close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Gavrilov

код для вставкиСкачать
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение высшего образования
САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
АЭРОКОСМИЧЕСКОГО ПРИБОРОСТРОЕНИЯ
ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ОБЪЕКТОВ ОТРАСЛИ.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЁЖНОЙ РАБОТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО И ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
Методические указания
по выполнению практических работ
Санкт-Петербург
2015
Составитель – В. И. Гаврилов
Рецензент – кандидат технических наук, доцент С. Л. Поляков
Методические указания для выполнения практических
работ по МДК.03.02. «Основы электроснабжения объектов отрасли» ПМ.03 «Обеспечение надёжной работы электрического
и электромеханического оборудования» для специальности
13.02.10 предназначены для студентов очного отделения.
Методические указания могут быть использованы в образовательном процессе для подготовки студентов очной и заочной
форм обучения факультета СПО ГУАП и соответствуют ФГОС
к содержанию подготовки по специальности 13.02.10 «Электрические машины и аппараты»
Публикуется в авторской редакции
Компьютерная верстка А. Н. Колешко
Подписано к печати 07.12.15. Формат 60 × 84 1/16.
Бумага офсетная. Усл. печ. л. 15,34. Уч.-изд. л. 16,00.
Тираж 100 экз. Заказ №.
Редакционно-издательский центр ГУАП
190000, Санкт-Петербург, Б. Морская ул., 67
© Санкт-Петербургский государственный
университет аэрокосмического
приборостроения, 2015
ВВЕДЕНИЕ
В современных условиях главными задачами специалистов,
осуществляющих эксплуатацию, монтаж и проектирование современных систем электроснабжения объектов отрасли, являются
правильное определение электрических нагрузок, рациональная
передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.
Данные методические указания позволяют студентам дневного
и заочного отделений самостоятельно решать представленные в пособии практические задания, опираясь на теоретический курс пособия, не прибегая к дополнительным источникам.
В методических указаниях содержатся рекомендации по выполнению практических работ по выбору числа и мощности трансформаторов на электростанции; расчету ЛЭП и выбору неизолированных проводов; расчету и выбору компенсирующего устройства; определению местоположения подстанции; расчету и выбору
трансформаторов на узловой распределительной подстанции; расчету заземляющего устройства электроустановок; расчету и выбору элементов релейной защиты цехового трансформатора.
Каждая практическая работа содержит 25÷30 вариантов индивидуальных заданий и подробный пример расчета с рекомендациями и указаниями по выбору параметров, в том числе по построению
требуемых графиков, таблиц и схем.
Методические указания для выполнения практических работ
по МДК.03.02. «Основы электроснабжения объектов отрасли» профессионального модуля ПМ.03 «Обеспечение надёжной работы
электрического и электромеханического оборудования» для специальности 13.02.10 «Электрические машины и аппараты» разработаны в соответствие с требованиями ФГОС среднего профессионального образования. Методические указания могут быть использованы для профессиональной подготовки работников в области
электромашиностроения при наличии среднего (полного) общего
образования.
3
ПЗ–1. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Цель работы: составить структурную схему электростанции
(ЭС); рассчитать и выбрать трансформаторы; определить Kз, Sлэп,
Vлэп.
Исходные данные: тип генератора – ТВФ–63; Vг=10,5 кВ;
cosjг=0,8; nгру=2; nбл=1; Рмин=50 МВт; Рмакс=65 МВт; cosjн=0,85;
Рсн=10%
Методические указания
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов имеет
существенное значение для рационального построения структурной схемы электростанции.
Силовые трансформаторы являются основным электрическим
оборудованием электроэнергетических систем, обеспечивающим
передачу и распределение электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям. С помощью
трансформаторов напряжение повышается от генераторного до значений, необходимых для электропередач системы (35... 750 кВ), а
также многократное ступенчатое понижение напряжения до значений, применяемых непосредственно в приемниках электроэнергии
(0,22...0,66 кВ).
В справочных данных на трансформаторы приводятся: тип, номинальная мощность, номинальные напряжения обмоток, потери
мощности холостого хода и короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, ток холостого хода.
На повышающих и понизительных подстанциях применяют
трехфазные или группы однофазных трансформаторов с двумя или
тремя раздельными обмотками. В зависимости от числа обмоток
трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные. Двухобмоточные трансформаторы номинальной мощностью
больше 25 MB·А выполняются с расщепленной обмоткой вторичного напряжения 6...10 кВ. Обмотки высшего, среднего и низшего
напряжений принято сокращенно обозначать соответственно ВН,
СН, НН.
Условные обозначения типов трансформаторов состоят из букв
и цифр расположенных слева направо. На первом месте вид трансформатора: О – однофазный, Т – трехфазный, А – автотрансформатор. Если трехфазный трансформатор имеет расщепленную обмот4
ку низшего напряжения, то обозначают ТР. На втором месте вид
охлаждения:
М – естественное масляное, Д – с дутьем, ДЦ – принудительная
циркуляция воздуха и масла, С – воздушное открытое, СЗ – воздушное защищенное .
На третьем месте конструктивные особенности: З – защита
масла с помощью азотной подушки без расширителя, Т – трехобмоточный трансформатор, Н – трансформатор с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), С – исполнение для
собственных нужд электростанций.
Первая группа цифр – полная номинальная мощность, кВ·А;
Вторая группа цифр (через дробную черту) – класс напряжения,
кВ.
При отсутствии графиков электрической нагрузки для трансформаторов собственных нужд электростанции, подключенных к
генераторному распределительному устройству (ГРУ), вычисляют
мощности трех режимов и выбирают наибольшую из них.
Режим 1. При минимальном потреблении нагрузки на генераторном напряжении (S1p, МВ∙А):
S1ð
=
(Pã nãðó − Pìèí − Pñínãðó )2 + (Qã nãðó − Qìèí − Qñínãðó )2 ,
где Pг, Рсн – активная мощность одного генератора и его собственных нужд, МВт; Qг, Qсн – реактивная мощность одного генератора и его собственных нужд, Мвар; Рмин – активная минимальная
нагрузка на генераторном напряжении, МВт; Qмнн – реактивная
минимальная нагрузка на генераторном напряжении, Мвар; nгpy –
число генераторов, подключенных к ГРУ.
Режим 2. При максимальном потреблении нагрузки на генераторном напряжении (S2p, МВА):
S2ð
=
(Pã nãðó − Pìàêñ − Pñínãðó )2 + (Qã nãðó − Qìàêñ − Qñínãðó )2 ,
где Рмакс – активная максимальная нагрузка на генераторном напряжении, МВт; Qмакс – реактивная максимальная нагрузка на генераторном напряжении, Мвар.
Режим 3. При отключении одного генератора и максимальном
потреблении нагрузки на генераторном напряжении (S3p, МВ· А):
S3ð
=
′ − Pìàêñ − Pñínãðó
′ )2 + (Qã nãðó
′ − Qìàêñ − Qñínãðó
′ )2 ,
(Pã nãðó
где n′гру – новое число генераторов, подключенных к ГРУ,
5
n'ãðy = nãpy – 1.
Примечание: знак «минус» в первой скобке подкоренного выражения означает, что недостающая мощность потребляется из ЭНС.
Условие выбора мощности трансформаторов (Sт.гру), подключенных к ГРУ:
Sò.ãðó ≥ 0,7Sì.ð ,
где Sм.р – максимальная расчетная мощность, МВ· А. Это мощность
одного из рассчитанных режимов.
При блочном подключении генераторов и трансформаторов
Sáë.ð =
( PÃ − PÑÍ )2 + ( QÃ − QÑÍ )2 .
Условные выбора мощности блочного трансформатора:
Sò.áë ≥ Sáë.ð ,
где Sбл.р – полная расчетная мощность блочного трансформатора,
МВ· А.
Для выбора трансформатора по справочнику нужно знать три
величины: полную расчетную мощность, высокое и низкое напряжение. Высокое напряжение (Vвн) ориентировочно определяют из
соотношения
=
VÂÍ V=
ËÝÏ
( 1 ... 10 ) Ðïåð ,
где Vлэп – напряжение линии электропередачи, кВ;
Pпep – активная мощность передаваемая от электростанции в
ЛЭП, МВт,
Ðïåð = Pã nã – Ðñínã – Ðìèí ,
где nг – количество генераторов на электростанции.
Из полученного промежутка значений напряжения выбирается
класс напряжения, соответствующий среднему номинальному значению по шкале напряжений:
... –35–110–220–330–500–750–... кВ.
Полную передаваемую мощность (Sпep) без учета потерь определяют по формуле
Pïåð
=
Sïåð
; =
Qïåð Pïåð tgjã ,
cosjã
6
где cosjг – коэффициент активной мощности генераторов электростанции.
Полную передаваемую мощность с учетом потерь в трансформаторах (Sлэп) определяют как
Sïåð
Sëýï =
,
Kïîò
где Кпот – коэффициент потерь в трансформаторе.
Таблица 1.1
Зависимость Кпот=F(cos jг)
cos jг
Кпот
1
1,02
0,9
1,06
0,8
1,08
0,7
1,085
0,6
1,09
Приближенно потери в трансформаторах можно определить из
соотношений
=
ΔPÒ 0,02Sïep=
; ΔQÒ 0,1Sïep .
Коэффициент загрузки трансформатора (Кз ) определяется по
формуле
Sô
KÇ =
,
nSÒ
где Sф – фактическая нагрузка на трансформаторы, МВ·А; SТ – номинальная мощность трансформатора, МВ· А; n – число трансформаторов, на которое распределена фактическая нагрузка.
В конце практического задания пишется ответ, где указывается:
количество и марка трансформаторов; значения их коэффициентов загрузки; полная передаваемая мощность Sлэп.
Пример и последовательность выполнения работы
– Составляется структурная схема ЭС и наносятся исходные
данные из индивидуального задания (рис. 1.1).
– Определяется расчетная мощность трансформатора ГРУ трех
режимов
S=
1ð
=
(Pã nãðó − Pìèí − Pñínãðó )2 + (Qã nãðó − Qìèí − Qñínãðó =
)2
2
(63 ⋅ 2 − 50 − 6,3 ⋅ 2)2 + (47,3 ⋅ 2 − 31 − 4,7 ⋅ 2)=
83,4ÌÂ ⋅ À,
где Qã = Pã tgjã = 63 ⋅ 0,75= 47,3 Ìâàð
7
SЛЭП = 139 МВ·А;
V ВН =220 кВ
РУ ВН
Т2
Т1
Pмин =50 МВт;
Pмакс =65 МВт;
cos ϕН =0,85
Т3
V Г =10,5 кВт;
cos ϕГ =0,8;
PCH =10%;
63× 3 МВт
ГРУ
СН
СН
СН
∼
∼
∼
G1
G2
G3
Рис. 1.1 – Структурная схема ЭС
Qìèí = Pìèí tgjí = 50 ⋅ 0,62 = 31 Ìâàð
Pñí = 0,1Pã = 0,1 ⋅ 63 = 6,3 ÌÂò
Qñí= Pñí tgjã= 6,3 ⋅ 0,75= 4,7 Ìâàð
Qìàêñ = Pìàêñ tgjí = 65 ⋅ 0,62 = 40,3 Ìâàð
S2p
=
=
( Pãnãðó − Pìàêñ − Pñínãðó ) + ( Qãnãðó − Qìàêñ − Qñínãðó )=
2
2
( 63 ⋅ 2 − 65 − 6,3 ⋅ 2)2 + ( 47,3 ⋅ 2 − 40,3 − 4,7 ⋅ 2)=
2
66 ÌÂ ⋅ À
′
n=
nãðó =
– 1 2=
–1 1
ãðó
S3p
=
=
′ − Qìàêñ − Qñínãðó
′ )=
′ − Pìàêñ − Pñínãðó
′ ) + ( Qã nãðó
( Pãnãðó
2
( 63 ⋅ 2 − 65 − 6,3 ⋅ 2)2 + ( 47,3 ⋅ 2 − 40,3 − 4,7 ⋅1)2 = 8,6 ÌÂ ⋅ À Sò.ãðó ≥ 0,7 ⋅ S1p = 0,7 ⋅ 83,4 = 58,4 ÌÂ ⋅ À
8
2
– Определяется расчетная мощность блочного трансформатора
Sáë. ð =
=
( Pã − Pñí )2 + ( Qã − Qñí )2 =
(220 − 17,6 )2 + (136,4 − 10,9 )2 =79,1 ÌÂ ⋅ À
– Определяется передаваемая мощность
Sò.áë ≥ Sáë.ð= 79,1 ÌÂ ⋅ À
Pïåð
Ð=
ã ⋅ nã – Ðñí ⋅ nã – Ðìèí 220 ⋅ 3 – 17,6 ⋅ 3 – 200 = 120,1 ÌÂò
=
Sëýï
Pïåð
=
cosjã Kïîò
120,1
= 139 ÌÂ ⋅ À
( 0,8 ⋅1,08 )
Kïîò
= F (cosj=
ã ) 1,08
– Определяется напряжение передачи
=
VÂÍ V=
Ðïåð 120,1...1201 êÂ
ËÝÏ (1...10 )=
Согласно шкале напряжений принимается Vвн=220 кВ
– Выбираются трансформаторы согласно таблицам А1,А3
Для ГРУ – два
ТРДЦН–63000–220/10,5
Блочный – один ТД 80000–220/10,5
Vвн=230 кВ
Vнн=11–11 кВ
ΔРхх=70 кВт
ΔРкз=265 кВт
Vвн=242 кВ
Vнн=10,5 кВ
ΔРхх=79 кВт
ΔРкз=315 кВт
– Определятся коэффициенты загрузки трансформаторов
Sô.ãðó 83,4
Kç.ãðó
=
= = 0,66
2Sò.ãðó 2 ⋅ 63
K=
ç.áë
Sô.áë 79,1
= = 0,99
Sò.áë
80
Наносятся необходимые данные (Sлэп, Vлэп) на структурную схему.
Ответ: На ЭС выбраны трансформаторы связи ГРУ– 2 х
ТРДНЦ 63000–220/10,5; Kз.rру=0,66; БЛ–ТДЦ 80000–220/10,5;
Kз.бл=0,99; Sлэп=139 МВ·А.
9
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
1. Назначение и области применения трансформаторов в системе электроснабжения объектов.
2. Приведите расшифровку марки выбранных вами трансформаторов.
3. По каким основным параметрам производится подбор трансформаторов в данной работе?
Индивидуальные задания для практической работы №1
Генераторы
Нагрузка ГРУ
Рмнн,
Рмакс,
cosjн
МВт
МВт
№
вар.
тип
Vг, кВ
cosjг
nrpy
nбл
Рсн,%
1
Т–6–2
6,3
0,8
4
2
10
5
10
0,9
ТВФ–63–2 10,5 0,8
ТВФ–160–2
18
0,85
ТВВ–200– 2 15,75 0,85
ТВВ–800–2
24
0,9
ТВВ–160–2
20
0,85
ТВС–32–2 10,5 0,8
ТВВ–200–2 15,75 0,85
ТВФ–120–2 10,5 0,8
Т–6–2
10,5 0,8
ТВВ–165–2
18
0,85
ТВФ–63–2 13,8 0,8
ТВС–32–2 10,5 0,8
ТВМ–300–2
20
0,85
ТВФ–100–2 10,5 0,85
ТВВ–200–2 15,75 0,85
ТВС–32–2
6,3
0,8
ТВФ–60–2 10,5 0,8
ТВВ–165–2
18
0,8
Т–12–2
6,3
0,8
3
3
2
2
3
4
2
2
5
3
4
4
3
5
3
3
2
2
5
2
1
1
1
1
2
1
2
3
1
1
3
1
2
1
1
2
1
2
10
8
8
5
6
10
8
9
10
8
10
10
6
9
8
10
10
8
10
40
300
200
800
200
10
180
100
8
300
30
40
600
300
400
4
10
200
5
80
400
300
1200
300
15
260
200
10
400
50
50
700
400
500
6
20
300
10
0,92
0,85
0,87
0,95
0,93
0,94
0,9
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,88
0,87
0,93
0,9
0,85
0,86
0,92
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
10
№
вар.
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Генераторы
тип
Vг, кВ
cosjг
ТВВ–320–2 15,75 0,85
ТВФ–60–2 10,5 0,8
ТЗВ–800–2
24
0,9
ТГВ–300–2 15,75 0,85
ТВФ–60–2
6,3
0,8
ТВС–32–2 10,5 0,8
ТВФ–100–2 10,5 0,85
ТВФ–120–2 13,8 0,8
ТВВ–200–2 15,75 0,85
ТВФ–63–2 10,5 0,8
nrpy
nбл
Рсн,%
2
3
2
2
2
3
2
4
3
2
1
3
1
1
3
3
2
1
1
1
6
10
5
6
10
10
9
9
8
10
Нагрузка ГРУ
Рмнн,
Рмакс,
cosjн
МВт
МВт
600
30
800
550
40
5
100
100
400
50
700
100
1000
650
60
10
200
200
500
65
0,93
0,94
0,95
0,96
0,95
0,94
0,93
0,92
0,9
0,85
11
ПЗ–2. РАСЧЕТ ЛЭП И ВЫБОР НЕИЗОЛИРОВАННЫХ
ПРОВОДОВ
Цель работы: составить структурную схему ЛЭП; рассчитать и
выбрать проводники; определить потери ΔSлэп, ΔVлэп.
Исходные данные: Sпер=139 МВ·А (из ПЗ–1); Vпер=220 кВ (из
ПЗ–1); Марка провода – А; сosjлэп=0,85; Тм=4000 ч
Методические указания
Для выполнения электрических сетей применяются неизолированные (голые) и изолированные провода, кабели и токопроводы.
Голые провода не имеют изолирующих покровов. Их можно
прокладывать только в условиях, исключающих случайные прикосновения к ним людей. Прикосновение проводящим предметом
к одному или нескольким проводам приведет к замыканию. Наибольшее распространение голые провода получили на воздушных
линиях, расположенных на открытом воздухе. Провода подвешиваются к опорам при помощи изоляторов и арматуры.
Воздушной линией электропередачи (ВЛ или ВЛЭП) называют
устройство для передачи электроэнергии по проводам.
Воздушные линии состоят из трех элементов: проводов, изоляторов и опор.
Провода воздушных линий чаще всего неизолированные (голые).
Разнообразные условия работы ВЛЭП определяют необходимость иметь разные конструкции проводов.
Расстояние между проводами определяется величиной напряжения передачи. Основные марки проводов имеют витую конструкцию из нескольких проволок алюминиевых, медных или сплавов
на их основе. Для увеличения прочности внутри провода вводят
сердечник из стальной проволоки.
Для удобства записей провода обозначаются марками: М – медь,
А – алюминий, Ал- алдрей, С – сталь, Б – бронза.
Желание повысить механическую прочность привело к изготовлению алюминиевых проводов со стальным сердечником, называемых сталеалюминевыми.
Сталеалюминевые провода изготавливаются следующих марок:
АС, АСК, АСКП.
Для обозначения провода рядом с маркой дается номинальное
сечение провода, например, А-50 обозначает алюминиевый провод
с сечением 50 мм2. Номинальным сечением называется округлен12
ная величина фактического сечения провода. Цифра при марке
сталеалюминевого провода, например АС-150, дает только номинальное сечение алюминиевой части провода.
Рассчитать линию электропередачи (ЛЭП) –это значит определить:
– сечение провода и сформировать марку;
– потери мощности;
– потери напряжения.
– Сечение провода, соответствующее минимальной стоимости
передачи электроэнергии (ЭЭ), называют экономическим .
ПУЭ (правила устройства электроустановок) рекомендуют для
определения расчетного экономического сечения (Sэк) метод экономической плотности тока.
Iì.ð.
Sýê =
jýê
где Sэк –экономическое сечение провода, мм2; Iм.р –максимальный
расчетный ток в линии при нормальном режиме работы, А.
Для трехфазной сети
Sïåð
Iì.ð =
;
3Vïåð
jэк– экономическая плотность тока, А/мм2; принимается на основании опыта эксплуатации.
jэк=F(Tм, вид проводника),
где Тм – время использования максимальной нагрузки за год, час
Таблица 2.1
Зависимость jэк=F(Tм, вид проводника)
Тм, час
Проводник – неизолированные
провода
1000…3000
3000…5000
5000…8700
Медные
2,5
2,1
1,8
Алюминиевые
1,3
1,1
1,0
Полученное расчетное экономическое сечение (Sэк) приводят к
ближайшему стандартному значению.
Если получено большое сечение, то берется несколько параллельных проводов (линий) стандартного сечения так, чтобы суммарное сечение было близко к расчетному.
13
– Формируется марка провода, указывается допустимый ток.
– Оптимальное расстояние передачи (Lлэп, км) приближенно
определяется из соотношения
Lëýï
=
( 0,3…1) Vïåð ,
– Потери мощности в ЛЭП определяются по формулам
 Sïåð
=
ΔPëýï 
 nëýï Vïåð

2

 Sïåð
Rëýï ; ΔQëýï 
=

 nëýï Vïåð


2

 Xëýï ,


где ΔPлэп – потери активной мощности в ЛЭП, МВт; ΔQлэп – потери реактивной мощности в ЛЭП, Мвар; Sпер – полная передаваемая
мощность, МВ·А; Vпер – напряжение передачи, кВ; Rлэп, Хлэп – полное активное и индуктивное сопротивление, Ом; nлэп – число параллельных линий.
ΔSëýï =
2
2
ΔPëýï
+ ΔQëýï
– Сопротивления в ЛЭП определяются из соотношений
r0 Lëýï
=
Rëýï =
; Xëýï x0 Lëýï ,
nëýï
где r0, x0 – удельные сопротивления, Ом/км.
Значение активного сопротивления на единицу длины определяется для воздушных, кабельных и других линий при рабочей
температуре
r0 =
103
,
yS
где y – удельная проводимость, м/(Ом·мм2 ).
Так как чаще всего длительно допустимая температура проводников 65 или 70°С, то без существенной ошибки принимают
у=50 м/(Ом·мм2) для медных проводов,
у=30 м/(Ом·мм2) для алюминиевых проводов;
S – сечение проводника (одной жилы кабеля), мм2.
Значение индуктивного сопротивления на единицу длины с достаточной точностью принимается равным
x0=0,4 Ом/км для воздушных ЛЭП ВН;
x0=0,08 Ом/км для кабельных ЛЭП ВН.
– Потери напряжения в ЛЭП определяются из соотношения
14
=
ΔVëýï
102
2
nëýï Vëýï
Pïåð Lëýï ( r0 + x0 tgö ëýï ),
где ΔVлэп – потеря напряжения в одной ЛЭП, %; Рлэп – передаваемая по линии активная мощность, МВт; Lлэп – протяженность
ЛЭП, км; r0,x0 – активное и индуктивное сопротивления на единицу длины ЛЭП; Vлэп – напряжение передачи, кВ.
Для перевода % в кВ применяется соотношение
ΔV 'ëýï =Vïåð ΔVëýï ·10–2.
Примечания
1. Наибольшая допустимая потеря напряжения в ЛЭП (ΔVдоп) не
должна превышать 10 % от номинального значения.
2. Приближенно потери активной мощности можно определять
по формуле
ΔPëýï =
0,03Sëýï .
В конце практического задания пишется ответ, где указывается:
– условное обозначение, допустимый ток, протяженность ЛЭП;
– потери полной мощности (ΔSлэп);
– потери напряжения (ΔVлэп).
Пример и последовательность выполнения работы
– Составляется структурная схема ЛЭП и наносятся данные
(рис. 2.1).
Sпер = 139 МВ·А
SЛЭП = 137 МВ·А
Vпер = 220 кВ
VЛЭП = 220 кВ
А - 3×(3×120)
Iдоп. = 3× 375 А
S ЛЭП = 2 МВ·А
VЛЭП = 4,3%(9,46 кВ)
LЛЭП = 100 км
Рис. 2.1. Структурная схема ЛЭП
– По экономической плотности тока определяется расчетное сечение проводов и приводится к стандартному значению.
=
jýê F=
(Òì , Àë) F ( 4000
=
, Àë ) 1,1 À/ìì2 ;
15
Sïåð
139 ⋅ 103
=
= 365,2 À;
3Vïåð
3 ⋅ 220
=
Iì.ð
=
Sýê
Iì.ð 365,2
=
= 332 ìì2 .
jýê
1,1
По таблице А5 выбирается для ВЛ наружной прокладки провод
А–3×(3×120), Iдоп=3×375 А.
– Определяется оптимальная длина ЛЭП
Lлэп=(0,3...1)Vпер=(0,3...1)×220=66…220 км
По таблице А6 принимается Lлэп =100 км.
– Определяется сопротивление ЛЭП
(
)
yÀë = 30 ì / Îì·ìì2 ;
=
r0
103
103
=
= 0,28 Îì/êì;
y ⋅ S 30 ⋅ 120
r0 Lëýï 0,28 ⋅ 100
=
= 9,3 Îì;
3
nëýï
Xëýï =x0 Lëýï =0,4 ⋅ 100 =40 Îì.
– Определяются потери мощности в ЛЭП:
=
Rëýï
2
2
 Sïåð 
 139 
=
ΔPëýï 
=
=
;
 Rëýï 
 ⋅ 9,3 0,4ÌÂò


 3 ⋅ 220 
 nëýï Vïåð 
 Sïåð
Δ=
Qëýï 
 nëýï Vïåð

ΔSëýï =
2
2

 139 
=
⋅ 40 1,8 Ìâàð;
Xëýï 
 =


 3 ⋅ 220 

2
2
ΔPëýï
+ ΔQëýï
=
0,42 + 1,82 = 1,84ÌÂ
⋅ À.
Принимается ΔSлэп=2, тогда с учетом потерь
Sëýï= Sïåð – ΔSëýï= 139 – 2= 137 Ì·À.
– Определяются потери напряжения в ЛЭП
Ðïåð
= Sïåð cosö ëýï
= 139
= 118,2 ÌÂò;
16
При cosjлэп=0,85; tgjлэп=0,62
ΔVëýï
=
102
2
nëýï Vïåð
Pïåð Lëýï ( r0 + x0 tgö ëýï
=
)
100
3 ⋅ 2202
⋅ 118,2 ⋅ 100 ( 0,28 + 0,4 ⋅ 0,62
=
) 4,3 %
ΔV 'ëýï =
Vïåð ΔVëýï ·10–2 =
220 ⋅ 4,3·10–2 =9,46 êÂ.
Ответ:
ВЛ –А–3 х (3 х 120), Iдоп=3 х 375 А; Lлэп=100 км; ΔSлэп=2 МВ· А;
ΔVлэп=4,3 %.
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
1. Структурная схема рассчитанной линии электропередачи.
2. Приведите расшифровку марки провода АС-120/19.
3. Какими основными параметрами определяется оптимальная
длина ЛЭП?
Индивидуальные задания для практической работы №2
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Марка провода
АСКП
АСК
АС
А
АСКП
АСК
АС
А
АСКП
АСК
АС
А
ЛЭП
сosjлэп
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
Тм, ч
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
Sпер
Vлэп
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
ПЗ №1
17
Вариант
18
Марка провода
ЛЭП
сosjлэп
Тм, ч
Sпер
Vлэп
13
АСКП
0,9
7000
ПЗ №1
14
АСК
0,85
7500
ПЗ №1
15
АС
0,8
8000
ПЗ №1
16
А
0,9
7500
ПЗ №1
17
АСКП
0,85
7000
ПЗ №1
18
АСК
0,8
6500
ПЗ №1
19
АС
0,9
6000
ПЗ №1
20
А
0.85
5500
ПЗ №1
21
АСКП
0,8
5000
ПЗ №1
22
АСК
0,9
4500
ПЗ №1
23
AC
0,85
4000
ПЗ №1
24
А
0,8
3500
ПЗ №1
25
АСКП
0,9
3000
ПЗ №1
26
АСК
0,85
2500
ПЗ №1
27
АС
0,8
2000
ПЗ №1
28
А
0,9
1500
ПЗ №1
29
АСКП
0,85
1000
ПЗ №1
30
АСК
0,85
4000
ПЗ №1
ПЗ–3. РАСЧЕТ И ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
Цель работы: рассчитать и выбрать компенсирующие устройство (КУ), выбрать трансформатор с учетом КУ, сравнить с трансформатором без учета КУ.
Исходные данные:
Таблица 3.1
Параметр
Всего на НН без КУ
cos j
0,85
tg j
0,63
Pм , кВт
393,6
Qм, квар
210,1
Sм , кВ·А
473,1
Методические указания
Компенсация реактивной мощности (КРМ) является неотъемлемой частью задачи ЭСН промышленного предприятия (ПП). КРМ
не только улучшает качество ЭЭ в сетях, но и является одним из
основных способов сокращения потерь ЭЭ,
Для искусственной КРМ, называемой иногда «поперечной»,
применяются специальные компенсирующие устройства, которые
являются источниками реактивной энергии емкостного характера.
До 1974 г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую ПП реактивную мощность, был средневзвешенный коэффициент мощности. Поэтому требование энергоснабжающей организации были таковы, что на вводах предприятия
значение cos j ср.взв. должно быть в пределах 0,92 ... 0,95. Однако в часы минимальных нагрузок ПП не отключали КУ, что часто
приводило к перекомпенсации.
Перекомпенсация – избыточная реактивная мощность, вырабатываемая компенсирующей установкой (КУ) в периоды понижения нагрузок (обеденный перерыв, нерабочие и праздничные дни и
т.п.) и передаваемая в сеть энергосистемы.
Результатом перекомпенсации являлось увеличение суммарных потерь мощности и энергии в электрических сетях, усложнение и удорожание устройств регулирования напряжения.
С января 1982 г. «Правила пользования электрической и тепловой энергией» не нормируют cos j= 0,92÷0,95, а указывают суммарную реактивную мощность КУ, которая должна быть установлена на ПП согласно заданию ЭНС.
К техническим средствам компенсации реактивной мощности
относятся следующие виды компенсирующих устройств: конденсаторные установки, синхронные машины, в том числе специальные
синхронные компенсаторы.
19
Применяя технические средства компенсации реактивной мощности, можно повысить пропускную способность сети по активной
мощности, при том же сечении линии ЭСН.
К сетям напряжением до 1 кВ предприятий подключают большую часть электроприемников, потребляющих реактивную мощность. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7 .. . 0,8, а сети
380 ... 660 В удалены от энергосистемы и местных ТЭЦ, поэтому
передача реактивной мощности в цеховые сети от источников ЭЭ
приводит к повышенным затратам на увеличение сечения проводов
и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери
активной и реактивной мощности. Эти затраты можно уменьшить
и даже устранить, если обеспечить компенсацию реактивной мощности непосредственно в сети напряжением до 1 кВ.
Источником реактивной мощности в этом случае могут быть
синхронные двигатели (СД) напряжением 380 ... 660 В и низковольтные конденсаторные батареи (НБК).
Недостающая часть (некомпенсированная реактивная нагрузка)
перекрывается перетоком реактивной мощности с шин 6÷10 кВ,
т. е. из сети ВН.
– Для выбора компенсирующего устройства (КУ) необходимо
знать:
– расчетную реактивную мощность КУ;
– тип компенсирующего устройства;
– напряжение КУ.
– Расчетную реактивную мощность КУ можно определить из соотношения
Qê.ð. =
αPì (tgj – tgjê ),
где Qк.р – расчетная мощность КУ, квар; α – коэффициент, учитывающий повышение cosj естественным способом, принимается
α=0,9; tgj , tgjк – коэффициенты реактивной мощности до и после
компенсации.
Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации
производят до получения значения cos jк=0,92...0,95.
Задавшись cosjк из этого промежутка, определяют tgjк.
– Задавшись типом КУ, зная Qк.р и напряжение, выбирают стандартную компенсирующую установку, близкую по мощности.
Применяются комплектные конденсаторные установки (ККУ)
или конденсаторы, предназначенные для этой цели.
– После выбора стандартного КУ определяется фактическое значение cosjф
20
tgj – Qê.ñò
tgjô =
,
αPì
где Qк.ст – стандартное значение мощности выбранного КУ, квар.
По tg jф определяют cos jф:
=
cosjô cos(arctgjô ).
Пример и последовательность выполнения работы
– Определяется расчетная мощность КУ
Qê.ð. =
αPì (tgj – tgjê ) =
0,9·393,6·( 0,63 – 0,33 ) =
106,3 êâàð.
Принимается cosjк=0,95, тогда tgjк =0,33.
– По таблице А7 выбирается 2 х УК 2–0,38–50 со ступенчатым
регулированием по 50 квар (по одной на секцию).
– Определяются фактические значения tgjф и cosjф после компенсации реактивной мощности:
=
tgjô
tgj – Qê.ñò 0,63 – 2·50
=
= 0,35; тогда cos jф=0,94.
αPì
0,9·393,6
Результаты расчетов заносятся в «Сводную ведомость нагрузок»
(табл. 3.2).
– Определяется расчетная мощность трансформатора с учетом
потерь:
=
ΔPÒ 0,02=
SÍÍ 0,02·408
=
,7 8,2 êÂò;
Δ=
QÒ 0,1S=
=
,7 40,9 êâàð;
ÍÍ 0,1·408
ΔSÒ =
ΔPÒ2 + ΔQÒ2 = 8,22 + 40,92 = 41,7êÂ
⋅ À;
2
2
2
2
=
Sð 0,7SÂÍ
= 0,7 ΔPÌ
+ ΔQ=
Ì 0,7 401,8 + 151 =
= 0=
,7 ⋅ 429,2 300,5ê ⋅ À.
– По таблице А8 выбирается трансформатор типа ТМ –400–
10/0,4:
ΔPхх=0,95 кВт ; ΔPкз=5,5 кВт ; uкз=4,5 %\; iхх=2,1 %.
– Определяется:
=
KÇ
SÍÍ 408,7
=
= 0,51.
2SÒ 2·400
21
Таблица 3.2
Сводная ведомость нагрузок
Параметр
сos j
tg j
Pм , кВТ
Qм, квар
Sм , кВ·А
Всего на НН без КУ
0,85
0,63
393,6
210,1
473,1
КУ
2 х 50
Всего на НН с КУ
0,94
0,35
393,6
110,1
408,7
Потери
8,2
40,9
41,7
Всего ВН с КУ
401,8
151
429,2
Ответ:
Выбрано – 2 х УК 2–0,38–50;
трансформаторы – 2 х ТМ 400–10/0,4; для КТП – 2 х 400–10/0,4;
KЗ=0,51.
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
1. С какой целью проводится компенсация реактивной мощности?
2. Какие компенсирующие устройства применяются на промышленных предприятиях?
3. К чему приводит перекомпенсация реактивной мощности?
Индивидуальные задания для практической работы №3
Вариант
cosj
Uн, кВ
Pм , кВт
Qм, квар
Sм , кВ·А
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0,85
0,87
0,85
0,82
0,65
0,79
0,77
0,75
0,76
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
0,38
393,6
389,8
397,5
342,4
351,2
193,1
182,7
179,6
332,4
210,1
217,1
203,1
172,1
209,1
96,7
94,2
89,9
218,8
473,1
441
446,4
383,2
408,7
215,9
205,8
200,8
397,9
22
Вариант
cosj
Uн, кВ
Pм , кВт
Qм, квар
Sм , кВ·А
10
0,74
0,38
278,48
132,5
308,4
11
0,80
0,38
258,3
121,1
285,3
12
0,83
0,38
249,5
119,3
276,5
13
0,81
0,38
238,6
117,8
266,1
14
0,68
0,38
200,4
215,3
294,1
15
0,72
0,38
386,6
194,4
432,7
16
0,80
0,38
369,2
215,8
427,6
17
0,82
0,38
364,6
207,8
419,3
18
0,78
0,38
352,1
196,1
403
19
0,75
0,38
226,2
190,1
295,5
20
0,84
0,38
189,3
92,7
210,8
21
0,83
0,38
197,6
98,9
221
22
0,80
0,38
207,8
101,5
231,3
23
0,85
0,38
291,4
145,6
325,7
24
0,77
0,38
321,5
185,1
371
23
0,84
0,38
273,8
103,4
292,7
26
0,73
0,38
308,48
172,5
353,4
27
0,77
0,38
243,3
126,1
274
28
0,82
0,38
239,5
109,3
263,3
29
0,80
0,38
242,6
119,8
270,5
30
0,83
0,38
387,5
213,1
442,2
23
ПЗ–4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ
Цель работы: определить координаты центров электрических
нагрузок (ЦЭН) активных; определить координаты ЦЭН реактивных; нанести данные на генплан.
Исходные данные:
Таблица 4.1
Параметр
Номер цеха
Ц1
Ц2
Ц3
Ц4
Ц5
Р, кВт
100
160
1000
400
25
X, км
0,6
1,45
2,4
1,55
0,4
Y, км
1,45
1,25
0,9
0,55
0,4
сosj
0,7
0,75
0,9
0,8
0,6
Генплан 3 х 2 км с силовыми нагрузками цехов (1 кл.=0,1 км)
Методические указания
Картограмма нагрузок – это изображение распределения нагрузок по территории предприятия кругами, площади которых в выбранном масштабе m равны расчетным нагрузкам цехов. Расчетная
нагрузка i-го цеха
Pi = πR 2m,
отсюда радиус i-го круга
=
Ri
Pi / πm .
Определение центра нагрузок сводится к расчету координат
центра электрических нагрузок каждого цеха и в нанесении их на
генплан.
Определить местоположение подстанции – это значит найти координаты центра нагрузок.
– По исходным данным построить оси Х и Y генплана и нанести
центры электрических нагрузок каждого цеха.
– С учетом размеров территории генплана выбрать масштаб нагрузок, ориентируясь на наибольшую и наименьшую, приняв удобный радиус.
P
Q
ma = íì
; mð = íì
;
2
πR íì
πR 2íì
24
Píá
ma =
πR
2
íá
; mp =
Qíá
πR 2íá
;
где m – масштаб нагрузок, кВт/км2 или квар/км2; Pнм, Qнм – наименьшая мощность цеха, кВт или квар; Rнм – наименьший визуально воспринимаемый радиус картограммы нагрузки, км.
Величина т округляется и принимается как для активных, так
и для реактивных нагрузок.
– Определяются радиусы кругов активных и реактивных нагрузок всех цехов
Q
P
,
; Rð =
π
m
πmà
ð
Rà =
где Rа и Rр – радиусы реактивной и активной нагрузок, км; Р и Q –
активная и реактивная нагрузки цехов, кВт и квар; ma , mр – масштаб нагрузок активной и реактивной, кВт/км2 или квар/км2.
Если даны только Р и cosj, то
Q = Ptgö,
– Определяются условные координаты ЦЭН всего предприятия
n
∑ Pi Xi
Xà0 = i =1n
∑ Pi
n
∑ Pi Yi
; Yà0 = i =1n
∑ Pi
i =1
;
i =1
А (Ха0, Yа0 )– местоположение ГПП;
n
∑ Qi Xi
Xð0 = i =1n
∑ Qi
i =1
n
∑ Qi Yi
; Yð0 = i =1n
∑ Qi
;
i =1
В(Хр0, Yр0) – местоположение ККУ,
где Ха0, Yа0 – координаты ЦЭН активных, км; Хр0, Yр0 – координаты ЦЭН реактивных, км; ККУ – комплектное компенсирующее
устройство;
ГПП – главная понижающая подстанция – это подстанция, получающая питание непосредственно от районной энергосистемы и
распределяющая энергию на более низком напряжении (6 или 10
кВ) по объекту.
25
Число и тип приемных пунктов электроэнергии (подстанций)
зависят от мощности, потребляемой объектом электроснабжения,
и характера размещения электропотребителей на территории объекта. При сравнительно компактном расположении потребителей
и отсутствии особых требований к надежности электроснабжения
вся электроэнергия от источника питания может быть подведена к
одной трансформаторной (ТП) или распределительной подстанции
(РП). При разбросанности потребителей и повышенных требованиях к бесперебойности электроснабжения питание следует подводить к двум и более подстанциям.
При близости источника питания к объекту и потребляемой им
мощности в пределах пропускной способности линий напряжением 6 и 10 кВ электроэнергия подводится к распределительной подстанции РП или к главной распределительной подстанции (ГРП).
РП служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации.
От РП электроэнергия подводится к ТП и к электроприемникам
напряжением выше 1 кВ, т. е. в этом случае напряжения питающей
и распределительной сети совпадают.
– Составляется картограмма нагрузок, на которую наносятся
все необходимые данные.
Примечания.
1. Картограмму нагрузок можно составить для цеха и определить ЦЭН, т. е.
определить место установки внутрицеховой ТП.
2. Величина нагрузок на генплане изображается кругами, площадь которых пропорциональна им.
Пример и последовательность выполнения работы
– Наносятся на генплан центры электрических нагрузок (ЦЭН)
каждого цеха (рис. 4.1), масштаб генплана тг=0,2 км/см.
– Определяются радиусы кругов активных и реактивных нагрузок, исходя из масштаба генплана.
– Определяется масштаб активных (та) нагрузок, исходя из
масштаба генплана. Принимается для наименьшей нагрузки (Ц5)
радиус Rа5=0,1 км, тогда
P5
25
=
ma =
= 796 êÂò/êì2 .
2
πR à5 3,14 ⋅ 0,12
Принимается та=800 кВт/км2.
26
Y,км
2,0
1,6
m г = 0,2 км/см
m a = 800 кВт/км2
m p = 800 квар/км2
P1, Ц1(0,6;1,45)
P2, Ц2(1,45;1,25)
1,2
A(2,0;0,88)
B(2,3;0,88)
0,8
P 3 , Ц3(2,4;0,9)
P 5 , Ц5(0,4;0,4)
0,4
P4, Ц4(1,55;0,55)
0
0,4
0,8
1,2
1,6
2,0
2,4
2,8
X, км
Рис. 4.1. Картограмма нагрузок
Определяется радиус для наибольшей нагрузки при принятом
масштабе
=
Rà3
P3
=
πmà
1000
= 0,63 êì.
3,14 ⋅ 800
Нанесение нагрузок на генплан в данном масштабе возможно,
масштаб утверждается. Определяются радиусы кругов для остальных нагрузок:
Rai =
Pi
; πmà
Результаты заносятся в «Сводную ведомость нагрузок цехов»
(табл. 4.2).
Определяются реактивные нагрузки каждого цеха из соотношения
=
Qi Ði tgji ,
где tgji определяется по cosji.
Результаты заносятся в «Сводную ведомость нагрузок цехов».
Определяются радиусы кругов для реактивных нагрузок при
том же масштабе, т. е. при mp=800 квар/км2 по формуле
Rpi = 2 ⋅ 10−2 Qi .
Результаты заносятся в «Сводную ведомость нагрузок».
Нагрузки кругами наносятся на генплан, активные – сплошной
линией, реактивные – штриховой.
27
Определяются условные ЦЭН активной и реактивной:
n
∑
=
Xà0
Pi Xi
i =1
=
n
∑ Pi
i =1
100 ⋅ 0,6 + 160 ⋅ 1,45 + 1000 ⋅ 2,4 + 400 ⋅ 1,55 + 25 ⋅ 0,4
= 2 êì
100 + 160 + 1000 + 400 + 25
n
∑
=
Yà0
Pi Yi
i =1
=
n
∑ Pi
i =1
100 ⋅ 1,45 + 160 ⋅ 1,25 + 1000 ⋅ 0,9 + 400 ⋅ 0,55 + 25 ⋅ 0,4
= 0,88 êì
100 + 160 + 1000 + 400 + 25
Вблизи точки А(2,0; 0,88) располагают ГПП.
n
∑ Qi Xi
=
Xð0
i =1
=
n
∑ Qi
i =1
102 ⋅ 0,6 + 141 ⋅ 1,45 + 480 ⋅ 2,4 + 300 ⋅1
,55 + 33 ⋅ 0,4
= 2,3 êì
102 + 141 + 480 + 300 + 33
n
∑ Qi Yi
=
Yð0
i =1
=
n
∑ Qi
i =1
102 ⋅ 1,45 + 141 ⋅ 1,25 + 480 ⋅ 0,9 + 300 ⋅ 0,55 + 33 ⋅ 0,4
= 0,88 êì
102 + 141 + 480 + 300 + 33
Вблизи точки В(2,3; 0,83) располагают ККУ или синхронный
компенсатор (СК).
– Составляются картограммы нагрузок для всего предприятия и
наносятся необходимые данные.
28
Таблица 4.2
Сводная ведомость нагрузок цехов
Параметр
Р, кВт
Ra, км
cos j
tg j
Q, квар
Rр, км
Номер цеха
Ц1
Ц2
Ц3
Ц4
Ц5
100
0,2
0,7
1,02
102
0,22
160
0,25
0,75
0,88
141
0,24
1000
0,63
0,9
0,48
480
0,44
400
0,4
0,8
0,75
300
0,35
25
0,1
0,6
1,33
33
0,11
Ответ: Место установки ГПП и ЦЭН точка А(2; 0,88). Место
установки ККУ и ЦЭН точка В(2,3; 0,88).
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
1. Что называется картограммой электрических нагрузок?
2. Какую функцию выполняет главная понижающая подстанция?
3. В каком случае на промышленном предприятии устанавливают две или более распределительных подстанции?
29
30
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
№
вар.
25
0,4; 0,4
160
0,5; 0,5
100
0,5; 1,5
40
0,5; 1,4
63
0,4; 0,9
250
0,7; 1,0
100
0,5; 0,5
400
0,4; 0,6
630
0,6; 0,7
1000
0,7; 0,8
P1, êÂò
(X1, Y1 )
Ц1
0,83
0,85
0,9
0,8
0,72
0,8
0,75
0,85
0,7
0,7
cosj1
40
0,5; 1,4
100
0,5; 1,2
25
1,5; 1,2
63
1,4; 1,5
100
1,2; 1,6
100
1,5; 1,8
400
0,6; 1,6
630
0,6; 1,5
1000
0,6; 1,2
250
0,6; 1,4
P2 , êÂò
(X2 , Y2 )
Ц2
0,72
0,83
0,85
0,9
0,8
0,85
0,8
0.7
0,75
0,75
cosj2
63
1,5; 1,2
63
1,6; 1,3
40
2,6; 1,0
100
2,7; 1,2
160
2,6; 1,3
400
1,6; 0,8
630
1,5; 0,5
1000
1,5; 0,6
250
1,6; 0,7
100
1,6; 0,6
P3 , êÂò
(X3 , Y3 )
ЦЗ
0,8
0,72
0,83
0,85
0,9
0,9
0,85
0,75
0,8
0,8
cosj3
100
2,4; 1,0
40
2,5; 1,2
64
1,6; 0,7
160
1,8; 0,8
25
1,8; 0,6
630
1,9; 2,0
1000
1,7; 1,2
250
1,8; 1,3
100
1,8; 1,4
630
1,7; 1,5
P4 , êÂò
(X4 , Y4 )
Ц4
0,9
0,8
0,72
0,83
0,85
0,7
0,9
0,8
0,85
0,85
cosj4
Индивидуальные задания для практической работы №4
160
1,5; 0,5
25
1,6; 1,7
160
0,5; 0,5
25
0,6; 0,7
40
0,7; 0,9
1000
0,5; 2,0
250
2,6; 1,0
100
2,5; 1,2
400
2,4; 1,5
400
2,5; 1,4
P5 , êÂò
(X5 , Y5 )
Ц5
0,85
0,9
0,8
0,72
0,83
0,75
0,7
0,9
0,9
0,9
cosj5
31
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
№
вар.
160
0,6; 0,5
100
0,5; 0,6
63
0,4; 0,5
40
0,5; 0,4
25
0,4; 0,6
1000
0,6; 0,3
630
0,5; 0,4
400
0,4; 0,5
100
0,7; 0,4
250
0,5; 0,6
P1, êÂò
(X1, Y1 )
Ц1
0,85
0,8
0,75
0,7
0,7
0,75
0,8
0,9
0,7
0,85
cosj1
100
0,6; 1,2
63
0,5; 1,4
40
0,4; 1,5
25
0,5; 1,6
160
0,4; 1,5
630
0,5; 1,5
400
0,5; 1,5
100
0,5; 1,5
250
0,5; 1,5
160
0,5; 1,6
P2 , êÂò
(X2 , Y2 )
Ц2
0,9
0,85
0,8
0,75
0,75
0,85
0,7
0,8
0,9
0,7
cosj2
25
1,5; 0,4
25
1,3; 0,5
25
0,4; 0,6
160
1,2; 0,7
100
1,6; 0,5
400
1,5; 1,2
100
1,5; 1,3
250
1,5; 1,4
160
1,5; 1,2
1000
1,5; 1,2
P3 , êÂò
(X3 , Y3 )
ЦЗ
0,7
0,9
0,85
0,8
0,8
0,7
0,85
0,75
0,75
0,75
cosj3
40
1,5; 1,2
40
1,3; 1,4
160
1,4; 1,3
100
1,2; 1,5
63
1,6; 1,6
100
1,4; 0,4
250
1,4; 0,5
160
1,4; 0,6
1000
1,4; 0,5
630
1,4; 0,4
P4 , êÂò
(X4 , Y4 )
Ц4
0,75
0,7
0,9
0,85
0,85
0,9
0,7
0,85
0,8
0,8
cosj4
63
2,6; 0,6
160
2,7; 0,8
100
2,5; 1,0
63
2,4; 1,2
40
2,5; 1,5
250
2,5; 0,5
160
2,5; 0,8
1000
2,5; 1,0
630
2,5; 1,2
400
2,5; 1,6
P5 , êÂò
(X5 , Y5 )
Ц5
0,8
0,75
0,7
0,9
0,9
0,8
0,9
0,7
0,85
0,9
cosj5
32
29
28
27
26
25
24
23
22
21
№
вар.
630
0,7; 0,7
400
0,6; 0,6
100
0,3; 0.3
250
0,4; 0,4
160
0,5; 0,5
100
0,3; 0,3
250
0,4; 0,4
25
0,3; 0,3
40
0,4; 0,4
P1, êÂò
(X1, Y1 )
Ц1
0,7
0,6
0,8
0,6
0,75
0,8
0,7
0,7
0,7
cosj1
1000
0,5; 1,6
1000
0,5; 1,5
1000
0,5; 1.4
1000
0,5; 1,5
1000
0,5; 1,2
630
0,4; 1,0
630
0,4; 1,1
400
0,4; 1,2
400
0,4; 1,3
P2 , êÂò
(X2 , Y2 )
Ц2
0,8
0,7
0,8
0,8
0,8
0,7
0,9
0,8
0,8
cosj2
400
1,4; 1,2
250
1,4; 1,3
630
1,4; 1,4
160
1,4; 1,5
630
1,4; 1,6
400
1,2; 1,4
400
1,2; 1,5
630
1,2; 1,6
630
1,2; 1,7
P3 , êÂò
(X3 , Y3 )
ЦЗ
0,9
0,8
0,75
0,85
0,85
0,9
0,8
0,9
0,9
cosj3
250
1,2; 0,4
160
1,2; 0,5
250
1,2; 0,6
400
1,2; 0,7
100
1,2; 0,5
25
1,6; 0,4
40
1,6; 0,5
63
1,6; 0,3
63
1,6; 0,5
P4 , êÂò
(X4 , Y4 )
Ц4
0,6
0,75
0,6
0,7
0,9
0,75
0,85
0,75
0,75
cosj4
160
2,7; 0,4
630
2,7; 0,6
160
2,7; 0,8
630
2,7; 1,0
250
2,7; 1,2
1000
2,8; 0,6
1000
2,8; 0,8
1000
2,8; 1,0
1000
2,8; 1,2
P5 , êÂò
(X5 , Y5 )
Ц5
0,85
0,9
0,85
0,9
0,7
0,85
0,75
0,85
0,85
cosj5
ПЗ–5. РАСЧЕТ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА УЗЛОВОЙ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
Цель работы: составить структурную схему узловой распределительной подстанции (УРП); рассчитать и выбрать трансформаторы; проверить автотрансформаторы (АТ) на допустимость режима
работы.
Исходные данные: Sлэп=137 MB·А (из ПЗ-2); Vлэп=220 кВ (из ПЗ2); Р1=30 МВт; V1=35 кВ; cos j1= 0,9; Р2=50 МВт; V2= 10 кВ; cos
j2=0,85
Методические указания
Узловой распределительной подстанцией (УРП) называется
центральная подстанция объекта напряжением 35 ... 220 кВ, получающая питание от энергосистемы и распределяющая ее по подстанциям глубоких вводов на территории объекта.
Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция
на напряжение 35...220 кВ, выполненная по упрощенным схемам
коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП.
ПГВ обычно предназначается для питания отдельного объекта
(крупного цеха) или района предприятия.
Автотрансформаторы применяются при небольших коэффициентах трансформации (менее 2), при которых они более экономичны, чем трансформаторы. Кроме того, автотрансформаторы применяются в сетях напряжением 220 кВ и выше для регулирования
напряжения (линейные регуляторы).
Автотрансформаторы с первичным напряжением ВН 220 кВ
имеют номинальные мощности 32, 63, 125 и 200 MB·А.
Маркировка автотрансформаторов начинается с буквы А, например, АТДЦТН-2000000/220 обозначает автотрансформатор
трехфазный с масляным охлаждением с принудительной циркуляцией и дутьем, трехобмоточный, с РПН, номинальной мощностью
200 000 кВ·А, напряжением 220 кВ.
Трехфазные трехобмоточные автотрансформаторы изготовляются с соединением обмоток ВН (220 кВ) и СН (110 кВ) в звезду и
добавочной обмотки НН (6,3 ...38,5 кВ) в треугольник.
– Составляется структурная схема узловой распределительной
подстанции (УРП) и наносятся известные значения напряжения и
полной мощности.
33
– При наличии двух подключенных к распределительному
устройству трансформаторов (автотрансформаторов) выполняется
условие
Sò ≥ 0,7Sì.ð.,
где Sм.р. – максимальная проходная мощность, МВ·А.
– Выбранные АТ проверяются на допустимость режима, т. е. обмотка НН не должна перегружаться.
Условие
Sòèï ≥ SÍÍ =
Sïîòð ,
Sòèï = Kâûã Sàònàò ,
где Sтип – типовая мощность АТ, МВ·А; Kвыг – коэффициент выгодности АТ; Sат – номинальная мощность выбранного АТ; nат – количество АТ, подключенных к нагрузке НН; Sпотр – нагрузка на НН,
МВ·А.
1
Kâûã = 1 –
,
KÒ ( ÂÍ –ÑÍ )
где KТ(ВН–СН) – коэффициент трансформации АТ,
V
KÒ ( ÂÍ –ÑÍ ) = ÂÍ ,
VÑÍ
где VВН, VСН – значения напряжения на обмотках ВН, СН, кВ.
– Определяется баланс мощностей по УРП:
SÝÍÑ = SËÝÏ – S1 – S2 ,
где SЭНС – мощность, связанная с ЭНС, МВ·А; Sлэп – мощность, приходящая от ЭС, МВ·А; S1, S2 – мощности потребителей, МВ·А.
Если результат получается со знаком «плюс», то избыток приходящей от ЭС мощности отдается ЭНС, если со знаком «минус», то
недостаток мощности берется из ЭНС.
– Определяется КЗ:
Sì.ð
Sì.ð
ÊÇ( ÀÒ ) =
; ÊÇ( Ò ) =
.
nàò Sàò
nò Sò
В ответе записывается:
– число и условное обозначение Т и АТ;
– коэффициенты загрузки;
– результат баланса мощностей по УРП (SЭНС)
34
Примечание
Согласовываются классы напряжений:
– для трансформаторов:
500/35, 20, 15 кВ,
330/20, 10 кВ;
110/35, 20, 10, 6 кВ;
– для автотрансформаторов:
500/110/35, 10,
330/110/35, 10, 6,
220/110/35, 10, 6.
Пример и последовательность выполнения работы
Решение:
– Составляется структурная схема УРП для согласования четырех различных напряжений (рис. 5.1), наносятся необходимые
данные.
SЛЭП = 137 МВ·А
V ВН = 220 кВ
РУВН
SЭНС = 44,9 МВ·А
V ЭНС = 110 кВ
РУ СН1
АТ2
Т1
Т2
АТ1
РУСН2
S1 = 33,3 МВ·А
V 1 = 35 кВ
РУ НН
S2 = 58,8 МВ·А
V 2 = 10 кВ
Рис. 5.1. Структурная схема УРП
– Определяются полные мощности потребителей
P1
30
=
S1
= = 33,3 ÌÂ ⋅ À;
cosj1 0,9
35
=
S2
P2
50
= = 58,8 ÌÂ ⋅ À.
cosj2 0,85
– Определяются расчетные мощности трансформаторов и автотрансформаторов по наибольшему значению:
Sàò ≥ Sàò.ð = 0,7SËÝÏ =
0,7 ⋅ 137 =
95,9 ÌÂ ⋅ À;
Sò ≥ Sò.ð =0,7S2 =0,7 ⋅ 58,8 =41,2 ÌÂ ⋅ À.
– По таблицам А.1, А.3 и А.4 выбираются трансформаторы и автотрансформаторы, определяются КЗ.
2×АТДЦТН 125000–220/110/35;
2×ТРДН 63000–110/10
VВН=230 кВ
VСН=110 кВ
VНН=38,5 кВ
ΔPХХ=65 кВт
ΔPкз(ВН–СН)=315 кВт, uкз(ВН–СН)= 11%
ΔPкз(ВН–НН)=280 кВт, uкз(ВН–НН)= 45%
ΔPкз(СН–НН)=275 кВт, uкз(СН–НН)= 28%
ixx=0,4 %
VВН=115 кВ
VНН=10,5–10,5 кВ
ΔPХХ=50 кВт
ΔPКЗ=245 кВт
uкз=10,5 %
ixx=0,5 %
Ê=
Ç( ÀÒ )
Ê=
Ç( Ò )
Sì.ð
137
= = 0,55;
nàò Sàò 2 ⋅ 125
Sì.ð 58,8
= = 0,47.
nò Sò 2 ⋅ 63
– Проверяются АТ на допустимость режима работы согласно условию
(2 ⋅ 62,5 ÌÂ ⋅ À ) Sòèï > S1 ( 33,3 ÌÂ ⋅ À ),
где Sòèï = Êâûã Sàò = 0,5 ⋅ 125 = 62,5 ÌÂ ⋅ À;
K=
âûã 1 –
1
1
= 1=
–
0,5,
KÒ( ÂÍ–ÑÍ )
2
VÂÍ 220
=
= 2,
где ÊÒ( ÂÍ–ÑÍ
) V= 110
ÑÍ
Условие выполняется даже в случае работы на потребителя
только одного АТ.
36
– Определяется баланс мощностей пo УРП:
=
SÝÍÑ SËÝÏ =
– S1 – S2 137 – 33=
,3 – 58,8 44,9 ÌÂ ⋅ À.
Положительное значение SЭНС означает, что ЭС обеспечивает потребителей электроэнергии (ЭЭ) полностью и 44,9 МВ· А отдается в
ЭНС.
Ответ: На УРП установлены:
2×АТДЦТН–125000/220/110/35, КЗ(АТ)=0,55;
2×ТРДН–63000/110/10, КЗ(Т)=0,47;
SЭНС=44,9 МВ· А.
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
1. Структурная схема узловой распределительной подстанции.
2. Приведите расшифровку марки выбранных вами автотрансформаторов.
3. По каким основным параметрам производится подбор автотрансформаторов в данной работе?
Индивидуальные задания для практической работы №5
Потребитель 1
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Потребитель 2
Р1, МВт
V1, B
cosj1
Р2 , МВт
V2, кВ
cosj2
63
125
250
200
200
250
125
250
125
125
63
125
6,3
10
6,3
35
6,3
10
6,3
35
6,3
10
35
35
0,8
0,81
0,82
0,83
0,84
0,85
0,86
0,87
0,88
0,89
0,9
0,91
25
400
63
80
40
630
125
80
63
630
125
80
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
0,95
0,94
0,93
0,92
0,91
0,9
0,89
0,88
0,87
0,86
0,85
0,84
37
Потребитель 1
Вариант
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
38
Потребитель 2
Р1, МВт
V1, B
cosj1
Р2 , МВт
V2, кВ
cosj2
200
200
125
200
250
200
200
125
200
63
250
125
250
125
63
200
250
30
6,3
10
6,3
35
6,3
10
6,3
35
10
10
6,3
35
13,8
10
6,3
35
6,3
35
0,92
0,93
0,94
0,95
0,94
0,93
0,92
0,91
0,9
0,89
0,88
0,87
0,86
0,85
0,84
0,83
0,82
0,9
80
400
80
63
80
400
80
80
63
400
125
80
40
630
125
80
25
50
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
35
10
0,83
0,82
0,81
0,8
0,81
0,82
0,83
0,84
0,85
0,86
0,87
0,88
0,89
0,9
0,91
0,92
0,93
0,85
ПЗ–6. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Цель работы: определить количество вертикальных электродов
и длину горизонтальных заземлителей; показать размещение заземляющих устройств (ЗУ) на плане; определить фактическое значение сопротивления ЗУ.
Исходные данные: А×В=15×12 м; Vлэп=20 кВ; Lлэп(кл)=10
км;Vн=0,4 кВ; ρ=300 Ом ⋅ м (супесь); t=0,7 м; Климатический район – IV; Вертикальный электрод – уголок (75×75), LВ=3 м; Вид
ЗУ – контурное; Горизонтальный электрод – полоса (40×4 мм);
Методические указания
Для каждой установки, работающей в тех или иных условиях,
регламентируется определенный комплекс защитных мероприятий, позволяющих свести к минимуму вероятность электротравматизма.
При рассмотрении вопросов, связанных с электробезопасностью, используются основные термины, принятые в ПУЭ.
Заземлителем называют металлические проводники, находящиеся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющим устройством называют совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлением какого-либо участка установки
называют преднамеренное электрическое соединение ее с заземляющим устройством.
Заземляющие устройства предназначены для создания надежных малоомных заземлений определенных частей электрических
машин, аппаратов, токоприемников и молниеотводов с целью обеспечения требуемых режимов работы электроустановок, защиты
персонала от поражения электрическим током, грозозащиты и защиты от перенапряжений.
Для заземления электропотребителей различных назначений и
напряжений следует применять одно общее заземляющее устройство с наименьшим сопротивлением.
В установках напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединяют нейтрали трансформаторов и генераторов, должно быть
не более 4 Ом. Для трансформаторов и генераторов мощностью 100
кВ·А и менее заземляющие устройства могут иметь сопротивление
до 10 Ом.
39
Такие же пределы значений сопротивления установлены для заземляющих устройств, предназначенных для заземления электрооборудования в установках напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью.
Если же указанное заземляющее устройство одновременно используется для электроустановок напряжением свыше 1000 В с
большими токами замыкания на землю (более 500 А), то его сопротивление в любое время года не должно превышать 0,5 Ом.
Для заземляющих устройств любого назначения необходимо
использовать в первую очередь естественные заземлители и заземляющие проводники. Если естественных заземлителей нет или их
использование не дает требуемых результатов, то применяют искусственные заземлители.
Искусственные заземлители как правило выполняют из вертикально забитых в грунт стальных стержней, соединяемых между
собой стальными полосами. Полосы прокладываю в земле на глубине не менее 0,5 м и приваривают к верхним концам стержней.
При этом необходимо так размещать искусственные заземлители,
чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение
электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием.
Выбор материала заземлителей зависит от характера грунта и
способа забивки стержней. Длину стержней и глубину их заложения выбирают в зависимости от климатических условий.
Сопротивление заземляющих устройств растеканию тока зависит от удельного сопротивления грунта, так как именно он оказывает основное сопротивление растеканию.
Рассчитать заземляющее устройство (ЗУ) в электроустановках
(ЭУ) с изолированной нейтралью (ИН) – это значит:
– определить расчетный ток замыкания на землю (IЗ) и сопротивление ЗУ (RЗ);
– определить расчетное сопротивление грунта (ρр);
– выбрать электроды и рассчитать их сопротивление;
– уточнить число вертикальных электродов и разместить их на
плане.
Примечание. При использовании естественных заземлителей
R R
Rè = å ç ,
Rå + Rç
где Rи, Rе – сопротивление искусственных и естественных заземлителей, Ом.
40
Сопротивление заземления железобетонных фундаментов здания, связанных между собой металлическими конструкциями,
определяется по формуле
Re =
ρ
S
,
где ρ=100 Ом ⋅ м (суглинок); S – площадь, ограниченная периметром здания, м2.
Определение IЗ и RЗ
В любое время года согласно ПУЭ
RÇ ≤ 250 / IÇ ,
где RЗ – сопротивление заземляющего устройства, Ом (не более 10
Ом); IЗ – расчетный ток замыкания на землю, А ( не более 500 А).
Расчетный (емкостный) ток замыкания на землю определяется
приближенно
IÇ =
VÍ (35LÊË + LÂË )
350
где VН – номинальное линейное напряжение сети, кВ; Lкл, Lвл –
длина кабельных и воздушных электрически связанных линий,
км.
Примечание. В электроустановках с ИН до 1 кВ
RÇ ≤
125 (не более 4 Ом).
IÇ
При мощности источника до 100 кВ⋅A – не более 10 Ом.
По этой же формуле рассчитывают RЗ, если ЗУ выполняется общим для сетей до и выше 1кВ.
При совмещении ЗУ различных напряжений принимается PЗ
наименьшее из требуемых значений (табл. 6.1).
Определение ρр грунта
ρ=
ð Kñåç ρ,
где ρр – расчетное удельное сопротивление грунта, Ом ⋅ м; Kсез – коэффициент сезонности, учитывающий промерзание и просыхание
грунта, Kсез=F (климатическая зона, вид заземлителей), принимается по табл. 6.2.
41
Таблица 6.1
Наибольшие допустимые значения RЗ для 3 – фазных сетей
Напряжение сети, кВ
Режим нейтрали
Rз. нб, Ом
Вид ЗУ
110 и выше
ЗН
0,5
Заземление
3...35
ИН
10
0,66
2
0,38
ГЗН
4
0,22
Зануление
8
0,66; 0,38; 0,22
ИН
4
Заземление
Примечание. При удельном электрическом сопротивлении
грунта более 100 Ом ⋅ м допускается увеличивать указанные выше
значения в 0,01ρ раз, но не более 10-кратного.
Таблица 6.2
Коэффициенты сезонности Kсез
Климатическая
зона
Вид заземлителя
вертикальный
горизонтальный
Дополнительные сведения
1
2
3
4
I
1,9
5,8
Глубина заложения вертикальных заземлителей от поверхности земли 0,5...0,7 м
II
1,7
4,0
III
1,5
2,3
IV
1,3
1,8
Глубина заложения горизонтальных заземлителей
0,3...0,8 м
Примечание. Зона I имеет наиболее холодный, IV – теплый климат; ρ – удельное сопротивление грунта, измерено при нормальной
влажности, Ом ⋅ м, принимается по табл. 6.3.
Таблица 6.3
Удельное сопротивление грунта (ρ)
Грунт
Торф
Глина,
земля
садовая
Чернозем
ρ, Ом ⋅ м
20
40
50
42
Сугли- Каменистая
Песок с
Супесь
нок
почва
галькой
100
200
300
800
Выбор и расчет сопротивления электродов
Выбор электродов – по табл. 6.4.
Таблица 6.4
Рекомендуемые электроды
Вид электрода
Размеры, мм
L, м
Стальной уголок
50 х 50 х 5
60 х 60 х 6
75 х 75 х 8
2,5...3
Круглая сталь
∅ 12...16
5... 6
Труба стальная
∅ 60
2,5
Полоса стальная
40 х 4
Пруток стальной
∅ 10...12
t, м
0,5...0,7
Расчетная
Приближенно сопротивление одиночного вертикального заземлителя определяется по формуле
r=
 0,3ρÐ .
Сопротивление горизонтального электрода (полосы) определяется по формуле
rÐ =
0,4ρÐ 2L2Ï
lg
,
LÏ
bt
где Lп – длина полосы, м; b – ширина полосы, м; для круглого горизонтального заземлителя b=1,1d; t – глубина заложения, м.
Определение сопротивлений с учетом коэффициента использования.
râ
rã
=
Râ =
; Rã
, ηâ
ηã
где и – сопротивление вертикального и горизонтально электродов
с учетом коэффициентов использования, Ом; и – коэффициенты использования вертикального и горизонтального электродов, определяются по табл. 6.5:
η=F(тип ЗУ, вид заземлителя, a/L, Nв),
где a – расстояние между вертикальными заземлителями, м; L –
длина вертикального заземлителя, м; Nв – число вертикальных заземлителей.
43
Таблица 6.5
Значения коэффициентов использования электродов
a/L
Nв
1
ηв
2
ηг
ηв
3
ηг
ηв
4
6
10
20
30
ηг
Дополнительные
сведения
Числитель для
контурного ЗУ, а
знаменатель – для
рядного
Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей с учетом соединительной полосы
R R
RÂ ≤ Ã Ç .
RÃ − RÇ
Уточнение числа вертикальных электродов
Необходимое число вертикальных заземлителей определяется
следующим образом:
Râ
′ =
NÂ
Rè ηâ
( ïðè èñïîëüçîâàíèè åñòåñòâåííûõ è èñêóñòâåííûõ çàçåìëèòåëåé ); Nâ′ =
Râ
Rç ηâ
( ïðè èñïîëüçîâàíèè òîëüêî èñêóñòâåííûõ çàçåìëèòåëåé ); NÂ =
râ
, Rè ηâ.óò
где hв.ут – уточненное значение коэффициента использования вертикальных заземлителей.
Пример и последовательность выполнения работы
1. Определяется расчетное сопротивление одного вертикального
электрода
r = 0,3ρÊñåç.â = 0,3 ⋅ 300 ⋅ 1,3 = 117 Îì.
44
По табл. 6.2 Kсез.в= F(верт., IV)=1,3.
2. Определяется предельное сопротивление совмещенного ЗУ
125 125
Rçó
=
= = 6,25 Îì ( äëÿ ËÝÏ ÂÍ );
1
20
IÇ
=
IÇ
Vëýï ⋅ 35 ⋅ Lêë 20 ⋅ 35 ⋅ 10
= = 20 À;
350
350
Требуемое по НН Rзу2 ≤ 4 Ом на НН.
Принимается Rзу2= 4 Ом (наименьшее из двух).
Но так как ρ > 100 Ом ⋅ м, то для расчета принимается
300
ρ
Rçó ≤ 4
=4
= 12 Îì;
100
100
3. Определяется количество вертикальных электродов:
– без учета экранирования (расчетное)
r 117
′
= = 9,75.
N=
â.ð
Rçó 12
Принимается N′в.р=10;
– с учетом экранирования
N
=
â.ð
′
Nâ.ð
10
= = 14,5. Принимается Nв=15.
0,69
ηâ
По табл. 6.5 последовательной проверкой выбираем нужный коэффициент из подгрупп 1 ÷ 3; ηв=F(тип ЗУ, вид заземлителя, a/L,
Nв)=F(контурное, вертикальное, 2,10)=0,69.
4. Размещается ЗУ на плане (рис. 6.1) и уточняются расстояния,
наносятся на
план. Так как контурное ЗУ закладывается на расстоянии не менее 1 м, то длина по периметру закладки равна
LÏ = ( À + 2 ) ⋅ 2 + ( Â + 2 ) ⋅ 2 = (15 + 2 ) ⋅ 2 + (12 + 2 ) ⋅ 2 = 62 ì.
Тогда расстояние между электродами уточняется с учетом формы объекта. По углам устанавливают по одному вертикальному
электроду, а оставшиеся – между ними.
Для равномерного распределения электродов окончательно принимается Nв=16, тогда
B'
14
À'
17
a=
= = 3,5 ì; à=
= = 4,25 ì,
Â
À
nB – 1 4
nA – 1 4
45
где aВ – расстояние между электродами по ширине объекта, м; аА –
расстояние между электродами по длине объекта, м; nB – количество электродов по ширине объекта; nA – количество электродов по
длине объекта.
Для уточнения принимается среднее значение отношения
 a 
1  a + a A  1  3,5 + 4,25 
=
=


 1,3.

 2  =
3
3
L



 â ñð 2 
Тогда по таблице 6.5 уточняются коэффициенты использования
ηв=F(конт.; 1,3; 16)=0,56;
ηг=F(конт.; 1,3; 16)=0,32.
5. Определяются уточненные значения сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов
RÃ=
2L2
0,4
0,4
2 ⋅ 622
ρKñåç.ã lg Ï=
⋅ 300 ⋅ 1,8lg
= 54,2 Îì.
LÏ ηÃ
bt
62 ⋅ 0,32
40 ⋅ 10−3 ⋅ 0,7
По табл. 6.2 Kсез.г=F(IV)=1,8.
=
RÂ
rÂ
117
=
= 13,1 Îì.
N η 16 ⋅ 0,56
6. Определяется фактическое сопротивление ЗУ
=
Rçó.ô
RÂ RÃ
13,1 ⋅ 54,2
=
= 10,6 Îì;
RÂ + RÃ 13,1 + 54,2
Rçó.ô (10,6 ) < Rçó (12 ),
следовательно, ЗУ эффективно.
Ответ: ЗУ объекта состоит из:
Nв=16;
Lв=3 м;
aА= 4,25 м;
Lп=62 м;
Rзу=10,6 Ом
46
75×75 мм;
aB=3,5 м;
полоса – 40×4 мм;
А1= 17 м
В= 12 м
В1 = 14 м
аВ = 3,5 м
аА= 4,25 м
1м
А1= 15м
Рис. 6.1. План ЗУ подстанции
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
1. Какое устройство называют заземлителем?
2. Какова максимально допустимая величина сопротивления
заземляющего устройства в установках напряжением до 1000 В с
глухозаземленной нейтралью?
3. Способ выполнения искусственных заземлителей.
47
48
15
20
—
5
3
—
15
8
6
—
25
10
10
—
20
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Lвл
3
6
4
5
5
20
4
4
8
10
9
4
8
7
5
Lкл
ЛЭП, км
1
№
вар.
10/0,23
20/0,23
25/0,23
40/0,23
35/0,23
10/0,4
40/0,65
35/0,65
15/0,65
20/0,65
20/0,4
35/0,4
20/0,4
25/0,4
35/0,4
ТП – V1/V2,
кВ
0,5
0,7
0,7
0,6
10 × 8
12 × 10
10 ×10
Щебень 200
Суглинок
100
0,7
0,7
0,6
0,5
0,5
0,6
12 × 8
10 × 9
20 ×10
15 ×12
15 × 8
12 × 6
Щебень 200
Суглинок
100
Песок 800
Торф 20
Глина 40
Чернозем 50
Супесь 300
0,7
0,6
15 × 8
Песок 800
10×10
0,5
16 × 8
Торф 20
0,5
18×10
Глина 40
Чернозем 50
Супесь 300
Песок 800
0,6
t, м
18 × 8
А × В, м
15 × 10
Грунт, ρ, Ом
⋅м
К
К
К
К
К
К
К
К
K
К
К
К
К
К
К
Вид
ЗУ
IV
III
II
I
I
II
III
IV
IV
III
II
I
II
III
IV
Клим.
зона
Труба стальная
d=60
L=2,5 м
Стальной
уголок
60 × 60 × 6
L=3 м
Круглая сталь
d=12
L=5 м
Стальной
уголок
50 × 50 × 5
L=2,5 м
В
Полоса
40× 4
Пруток
d=12
Пруток
d=10
Полоса
40 × 4
Г
Искусственные заземлители,
размер, мм
Индивидуальные задания для практической работы №6
49
—
4
5
—
15
9
4
1
5
3
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Lвл
10
4
5
9
10
4
6
7
8
10
Lкл
ЛЭП, км
16
№
вар.
15/0,23
40/0,23
35/0,65
15/0,65
20/0,65
20/0,65
35/0,4
20/0,4
25/0,4
20/0,4
ТП – V1/V2,
кВ
0,5
0,5
0,6
0,7
0,7
0,6
0,5
10 ×8
12 ×10
18 ×10
18 ×8
16 ×10
12 ×8
15 ×12
12 ×10
Суглинок
100
Щебень 200
Суглинок
100
Супесь 300
Песок 800
Торф 20
Глина 40
Чернозем 50
0,5
0,6
16 ×10
Супесь 300
Щебень 200
t, м
0,7
А × В, м
15 ×12
Грунт, ρ, Ом
⋅м
К
К
К
К
К
К
К
К
К
К
Вид
ЗУ
I
I
II
III
IV
I
I
II
III
IV
Клим.
зона
Круглая сталь
d=16
L=5 м
Круглая сталь
d=15
L=6 м
Стальной
уголок
60 × 60 × 6
L=3 м
В
Полоса
40 × 4
Пруток
d=12
Полоса
40 × 4
Г
Искусственные заземлители,
размер, мм
ПЗ–7. РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЦЕХОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА
Цель работы: выбрать вид и схему релейной защиты (РЗ); рассчитать и выбрать элементы РЗ от токов КЗ и перегрузки; проверить надежность РЗ.
Исходные данные: линия ЭСН цехового трансформатора, имеющая на ВН силовой выключатель с пружинным приводом; тип
трансформатора ТСЗ – 250/10/0,4; Iк1(З)=1,8 кА ; Iк2(З)=0,3 кА;
защита от междуфазных КЗ.
Методические указания
Для защиты от междуфазных коротких замыканий широко
применяют максимальные токовые защиты (МТЗ) и токовые отсечки (ТО). Их используют также для защиты от однофазных замыканий на землю.
Максимальный токовой защитой называют защиту, действующую в случаях, когда ток в защищаемой цепи превышает значение,
равное максимальному рабочему току этой цепи. Такая защита является наиболее надежной, дешевой и простой по выполнению. Ее
применяют для защиты кабельных и воздушных линий при одностороннем их питании, генераторов, трансформаторов, высоковольтных электродвигателей.
Максимальная токовая защита относится к защитам с выдержкой времени. Её обычно выполняют с помощью электромагнитных
реле максимального тока и реле времени.
Токовая отсечка может быть быстродействующей или с выдержкой времени (0,5…1 с). В отличие от максимальной токовой
защиты отсечка заранее ограничивается зоной действия. Это делается для обеспечения селективности (избирательности действия),
которая достигается путем выбора тока срабатывания отсечки, а не
выдержки времени, как при максимальной токовой защите.
Ток короткого замыкания в линии определяется значением сопротивления от источника питания до места повреждения и уменьшается с удалением последнего, о чем свидетельствует кривая на
рис. 7.2, Наименьший ток короткого замыкания возникает при
возможном повреждении в конце линии (в точке К2), а наибольшее – в ее начале (в точке К1).
Рассчитать релейную защиту (РЗ) – это значит:
– выбрать вид и схему;
– выбрать токовые трансформаторы и токовые реле;
50
ê.ìàêñ
6...35 кВ, 50 Гц
В
А
РТМ
В
А
В
В
РТ-80
С
А
ТТ2
ТТ2
ТТ1
ЭмО
В
РТВ
С
6...35 кВ, 50 Гц
6...35 кВ, 50 Гц
ТТ1
В
РТМ
РТВ
РТ-40
РТ-40
С
ТТ2
ТТ1
Рис. 7.1. Виды РЗ
– определить чувствительность защиты.
Основные понятия:
Ток срабатывания реле (Iср) – наименьший ток, при котором
реле срабатывает.
Напряжение срабатывания реле (Vср) – наименьшее напряжение, при котором реле срабатывает.
Ток возврата реле (Iв.р) – наибольший ток, при котором реле возвращается в исходное состояние.
Напряжение возврата реле (Vв.р) – наибольшее напряжение, при
котором реле возвращается в исходное положение.
Коэффициент возврата (Kв) – это отношение тока или напряжения
возврата к току или напряжению срабатывания, соответственно:
Iâ.ð Vâ.ð
=
KÂ =
.
Iñð
Vñð
Ток срабатывания защиты (Iс.з) – наименьший первичный ток,
при котором срабатывает защита.
Токовая отсечка (ТО) – МТЗ с ограниченной зоной действия и
токовым реле мгновенного действия (без реле времени).
Ток срабатывания ТО (Iс.то) – наименьший ток мгновенного срабатывания защиты в первичной цепи.
Выбор вида и схемы РЗ
Сеть ВН цехового трансформатора на напряжение 6…35 кВ имеет изолированную нейтраль. В схемах защиты с силовыми выключателями на ВН (рис. 7.1) можно применить следующие виды РЗ:
51
– ТО (без выдержки времени) на реле типа РТ – 40 косвенного
действия при наличии электромагнита отключения (ЭмО), типа
РТМ прямого действия при наличии пружинного привода;
– МТЗ на реле типа РТ – 40 в сочетании с реле времени типа ЭВ –
100 или ЭВ – 200 для выключателей с ЭмО, типа РТВ для выключателя с пружинным приводом;
– сочетание ТО и МТЗ на реле типа ИТ – 80, РТ – 80, РТ – 90 для
выключателей с ЭмО, типа РТМ и РТВ для выключателей с пружинным приводом.
Токовая отсечка (ТО) обеспечит защиту в зоне КЗ, а максимальная токовая защита (МТЗ) – в зоне перегрузки. Наиболее распространенные схемы,сочетающие ТО и МТЗ, могут быть однорелейные и двухрелейные, на постоянном и переменном оперативном
токе.
Выбор токовых трансформаторов
Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от
первичных цепей высокого напряжения.
Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в
режиме, близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет, так как он
будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры,
а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.
Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную
обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной
обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или
реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка
трансформатора тока (или шунтируется обмотка реле).
– Определяется номинальный ток нагрузки на ВН (Iн)
Sò
Ií.ò =
( äëÿ òðàíñôîðìàòîðà ). 3Ví
Выбираются по I1н и I2н трансформаторы тока для установки
(табл. 7.1) и определяется номинальный коэффициент трансформации
52
Kò =
I1í
.
I2í
Выбирается тип реле тока для защиты (табл. 7.2) и определяется
уставка срабатывания по току
K K K
Iñð( ìòç ) = çàï í ñõ Iíá ,
KÂ KÒ
где Iср(мтз) – ток срабатывания реле, расчетный, А; Iнб – наибольший ток нагрузки защищаемого участка, А; Kзап – коэффициент
самозапуска ЭД; Kн – коэффициент надежности отстройки, учитывающий погрешности реле и ТТ (табл. 7.3); Kв – коэффициент возврата реле; Kсх – коэффициент схемы включения реле.
Коэффициент схемы (Ксх) – это отношение тока реле (Iр) к току
фазы (Iф).
Ið
Kñõ =
.
Iô
В зависимости от вида защищаемого участка принимаются следующие значения наибольшего тока (Iнб):
Iнб=Iн – линия без электродвигателя;
Iнб=Iп – линия с электродвигателем;
Iнб=Iк.макс – для расчета токовой отсечки;
где Iн, Iп и Iк.макс – ток номинальный в линии, пусковой ток ЭД и
ток короткого замыкания (максимальный) в линии.
В зависимости от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и вида короткого замыкания принимаются следующие значения коэффициентов схемы (Kсх):
Kсх=1 – при соединении обмоток по схеме «неполная звезда»,
Kсх=1,73 – во всех случаях при 3–фазном КЗ,
Kсх=1 – при КЗ двух фаз и одном токовом трансформаторе,
Kсх=2 – при КЗ двух фаз и включении на разность токов обмоток
двух ТТ.
Другие коэффициенты схемы на основании опыта эксплуатации
принимаются:
Kзап=1 – при отсутствии в линии ЭД,
Kзап=2,5…3,0 – при наличии ЭД в линии,
Kн=1,1…2,0 – уточняется по табл. 7.3,
Kв=0,8…0,85.
53
По расчетному значению тока срабатывания (Iср.р) выбирается
его справочное значение (Iср.с) согласно условию:
Iñð.ñ ≥ Iñð.ð .
Если применяется блокировка минимального напряжения, то
Vð.ìèí
Vñð ≥ ,
KÍ KÂ KV
где Vр.мин – минимальное рабочее напряжение нормального режима, В, принимают Vр.мин=0,7 Vн; Kн=1,1; Kв ≤ 1,2; KV – коэффициент трансформации трансформатора напряжения,
KV =
V1
;
V2
V2 = 100 Â.
Определение коэффициента чувствительности защиты
=
K÷
Iê.ìèí Iê.ìèí
=
( áåç áëîêèðîâêè ïî íàïðÿæåíèþ ),
Iñ.ç
Iñð Kò
где Iк.мин – минимальный ток КЗ в конце защищаемого участка, А;
Iс.з – ток срабатывания защиты, А.
МТЗ надежного сработает, если
Kч ≥1,2…1,5.
При наличии блокировки минимального напряжения аналогично:
Vê.ìàêñ Vê.ìàêñ
=
K÷ =
,
Vñ.ç
Vñð KV
где Vк.макс – максимальное остаточное напряжение в месте установки защиты, кВ, принимают Vк.макс=0,6Vн.
Примечание. При токовой отсечке
K K
Iñ.òî = í ñõ Iê.ìàêñ .
Kò
54
Таблица 7.1
Трансформаторы тока
Тип
I1н, А
Обозначение
ТЛМ–6
ТЛМ–10
300-400; 600-1500
50-400; 600-1500
ТПЛ–10
10-400
ТПЛК–10
10-1500
ТЛ–10
ТВЛМ–20
ТПОЛ–20
ТПОЛ–35
50-3000
20-1500
400-1500
400-1500
Т – трансформатор тока
Л – с литой изоляцией
М – модернизированный или
малогабаритный
П – проходной или для установки на
плоских шинах
К – катушечный
В – втулочный
О – одновинтовый или опорный
Примечание. Для всех трансформаторов I2н=5 А.
Таблица 7.2
Реле тока
Тип
Iср, А
Тип
Iср, А
1
РТМ–1
РТМ–П
РТМ–III
1
РТ–40/20
РТ–40/50
РТ–40/100
2
5..10
12,5...25
25...50
РТ–40/200
50...100
РТМ–10–30
РТМ–5–15
РТМ–20–60
РТМ–40–120
2
5; 7,5; 10; 15
10; 15; 20; 25
30; 40; 50; 60
75; 100;
125;150
10; 20; 30
5; 10; 15
20; 40; 60
40; 80; 120
РТВ–I, РТВ– IV
РТВ–II, РТВ–V
РТВ–III, РТВ– IV
РТВ–5–10
РТ–40/0,2
0,05...0,1
РТВ–II–20
РТ–40/0,6
РТ–40/2
РТ–40/6
РТ–40/10
0,15…0,3
0,5…1
1,5…3
2,5…5
РТВ–20–35
РТВ–80, РТВ–90
ИТ–81/1
ИТ–81/2
5; 6; 7,5; 10
10; 12,5; 15; 17,5
20; 25; 30; 35
5; 6; 7; 8; 10
11; 12; 14; 16; 18;
20
20; 22; 24; 27; 30
2–5,4–10
4–10
2–5
РТМ–IV
Примечание. Уставку для РТ– 40 при параллельном соединении
катушек удвоить.
55
Таблица 7.3
Коэффициенты Кв и Кн
Коэффициент
РТМ
РТ– 40
РТВ
ИТ– 80
РТ– 80
Kв
0,8…0,85
1,8…2
0,8…0,85
1,6…1,8
0,8…0,85
1,4…1,5
1,1…1,25
0,85
1,4…1,5
0,85
1,4…1,5
Kн
ТО
П
Пример и последовательность выполнения работы
1. Составляется схема РЗ (рис. 7.1) и наносятся исходные данные.
– Так как требуется РЗ от токов КЗ и перегрузки, то принимается ТО (участок сразу после Q до точки К1) и МТЗ (далее до Т) на ВН.
– Так как выключатель силовой (Q) имеет пружинный привод,
к установке принимается реле прямого действия типа РТМ и РТВ.
– Для защиты от междуфазных КЗ принимается схема соединения ТТ и вторичной нагрузки (реле) – на разность токов двух фаз.
– Так как сеть с ИН на ВН, то замыкание одной фазы на землю
(или повреждение изоляции) контролирует УКИ с включением
сигнализации при нарушении.
3 ∼ 10кВ, 50Гц
Q
РТВ
А
В
РТМ
С
УКИ
ТТ1
ТТ2
К1
К2
ТС3 – 250/10/0,4
SF
3 ∼ 0,4 кВ, 50 Гц
«Нулевой»
Рис. 7.1. Схема РЗ
56
– На НН сеть с ГЗН, 4–проводная, поэтому все виды защит обеспечивает автомат SF.
– Так как трансформатор «сухой», то ГЗ не устанавливается.
2. Выбираются токовые трансформаторы.
– Определяется ток в линии ЭСН
Sò
250
= 14,5 À.
=
I1 =
3V1
3 ⋅ 10
Так как в линии с ЭСН нет ЭД, то отстройка от пусковых токов
не требуется. Принимаются к установке в РЗ трансформаторы тока
типа ТЛ – 10 с I1=50 A и I2=5 A в количестве 2 штук по табл. 7.1.
– Определяется коэффициент трансформации
=
ÊÒ I1=
/ I2 50
=
/ 5 10.
3. Выбирается реле ТО типа РТМ.
– Определяется ток срабатывания реле
Kí Kñõ
1,8 ⋅ 1,73
Iñð.ð=
Iê2.ìèí
103 93,4 À.
=
⋅ 0,3 ⋅=
( òî )
Kò
10
По табл. 7.3 Кн(то)=1,8.
Iк.макс(3) будет при 3–фазном токе КЗ, тогда Kсх=1,73.
– По табл. 7.2 выбирается РТМ – IV, Iср=100 А;
– Определяется Кч(то) и надежность срабатывания ТО при наименьшем
(2–фазном) токе КЗ в начале линии ЭСН:
(2)
K÷=
( òî )
Iê1 0,87 ⋅ 1800
= = 1,57;
Iñ.ç.
10 ⋅ 100
(2) 0,87I ( 3) ;
Iê.ìèí
= I=
ê
ê
Iñ.ç = ÊÒ Iñð.
Условие надежности Kч ≥ 1,2 выполнено, следовательно, ТО срабатывает надежно.
2. Выбираем реле МТЗ типа РТВ.
– Определяется ток срабатывания реле
K K K
1 ⋅ 1,25 ⋅ 3
⋅=
Iñð.ð ( ìòç ) ≥ çàï í ñõ=
Iíá
14,5 3,9 À.
Kâ Kò
0,8 ⋅ 10
57
Iñð.ð ≥
Iíá
; K=
=
çàï 1 ( íåò ÝÄ ); K
ñõ 1,25;
Kò
Iíá = 14,5 À.
– По табл. 7.2 выбирается РТВ – I, Iср=5 А.
– Определяется Кч(мтз) и надежность срабатывания МТЗ на
остальном участке при Iк2(2) (в конце линии):
Iê.ìèí 0,87 ⋅ 300
=
= 5,2.
K=
÷( ìòç )
Iñ.ç
5 ⋅ 10
Условие надежности выполнено (Kч.(мтз) ≥ 1,2).
3. Составляется схема зон действия РЗ (рис. 7.3).
Iк кА
Зона ТО (отсечка)
(З)
I к1
=1,8 кА
Зона МТЗ (перегрузка)
(З)
I к2 =0,3 кА
Q
Т
ТТ
К1
L, км
К2
Рис. 7.3. Зоны действия РЗ
Ответ: РЗ состоит из:
2 × ТЛ – 10, I1=50A, I2=5 A;
РТМ – IV, Iср=100 А;
РТВ – I, Iср=5 А.
Содержание отчета
1. Цель работы.
2. Выполненный расчет.
3. Ответить на контрольные вопросы.
4. Проанализировать полученные результаты и сделать выводы
по выполненной работе.
Контрольные вопросы
58
1. Что называется максимальной токовой защитой?
2. Каково предназначение трансформаторов тока?
3. Что служит нагрузкой для трансформатора тока?
Индивидуальные задания для практической работы №7
РЗ
Iк(3), кА
Вариант
Электроприемник
Выключатель
Реле
схема
Iкн
Iкк
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
2
ТМ–100/35/0,4
ТМ–2500/20/0,4
ТМ–2500/10/0,4
ТМ–2500/6/0,4
ТМ–160/35/0,4
ТСЗ–400/10/0,4
ТСЗ–400/6/0,4
ТМ–250/35/0,4
ТМ–1000/20/0,4
ТСЗ–250/15/0,4
ТСЗ–160/10/0,4
ТСЗ–250/6/0,4
ТМ–1600/35/0,4
ТМ–1600/10/0,4
ТСЗ–1600/10/0,4
ТСЗ–1600/6/0,4
ТМН–1000/35/0,4
ТСЗ–1000/15/0,4
ТСЗ–1000/10/0,4
ТСЗ–1000/6/0,4
ТМ–630/35/0,4
ТСЗ–630/15/0,4
ТСЗ–630/10/0,4
ТСЗ–630/6/0,4
ТМ–400/35/0,4
ТСЗ–400/15/0,4
ТСЗ–250/10/0,4
3
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
Э
П
4
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
5
НЗ
НЗ
Разн.
Разн.
НЗ
Разн.
Разн.
НЗ
НЗ
НЗ
Разн.
Разн.
НЗ
Разн.
Разн.
НЗ
НЗ
НЗ
Разн.
Разн.
НЗ
Разн.
Разн.
НЗ
НЗ
НЗ
Разн.
6
0,2
6
12,5
12,5
0,3
2
4
0,4
2,5
0,8
0,8
2,5
3
4
8
1,6
2
3
5
10
1
2,1
3,2
6,3
0,7
1,3
1,8
7
0,04
1,2
2,4
2,4
0,06
0,4
0,8
0,08
0,5
0,16
0,16
0,5
0,6
0,8
1,6
0,2
0,4
0,6
1
1
0,2
0,42
0,64
1,2
0,14
0,26
0,3
Примечание: П – пружинный привод; Э – электромагнитный
привод; Iкн – ток КЗ в начале действия МТЗ; Iкк – ток КЗ в конце
линии ЭСН; НЗ – схема «неполная звезда»; Разн. – схема включения на разность токов двух фаз.
59
Приложение А
Технические данные элементов ЭСН
Таблица А.1.
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы классов
напряжения 110, 220, 330, 500 кВ
Тип
ВН, кВ
НН, кВ
∆Ркз, кВт
∆Рхх,
кВт
uкз, %
ixх, %
ТМН –2500/110
110
6,6
11
22
5,5
10,5
1,5
ТМН–6300/110
115
6,6
11
44
10
10,5
1
ТДН–10000/110
115
58
14
10,5
0,9
ТДН–16000/110
115
85
18
10,5
0,7
ТДН–250000/110
115
6,6
11
16,5
22
6,6
11
16,5
22
38,5
120
25
10,5
0,65
ТДН–40000/110
ТДН–63000/110
115
115
38,5
38,5
170
245
50
50
10,5
10,5
0,55
0,5
ТДН–80000/110
115
38,5
310
58
10,5
0,45
ТДЦ–80000/110
121
6,3
10,5
310
85
11
0,6
ТДЦ –125000/110
121
10,5
13,8
400
120
10,5
0,55
ТДЦ –200000/110
121
550
170
10,5
0,5
ТДЦ–250000/110
121
13,8
15,75
18
15,75
640
200
10,5
0,5
ТДЦ–400000/110
121
20
900
320
10,5
0,45
ТДЦ –80000/220
242
6,3
10,5
13,8
315
79
11
0,45
ТДЦ –125000/220
242
10,5
13,8
380
120
11
0,55
60
Тип
ВН, кВ
НН, кВ
∆Ркз, кВт
∆Рхх,
кВт
uкз, %
ixх, %
ТДЦ–200000/220
242
13,8
15,75
18
660
130
11
0,4
ТДЦ–250000/220
242
13,8
15,75
600
207
11
0,5
ТДЦ–400000/220
242
15,75
20
870
280
11
0,45
ТНЦ–630000/220
242
1200
400
12,5
0,35
ТНЦ–1000000/220
ТДЦ–125000/330
242
347
15,75
20
24
24
10,5
13,8
2200
380
480
125
11,5
11
0,4
0,55
ТДЦ –200000/330
347
520
180
11
0,5
ТДЦ –250000/330
347
605
214
11
0,5
ТДЦ –400000/330
347
790
300
11,5
0,45
ТНЦ –630000/330
ТНЦ –1000000/330
ТНЦ –1250000/330
347
347
347
13,8
15,75
18
13,8
15,75
15,75
20
24
24
24
1300
2200
2200
345
480
715
11,5
11,5
14,5
0,35
0,4
0.55
ТДЦ –250000/500
525
590
205
13
0,45
ТДЦ –400000/500
525
790
315
13
0,45
ТЦ –630000/500
525
1210
420
14
0,4
ТНЦ –1000000/500
525
1800
570
14,5
0,4
13,8
15,75
20
13,8
15,75
20
15,75
20
24
36,75
24
61
Таблица А.2
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы классов
напряжения 35, 110, 220 кВ
Тип
ВН,
НН, ∆Рхх, ∆Ркз,
СН, кВ
кВ
кВ
кВт
кВт
1
2
3
4
ТМТН–
6300/35
35
6,3
ТМТН–
10000/35
35
ТМТН–
16000/35
35
ТМТН–
6300/110
115
ТДТН–
10000/110
115
ТДТН–
16000/110
115
ТДТН–
25000/110
115
ТДТН–
40000/110
115
ТДТН–
63000/110
ТДТН–
80000/110
ТДТН–
25000/220
ТДТН–
40000/220
115
230
10,5
13,8
15,75
10,5
13,8
15,75
10,5
13,8
15,75
16,5
22
38,5
16,5
22
38,5
22
34,5
38,5
11
22
38,5
11
22
38,5
11
38,5
11
38,5
38,5
230
38,5
115
6,3
6,3
5
12
19
28
uкз, %
ВН–
СН
ВН–
НН
СН–
НН
ixх, %
6
7
8
9
10
55
7,5
7,5
16,5
1,2
75
8
16,5
7
1
115
8
16,5
7
0,95
17
6
1,1
6,6
11
12,5
52
10,5
6,6
11
17
76
10,5 17,5
6,5
1
6,6
11
21
100
10,5 17,5
6,5
0,8
6,6
11
28,5
140
10,5 17,5
6,5
0,7
6,6
11
39
200
10,5 17,5
6,5
0,6
6,6
11
6,6
11
6,6
11
6,6
11
53
290
10,5
18
7
0,55
64
365
11
18,5
7
0,5
45
130
12,5
20
6,5
0,9
54
220
12,5
22
9,5
0,55
Примечание: каждая обмотка рассчитана на номинальную мощность трансформатора.
62
Таблица А.3
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы с расщеплением обмотки
НН на две, классов напряжения` 110, 220, 330, 500, 750 кВ
Тип
ВН, кВ
НН, кВ
ТРДН–25000/ 110
115
ТРДН–40000/ 110
115
ТРДН–63000/110
115
ТРДН–80000/110
115
ТРДЦН–125000/110
ТРДН–32000/220
115
230
ТРДНС–40000/220
230
ТРДН–63000/220
230
ТРДЦН–100000/220
ТРДЦН–160000/220
ТРДНС–40000/330
230
230
330
ТРДНС–63000/330
330
ОРЦ–333000/ 500
525
6,3–6,3
6,3–10,5
10,5–10,5
6,3–6,3
6,3–10,5
10,5–10,5
6,3–6,3
6,3–10,5
10,5–10,5
6,3–6,3
6,3–10,5
10,5–10,5
10,5–10,5
6,3–6,3
6,6–6,6
11–11
6,6–11
6,3–6,3
6,6–6,6
11–11
6,6–11
6,3–6,3
6,6–6,6
11–11
6,6–11
11–11
11–11
6,3–6,3
10,5–10,5
6,3–10,5
6,3–6,3
10,5–10,5
6,3–10,5
15,75–
15,75
20–20
3
ОРЦ–417000/ 500
525
3
15,75–
15,75
∆Ркз,
кВт
∆Рхх,
uкз, %
кВт
ixх, %
120
25
10,5
0,65
170
34
10,5
0,55
245
50
10,5
0,5
310
58
10,5
0,45
400
150
105
45
11
11,5
0,55
0,65
170
50
11,5
0,6
265
70
11,5
0,5
340
500
180
102
155
80
12,5
12,5
11
0,65
0,6
0,8
230
100
11
0,8
950
200
11,5
0,3
1050
210
12,5
0,2
63
Тип
ВН, кВ
ОРНЦ–533000/ 500
525
ОРЦ–417000/ 750
НН, кВ
∆Рхх,
uкз, %
кВт
ixх, %
1260
230
13,5
0,15
3
15,75–
15,75
24–24
787
20–20
24–24
800
320
14
0,35
15,75–
15,75
20–20
24–24
900
350
14
0,3
3
ОРЦ–533000/ 750
∆Ркз,
кВт
787
3
Таблица A.4
Автотрансформаторы классов напряжения 220, 330, 500, 750кВ
Тип АТ
ВН,
кВ
СН,
кВ
АТДЦТН 63000–220/110
230
121
АТДЦТН 125000–220/110
230
121
АТДЦТН 200000–220/110
230
121
АТДЦТН 250000–220/110
230
121
АТДЦТН 125000–330/110
330
115
АТДЦТН 200000–330/110
АТДЦТН 240000–330/220
330
330
347
330
347
500
115
242
АТДЦТН 250000–330/110
АТДЦТН 250000–500/110
64
121
121
НН, кВ
6,3
10,5
38,5
6,3
10,5
38,5
10,5
13,8
38,5
11
13,8
15,75
38,5
6,6
11
15,75
38,5
6,6
38,5
10,5
38,5
11
38,5
∆Рхх,
кВт
Ркз, кВт
ВН– ВН– СН–
СН
НН НН
45
216
160
140
85
290
235
230
125
430
360
320
145
520
410
400
115
370
240
210
180
130
600
560
400
260
350
230
130
700
350
320
250
550
223
179
Тип АТ
ВН,
кВ
СН,
кВ
АОДЦТН 133000–330/220
330
230
3
3
500
230
3
3
АОДЦТН 167000–500/220
АОДЦТН 267000–500/220
АОДЦТН 167000–500/330
АОДЦТН 267000–750/220
АОДЦТН 333000–750/330
АОДЦТН 417000–750/500
500
230
3
3
500
330
3
3
750
230
3
3
750
330
3
3
750
500
3
3
НН, кВ
∆Рхх,
кВт
Ркз, кВт
ВН– ВН– СН–
СН
НН НН
10,5
38,5
50
250
125
105
10,5
11
13,8
15,75
20
38,5
10,5
13,8
15,75
20
38,5
10,5
38,5
90
315
105
125
470
61
300
105
110
110
160
310
110
86
95
95
67
250
250
95
100
100
150
250
100
81
10,5
200
600
145
140
10,5
15,75
217
580
255
235
10,5
15,75
125
630
60
60
190
280
65
Таблица А.5
Токовая нагрузка на неизолированные провода
S, мм2
1
10/1,8
16/2,7
25/4.2
35/62
50/8
70/11
95/16
120/19
27
150/19
24
34
185/24
29
43
240/32
39
56
300/39
48
66
330/27
400/22
51
64
500/27
64
600/72
700/86
АС, АСКС, АСК,
АСКП
А, АКП
М
Снаружи
Внутри
Снаружи
Внутри
Снаружи
Внутри
2
84
111
142
175
210
265
330
390
375
450
450
450
520
510
515
605
610
610
710
690
680
730
830
825
860
960
945
1050
1180
3
53
79
109
135
165
210
260
313
–
365
365
–
430
125
–
505
505
–
600
585
–
–
713
705
–
830
815
920
1040
4
–
105
136
170
215
265
320
375
–
440
–
–
500
–
–
590
–
–
680
–
–
–
815
–
–
980
–
1100
–
5
–
75
106
130
165
210
225
300
–
355
–
–
410
–
–
490
–
–
570
–
–
–
690
–
–
820
–
955
–
6
95
133
183
223
275
337
422
485
–
570
–
–
650
–
–
760
–
–
880
–
–
–
1050
–
–
–
–
–
–
7
60
102
137
173
219
268
341
395
–
465
–
–
540
–
–
685
–
–
740
–
–
–
895
–
–
–
–
–
–
Примечание: наличие «–» в графах означает, что вариант не исполняется.
Таблица А.6
Пропускная способность и дальность передачи ЛЭП 110 – 750 кВ
66
Uном, кВ
Передаваемая
мощность, МВт
Предельная длина ЛЭП,
км
Средняя длина
ЛЭП, км
110
220
330
400
500
750
13-45
90-150
270-450
620-820
850-1300
1200-2100
До 80
200–400
600–700
800–1000
1000–1200
2000–2200
25
100
130
180
280
300
Таблица А.7
Технические данные ККУ напряжением до 1 кВ
Тип
Регулирование мощности
УК–0,38 – 75
УК–0,38 –150
УКМ–0,38 –150
УКМ–0,4–250
УКБ–0,38 – 150
УКБ–0,415 – 240
УК1–0,415–20
УК2–0,415–40
УКЗ–0,415–60
УК4–0,415–80
Не регулируется
Ступень
20 квар
УК2 – 0,38 – 50
УКЗ – 0,38 –75
УК4 – 0,38– 100
УКЛ(П) – 0,38 – 216–108
УКЛ(П) – 0,38 – 324–108
УКЛ(П) – 0,38 – 432–108
УКЛ(П) – 0,38 – 300–150
УКЛ(П) – 0,38 – 450–150
УКЛ(П) – 0,38 – 600–150
Ступени
25, 50 квар
Ступенчатое
ручное
регулирование
Ступень
108 квар
Ступень
150 квар
Таблица А.8
Технические данные масляных двухобмоточных трансформаторов
общего назначения класса 6÷10 кВ
Тип трансформатора
ТМ–25/ 10/0, 4
ТМ –40/ 10/0, 4
ТМ –63/ 10/0, 4
ТМ–100/ 10/0, 4
ТМ–160/ 10/0, 4
ТМ–250/ 10/0, 4
ТМ–400/ 10/0, 4
ТМ–630/ 10/0, 4
ТМ–1000/10/0, 4
ТМ–1600/6/0,4
ТМ –2500/6/0,4
ТМ–400/10/0,4
ТМ –630/10/0,4
ТМ –1000/10/0,4
Схема соедин.
обмоток
∆Рхх, Вт
∆Ркз,
Вт
Для всех Y/Yн – 0
130
175
240
330
510
740
950
1310
2000
2750
3850
900
1250
1900
600
880
1280
1970
2650
3700
5500
7600
12200
18000
23500
5500
7600
10500
∆/Yн–11
Для всех Y/Yн – 0
uкз, % ixх, %
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
5,5
6,5
6,5
6,5
4,5
5,5
5,5
3,2
3
2,8
2,6
2,4
2,3
2,1
2
1,4
1,3
1
1,5
1,25
1,15
Примечание: указанные в таблице значения сопротивлений приведены к напряжению 0,4 кВ. Для трансформаторов со вторичным
напряжением 0,23 кВ данные таблицы следует уменьшить в 3 раза,
а 0,69 кВ – увеличить в 3 раза.
67
Приложение Б
Структура условного обозначения трансформаторов
Условные обозначения типов трансформаторов (автотрансформаторов) состоят из букв и цифр, расположенных слева направо.
На первом месте вид трансформатора: О – однофазный,Т – трехфазный, А – автотрансформатор.
Если трехфазный трансформатор имеет расщепленную обмотку
низшего напряжения, то обозначают – ТР.
На втором месте вид охлаждения:
сухие трансформаторы:
С – естественное воздушное при открытом исполнении,
СЗ – естественное воздушное при защищенном исполнении ,
СГ – естественное воздушное при герметичном исполнении,
СД – воздушное с принудительной циркуляцией воздуха.
масляные трансформаторы:
М – естественная циркуляция воздуха и масла,
Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла,
МЦ – естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком,
НМЦ – естественная циркуляция воздуха и принудительная
циркуляция масла с направленным потоком,
ДЦ – принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла,
НДЦ – принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла ,
Ц – принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла,
НЦ – принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла.
Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком:
Н – естественное охлаждение с негорючим жидким диэлектриком,
НД – охлаждение жидким диэлектриком с принудительной
циркуляцией воздуха,
ННД – охлаждение негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха и с направленным потоком жидкого диэлектрика.
На третьем месте конструктивные особенности:
68
3 – защита жидкого диэлектрика с помощью азотной подушки
без расширителя,
Л – исполнение с литой изоляцией ,
Т – трехобмоточный трансформатор,
Н – трансформатор с РПН ,
С – исполнение для собственных нужд электростанций (последняя буква),
К – кабельный ввод,
Ф – фланцевый вывод (для комплектных трансформаторных
подстанций) .
Первая группа цифр – полная номинальная мощность, кВ · А;
Вторая группа цифр (через дробную черту)- класс напряжения,
кВ.
Примечание.
l. Выше перечислены все возможные буквенные обозначения.
2. Класс напряжения определяется по наивысшему напряжению трансформатора.
69
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов/ Е. А. Конюхова.
М.: Издательский центр «Академия», 2013. 320с.
2. Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций
и подстанций/ Л. Д. Рожкова, Л.К.Корнеева. М.: Издательский
центр «Академия», 2013. 448 с.
3. Правила устройства электроустановок. Раздел 1, 6, 7. СПб.:
ЦОТПБСП, 2014. 204с.
4. Шеховцов В. П. Справочное пособие по электрооборудованию
и электроснабжению/ В. П. Шеховцов. М.:ФОРУМ: ИНФРА–М,
2014. 136с.
5. Сибикин Ю. Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий/ Ю. Д. Сибикин. М.: Издательский центр «Академия», 2012. 368 с.
70
СОДЕРЖАНИЕ
Введение.........................................................................
3
ПЗ–1. Выбор числа и мощности трансформаторов
на электростанции...........................................................
4
ПЗ–2. Расчет лэп и выбор неизолированных
проводов.........................................................................
12
ПЗ–3. Расчет и выбор компенсирующего устройства.............
19
ПЗ–4. Определение местоположения подстанции.................
24
ПЗ–5. Расчет и выбор трансформаторов на узловой
распределительной подстанции..........................................
33
ПЗ–6. Расчет заземляющего устройства
электроустановок.............................................................
39
ПЗ–7. Расчет и выбор элементов релейной защиты цехового
трансформатора...............................................................
50
Приложение А. Технические данные элементов ЭСН. ...........
60
Приложение Б. Структура условного обозначения
трансформаторов.............................................................
68
Список рекомендуемой литературы....................................
70
71
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
3
Размер файла
1 697 Кб
Теги
gavrilov
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа