8.5 Выбор трансформатора напряжения

Для выработки сигналоизмерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58У1.

8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6,3 кВ.

На 1 секции 5 потребителей

А

Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000

Uном=6 кВ, Iном=1000 А.

Iном. откл= 20кА.

Iтор/I кр=40/4 кА.

iдин=128 кА.

Iдин=40 кА.

tсв=0,075 cек.

Цена=190 тыс.руб

На 2 секции 5 потребителей

Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000

Uном=6 кВ, Iном=1000А.

Iном. откл= 20кА.

Iтор/I кр=40/4 кА.

iдин=128 кА.

Iдин=40 кА.

tсв=0,075 cек.

Цена=190 тыс.руб

8.7. Выбор выключателей на отходящих линиях

Параметры трансформаторов цеховых ТП (ТМЗ -1000/10):

Sном=1000 кВА. Uk=5,5% , ΔPx=2,45 кВт. U=6.3 кВ. Цена=1000 тыс.руб

Выбираю ВВЭ – 6 – 20/630

Uном=6 кВ, Iном=630А.

Iном. откл= 20кА.

Цена=190 тыс. руб

Выключатель нагрузки ВНПу – 6/400 – 10У3

Цена=50 тыс. руб

9 Расчет основных технико – экономических показателей спроектированной сети

В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудование, необходимое для сооружения и эксплуатации сети.

Капиталовложения на сооружение спроектированной сети:

КS=Ккл+Квыкл+Ктп+Кгпп+Кбк                                                            (9.1)

Ккл=К0∙L ,                                                                                       (9.2)

где К0 – укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии.

Ккл=330 тыс.руб.

Квыкл – капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями.

Ктп – стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат.

КГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ.

Кбк – стоимость конденсаторных батарей.

Ккл – капиталовложения на сооружения линии.

Капиталовложения для схемы 1:

КВЫКЛ б=3∙190=570 тыс.руб.

КВЫКЛ в=10∙190=1900 тыс.руб.

Ктп=8∙1000=8000 тыс. руб.

Трансформаторная подстанция 110/6 кВ выполнена по схеме мостик с разъединителями в перемычке и в цепях трансформаторов,Кору=2000 тыс.руб,

Ктр=8000 тыс.руб. , Кпост=3500 тыс.руб.

Кгпп=Кору+Ктр+Кпост                                                                                                                         (9.3)

Кгпп=2000+2∙8000+3500=21500 тыс.руб.

К∑=33200 тыс.руб

Эксплуатационные издержки

aвк=0,028   aкл=0,063            aпст=0,094           aтп=0,104

Икл= aкл∙Ккл                                                                                                                                                            (9.4)

Икл=0,063∙330=20,8тыс.руб./год.

Игпп=aпст∙(Кгпп+Квыкл)                                                                      (9.5)

Игпп=0,094∙(21500+570+1900)=2253 тыс.руб./год.

Итп=aтп∙(Кгпп+Квыкл)

Итп=0,104∙(21500+570)=2295,3 тыс.руб./год.

Иå=Икл+Игпп+Итп                                                                                                                               (9.6)

Иå=20,8+2253,3+2295=4569,1 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑

∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Рх=к∙∆Рхтр1+к∙∆Рхтр2,                                                                    (9.7)

где: к – количество трансформаторов.

∆Рхтр1 и ∆Рхтр2 – потери х.х. трансформаторов 1000 кВА и 10000 кВА.

∆Рх=8∙2,45+2∙10=39,6 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рн∑=633,55-39,6=593,4 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч

∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод                                                                     (9.8)

∆WΣ=593,4∙3200+39,6∙8760=536776 Вт ч / год.

∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т                                                                   (9.9)

З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.

Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

ИΣпп=ИΣ+Ипот                                                                                  (9.10)

ИΣпп=316,73+55,64=372,37 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=ИΣпп / ∆WΣ

 коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки для схемы 2:

Икл=817,15∙0,063=51,48 тыс.руб./год.

Игпп=0,094∙(460+57+437)=89,676 тыс.руб./год.

Итп=0,104∙(1073+315)=144,35 тыс.руб./год.

Иå=51,48+89,676+144,35=285,5 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑

∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Рх=37∙2,45+2∙25=140,65 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рн∑=633,55-140,65=492,85 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч.

∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод                                                                     (9.11)

∆WΣ=492,85∙3200+140,65∙8760=2809214 Вт ч / год.

∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т                                                                   (9.12)

З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.

Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

ИΣпп=ИΣ+Ипот                                                                                  (9.13)

ИΣпп=285,5+55,64=341,146 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=ИΣпп / ∆WΣ

 коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки схемы 2 на 9% выгодней схемы 1

Суммарные потери активной мощности и энергии составляют:

ΔР`Σ=2,56 % , ΔW`Σ=2,42 %

Таблица 9.3 – Основные показатели спроектированной сети

10 Релейная защита и автоматика

Защита трансформаторов.

Повреждения и ненормальные режимы работы:

Виды повреждений. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора (трехфазного) и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов; повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и "пожару стали". Опыт показывает, что КЗ на выводах и витковые замыкания в обмотках происходят наиболее часто. Междуфазные повреждения внутри трансформаторов возникают значительно реже. В трехфазных трансформаторах они хотя и не исключены, но маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции. В трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между обмотками фаз практически невозможны.

При витковых замыканиях токи, идущие к местам повреждения от источников питания, могут быть небольшими. Чем меньше число замкнувшихся витков wa, тем меньше будет ток, приходящий из сети.

Виды ненормальных режимов. Наиболее частым ненормальным режимом работы трансформаторов является появление в них сверхтоков, т. е. токов, превышающих номинальный ток обмоток трансформатора. Сверхтоки в трансформаторе возникают при внешних КЗ, качаниях и перегрузках. Последние возникло вследствие самозапуска электродвигателей, увеличения нагрузки в результате отключения параллельно работающего трансформатора, автоматического подключения нагрузки при действии АВР и т. п.

Внешние КЗ. При внешнем КЗ, вызванном повреждением на шинах трансформатора или не отключившимся повреждением на отходящем от шин присоединении, по трансформатору проходят токи КЗ JK > /Ном> которые нагревают его обмотки сверх допустимого значения, что может привести к повреждению трансформатора. В связи с этим трансформаторы должны иметь РЗ от внешних КЗ, отключающую трансформатор.

Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи МТЗ, МТЗ с блокировкой минимального напряжения, дистанционной РЗ, токовых РЗ нулевой и обратной последовательностей. В зону действия РЗ от внешних КЗ должны входить шины подстанций (I участок) и присоединения, отходящие от этих шин (II участок). Эти РЗ являются также резервными от повреждений в трансформаторе.

Перегрузка. Время действия РЗ от перегрузки определяется только нагревом изоляции обмоток. Масляные трансформаторы допускают длительную перегрузку на 5%. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка в следующих пределах:

Кратность перегрузки............ ……….. 1,3 1,6 1,75 2 3

Допустимое время перегрузки, мин . . 120 45 20 10 1,5

Из этих данных видно, что перегрузку порядка (1,5-2)Iном можно допускать в течение значительного времени, измеряемого десятками минут. Наиболее часто возникают кратковременные, само ликвидирующиеся перегрузки, неопасные для трансформатора ввиду их непродолжительности, например перегрузки, вызванные самозапуском электродвигателей или толчкообразной нагрузкой (электропоезда, подъемники и т. п.). Отключения трансформатора при таких перегрузках не требуется. Более длительные перегрузки, вызванные, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, отключением параллельно работающего трансформатора и др., могут быть ликвидированы обслуживающим персоналом, который располагает для этого достаточным временем. На подстанциях без дежурного персонала ликвидация длительной перегрузки должна производиться автоматически от РЗ отключением менее ответственных потребителей или перегрузившегося

Таким образом, РЗ трансформатора от перегрузки должна действовать на отключение только в том случае, когда перегрузка не может быть устранена персоналом или автоматически.

Токовая отсечка:

Токовая отсечка - простая быстродействующая РЗ от повреждений в трансформаторе. Зона действия отсечки ограничена, она не действует при витковых замыканиях и замыканиях на землю в обмотке, работающей на сеть с малым током замыкания на землю.

Газовая защита трансформаторов:

Принцип действия и устройство газового реле. Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Повреждения трансформатора, возникающие внутри его кожуха, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель , который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой. При интенсивном газообразовании, имеющем место при значительных повреждениях, бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого масло в кожухе трансформатора приходит в движение, перемещаясь в сторону расширителя.

Таким образом, образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора.

Особенности защиты трансформаторов, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения:

Основные принципы выполнения РЗ на ЛЭП с ответвлениями, трансформаторы которых подключены к ЛЭП без выключателей. Широкое распространение получили схемы с короткозамыкателями и отделителями. При этом важной частью РЗ трансформаторов является схема действия на короткозамыкатель и отделитель.

Действие РЗ на короткозамыкатель и отделитель должно происходить в определенной последовательности, обеспечивающей работу отделителя в бес токовую паузу АПВ ЛЭП, т. е. в тот момент, когда по отделителю не проходит ток. Схема управления отделителя выполняется таким образом, чтобы импульс на его отключение подавался после срабатывания короткозамыкателя при условии, что питающая ЛЭП отключилась, и ток КЗ прекратился.

10.1Защита кабельных линий и цеховых трансформаторов

Защита трансформатора с низшей стороны напряжения.

Для защиты трансформатора с низшей стороны используется расцепитель автоматического выключателя типа ВА.

Номинальный ток расцепителя выбирается по следующему условию:

Iрц.ном.≥ Котс ∙Iраб.max,                                                                          (10.1)

где : Iраб.max - максимальный рабочий ток.

Котс – коэффициент отстройки (для выключателей типа ВА равен 1.1).

Наибольший расчетный ток нагрузки, длительно протекающий по защищаемому элементу определяется по следующему выражению:

Iраб.max=                                                                            (10.2)

 A.

Тогда номинальный ток расцепителя будет следующим:

Iр.ц.ном. ≥ 1,1∙2020,7=2222,8 А

Для полупроводникового расцепителя селективного автоматического выключателя ВА 75-45 ( Iа ном=2500 А ) ближайшее устанавливаемое значение номинального тока Iрц.ном.=2500 А

Первая ступень защиты – токовая отсечка без выдержки времени. Уставка тока срабатывания первой ступени у полупроводникового расцепителя автоматического выключателя ВА75-45 не регулируется и зависит от его номинального тока. Для ВА75-45 он равен 40 кА. Токовая отсечка данного расцепителя чувствительна к повреждениям со стороны низшего напряжения трансформатора, так как значение тока трехфазного КЗ I(3)KB=17,64кА

Вторая ступень – токовая отсечка с выдержкой времени. Для исключения срабатывания второй ступени защиты при кратковременных перегрузках необходимо выполнить условие:

IIIс.з.=КIIотс. ∙Iпер                                                                                                                                      (10.3)

При наличий УАВР учитывается режим кратковременной перегрузки после АВР, когда потребители второго трансформатора цеховой трансформаторной подстанций подключаются через секционный выключатель к защищаемому трансформатору:

Iпер.=К∙IP1+Kсзп∙IP2                                                                          (10.4)

где: К – коэффициент, учитывающий некоторое значения тока электродвигателей секции 1 при снижений напряжения на секции вследствие подключения к ней само запускающихся электродвигателей секции 2.

Kсзп – коэффициент самозапуска электродвигателей секции 2.

Расчет:

Iр1=Iр2=А

Iпер.=1,2∙1010,4+2,5∙1010,4=3738,48 А

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10