ДПИ. Электроэнергетика отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям
 Скачать 465.74 Kb.
|
|
2.4 Выбор трансформатора собственных нужд ТСН необходим: для питания цепей управления, приводов выключателей, стоек связей телемеханики, освещения, двигателей обдува трансформаторов, схем РПН. В проектах допускается выбор мощности ТСН по формуле :   Выбираем трансформатор ТМ – 25/10У1, т.к. он удовлетворяет всем нашим требованиям. 2.5 Выбор предохранителей Выбранный ТСН со стороны 10 кВ защищается предохранителями типа ПКТ на стороне высшего напряжения трансформатора, определенный в соответствии с ГОСТ – 11677 – 85 по условиям термической стойкости трансформатора при коротком замыкании на выводах низшего напряжения. Максимально возможный ток вставки должен быть не меньше номинального тока трансформатора. Уточнение тока вставки производится с учетом условий защиты от перегрузки, отстройки от пусковых токов, а также по соображениям селективности смежных защит. В частности, при наличии предохранителей с обеих сторон трансформатора желательно иметь кратность номинального тока предохранителя на стороне высшего напряжения относительно номинального тока предохранителя на стороне низшего напряжения не менее двукратной. Верхний предел мощности трансформаторов, для которых подбирались предохранители, ограничен необходимостью выполнения дифференциальной защиты, а также номенклатурой предохранителей типа ПКТ. Исходя из выше сказанного по каталогу для ТМ – 25 / 10У1 выбираем ПКТ с плавкой вставкой 5А. 2.6 Сборные шины Шины и шинопроводы распределительных устройств применяются в основном, медные или алюминиевые. Стальные шины находят ограниченное применение вследствие больших потерь от перемагничивания и вихревых токов. На малые и средние номинальные токи (до 3000 - 4000 А) при напряжении до 20 кВ в основном применяются шины прямоугольного сечения. При напряжении 35 кВ и выше применяются голые медные или сталеалюминиевые многопроволочные провода. Шины и шинопроводы на токи до 5000 А выбираются по условиям длительного нагрева номинальным током, приведенным в таблицах с последующей проверкой их на термическую и динамическую устойчивость при коротких замыканиях. Для шин 35 кВ выбираю по тем же самым условиям, что выбирали питающие линии ВЛ – 35: по длительно-допустимому току, по экономической плотности тока, по потерям, следовательно, по моим расчётам мы принимаем провод АС – 95 Сборные шины на 10 кВ выбираются по следующим условиям: 1) максимальный рабочий ток шин определяют по формуле   (2.54)По полученному току выбираем для шинопровода на 10 кВ комплект сборных шин с сечением 0,00044 м2(45мм2) и размерами 40×4 мм. 2) проверяем по экономической плотности тока  (2.54)где Imax - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;  Вывод: выбранный для шинопровода на 10 кВ комплект сборных шин с сечением 1,59мм2 и размерами 40×4 мм н удовлетворяет условиям по экономической плотности тока. 3) выбранные шины проверяем на механическую прочность по формуле  , ПА (2.52)где F= максимальное усилие; w=0,167*b*h2 – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия, м3 (см. таблица 11.10 стр.626 [Л1]). w=0,042*0,004*0,167=0,00000107 м3  , (2.55) где l – расстояние между осами изоляторов вдоль фазы, м; a – расстояние между осями шин смежных фаз, м; iуд– ударный ток трехфазного короткого замыкания, А;  σдоп для алюминия марки АТ=70МПа,[Л1]. Вывод: σрасч=0,00022МПа≤σдоп=70МПа, выбранные шины (алюминий АТ) по механической прочности соответствует допускаемым Выбор опорных изоляторов 1) наибольшая расчетная нагрузка на опорный изолятор, Н  (2.56)где kh – поправочный коэффициент на высоту шины при расположении шины на изоляторе. При расположении шин на изоляторе плашмя kh=1.    , (2.57)где Fразр– разрушающая нагрузка на изгиб   , следовательно, принятый опорный изолятор ИО – 10 – 3,75 I УЗ удовлетворяет всем нашим требованиям и принимаем его к установке.2.7 Расчет сети защитного заземления Для обеспечения безопасности людей, корпуса электрооборудования, металлические части, не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под ним в случае повреждения изоляции, должны быть подключены к заземляющим устройствам. Сопротивление защитного заземления определяется исходя из величин предельно допустимых уровней напряжений прикосновения и тока. Сопротивление защитного заземления определяется по требованию ПУЭ. Для электроустановок 35 кВ с изолированной нейтралью: 1) заземляющего устройства, используемого для электроустановок до 1 кВ сопротивление заземления не более:  (2.58)Для глубокой оценки порядка значения тока замыкания на землю при отсутствии данных о параметрах КЛ сети и конструкции ВЛ можно использоваться следующей формулой:  (2.59)где Uл – среднее значение линейного напряжения ступени, где произошло замыкание, кВ;   , но согласно формуле 2.58 сопротивление контура заземления выбираю 4 Ом.а) для вертикальных электродов ρ – среднее удельное сопротивление грунта, Ом×м, (суглинок, ρ=150Ом×м).сайт Климатическая зона, вбирается исходя из среднемноголетней температуры января и июля, следовательно, у нас 1 климатическая зона. Коэффициент сезонности ψ для однородной земли, выбирается исходя из габаритов заземлителей и климатической зоны. Для вертикального электрода длиной 5 м и климатической зоной 1 и для нормальной влажности ψ=1,4 Коэффициент использования ηв = 0,68 вертикальных электродов (без учетов горизонтальных) Для того, чтобы определить этот коэффициент, нам понадобится периметр нашей подстанции, который равен 104 м2. Расстояние между электродами принимаем равным 10 м. Количество электродов 10 штук, следовательно, ηв = 0,68, а для горизонтальных электродов: ηг = 0,4. Длина электрода: l = 5 м. Сторона уголка: d = 0,04 м. Вычисляем одиночное сопротивление вертикального электрода:  (2.58)где t – глубина залегания, для горизонтального – глубина прокладки 0,5, для вертикального – погружение в землю центральной точки. б) для горизонтальных электродов  (2.59)где t0 – глубина залегания горизонтальных заземлителей, м. Результирующее сопротивление:  (2.60)Результаты расчётов сведены в таблицу. Таблица 31
Вывод: расчётный контур заземления удовлетворяет заданным условиям. 2.8 Релейная защита трансформатора Релейная защита и автоматика подстанции запроектирована в объеме, предусмотренном ПУЭ.2003г., раздел 3 и действующими указаниями по выбору защиты. Электроустановки, оборудованные устройствами релейной защиты, предназначены для: - автоматического отключения поврежденного элемента от остальной неповрежденной части электрической системы с помощью выключателей; - если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал; - реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы. Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: 1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах; 2) витковых замыканий в обмотках; 3) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ; 4) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; 5) понижения уровня масла; 6) однофазных замыканий на землю в сетях 3 – 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена: для трансформаторов мощностью 4 МВ·А и более; газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала). Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены: Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 4 МВ·А и более; Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита. Указанные зашиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор - магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением:1) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения, и, если это требуется по условию чувствительности, в трехрелейном исполнении; 2.8.1 Расчет релейной защиты отходящих присоединений 10 кВ Максимальный ток отходящего присоединения составляет  , (2.65)Ток срабатывания защиты  , (2.66)где Кн =1,2 –коэффициент надежности, учитывающий погрешности реле, неточность расчетов и т.п.; Кв=0,85 – коэффициент возврата токового реле. Ток срабатывания реле определяется с учетом схемы соединения трансформатора тока  , (2.67)где Кс=1, - коэффициент, зависящий от способа соединения трансформаторов тока (для схемы неполная звезда с двумя реле); Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока. В соответствии с выбранной схемой защиты и токами срабатывания принимаем реле типа РТ-85. Уставка по току определяется путем округления полученного тока срабатывания до ближайшего большего значения, которое можно установить по шкале уставок реле. Чувствительность МТЗ оценивается коэффициентом чувствительности  ≥1,5 , (2.68)где Iк.з(2ф)– минимальный ток двухфазного КЗ в конце защищаемой линии. Расчет уставок защиты и коэффициент чувствительности сводим в таблицу 32. Таблица 32
Выбранное устройство РЗА не удовлетворяют условиям чувствительности на ВЛ – 10 № 5. Поэтому на этой ВЛ устанавливаем секционный выключатель с защитой, которая будет защищать линию с необходимой чувствительностью по всей длине. 3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3.1. Расчет стоимости оборудования Стоимость оборудования рассчитывается по формуле: Сбал = Цоп + Зтр + Зм + Зз-с.р. ,руб., (3.1) где Цоп – оптовая стоимость оборудования, руб.; Зтр – затраты на транспортировку (10% от стоимости оборудования), руб.; Зм – затраты на монтаж (30% от стоимости оборудования), руб.; Зз-с.р. – затраты на заготовительно-складские работы (1-5% от стоимости оборудования), руб. Полученные данные сводим в таблицу 37. Таблица 37
Продолжение таблицы 37
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||