528 ВКР Декабрь 2017

Наибольшее время будет tQ9 = 2 с. ТогдаtQB1 = tQ9 + Δt = 2 + 0,3 = 2,3 с.4. Находим значение коэффициента k: k = 2,3(0,339 – 0,236 · 1/4,5) = 0,65.Расчет МТЗ на выключателе Q3 -Q6Для защиты выключателей устанавливаем тот же терминал цифровой защиты БЭ2704 013.1. Ток срабатывания защиты:;.2. Время срабатывания МТЗ на выключателе Q5 согласовываем с временем срабатывания МТЗ на выключателе Q7:tQ3 = tQB1 + Δt = 2,3 + 0,3 = 2,6 с.3. Кратность тока.4. Находим значение коэффициента k: k = 2,3(0,339 – 0,236 · ¼,5) = 0,65.Расчет МТЗ на выключателе Q1 (Q2)1. Ток срабатывания защитыA.В данной формуле коэффициент 1,1 вводится с целью согласования по току МТЗ на выключателе Q1 с МТЗ на выключателе Q3. 2. МТЗ на выключателе Q1 согласовывается по времени с МТЗ на выключателе Q3: tQ1 = tQ3 + Δt = 2,6 + 0,3 = 2,9 с.3. Кратность тока= 1.57.4. Находим по формуле (3.7.2) коэффициент k:k = 2,9 (0,339 – 0,236·1/1.5) = 0,52.Защитавводов, секционныхвыключателей, кабельных и воздушныхлиний 10-35кВНа сборных шинах 10 кВ на секционном выключателе устанавливают токовую отсечку с выдержкой времени, выполненную в двухфазном исполнении для защиты от многофазных коротких замыканий.Проведем расчет дифзащиты трансформаторов.I. Выбор датчиков тока1. Датчики тока допускают перегрузку 116 %, связанную с работой РПН:In> 200.81,16=232,9 А;I’n>734,21,16=851,6 А,где In, I’n – первичные номинальные токи датчиков тока, установленных на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора Т1 (Т2). 2. Первичные токи датчиков должны находиться в пределах;Стандартные значенияIn=100 A, I’n=1000 A.3. Считая, что бросок тока намагничивания трансформатора Т1 (Т2) составляет 10IТ1 ном, получаем пиковые значения: А; кА.4. Находим предельные кратности этих токов по отношению к токам датчиков тока:;.Окончательно принимаем к установке датчики тока:- на стороне ВН: 100/1; 5Р20;- на стороне НН: 1000/1; 5Р20.Время срабатывания ТО на секционных выключателях, согласовываем с временем срабатывания на выключателях отходящих фидеров 10 кВ:tQс10 = tQф + Δt,с;(6,10)tQс10= 0,7 + 0,3 = 1 с.Расчет автоматического включения резерва (АВР).Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленного на секциях: ,кВ,(3.11)где номинальное напряжение на шинах вторичного напряжения, кВ..Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях шин: , (3.12)где минимальное значение вторичного напряжения в рабочем режиме, В. , (3.13)где номинальное вторичное напряжения ..Тогда напряжение срабатывания реле:.Время срабатывания АВР вычисляется путем срабатывания защиты на выключателях, установленных за главными понижающими трансформаторами :tАВР= tQ + Δt,с; (3.14)tАВР= = 1,3 + 0,3 = 1,6 с.Газоваязащита трансформатораГазовая защита, согласно [1], является основной защитой трансформаторов, установленных на ПС. Газовая защита используется от всех повреждений внутри бака трансформатора и в контакторных объемах РПН, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.Действие газовой защиты основано на использовании явления газообразования, т. к. образование газа является следствием разложения масла под действием электрической дуги при витковых замыканиях или при недопустимом нагреве стали магнитопровода, а также при многофазных КЗ в обмотках трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. В зависимости от этого защита действует или на сигнал или на отключение.Газовая защита трансформатора выполняется с использованием релетипа РГТ-80, а в качестве газовой защиты для отсека РПН – струйное реле РСТ-25.Газовое реле имеет два контакта, один из которых действует на сигнал, второй - на отключение выключателя. Сигнальный элемент реагирует на объем выделившегося внутри бака газа или на факт утечки масла. Отключающий элемент реагирует на скорость движения масла из бака в расширитель, т. е. на быстроту образования газа внутри бака, или на полное исчезновение масла.Струйное реле типа PCТ-25 применяется для защиты устройства РПН трансформатора. Струйное реле отличается от газового тем, что у него нет сигнального элемента, а имеется только отключающий.Газовое реле РГТ-80 и струйное реле РСТ-25 разработаны и выпускаются совместно ОАО «Фирма ОРГРЭС» и ОАО ВНИИР с 1996 года.Типы реле, диаметр проходного сечения, форма фланцев, а также уставки реле по скорости потока масла приведены в табл. 3.2.Таблица 3.2.Тип релеДиаметр проходного сечения, ммФорма фланцаУставка по скорости потока масла, м/сРГТ-8080Квадратный0,65;{1};1,5РСТ-2525круглый0,9;1,2;{1,5};2;2,5Цифроваяинтегрированнаязащита и автоматика распределительныхсетейНа проектируемой ПС 110/10 кВ применяются современные микропроцессорные цифровые устройства релейной защиты и автоматики фирмы ООО НПП ЭКРА г. Чебоксары с единым протоколом обмена данными, возможностью вывода данных о нормальном и аварийном режимах работы - «наверх».Данная микропроцессорная защита прекрасно зарекомендовала себя на российском рынке благодаря повышенной надежности, быстродействию, хорошо продуманному интерфейсу человек-машина и другим достоинствам. При проектировании релейной защиты ПС учитываются следующие особенности: - трансформатор установлен на трехтрансформаторной подстанции, питание трансформаторов осуществляется со стороны высшего напряжения; - на стороне высшего напряжения предусмотрена параллельная работа трансформаторов, нанизшего напряжения (10 кВ) - раздельная работа;- трансформаторы имеют встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РНП) в нейтрали высшего напряжения в пределах ± 12 % номинального напряжения.С учетом этого на силовых трансформаторах ТРДН-40000/110 подстанции 110/10 кВустанавливаются шкаф типа ШЭ 2607 152.Для каждого комплекта обеспечивается возможность задания восьми групп уставок.Аппаратно указанные выше функции комплекта А1 реализованы на базе микропроцессорного терминала БЭ2704 013 (БЭ2704 014), а комплекта А2 - на базе микропроцессорного терминала БЭ2704 022.Шкаф типа ШЭ2607 162 предназначен для защиты, автоматики вводов 6(10)-35 кВ и состоит из двух одинаковых комплектов c возможностью независимого обслуживания.Каждый комплект реализует функции АУВ, УРОВ, АПВ, АВР и содержит также трехступенчатую максимальную токовую защиту (МТЗ), защиту от неполнофазного режима (ЗНР), защиту от дуговых замыканий (ЗДЗ), логическую защиту шин (ЛЗШ), защиту минимального напряжения (ЗМН) и защиту от однофазных замыканий на землю (ЗОЗЗ).Аппаратно указанные выше функции реализованы на базе микропроцессорных терминалов БЭ2502А0303.Шкаф ШЭ2607 175 предназначен для защиты секций 6-35 кВ и управления секционным выключателем. Шкаф содержит трехступенчатую максимальную токовую защиту (МТЗ), защиту от дуговых замыканий (ЗДЗ), логическую защиту шин (ЛЗШ), устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ), автоматический включение резерва (АВР), автоматику управления выключателем (АУВ), защиту от несимметричных режимов работы (ЗНР). На стороне 10 кВ в КРУ устанавливаются терминалы типа БЭ2502 А02, БЭ2502 А04, БЭ2502 А01.Для защиты и автоматики вводов шкаф ШЭ 2607 162(описано выше). Реле максимального напряжения имеют уставки по напряжению, регулируемые в диапазоне от 6 до 24 В (в фазных величинах).Для обеспечения направленности МТЗ НН используется реле направления мощности (РНМ), которое работает по направлению мощности прямой последовательности. Величина уставок реле РНМ по току срабатывания (IСР.) составляет 0,1 А, а по напряжению срабатывания (UСР.) - 1 В.Уставка РНМ по углу максимальной чувствительности (МЧ) регулируется в пределах от 30 до 85 . Зона работы РНМ составляет от 160 до 180 .Средняя основная погрешность по углу максимальной чувствительности РНМ не превышает 10 %. Дополнительная погрешность по углу максимальной чувствительности РНМ от изменения температуры окружающего воздуха в рабочем диапазоне не превышает 5 % от среднего значения, определенного при температуре (20 5) С.Коэффициент возврата РНМ по току и напряжению не менее 0,8. Время срабатывания РНМ при одновременной подаче напряжения 3UСР и тока 3IСР не превышает 0,03 с. Время возврата РНМ при одновременном сбросе входных напряжения и тока от номинальных значений до 0 не превышает 0,05 с.3.2Регулирование напряжения и учет электроэнергииПроектируемым объектом является понизительная подстанция 110/10 кВ с тремя трансформаторами мощностью 40 МВА. Данные трансформаторы оборудованы встроенным устройством РПН. Диапазон регулирования напряжения на шинах НН 6,6±1,44 кВ с интервалом 0,16 кВ.На проектируемой подстанции применяются современные микропроцессорные защиты трансформаторов, выключателей, шин и других устройств на базе микропроцессорных устройств НПП «ЭКРА». Поэтому целесообразно выполнить автоматику проектируемой подстанции на микропроцессорных устройствах НПП «ЭКРА».В качестве автоматического регулирования коэффициентов трансформации трансформатор устанавливается терминал БЭ2502А0501 в составе шкафа 152, в качестве автоматической частотной разгрузки – терминал БЭ2502А11, в качестве автоматического включения резервного питания 10 кВ применяется терминал БЭ2502А02.3.3 Молниезащита и заземление ПСНа подстанции сопротивление контура заземления должно быть не более 0,5 Ом.Исходное данные для расчета:расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных заземлителей с учетом сезонного коэффициента - ОМ.М (влажный песок);расчетное удельное сопротивление грунта для Вертикальных заземлителей с учетом сезонного коэффициента – (супесь);длина соединительных полос внешнего контура ;ширина полосы ;глубина золожения .длина вертикальных заземлителей из угловой стали;ширина полки вертикальных заземлителей из угловой стали ;глубина золожения вертикального заземлителя, равная расстоянию от поверхности земли до середины заземлителя .Расчетное сопротивление горизонтальных заземлителей[17]:Коэффициент использования полос в контуре принимаем равным 0,2.Общее сопротивление сетки полос:Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей:Применяем заземлители из угловой стали 63x63x6 длинной 6 м.Сопротивление растеканию тока одного уголка:Необходимое количество зазаемлителей:,– коэффициент сопротивления вертикальных заземлителей.Принимаем количество заземлителей .Фактическое сопротивление заземлителей:.Сопротивление контура подстанции:, что удовлетворяет требованиям ПУЭ[4]Расчёт молниезащиты ТПГабаритные размеры одиночных молниеотводов определяются высотой конуса h0 и радиусом конуса на уровне земли r0 .Для объектов III уровня, надежность которых составляет 0,90, находим радиус конусаr0 =1,2 на уровне земли и высоту конуса h0=0,85 от земли.Для молниеотводов M1-M5 радиусы и высота зон защиты составит:Радиусы зон защиты молниеотводами на высоте hx, равной 5 м составят:Для молниеотводов М6-М8: Радиусы зон защиты молниеотводами на высоте hx, равной 5 м составят:Расстояние между молниеотводами 1 и 2 L1= 63 м. Предельно допустимое расстояние составит:Поскольку = 63 м < Lс = 77,5 м, провесов в зоне защиты по высоте не будет, hc=hо.Расстояние между молниеотводами M6-M8 L2= 45 м. Предельно допустимое расстояние составит:Lс2= 2,5· 19.35 = 48.4 м.В этом случае провесов зоны защиты также не будет, поскольку = 45 м < Lс2= 48.4 м.Результаты расчетов представлены в табл. 3.3.Таблица 3.3 – Расчет молнезащиты№высотамолниеотводов,мВысота расположенияЗоны молниеотводов,мзоны защиты молниеотводов, мho-0.85hro=1.2hна уровне hxl.2,3,4nhhx1hx2hx3hx4hoгогх1гх2гхЗгх413112953.526,3537,220,324,530,132,323112953.526,3537,220,324,530,132,333112953.526,3537,220,324,530,132,343112953.526,3537,220,324,530,132,353012953.525,53619,0523,328,931619,3512953.516,4423,226,310,516,218,3719,3512g53.516,4423,226,310,516,218,3819,3512953.516,4423,226,310,516,218,3Таким образом, принятые к установке молниеотводы удовлетворяют условиям проверки. Выбор ограничителей перенапряженийНа подстанциях ОПН должны быть обязательно установлены (рис. 3.4):- между токоведущими частями и землей перед силовыми трансформаторами;- в нейтралях силовых трансформаторов.Рисунок 3.4 – Места установки ОПН на подстанции 110 кВЗащита изоляции подстанции от грозовых перенапряженийВ 7-м издании ПУЭ [13] при защите подстанций от грозовых перенапряжений на ОПН распространена методика выбора вентильных разрядников. Ограничители перенапряжений для защиты подстанций от грозовых перенапряжений должны отвечать следующим требованиям [13]:1. Номинальное напряжение разрядникаUном. опн должно соответствовать номинальному напряжению сети Uном. сети.2. Расстояние до защищаемого объекта не должно превышать значения, указанные в ПУЭ. В ПУЭ приведены значения Lрвдля вентильных разрядников. При использовании ОПН вместо вентильных разрядников расстояние до силовых трансформаторов или другого электрооборудования (Lопн) определяется по формуле [1]:Lопн = Lрв * (Uисп – Uопн)/ (Uисп – Uрв)где Lрв - расстояние от разрядника до защищаемого оборудования, м;Uисп – испытательное напряжение защищаемого оборудования при полном грозовом импульсе, кВ;Uопн, Uрв – остающиеся напряжения на ОПН (РВ) при токе 5 кА.Наибольшие допустимые расстояния (Lрв) от вентильныхразрядников до защищаемого оборудования для подстанций с ВЛЭП приведены в ПУЭ.Рассчитаем Lопн для подстанции на 110 кВ, для этого находим по таблицам следующие данные:Испытательное напряжение грозовым импульсом трансформаторов на 110 кВUисп=480 кВ;Uрв = 335 кВ при токе 5 кА грозового импульса 8/20 мкс; Uопн=231 кВ при токе 5 кА грозового импульса 8/20 мкс. Из ПУЭ находим, что для подстанции, к которой подходят ЛЭП с негоризонтальным расположением проводов и имеющей подход 2 кмнаибольшее допустимое расстояние от вентильныхразрядников до трансформатора равно Lрв= 60 м (расстояние до остального оборудования 200 м).По формуле для трансформатора находим:Lопн = Lрв * (Uисп – Uопн)/ (Uисп – Uрв) =60*(480-231)/(480-335)=103 м.Следовательно, если расстояние между ОПН и трансформатором не превышает 103 м, то ОПН надежно защитит трансформатор от грозовых перенапряжений.Для типовых подстанций 30*48 м2 реальное расстояние гораздо меньше и все оборудование надежно защищено одним комплектом ОПН-110 кВ.4. Технико-Экономическое обоснованиеОсновной задачей технико-экономического сравнения вариантов является оптимальный выбор параметров СЭС. В нашем случае это вопрос выбора рационального напряжения питания от энергосистемы. Условием оптимальности параметров являются минимальные приведенные затраты, обеспечивающие требуемую мощность и высокое качество электроэнергии у потребителей. Так, под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат.Исходные данные:- длина линии: =10 км;- расчетная нагрузка на шинах высшего напряжения пункта приема электроэнергии:кВА;- стоимость электроэнергии: =4 руб./кВт·ч;- число часов использования максимума нагрузок: =6119;- сопротивление трансформатора: =1,98 Ом; (ТРДН-25000/110У1);- потери активной мощности на холостой ход: кВт (ТРДН-40000/110У1);- сопротивление линии: =0,4218 Ом; (АС-120мм2).- напряжение питания: =110 кВ;Для определения необходимо выбрать материал опор и определить район по гололеду. Примем, что линия 2х-цепная выполнена на железобетонных опорах на 110 кВ, а район по гололеду для заданного района проектирования – 2.Согласно укрупненным показателям стоимость сооружений линий за километр: АС-120 – 17,8 тыс. руб./км. Тогда капитальные вложения на сооружение линий:тыс. руб.Для расчета необходимо предварительно выбрать схемы ОРУ. Для ОРУ подстанций выбираем блока линия – трансформатор с выключателями (стоимость 36 тыс. руб.). В качестве стоимости трансформаторов принимаем расчетную стоимость (=84 тыс. руб. – трансформатор 40 МВА).Постоянная часть затрат на сооружение подстанции, 110/10 – 130 тыс. руб., тыс. руб., тыс. руб., тыс. руб., тыс. руб.Кроме капитальных вложений на сооружение сети необходимо рассчитать ежегодные издержки на эксплуатацию сети. Для линий суммарный коэффициент л=2,8, для подстанций – пс=9,4. тыс. руб., тыс. руб.Величина потерь мощности в линиях: кВт.Величина потерь мощности в трансформаторах: кВт.Время максимальных потерь равно:ч.Окончательно получаем: тыс. руб.Ежегодные эксплуатационные расходы:тыс. руб.Минимум приведенных затрат:тыс. руб.Результаты расчетов для напряжения 110 кВ сведены в таблице 4.1.Таблица 4.1 – Результаты расчетов приведенных затратU110207156680010667ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данном дипломном проекте была спроектирована система ЭС НПЗ 110/10кВ для электроснабжения Амурского НПЗ. При выполнении дипломного проекта был:Выполнен расчет электрических нагрузок и токов КЗпроектируемой ПС;Осуществлен выбор силовых трансформаторов, а также выбор коммутационного оборудования подстанцииВыполнен расчет технико-экономических показателей проекта оценка вопросов безопасности жизнидеятельности при проектировании и эксплуатации подстанции.В результате разработки электрической части дипломного проекта установлено, что для электрообеспечения нагрузок проектируемой ПС необходимо установить три трансформатора типа ТДН мощностью 40000кВА каждый. В работе были произведены основные расчёты по токам короткого замыкания., максимальным рабочим токам, расчёт относительных сопротивлений элементов цепи короткого замыкания произведён выбор основного силового оборудования- высоковольтных выключателей, разъединителей, гибких и жёстких шин, трансформаторов тока и напряжения, трансформаторов собственных нужд, ограничителей перенапряжения, шунтирующих реакторов, изоляторов, приборов учёта. Таким образом, в данном дипломном проекте были решены все поставленные задачи проектирования подстанции 110 кВ НПЗ.Выполнены мероприятия по электробезопасности объекта (расчёт молниезащиты и заземления подстанции).СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВФедеральный закон от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» // Собрание законодательства РФ.- 2009. - № 48. - Ст. 5711.Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 января 2013 г. - М. : КНОРУС, 2013. - 854 с.Рекомендации по техническому проектированию подстанции переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ СО 153-34.35.120-2006. Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.06 № 187, приказом ОАО «Институт Энергопроект» от 03.07.06 № 18 эсп. – М.: Изд-во стандартов, 2006.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие/. – 5-е изд. -СПб.: БХВ-Петербург, 2013.Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования : РД 153-34.0-20.527 98 / под ред. Б. Н. Неклепаева. - Введ. 1998-03-23. - М. : ЭНАС, 2002. - 152 с.Эрнст А. Д. Расчет токов короткого замыкания в электрических системах: Учеб. пособие.—Нижневартовск: Изд-во НГГУ, 2012. —86 с.Оборудование и электротехнические устройства систем электроснабжения: справочник / под общ.ред. В. Л. Вязигина, В. Н. Горюнова, В. К. Грунина (гл. редактор). - Омск : Редакция Ом.науч. вестника, 2006. - 268 с.Справочник по проектированию электрических сетей под редакцией Д.Л. Файбисовича, М.: Изд-во НЦ ЭНАС, издание 4-е, переработанное и дополненное. 2012Производство электроэнергиии. Учебное пособие. С.С. Петрова, О.А. Васильева. 2012Грунин, В. К. Основы электроснабжения объектов. Проектирование систем электроснабжения: конспект лекций / В. К. Грунин. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2007. - 68 с.Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В., «Электрооборудование электрических станций и подстанций», 5-е издание, М.: 2008.Рожковa Л.Д. Элeктрооборудовaниeстaнций и подстaнций: учeб. / Л.Д. Рожковa, В.С. Козулин - М.: Энeргоaтомиздaт, 2006. - 648с.Озерский В.М. Расчеты электроснабжения промышленных объектов напряжением до 1000 В: Учеб.пособие /В.М. Озерский, И.М. Хусаинов, И.И. Артюхов. Саратов: СГТУ, 2010. - 74 с.ГОСТ 14.209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки [Электронный ресурс]. - Введ. 1985-07-01. - М.: Стандартинформ, 2009. - 38 с. - Режим доступа: http://docs.nevacert.ru/files/gost/gost_14209-1985.pdf.Защитное заземление электроустановок: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / НГТУ; Сост.: Т.М.Щеголькова, Е.И.Татаров и др. Н.Новгород, 2011. – 19с.Проектирование систем электроснабжения промышленных объектов : учеб.пособие / В. В. Барсков [и др.] ; ОмГТУ. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2003. 90 с.Расчет электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования систем электроснабжения объектов : учеб.пособие / В. К. Грунин [и др.] ; под ред. В. К. Грунина ; ОмГТУ. - 2-е изд., испр. и доп. - Омск : Изд-во ОмГТУ, - 141 с.Грунин, В. К. Основы электроснабжения объектов. Расчет электрических нагрузок: конспект лекций / В. К. Грунин. - Омск : Изд-во ОмГТУ, - 72 с.Грунин, В. К. Основы электроснабжения объектов. Проектирование систем электроснабжения: конспект лекций / В. К. Грунин. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2007. - 68 с.