кВ

кВ

кВ

Модуль напряжения:

кВ

Расчетные данные заносятся в таблицу 7 - напряжение в узловых точках сети.

Таблица 7 - Напряжение в узловых точках сети.

Узел	1`	2	1``
	11.679 кВ	7.13 кВ	3.928 кВ
	15.44 кВ	8.431 кВ	3.809 кВ
	218.356 кВ	222.889 кВ	218.969 кВ
	5.063 %	3.092 %	4.796 %

Примечание: погрешность расчета напряжение не превышает предельного значения 10%, ни в одном из участков сети.

3. Расчет электрической части подстанции №2

3.1 Исходные данные

Исходные данные согласно варианта.

Тип трансформатора ТРДН 40 000/220

Мощность трансформатора S=40МВА

Напряжение U=220кВ

Сопротивление трансформатора Х=158.7 Ом

Длинна линии LW1=95 км

Длинна линии LW2=40 км

Сопротивление линии XW1=41.325 Ом

Сопротивление линии XW2=17.4 Ом

Мощность системы Sc=145.344КВА

Сопротивление системы Xc=48 Ом

3.2 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».

Так как рассматриваемое РУ имеет малое число присоединений - то целесообразно применить упрощенную схему без сборных шин с короткими перемычками между присоединениями.

Рис. 3 - Схема соединений подстанции

3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Выбрать число и мощность трансформаторов собственных нужд. Выбрать измерительные трансформаторы тока и напряжения.

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

Суммарная расчётная мощность приёмника собственных нужд определяется с учётом коэффициента спроса. Расчёт мощности приёмника собственных нужд приведён в таблице.

Таблица 8 - Расчет мощности приёмника собственных нужд

№п/п	Наименование потребителя	Кол-во единиц	Мощность единиц, кВт	Коэф. спроса	cos ?	Потребляемая мощность, кВт
1	Охлаждение трансформаторов	2	3	0,82	0,82	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	17,7

На подстанции предусматривается установка двух трансформаторов собственный нужд номинальная мощность выбирается из условий:

SТСН>SСН,

где SТСН - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

SСН - мощность потребителей собственных нужд, кВА.

Поскольку SСН=17,7 кВА, то берём мощность трансформатора собственных нужд равной 25 кВА. Ремонтную нагрузку подстанции берём равной 20 кВА. При подключении такой нагрузки на один трансформатор допускается его перегрузка на 20%. Мощность трансформатора для обеспечения питания нагрузки собственных нужд с учётом ремонтных нагрузок:

SТСН===31,42 кВА.

Стандартная мощность трансформатора 40 кВА. Окончательно для питания потребителей собственных нужд принимаем два трансформатора
ТМ-40/10.

Рис. 4 - Силовой трансформатор ТМ.

1 -- болт заземления, 2 -- бак, 3 -- воздухоочисти-тель, 4 --расширитель, 5 и 6 -- проходные изоляторы вводов 6 и 0,4 кВ, 7 -- термосифонный фильтр, 8 -- выемная часть, 9 -- радиатор

3.4 Расчет токов короткого замыкания

Значения токов короткого замыкания необходимы для правильного выбора оборудования на стороне 220 кВ и 10 кВ. Подстанция питается по двум тупиковым линиям, схемы замещения для расчета токов короткого замыкания приведена на рис. 5. Расчет токов короткого замыкания выполним в именованной системе единиц. Мощность короткого замыкания на шинах 220 кВ центра питания составляет Sc=145.344



Рис.5 - Схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Сопротивления системы равно.

Xc=220*220/145.344=333.003 Ом.

Сопротивление работающих линий XL= 17.4/2=8.7 трансформаторов

XT= 158.7/2=79.35

Периодическая составляющая ТКЗ в точке

Ik1=220/(333.003+8.7)=0.644кА

В точке = 1.466кА

В точке= 26.173кА

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

=0.644 кА для точки ;

=11.495 кА для точки ;

Апериодическая составляющая ТКЗ к моменту расхождения контактов выключателя;

=1,41·0.644·

= 0.083кА

=1,41·11.495·= 2.188 кА

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей для =0,025 с для  =0,05 с.

Интеграл Джоуля

для

=0.644·0.644·(0,06+0,025)= 0.035к

для

=11.495·11.495·(0,1+0,05)= 19.82 к

Результаты расчета сведены в табл. 9

Таблица 9 - Результаты расчета

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 220 кВ()	0.644	1.466	0.644	0.083	0.035
Шины 10 кВ ()	11.495	26.173	11.495	2.188	19.82

3.5 Выбор высоковольтных электрических аппаратов РУ и токоведущих частей

Высоковольтные электрические аппараты выбираются по условию длительного режима роботы и проверяются по условиям коротких замыканий. При этом для аппаратов производятся:

выбор по напряжению;

выбор по нагреву при длительных токов;

проверка на электродинамическую стойкость;

проверка на термическую стойкость;

выбор по исполнению (для наружной или внутренней установки);

Выбору подлежат: выключатели на стороне высшего напряжения; вводные выключатели на стороне 10 кВ; секционные выключатели на стороне 10 кВ; выключатели отходящих линий 10 кВ; разъединители высшего напряжения; трансформаторы типа и напряжения 110 кВ и 10 кВ; ошиновка распределительных устройств 110 кВ и 10 кВ.

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо определить токи нормального и послеаварийного режима. Определение токов производится для случая установки на подстанции силового трансформатора. Рассчитанного согласно графику нагрузки подстанции.

Максимальный ток на внешней стороне.

=(1.4*40*1000)/(1.73*220)= 147.136А.

Ток в цепи вводных выключателей на стороне 10 кВ

=(1.4*40*1000)/(1.73*10*2)= 1618.497 А

На стороне высшего напряжения рекомендуется установка элегазовых выключателей типа S1-145-F3/4031. выбор выключателей приведен в таблице 3. Каталожные параметры выключателя взяты из [5].

Таблица 10 - Выбор выключателя на стороне 220 кВ

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	220 кВ	220 кВ
	147.136 А	2000 А
	0.644 кА	40 кА
	1.466 кА	102 кА
	0.644 кА	31,5 кА
	0.083 кА	15,99 кА
	0.035 кА2с	112 кА2с

Выбранный выключатель должен полностью удовлетворять условиям выбора. Выбираем ВВБ - 2200Б - 31,5/2000У1 (См. Рис. 6):

UНОМ=110 кВ,  IНОМ= 2000 А,  IНОМ.ОТКЛ.=31,5 кА,

IСКВ.Пр.=40 кА,  IСКВ=102 кА,   IТ=40 кА,

tоткл = 0,07 сек.  =36%.

Iа ном.= ·IНОМ.ОТКЛ./100=1,41·36·31,5/100=15,99 кА,

=402·0,07=112 кА2с.

На стороне низкого напряжения рекомендуется выбирать вакуумные выключатели.

t - Расчетное время расхождения контактов после начала КЗ. Для выключателей на высшей стороне t = 0,06 с, на низшей стороне t = 0,1 с.

В точке  кА

В точке  кА

ВВБМ -- воздушные выключатели с метал-лическими гасительными камерами. Выключатели имеют двухразрывные дуго-гасительные устройства одностороннего дутья. Камеры (резервуары) постоянно заполнены сжатым воздухом и находятся под высоким потенциалом. Напряжение подводится к ка-мерам через эпоксидные вводы, защищенные снаружи фарфоровыми покрышками.

Рис 6 -Выключатель серии ВВБ

Таблица 11 - Выбор выключателей в цепи трансформатора на стороне 10 кВ.

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	10 кВ	10 кВ
	1618.497 А	2000 А
	11.495 кА	40 кА
	26.173 кА	54,6 кА
	11.495 кА	40 кА
	2.188 кА	11,28 кА
	19.82 кА2с	17,92 кА2с

Выбираем ВВУ-10

tоткл = 0,07 сек.  =20%.

Iа ном.= ·IНОМ.ОТКЛ./100=1,41·20·40/100=11,28 кА,

=162·0,07=17,92 кА2с.

ВВУ -- воздушный выключатель усиленный по скорости   восстаналивающегося напряжения. Половина разрывов выключателей типа ВВУ-10 шунтирована низкоомными резисторами. При отключении оба главных разрыва камеры этого выключателя размыка-ются одновременно. После погасания дуги на разрыве, шунтированном резистором, другой разрыв отключает сопровождающий ток, огра-ниченный этим резистором.

Таблица 12 - Выбор секционного выключателя на стороне 10 кВ.

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	10 кВ	10 кВ
	1618.497 А	3150 А
	11.495 кА	120 кА
	26.173 кА	45 кА
	11.495 кА	45/20  кА
	2.188 кА
	19.82 кА2с	303,75 кА2с

Рекомендуется установку вакуумных выключателей типа VM 1S-10-40/3150-42 Выбираем МГГ - 10 - 3150 - 45У3.

Выключатели серии МГГ (выключатель масляный генераторный) -- маломасляные на большие номинальные токи, имеют два разрыва на полюс и два параллельных токоведущих контура: главный и дугогаситель-ный. При включенном положении выключате-ля оба контура работают параллельно, при этом преобладающая часть тока проходит че-рез главный контур, имеющий значительно меньшее сопротивление, чем дугогасительный. При отключении выключателя контакты глав-ного контура размыкаются раньше контактов дугогасительного.

Рис 7 - Выключатель МГГ - 10 - 3150 - 45У3.

Подвижные контакты главного и дугогасительного контуров каждого полюса выклю-чателя смонтированы на общей траверсе. Неподвижные контакты главного контура смонтированы на крышках баков, а неподвижные контакты дугогасительного контура (розеточные контакты) -- внутри этих баков. Полюсы выключателя устанавливаются на общей раме, внутри которой укреплены блок отключающих пружин, пружинные и масляные буферы. Дугогасительным устройством является камера продольно-поперечного дутья.

В таблице 13 приведен выбор разъединителей на стороне 110 кВ. разъединители необходимы с одним и двумя комплектами заземляющих ножей.

Таблица 13 - Выбор разъединителей 110 кВ.

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	220 кВ	110 кВ
	147.136 А	1000 А
	1.466 кА	80 кА
	0.035 кА2с	2977/992 кА2с

Рекомендуется принять к установке на стороне 110 кВ разъединители типа РНД31-110/1000 УХЛ1 и РНД 32-110/1000 УХЛ1

РНД (3) - 110/1000У

UНОМ=110 кВ,  IНОМ= 1000 А,  IСКВ.Пр.=80 кА,

IТr =31.5 кА, tТЕРr = 3 сек.

IТз =31.5 кА, tТЕРз = 1 сек.

()r=31,52·3=2977 кА2с.

()з=31,52·1=992 кА2с.

3.6 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 учётом подключения только измерительных приборов. В цепи силового трансформатора со стороны низшего напряжения амперметр, вольтметр, варметр, счётчики активной и реактивной энергии, на шинах 110 кВ - вольтметр с переключателем для измерения трёх межфазных напряжений, на секционном выключателе 10 кВ - амперметр, на отходящих линиях 10 кВ - амперметр, счётчики активной и реактивной энергии.

Таблица 14 - Расчёт вторичной нагрузки трансформатора тока.

			Нагрузка по фазам
Прибор	Тип	Класс	А	В	С
Амперметр	Э-335	1	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-350	1,5	0,5	--	0,5
Варметр	Д-345	1,5	0,5	--	0,5
Счётчик активной энергии	СА-3	1	2,5	--	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР-4	1,5	2,5	--	2,5
Суммарная нагрузка тока в цепи вилового тр-ра со стороны НН			6,5	0,5	6,5
Суммарная нагрузка тока в цепи секционн. выключат. на НН			0,5	0,5	0,5
Суммарная нагрузка тока в цепи силового тр-ра со стороны ВН			0,5	0,5	0,5
Суммарная нагрузка тока в цепи отходящей линии			0,5	0,5	0,5

Таблица 15 - Выбор трансформатора тока в цепи силового трансформатора на стороне высшего напряжения.

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	220 кВ	110
	147.136 А	50-600
	1.466 А	62-124
	0.035 А	162,5
	1,25 А	4

Для проверки по вторичной нагрузке определяем сопротивление приборов:

Zприб=

Zприб==0,02 Ом.

Тогда сопротивление измерительных проводов может быть:

Zпр=Zном-Zприб-ZK

где: Zном - номинальное сопротивление нагрузки, Ом;

Zприб - сопротивление приборов, Ом;

ZK - сопротивление контактов, Ом.

Zпр=4-0,02-0,1=3,88 Ом.

Сечение соединительных проводов по условиям механической прочности должно быть не менее 4 мм2 для алюминиевых жил. Сечение жил при длине кабеля l=160 м:

Zпр=

F==1,13 Ом.

Общее сопротивление токовой цепи:

ZН=Zприб+ZK+Zпр

ZН=0,02+0,1+1,13=1,25 Ом,

что меньше 4 Ом, допустимых при работе трансформатора в классе точности 1. Трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 соответствует условиям выбора.

Таблица 16 - Выбор трансформатора тока в цепи силового трансформатора на стороне низшего напряжения.

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	10кВ	10
	1618.497 А	2000
	26.173 А	--
	19.82 А	74,42
	1,25 А	4

Проверка по вторичной нагрузке выполняется аналогично. Выбран трансформатор ТШЛ-10К. Шинные трансформаторы тока изготавливают для номинальных напряжений до 20 кВ и токов до 24000 А. В качестве первичной обмотки используется проходная шина. Они могут быть выполнены класса 0,5. В качестве примера на рис 9.1 показан шинный трансформатор тока типа ТШЛ-20 (Ш-шинный, Л - литая изоляция).

Рис. 8 - Шинный трансформатор тока типа ТШЛ-20.

Магнитопроводы 1 и 2 со встроенными обмотками залиты эпоксидным компаундом и образуют  изоляционный блок 3. Блок соединён с основанием 4, имеющего приливы 5 для крепления трансформатора. Проходное окно с размером от 200х200 до 250х250 мм2 рассчитано на установку двух шин коробчатого сечения. Зажимы 6 вторичных обмоток расположены над блоком.

Таблица 17 - Выбор трансформатора тока на отходящей линии.

Условие выбора	Расчетные значения	Каталожные значения
	10кВ	10
	1618.497 А	5-200
	26.173 А	250
	19.82 А	74,42
	1,25 А	4

Принимаем к установке трансформатор тока ТЛП-10.

Трансформатор тока ТПЛ10-У3:

При токах, меньших 600 А, применяются многовитковые трансформаторы тока ТПЛ, у которых первичная обмотка 3 состоит из нескольких витков, количество которых определяется необходимой МДС

Рис. 9 - Трансформатор тока ТПЛ-10 с двумя магнитопроводами. 1 - магнитопровод; 2 - вторич-ная обмотка; 3 - первичная обмотка; 4 - вывод первичной обмотки; 5 - литой эпоксидный корпус

В качестве трансформаторов напряжения выбираем на стороне 110 кВ трансформаторы НКФ-110-58, на стороне 10 кВ - ЗНОЛ.06-10-У3. Их характеристики приведены в таблице 18.

Таблица 18 - Характеристики выбранных трансформаторов напряжения

Тип	Номинальное напряжение обмотки	Номинальная мощность, В·А, в классе точности	Максималь-ная мощность, В·А
	первичной, кВ	основной вторичной, В	дополни-тельной, В	0,2	0,5	1	3
ЗНОЛ.06	6/	100/	100:3    или 100	30	50	75	200	400
	10/			50	75	150	300	630
	15/			50	75	150	300	630
	20/			50	75	150	300	630
	24/			50	75	150	300	630
НКФ-110-58	110/	100/	100:3	--	400	600	1200	2000

Каскадные трансформаторы напряжения изготовляют только однофазные и для наружной установки. На рис. общий вид каскадного  трансформатора типа НКФ на напряжение 110кВ.

Активная часть трансформатора размещена в фарфоровом кожухе 1, укрепленном на тележке 2 (для облегчения транспортировки) и заполненном трансформаторным маслом. Кожух имеет металлическую головку 3, играющую роль расширителя.

Начало первичной обмотки  присоединено непосредственно к головке - расширителю, который имеет специальный зажим 4 для присоединения трансформатора к установке. Таким образом, отпадает необходимость в проходных изоляторах вводов. Конец первичной обмотки соединен с металлической заземленной тележкой. Для облегчения изоляции внутренних частей трансформатор выполняют в виде каскада из двух элементов. Средняя точка обмотки каждого элемента соеденена электрически с сердечником. Таким образом, изоляция внутренних частей рассчитана лишь на известную долю от полного номинального напряжения.

3.7 Выбор ошиновки распределительных устройств (РУ)

Ошиновку в РУ 110 кВ выполняют, как правило, сталеалюминевыми проводами марки АС. при этом сечение шин должно быть не меньше (по условиям коронирования). Выбор сечения осуществляется по длительно допустимому току. Mинимальное сечение, исходя из условия термической стойкости, определяется по формуле:

де для алюминия.

(0.035/0.09)=2.086 мм2

Сечение 2.086 подходит по термической устойчивости, по этому и для ошиновки ПС принимаем АС 70/11 [1].

Ошиновка закрытых РУ 10 кВ выполняется жесткими шинами. Выбор сечения также производится по допустимому току. Жесткие шины должны быть проверены на динамические действия токов КЗ и на возможность возникновения резонансных явлений. Указанные явления не возникают при КЗ, если собственная частота колебаний шины меньше 30 и больше 200 Гц. частота собственных колебаний для алюминиевых шин определяется по формуле

где  -длина пролета между изоляторами =1,5

- момент инерции поперечного сечения шины относительно оси,

перпендикулярной направлению изгибающей силы,

- поперечное сечение шины,

где  - толщина шины, см.- ширина шины, см.

Условием механической прочности шин является

;

74.628 Мпа<75 Мпа;

где  - расчетное механическое направление в материале шин, МПА.

= 75 МПА- допустимое механическое напряжение в материале шин для алюминиевого сплава ДДЗТТ.

Расчетное механическое напряжение определяется по формуле

- расстояние между фазами.

Таким образом выбранные алюминиевые шины прямоугольного сечения [0.0035х0.035] м, проверены на возможность возникновения резонансных явлений и на динамическую стойкость - и они удовлетворяют необходимые требования.

4. Расчет електромагнитных переходных процессов

Для расчета выбрана ПС-1 с понижающими автотрансформаторами АТДЦТН 125 000/220. Место корткого замыкания находится на обмотке высокого напряжения трансформатора. За базисную принимается ступень 220кВ.

Рис 11 - Схема замещения

Ом

Сопротивление нагрузок рассчитаем по формуле

, Ом

S- мощьность нагрузки,МВА

U-напряжение нагрузки, кВ



Найдем сопротивления участков линий:

, Ом

L- длинна участка, км

х0- удельное реактивное сопротивление (Ом/км)

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

, Ом

Сопротивление нагрузок нет надобности приводить к базисной ступени напряжения, все сопротивления нагрузок под напряжением 220кВ.

Найдем напряжение нагрузок по формуле:

 ,кВ

( кА )

Рис 12 - Преобразованная схема 1

Треугольник сопротивлений заменяется звездой:

Рис 13 - Преобразованная схема 2

Рис 14 - Упрощенная схема

Расчет суммарного сопротивления:

Найдем ток короткого замыкания

Ток в ветвях находим по формуле:

, кА

кА

Значит ток короткого замыкания на высшей стороне трансформатора

кА

5. Расчет релейной защиты ДЗТ-21 для ПС№1

5.1 Исходные данные

Произведём расчёт релейной защиты автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110, имеющего РПН на стороне СН в пределах ±12% номинального напряжения; питание одностороннее - со стороны высшего напряжения.

Для нахождения сопротивления системы прямой и нулевой последовательности для максимального и минимального режимов, приведенных к на стороне ВН подстанции, составим следующую схему замещения (Рисунок 15), трансформатор Т-2 мы не учитываем.

Рис. 15 - Схема замещения для РЗА трансформатора Т1

Сопротивление системы возьмем равным .

На подстанции установлены два одинаковых автотрансформатора. Питание подстанции осуществляется от двух источников по двум одноцепным линиям.



При составлении схем замещения для расчета дифференциальной защиты рассматривается режим раздельной работы автотрансформатора (Рисунок 5.2, а). Сопротивления обмоток автотрансформатора (в зависимости от положения переключателя РПН) определяются для минимального, среднего и максимального значений регулируемого напряжения. Предварительно из [4, 3, табл. П1.1] выбираются соответствующие напряжения данного типа автотрансформатора: ; ; ; ; ; ; , по которым находятся напряжения соответствующих обмоток в зависимости от положения переключателя РПН:



Результаты расчетов для других положений переключателя РПН и соответствующие им сопротивления приведены в таблице 19.

Таблица 19 - Напряжения короткого замыкания и сопротивления обмоток автотрансформатора мощностью 125 МВА

Обмотки автотрансформатора	Положение РПН	Напряжение короткого замыкания обмотки, %	Сопротивление обмотки, приведенное к Uср.ном=230кВ
Высшего напряжения	мин	14,8	62,6
	сред	11,5	48,6
	макс	8,85	37,4
Среднего напряжения	мин	4,1	17,3
	сред	-0,5	-2,1
	макс	-2,6	-11,0
Низшего напряжения	мин	16,2	68,5
	сред	19,5	82,5
	макс	22,15	93,7

Примечание. С целью упрощения расчетов сопротивления обмотки среднего напряжения во всех положениях РПН принимается равным нулю.

5.2 Определение расчётных токов К.З. для выбора уставок и проверки чувствительности защиты

Ток трехфазного КЗ на шинах среднего напряжения (точка К1, рисунок 16) в максимальном режиме

Ток трехфазного КЗ на шинах низкого напряжения в максимальном режиме (точка К2, рисунок 16, б)

Ток трехфазного КЗ на шинах низкого напряжения при двух параллельно работающих трансформаторах в максимальном режиме

Двухфазное КЗ на шинах низкого напряжения в минимальном режиме работы системы в крайних положениях (+РО, -РО) переключателя РПН (точка К4, рисунок 16, б)

Двухфазное КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном режиме работы системы и крайних положениях (+РО, -РО) переключателя РПН (точка К3, рисунок 16, б)

Однофазное КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном режиме работы системы и крайних положениях (+РО, -РО) переключателя РПН (точка К3, рисунок 16, б, в)

где

5.3 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты

Расчет выполняется для реле ДЗТ-21 в соответствии с методикой п.1.2.2 [3].

5.3.1 Определяем расчетные первичные и вторичные номинальные токи для всех сторон защищаемого автотрансформатора, соответствующие его проходной мощности.

где - коэффициент схемы соединения вторичных обмоток ТТ на стороне n объекта (при соединении обмоток в звезду ; при соединении обмоток в треугольник ); - коэффициент трансформации ТТ (при выборе коэффициента ТТ надо учитывать, чтобы вторичные номинальные токи существенно не превышали паспортные значения токов 5 А или 1 А).

5.3.2 Производим выбор параметров выравнивающих автотрансформаторов (), трансреактора () и промежуточных ТТ () цепи торможения. За основную сторону принята сторона основного питания 220 кВ.

Условия выбора ответвлений TL1 :

Таблица 20 - Выбор ответвлений TL1

Iотв.ном.TL , A	№ отв. к ТТ	№ отв. к ТАV	Iотв.ном.TAV ,A
3,41	1-7	1-9	5

Определим расчётные значения токов ответвлений автотрансформаторов тока TL для не основных сторон( 11 , 111 ).

Выбираем ответвления автотрансформаторов тока TL для не основных сторон (11, 111) (Таблица 5.3.2.2)

Условие выбора ответвлений:

Таблица 21 - Выбор ответвлений ТL11 и TL111.

Сторона	Iотв.ном.TL , A	№ отв. к ТТ	№ отв. к ТАV	Iотв.ном.TAV ,A
11	3,16	1-7	1-10	5
111	4,29	1-8	1-10	5

Выбираем автотрансформаторы тока АТ-31 со следующими коэффициентами трансформации:

Найдём расчётные токи ответвлений промежуточных трансформаторов тока ТА:

Выбираем номера ответвлений промежуточных трансформаторов тока ТА (Таблица 22)

Условие выбора ответвлений:

Таблица 22 - Выбор ответвлений ТА1,11,111.

Сторона	№ ответвлений	Iотв.торм.ном. , А	Iотв.торм.расч. , А
1	1	5	5,57
11	1	5	5,44
111	1	5	5,46

По схеме включения тормозных обмоток в плечах защиты выбираем относительный ток начала торможения:

Торможение осуществляется не от всех плеч защиты

Рис. 17 - Поясняющая схема включения токовых цепей дифференциальной защиты автотрансформатора с реле типа ДЗТ-21.

5.3.3 Определяем по (1.30) первичный тормозной ток, соответствующий началу торможения.

где , - коэффициенты токораспределения, соответственно для сторон I, II в рассматриваемом режиме.

Определяем по (1.31), (1.32) ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

- коэффициент учитывающий переходный режим;

- коэффициент однотипности ТТ;

- относительная полная погрешность ТТ;

- относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне n, принимается равной половине диапазона регулирования.

Определяем первичный минимальный ток срабатывания защиты (ее чувствительного органа) по следующим условиям:

Отстройка по (1.34) от расчетного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения

`

Отстройка по (1.35) от броска тока намагничивания

За расчетное принимается большее из полученных расчетных значений: .

Определяем по (1.36) относительный минимальный ток срабатывания реле (его чувствительного органа) при отсутствии торможения. За расчетную принимается сторона СН

Определяем по (1.32), (1.37) максимальный расчетный ток небаланса при внешнем трехфазном КЗ на стороне среднего напряжения (точка К1, рисунок 1.2)

Определяем по (1.38) коэффициент торможения защиты

где , , , - значения токов, полученных в таблице 4.2.2;

- относительный вторичный ток начала торможения, поскольку торможение осуществляется только от групп ТТ на приемных сторонах.

Определяем по (1.39), (1.32) первичный ток срабатывания отсечки по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ на шинах 110 кВ:

,

- коэффициент запаса по избирательности;

- относительный суммарный ток небаланса определяется по (1.32) при ; .

Определяем по (1.40) относительный расчетный ток срабатывания отсечки

Относительная уставка отсечки принимается равной 6, что соответствует току срабатывания отсечки .

Определяем по (1.41) коэффициент чувствительности защиты (ее чувствительного органа)

Расчет чувствительности защиты приведен в таблице 23

Таблица 23 - Расчет чувствительности защиты в минимальном режиме

Вид и место КЗ в защищаемой зоне	При	При
КЗ между двумя фазами на стороне НН АТ
КЗ между двумя фазами на стороне СН АТ
КЗ на землю одной фазы на стороне СН АТ

6. Уменьшение потерь в электрических системах

Около 70% электроэнергии, вырабатываемой на электростанциях, расходуется на промышленных предприятиях. Огромное значение имеют вопросы экономии электроэнергии как в промышленных установках так и электрических сетях.

6.1 Основные технологические потери в электрических сетях

При передаче электроэнергии от источников питания до приемников теряется 10-15% электроэнергии, отпущенной с шин электростанции; остальная часть расходуется (85-90% электроэнергии) расходуется приемниками.

Технологические потери в электрических сетях происходят за счет:

- потери в трансформаторах;

- потери в линиях электропередач ;

- потери в компенсирующих устройствах ( реакторах, синхронных компенсаторах, конденсаторных батареях );

- потери на корону в линиях электропередач;

- потери на собственные нужды.

6.2 Мероприятие по энергосбережению в электрических сетях

6.2.1 Уменьшение потерь в силовых трансформаторах

Потери электроэнергии в трансформаторах являются неизбежными, однако размер их должен быть доведен до возможного минимума путем правильного выбора мощности и числа силовых трансформаторов, а также рационального их режима работы. Следует стремиться к уменьшению потерь электроэнергии путем исключения холостых ходов трансформаторов при малых нагрузках.

Для ремонта и испытания оборудования в промышленности требуется электроэнергия, но в значительно меньшем количестве, чем в рабочие дни.

Включение всех цеховых трансформаторов вызывает большие нерациональные потери за счет потерь холостого хода трансформатора. Для устранения таких потерь рекомендуется проектировать новые схемы электроснабжения, предусматривая резервные связи (перемычки) на стороне низшего напряжения цеховых трансформаторов.

6.2.2 Экономия электроэнергии в линиях

Потери электроэнергии в линиях зависит от значений сопротивлений и тока, пропускаемого через линии. Сопротивление действующих линий может считаться постоянным. Отсюда следует, что для уменьшение потерь электроэнергии возможно путем уменьшения протекающего через них тока. Уменьшение значения тока можно при использовании в работе значительного количества резервных линий. При наличии параллельных линий желательно из соображений экономии электроэнергии держать их включенными параллельно.

6.2.3 Экономия электроэнергии в шинах

При питании мощных приемников электроэнергии ( электрические печи и пр.), как правело, применяют многополюсные шинопроводы. При стандартном расположению шин, потери в шинопроводе будут значительно больше, чем при специальном расположении шин. Это объясняется тем , что при стандартном расположении шин сильно сказывается «эффект близости», при котором резко возрастает индуктивное сопротивление шин и соответственно увеличивается реактивная составляющая тока, что приводит к увеличению общего тока и соответственно потерь мощности и энергии.

6.2.4 Экономия электроэнергии в трехфазных сетях напряжением до 1 кВ с несимметричной нагрузкой

При неравномерном распределении нагрузок по фазам трехфазной системы потери электроэнергии больше, чем при симметричной нагрузке.

Равномерность загрузки фаз должна быть обеспечена в первую очередь за счет правильного распределения однофазных и двухфазных нагрузок по фазам. Вторым мероприятием для уменьшения асимметрии в сетях напряжением до 1 кВ является установка нейтраллеров на вводах и заземление свинцовой оболочки кабеля.

Мероприятия по выравниванию нагрузки фаз целесообразно проводить в трансформаторах, загруженных более 30% номинальной мощности. В трансформаторах, загруженных менее чем 30% номинальной мощности, неравномерностью нагрузки можно пренебречь, так как нагрузочные потери незначительно превышают потери холостого хода.

Выводы

В процессе выполнения бакалаврской работы были достигнуты описанные во введении цели и решены поставленные задачи.

В разделе «Расчет электрической сети» найдены потоки мощностей в сети при трех случаях: нормальный режим работы и аварийный режим работы (при отключении линии Л А1) и при минимальном режиме работы. Найдены также падение мощностей в элементах сети. Рассмотрены величины напряжений в точках сети с учетом продольных и поперечных.

В разделе «Расчет электромагнитных переходных процессов» рассчитан ток симметричного короткого замыкания на шинах высшего напряжения рассматриваемой подстанции.

В разделе «Расчет электрической части станций и подстанций» выбрано основное оборудование подстанции: выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, основные силовые трансформаторы проверены по графику нагрузки подстанции, указан необходимый минимальный набор измерительных приборов для установки на подстанции.

В разделе «Расчет релейной защиты» произведены расчеты релейной защиты линии А1 :

- максимальной токовой защиты нулевой последовательности на землю для линий;

- комбинированной отсечкой по току и напряжению.

В разделе «Индивидуального задания» перечисленные основные причины потерь электроэнергии в электрических сетях и предложено ряд мероприятий по уменьшении электрических потерь таких как

- уменьшение потерь в силовых трансформаторах;

- экономия электроэнергии в линиях;

- экономия электроэнергии в шинах;

- экономия электроэнергии в трехфазных сетях напряжением до 1 кВ с несимметричной нагрузкой.

Учитывая сказанное можно сделать вывод, что все поставленные задачи решены в полной мере и работа удовлетворяет требованиям описанным в [3].

Список использованной литературы

1. «Довідник для курсового та дипломного проектування» С.С. Ананичева, А.Л. Мизин, С.Н. Шелюк, Єкатеренбург 2005 рік.

2. Ідельчик В.М. «Електричні системи і мережі: підручник для ВУЗів»

3. Методичні вказівки до курсового проекту по курсу: «Улектричні системи і мережі». Суми.: СумДУ 2005рік.

4. Методичні вказівки до виконання курсового проекту за курсом «Електрична частина станцій і підстанцій ».Укладачі: Д.В.Муриков, И.Л. Лебединський, П.А. Василега. - Суми: Видавництво Сумгу, 2006.- 38 с.

5. Околович М.И. Проектування електричних станцій.-М.: Энергоиздат, 1982.- 400 с.

6. Афанасьєв В. В. і ін. Трансформатори струму.-Л.: Енергія, 1980. - 344 с.

7. Димків А. М., Кибель В. М.,Тишенин Ю. В. Трансформатори напруги. М.: Енергія, 1975. 202 с.

8. Електротехнічний довідник (у трьох томах) за редакцією В.Г. Герасимова, П.Г. Грудинского, И.Н. Орлова й ін. - М.:Энергоиздат, 1981р.

9. Учебное пособие по курсу «Основи релейной защиты электрических систем»- Мариуполь 2001.

10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 - 500 кВ. Схемы М.: Энергоиздат, 1985.

11. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13В. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчеты. М.6 Энергоиздат, 1985.

12. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоиздат, 1986