Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Ивановский Государственный Энергетический Университет им. В.И. Ленина

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Курсовой_проект(исправлено)

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

14.04.2015

Размер:

1.36 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 42 3 4 > Следующая >>>

Рис.6. Схема замещения прямой последовательности.

Расчет параметров схемы замещения прямой последовательности:

Принимаем Sб = 1000 (МВ·А);

Хc1б						X1						Sб		1000									0 222

											Sкз			4500
											Sкз			4500
Хc2б						X2						Sб		1000									0 25

												Sкз		4000
												Sкз		4000											Sб cos г.ном
																									Sб cos г.ном						10000	8
X						X				X						X		X''												0 192			1 536
X						X				X						X		X''												0 192			1 536
		гб	3				4							5							d							Pг.ном			100
																												Pг.ном			100
				По [2] определили: Х''d = 0,192; cos(φг.ном) = 0,8.
		Uср л = 230 (кВ);
Xлб					Xуд L								Sб
Xлб					Xуд L									2
												Uср.л
Х				X				X						0 39 40							1000						0 29
																					1000

	Л1		6				7													2302
																				2302
Х					X				X						0 4 43				1000							0 325
																			1000

		Л2	8				9												2302
																			2302
Х				X						X							0 39 45							1000					0 33
																								1000

	Л3		10				11													2302
																				2302
Х				X						X							0 4 19					1000						0 144
																						1000

	Л4		12				13													2
																				230

UK % Sб

ХТ1 XТ2 XТ3 100 Sномтр

Х		XТ2	XТ3	Х		Х		Х		10 5 1000	0 8
	Т1				14		15		16	100125

где Uk = 10.5%


Так как на ПС установлены трансформаторы ТРДН, то считаем сопротивления
ХК1	0 5 UBH CH UBH HH UCH HH				0.5 (15 20 6.5)		14.25


ХК2	0 5 UBH CH UCH HH UBH HH				0.5 (15 6.5 20)			0.75


ХК3	0 5 UBH HH UCH HH UBH CH				0.5 (20 6.5 15)			11.5


Х17	14.251000	5.7 Х18	0.751000	0.3	Х19	11.51000			4.6
	100 25		100 25
	100 25		100 25			100 25

Приняв, что точки К1 и К2 удаленные, получаем Е6 = 1.

		X			X					Х10		0.222					0.33						0.387


X	X	20	1										2.376
X	X	Х					1.536 0.84						2.376					2
21	3	14						2										2
						X3 X14					X X
											X X												1.1882.376
	X21							2			3			14									1.1882.376			0.792
								X14

					X3						X			X								1.188 2.376
								2			3			14
								2
	X22			X2					X8		0.25			0.325						0.413
															2

								2
																X20											X6/2			X21
																X20
														0.387											0.145				0.792
														0.387
								E5																							E1
																								X12/2




																			K1						0.72			X22
																									0.72

																												0.413
																					X18			X17
																								X17
																									5.7
																				0.3					5.7
																				0.3

X19

4.6

Преобразуем схему к виду, показанному на рис. 7.

																												X24											X25

																											0.361												5.98
										E6



																															K1									K2
																															K1									K2
																																				Рис. 7
X							X21 X22									X6				0.7920						.413			0.145				1.145
		23																								.413
								X22												0.7920
							X21								2											.413
							X21								2											.413
X							X20 X23								X12							0.3871.145									0.144			0.361
X	24																																	0.361
	24					X20		X23									2				0.387 1.145										2
						X20		X23									2				0.387 1.145										2
X							X18 X19							X							0.3 4.6							5.7			5.98
X	25													X			17											5.7			5.98
	25					X18		X19									17			4.6 0.3
						X18		X19												4.6 0.3
Базовые токи при КЗ в точках К1 и К2 :
							Iб.к1							Sб					1000										2 51(кА)						Iб.к2			Sб	1000				54 986(кА)


												3 Uвн.ср											3 230														3 Uнн.ср				3 10	5
Токи при 3ф. КЗ в точках К1																											и К2:
				I		(3)					E6			I					1					2 51						6.953(кА)


					к1						X24 б.к1								0.361
						(3)							E6					Iб.к2									1					54 986
			Iк2																																8.672(кА)

									X24 X25																0.361					5.98
									X24 X25																0.361					5.98

	Х2	Х4	Х6
	0.99	Х4	Х6
	0.99	0.87	0.8
Х1		0.87	0.8
Х1
0.666	Х3	Х5	Х7
	0.99	0.87	0.8
	0.99	0.87
			Х8
			0.8

Х9

Х10

0.432

Х12

0.432

Х11

0.975

К1

Х14

Х13

5.98

0.75

Рис.8. Схема замещения нулевой последовательности.

Расчет параметров схемы замещения нулевой последовательности:

сопротивления систем - Xс1 Х1 Х11

0.222 3.0 0.666 о.е.

Х1 с1

- X с2 Х13 Х 21

0.25 3.0 0.75 о.е.

Х1 с2

сопротивления линий - X л3 Х 2 Х3

Х101

0.33 3.0 0.99 о.е.

Х1 вл

- X л1 Х 4

Х5 Х 61

0.29 3.0 0.87 о.е.

Х1 вл

- X л4

Х9

Х10 Х121

0.144 3.0 0.432

о.е.

Х1 вл

- X л2

Х11

Х12

Х81

0.325 3.0 0.975

о.е.

Х1 вл

	Х	0
где		0		3.0	о.е. – характеристика двухцепных линий с хорошо проводящими тросами
где				3.0
	Х1
	Х1		вл
(по [3] табл.3.1).
сопротивление трансформаторов -						Х 6	Х 7 Х8 Х14	0.8 о.е.
							1
					-	Х14	Х 25 5.98 о.е.
							1

Приведем схему к простейшему виду:

X1-3

1.161

X9/2

0.216

X14

5.98

Рис. 8а

X1-3

1.161

X4/2							X6-8
0.435							0.27

X11-13

1.238

X4-13

0.657



		X9/2


K1	0.216
K1

X14

5.98

Рис. 8б

	X1-13		X14
0.636
		5.98
		5.98

Рис.8в

X6 8 Х36 03.8 0.27 о.е.

X			Х 2					Х				0,99					0.666 1.161 о.е.
X	1 3							Х		1							0.666 1.161 о.е.
	1 3			2						1			2
				2									2
X						Х11			Х					0.975				0.75 1.238 о.е.
X	11 13								Х		13							0.75 1.238 о.е.
	11 13			2							13				2
				2											2
X						Х 6 8 Х11 13											Х 4			0.27 1.238		0.87			0.657 о.е.
X	4 13																								0.657 о.е.
	4 13				Х 6 8				Х11 13						2					0.27 1.238				2
					Х 6 8				Х11 13						2					0.27 1.238				2
X						Х1 3			Х 4 13							Х9			1.161 0.657				0.432			0.636 о.е.
X	1 13																									0.636 о.е.
	1 13				Х1 3				Х 4 13						2			1.161 0.657						2
					Х1 3				Х 4 13						2			1.161 0.657						2
X резК1							Х1 13 Х14										0.636 5.98				0.575			о.е.
X резК1							Х1 13 Х14														0.575			о.е.
		0					Х1 13 Х14										0.636 5.98
		0

Находим ток однофазного КЗ (в именованных единицах): - на стороне ВН

Iпо(1)		3 Ерез I		б	3 1 2.51	5.806	кА.
				К 1
	2	Х24	Х	резК1	2 0.361 0.575
К 1	2	Х24	Х	резК1	2 0.361 0.575
К 1
		1		0

Для всех видов КЗ рассчитаем ударные токи КЗ по формуле:

iу 2 K у I по

,где Ку – ударный коэффициент (по [3] табл.3.2). - шины ВН

i(3)

2 K

I (3)

2 1.8 6.953 17.7 кА ,

К 1

i(1)

2 K

I (1)

2 1.85 5.806 15.2 кА ;

п0

К 1

- шины НН

i(3)
i(3)	2 K	у	I (3)	2 1.85 8.672 22.7 кА .
у			К 2
			К 2

Результаты расчета оформим в виде таблицы 3.1.

							Таблица 3.1.
Место КЗ	I	(3)	I	(1)	(3)		(1)
Место КЗ	I	К, кА	I	по, кА	iу	, кА	iу , кА
Шины ВН		6.953		5.806		17.7	15.2

Шины НН		8.672		-		22.7	-

4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО

УСТРОЙСТВА ПОДСТАНЦИИ.

Электрическую схему распределительного устройства (РУ) выбирают в зависимости от назначения, роли, местоположения подстанции (ПС) в системе электроснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов питания потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Для проектируемой подстанции на напряжение 220 кВ принимаем к рассмотрению две схемы: «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» (рис.9) и «мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» (рис.10). Выбор схемы РУ производим таблично логическим методом. Для двух схем РУ заполняем таблицы 4.1 и 4.2. В них заносим номера линий и силовых трансформаторов, которые отключаются при отказах выключателей, а также наложения отказов одних выключателей на ремонт других. Под отказом выключателей понимается двухстороннее трехфазное замыкание на нем. Если для подключения отключенных линий и трансформаторов производятся только оперативные переключения разъединителями, то время подключения принимаем 0,5 часа. При ремонте оборудования или восстановлении его после отказа время подключения (Тв) линий и трансформаторов будет больше и определится длительностью ремонта или восстановления выключателя. В таблице условно записываем Тв. После заполнения таблиц подсчитываем число линий и трансформаторов, отключенных на 0,5 часа, на время Тв и количество полных погашений подстанции. Отключения линий и трансформаторов при полном погашении ПС не учитываются при отдельном подсчете числа их отключений. Результаты заносим в таблицу 4.3.

Рис.9. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Рис.10. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со
стороны трансформаторов .
				Таблица 4.1.
Таблица надежности схемы мостик с выключателями в цепях линий и
	ремонтной перемычкой со стороны линий.
Отказавший	Нормальный		Ремонтируемый элемент
элемент	режим
		Q1	Q2	Q3
Q1			T1-Тв	ППС
	W1,T1-0,5			Тв
				Тв
		ППС-0,5		ППС-0,5
Q2	ППС-0,5	T1-Тв		T2-Тв
		ППС	T2-Тв
Q3	W2,T2-0,5	Тв
		18

				Таблица 4.2.
Таблица надежности схемы мостик с выключателями в цепях трансформаторов и
	ремонтной перемычкой со стороны		трансформаторов.
Отказавший	Нормальный		Ремонтируемый элемент
элемент	режим
		Q1	Q2	Q3
Q1			W1-Тв	ППС
	W1,T1-0,5			Тв
				Тв
		ППС-0,5		ППС-0,5
Q2	ППС-0,5	W1-Тв		W2-Тв
		ППС	W2-Тв
Q3	W2,T2-0,5	Тв
				Таблица 4.3.
	Результаты определения надежности схем

Режим отключения				Количество
Режим отключения
				1 схема	2 схема
Погашение п/ст на 0,5 часа				2	2

Погашение п/ст на время Тв				2	2

Отключение каждой линииW1(W2)		на 0,5 часа		---	---

Отключение каждой линииW1(W2)		на время Тв		---	2

Отключение трансформатора Т1	(Т2)		на 0,5 часа	---	---

Отключение трансформатора Т1	(Т2)		на время Тв	2	---

Таким образом, исходя из результатов таблицы ,анализируя полученные данные и, учитывая тот факт, что мы имеем неравномерный трафик нагрузок, для дальнейших расчетов выбираем схему РУ-220кВ: «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» (рис.10).

Рис.11. Схема РУ НН для проектируемой подстанции.

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ, ИЗМЕРЕНИЙ.

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ

На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

1.Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз= 0.1 с) [Д];

2.Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе( tрз= 0.1 с) [Г];

3.Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания

(tрз= 0.7 + 3*0.3 = 1.6 с) [Т|В];

4. Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал [Т|В]. Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания. На стороне НН

трансформатора с расщепленной обмоткой устанавливаются по комплекту МТЗ

( tрз= 0.7 + 2*0.3 = 1.3 с).

На секционном выключателе 10 кВ устанавливается комплект МТЗ

(tрз= 0.7 + 0.3 = 1 с) [Т|В].

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

1.Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 0.7 с) [Т|В];

2.Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ ( tрз= 0.1 с) [Т];

3.Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т0].

На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта из реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал [H|В]. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты ( tрз=

0.1с).

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:

1.Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 10 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд;

2.Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ]

3.Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

4.Автоматическое регулирование коэффициента трансформации. [АРКТ]

Требуемый объем измерений и измерительных приборов для цепей понизительной подстанции приведен в таблице 5.1.

<<< < Предыдущая 12 / 42 3 4 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
08.05.20152.26 Mб55Курсовой проект(исправлено2).doc
#
07.03.20151.09 Mб61Курсовой проект.doc
#
16.03.20161.44 Mб65Курсовой проект.doc
#
07.03.2015827.9 Кб59Курсовой проект.doc
#
07.03.20154.07 Mб63Курсовой проэкт по общей энергетики.doc
#
14.04.20151.36 Mб34Курсовой_проект(исправлено).pdf
#
07.03.20151.72 Mб114Л Часть 1.doc
#
08.05.2015455.88 Кб8Л.Р.№3 иссл. БТ.docx
#
07.03.2015448.51 Кб11Лаб ЭТМ (ЗФ).doc
#
07.03.2015813.06 Кб18Лаб ЭТМ.doc
#
07.03.2015885.76 Кб5Лаб.2.7 Документ Microsoft Word.doc