Горизонтальный участок характеристики срабатывания позволяет обеспечить чувствительность ДЗТ при малых токах КЗ. Коэффициент торможения влияет на устойчивость ДЗТ при внешних КЗ. Он равен отношению приращения дифференциального тока к приращению тормозного тока в условиях срабатывания. Ток торможения блокировки определяет переключение характеристики срабатывания ДЗТ с наклонного участка на вертикальный: если оба тока и превышают значение тока торможения блокировки, то это означает появление внешнего КЗ с большим сквозным током. В этом режиме ДЗТ блокируется. Дифференциальная отсечка обеспечивает быстрое отключение трансформатора при внутренних КЗ. Уставка срабатывания дифференциальной отсечки должна быть отстроена по величине от броска намагничивающего тока. Рисунок 6.2 — Характеристика срабатывания ДЗТ 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.
7.Регулирование напряжения.
Показатели качества электрической энергии нормируются ГОСТ 13 109–97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения"[17]. Согласно этому стандарту уровни напряжения должны находиться в пределах 5% от номинального. Если уровень не соответствует ГОСТ, необходимо использовать средства регулирования напряжения. На ГПП регулирование напряжения осуществляется под нагрузкой (РПН) в пределах 16 (9 ступеней по 1,78). Для расчета задаем уровни или отклонения напряжения в точке 1 раздела сетей подстанции и энергосистемы: — в период максимума нагрузки. — в период минимума нагрузки. Целью расчета является определение отклонений напряжения в период максимума нагрузки и минимума нагрузки на шинах 0,4 кВ всех трансформаторных подстанций завода. Они определяются по следующим выражениям:(7.1)(7.2)где — потери напряжения в трансформатре ГПП в период максимума и минимума нагрузок, %[12]; 7.1 Расчёт уровней напряжения в период максимальних нагрузок.
Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме максимальных нагрузок определяются по выражению:(7.3)где — активная и реактивная расчетная нагрузка трансформатора, кВт и кВар;
и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом. Активное сопротивление трансформатора ГПП:(7.4)где — мощность короткого замыкания трансформатора, кВт; - номинальноенапряжение трансформатора, кВ; - номинальнаямощность трансформатора, кВА. Индуктивное сопротивление трансформатора ГПП: (7.5)где — напряжение короткого замыкания трансформатора, %; - коэффициентрасщепления. Активное сопротивление трансформатора ГПП: Индуктивное сопротивление трансформатора ГПП:.Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме максимальных нагрузок:
где ;.Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН. До доведения напряжения до допустимого уровня ставим регулятор РПН на третью ступень, что даёт нам добавку 7.2 Расчёт уровней напряжения в период минимальных нагрузок.
Уровень напряжения в период минимума нагрузки вычисляется аналогично. Минимальную нагрузку принимаем равной 25% от максимальной. Потери напряжения в трансформаторах ГПП и ТП в режиме минимальных нагрузок определяются по выражению:(7.6)Потеря напряжения в трансформаторе ГПП в режиме минимальных нагрузок:
Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН. До доведения напряжения до допустимого уровня ставим регулятор РПН на шестую ступень, что даёт нам добавку .
7.3 Автоматика понизительной подстанции напряжением 110/10 кв.
Проектируемым 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.
8.Молниезащита и заземление ПС8.1 Расчёт защитного заземления ТПНа 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 63×63×6 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]8.2 Расчёт молниезащиты.
ТПЗащита от прямых ударов молнии предусматривается для всех ОРУ и открытых подстанций напряжением 20−500 кВ[18]. Защита ОРУ 110 кВ осуществляется молниеотводами, отдельностоящими и установленными на порталах. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии и токоотводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю. Защита зданий ОПУ, имеющих металлическое покрытие кровли, выполняется заземлением этих покрытий. На расстоянии 3 м от стойки с молниеотводом установлены два вертикальных электрода заземления длиной 5 м.
Отдельно стоящие молниеотводы имеют собственные заземлители[18]. Защита подстанции от волн перенапряжений, набегающих с линий электропередачи, осуществляется ограничителями перенапряжения ОПН-110УХЛ1.Защита ОРУ подстанции осуществляется молниеотводами установленными на порталах РУ-110 кВ и отдельно стоящими стержневыми молниеотводами, установленными на мачты освещения. Всего установлено 8 молниеотвода. Необходимо проверить будут ли принятые к установке молниеотводы защищать оборудование подстанции. Молнеотводы, установленные на портале (M6-M8) имеют высоту h =19.35 метров, расстояние между ними L=45 м. Молнеотводы установленные на мачтах освещения (М1-М5) имеют высоту h =31 метров, а расстояние между ними L=63 м. Высота защищаемых объектов =6 м. Габаритные 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-M8L2= 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. 8.
1.Таблица 8.1 — Расчет молнезащиты№высотамолниеотводов, мВысота расположения.
Зоны молниеотводов, мзоны защиты молниеотводов, мho-0.85hro=1.2hна уровне hxl.2,3,4nhhx1hx2hx3hx4hoгогх1гх2гх.
Згх413 112 953.
526,3537,220,324,530,132,323 112 953.
526,3537,220,324,530,132,333 112 953.
526,3537,220,324,530,132,343 112 953.
526,3537,220,324,530,132,353 012 953.
525,53 619,0523,328,931 619,3512953.
516,4423,226,310,516,218,3719,3512g53.516,4423,226,310,516,218,3819,3 512 953.
516,4423,226,310,516,218,3Таким образом, принятые к установке молниеотводы удовлетворяют условиям проверки. 9Учёт электрической энергии.
Система учета и измерений вычисляется схемой электроснабжения подстанции, характером присоединенных потребителей и схемой коммутации[13]. Система учета должна давать возможность:
определения количества энергии, полученной от энергосистемы;
установления, уточнения и контроля удельных норм расхода электроэнергии на единицу продукции;
контроля потребления и выработки реактивной мощности по всему району ЖД в целом и по отдельным потребителям. Учет электроэнергии делится на коммерческий и технический. Первый служит для расчета с энергоснабжающей организацией, второй — для осуществления хозрасчета и контроля расходования электроэнергии внутри предприятия. Счетчики для расчета энергоснабжающей организации с потребителями устанавливаются на границе раздела сети организации и потребителя. Для учёта электроэнергии принимаем счётчики — ПСЧ-3ТА и ПСЧ-4ТА.Контрольный учет реактивной энергии осуществляется на всех компенсирующих устройствах (конденсаторных батареях). Учет потребляемой реактивной энергии производится на всех линиях к ТП. Все линии напряжением до 1000 В и выше на ТП, ПС снабжены амперметрами. Для контроля напряжения на всех секциях сборных шин устанавливаются вольтметры. В ПС вольтметры устанавливаются только на шинах вторичного напряжения. Ваттметры устанавливаются на выходе трансформаторов ПС для контроля нагрузки района в целом. Все контрольно-измерительные приборы подстанции приведены в таблице 9.2Таблица 9.2 — Контрольно-измерительные приборы на подстанции9.
1. Цели создания системы автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ)Функции АСКУЭПередача измеряемых параметров на сервер сбора. Обеспечение финансовых расчетов между электроснабжающей организацией и потребителем. Обеспечение оперативного контроля и анализа режимов потребления электроэнергии и мощности. Исключение хищения электроэнергии.
9.2. Место установки счетчика. Выбор технических средств.
Структура АСКУЭСтруктурная схема АСКУЭ приведена на Рисунок 9.
1.АСКУЭ состоит из следующих компонентов:
измерительный компонент — информационно-измерительный комплекс (ИИК) точек измерений электроэнергии;
вычислительный компонент — информационно-вычислительный комплекс (ИВК);связующий компонент — технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналы связи;
Рисунок 9.1 — Структурная схема АСКУЭСчетчики электроэнергии A1802RALQ-Р4GB-DW-4Расшифровка обозначения счетчика:
А18 — счетчик Альфа А1800;02 — класс точности 0,2S;R — измерение активной, реактивной, полной энергии и максимальной мощности в многотарифном режиме;A — двунаправленные измерения;L — ведение графиков нагрузки по энергии и параметрам сети;Q — измерение параметров сети с нормированной погрешностью;P4 — количество импульсных каналов — 4;G — основной цифровой порт с интерфейсами RS-485 и RS-232;B — дополнительный цифровой порт с интерфейсом RS-485;D — подсветка дисплея;W — дополнительное питание;
4 — трехэлементный счетчик (четырехпроводная линия).Технические параметры и метрологические характеристики счётчиков A1802RALQ-Р4GB-DW-4 соответствуют требованиям [20], [21]. Счетчики обеспечивают реверсивный учёт для ИИК, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте была спроектирована подстанцияподстанция.
ПС НПЗ 110/10 кВ для электроснабжения Амурского НПЗ. При выполнении дипломного проекта был: Выполнен расчет электрических нагрузок и токов КЗ проектируемой ПС;Осуществлен выбор силовых трансформаторов, а также выбор коммутационного оборудования подстанции.
Выполнен 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 40 000 кВА 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 оборудованиявысоковольтных 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 ИСТОЧНИКОВ
Федеральный 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.
Приказ Министерства энергетики РФ от 23.
06.2015 № 380 «О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии» [Электронный ресурс]. — Введ. 2015;07−22.-7 с. Режим доступа:
http://docs.cntd.ru/document/420 285 270.
Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35 ФЗ «Об электроэнергетике» с последующими изменениями // Собрание законодательства РФ. — 2003. — № 13. — Ст. 1178.
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.
Производство электроэнергиии. Учебное пособие. С. С. Петрова, О. А. Васильева. 2012.
Грунин, 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_14 209−1985.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. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, строений и производственных коммуникаций. СО 153−343.
21.122−2003.
Андреев, В. А. Релейная защита систем электроснабжения: учеб.
для вузов по специальности &# 171;Электроснабжение" направления подгот. &# 171;Элек-троэнергетика" / В. А.
Андреев. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Высш.
шк., 2006. 639 с.
