
- •Пояснювальна записка до дипломного проекту
- •1 Проектування розвитку та аналіз усталених режимів електричної мережі 110 кВ
- •1.1 Вихідні дані для розробки проекту розвитку електричної мережі (варіант № б – 21)
- •1.2 Техніко-економічні розрахунки по вибору оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.3 Аналіз усталених режимів оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.4 Регулювання напруги в усталених режимах оптимального варіанта розвитку електричної мережі
- •1.5 Розрахунок показників надійності елементів схеми розвитку електричної мережі
- •1.6 Енергозберігаючий захід для схеми розвитку електричної мережі
- •Розрахунки струмів короткого замикання і
- •2.1 Розрахунки симетричних і несиметричних коротких замикань
- •2.1.1 Вибір розрахункових умов
- •2.1.2 Розрахунки стаціонарних режимів, що передують коротким замиканням
- •2.1.3 Розрахунки струмів симетричних і несиметричних коротких замикань
- •Алгоритм розрахунку трифазних і однофазних кз.
- •2.2 Розрахунки релейного захисту
- •2.2.1 Вимоги до виконання захистів
- •2.2.2 Вибір захистів
- •2.2.3 Розрахунки захистів
- •2.2.3.1 Струмове відсічення лінії з однобічним живленням
- •Iсз ³і кнIроз . (2.4.)
- •2.2.3.2 Мсз трансформатора
- •2.2.3.3 Захист трансформаторів від перевантаження
- •3 Захист ліній та підстанцій 110/10 кВ від прямих ударів блискавки і хвиль, що набігають з лінії
- •3.1 Грозозахист повітряних ліній
- •3.1.1 Вибір опор
- •3.1.2 Вибір ізоляторів у гірлянді
- •3.1.3 Пристрій заземлення опор. Вибір грозозахисних тросів
- •3.1.4 Визначення числа відключень лінії в результаті атмосферних перенапруг
- •3.2 Захист врз підстанції від пуб
- •3.3 Заземлюючий пристрій підстанції
- •3.4 Захист устаткування підстанції, від хвиль, що набігають із повітряних ліній, атмосферних перенапруг
- •3.5.1 Модель структури мережі для оцінки очікуваного числа років
- •4 Економічна частина
- •4.1 Коротка характеристика інвестиційного проекту
- •4.2 Кошторисна вартість спорудження електромережевих об’єктів
- •Згідно [28], для визначення капітальних вкладень у систему електропостачання використовуються укрупнені показники вартості елементів електричних мереж.
- •5 Охорона праці і навколишнього середовища
- •5.1 Загальні питання охорони праці і навколишнього середовища
- •5.2 Вилучення земель під об'єкти електроенергетики
- •5.3 Визначення характеристик електробезпеки
2.2.3 Розрахунки захистів
Розрахунки на вибір релейного захисту виконані для:
– струмового відсічення лінії з однобічним живленням.
– МСЗ трансформатора.
– захист трансформаторів від перевантаження.
2.2.3.1 Струмове відсічення лінії з однобічним живленням
Максимальні фазні відсічення без витримки часу (відсічення миттєвої дії) за умовами селективності не повинні діяти за межами ліній. що захищаються, при будь-яких видах КЗ і будь-яких режимах роботи системи. Для цього струм спрацьовування зазначених захистів (I сз) повинний бути відбудований, тобто повинний бути більше розрахункового струму (Iроз) – максимального струму в лінії при КЗ будь-якого виду в її кінці і максимальному режимі роботи системи, а також кидків струмів намагнічування силових трансформаторів. підключених до лінії:
Iсз ³і кнIроз . (2.4.)
де
Кн
–
коефіцієнт надійності, що враховує
погрішність у розрахунку струмів К.З.
і погрішність у струмі спрацьовування
реле; Iроз-розрахунковий
струм у місці встановлення захисту,
приймається найбільший з наступних
струмів:
-надперехідний струм при трифазному КЗ
лінії. що наприкінці захищається. у
максимальному
режимі;
- теж. але однофазного КЗ на землю; Iнам
- сумарний кидок струму намагнічування
трансформаторів, встановлених на
прийомної підстанції.
Зони дії струмового відсічення визначаються при мінімальних струмах у лінії, що мають місце при двофазних К.З. і мінімальному режимі роботи мережі.
Опір системи для струмів прямої послідовності в максимальному режимі
Хс макс = 2,544 Ом. опір системи для струмів нульової послідовності Xoc=2,547 Ом. опір системи для струмів прямої послідовності в мінімальному режимі Хс хв=2,539 Ом.
Кидок струму намагнічування визначається по сумарному струмі трансформаторів ПС:
(2.5.)
З попередніх розрахунків струмів КЗ відомо:
Iґґ(3)макс=14,181 А
Оскільки Хос < Хс макс. те >> . Розрахунковим є максимальний струм у лінії при КЗ. на шинах приймальні ПС:
(2.6.)
Зони дії струмового відсічення лінії можна визначити графічним і аналітичним методами. Графічно для визначення максимальної зони дії відсічення (Івідс.макс) обчислюються максимальні струми при трифазному КЗ і мінімальної зони відсічення
(Івідс. мін) – мінімальні струми при двофазних КЗ у декількох точках лінії. За обчисленими струмами будуються криві залежності струмів КЗ у лінії від її довжини. По точках перетинання прямої. що відповідає тік спрацьовування відсічення. з цими кривими визначаються зони дії відсічень.
Аналітично зони дії відсічення визначаються з умови рівності струму при КЗ на лінії наприкінці зони дії відсічення струму спрацьовування відсічення
Максимальна зона дії відсічення при трифазному КЗ у максимальному режимі:
(2.7.)
Мінімальна зона дії відсічення при двофазному К.З. у мінімальному режимі системи:
(2.8.)
Якщо струмове відсічення захищає 15-20 % лінії, то його застосування ефективне. Струмове відсічення може поліпшити характеристику спрацьовування захисту за часом.