Электроснабжение сельского населенного пункта 3 страница

;

2) отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,38 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение:

,

Определяем ток срабатывания реле отсечки:

.

Выбираем уставку тока для реле РТМ по условию:

.

Определяем уточненное значение тока срабатывания ТО:

Проверяем чувствительность защиты

.

10. Согласование защит

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени так, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой.

Рисунок 10.1 Схема электропередачи

Строим характеристику защиты линии W1 (А3794Б):

I_Н.Р. = 200 А, I_С.О. =3666 А, I_К5⁽³⁾ = 4275 А.

Таблица 10.1 Характеристика времени срабатывания выключателя А3794Б.

I/Iн.р	1,25											-
I, А	IС.П.Р=250										IС.Э.Р =4000	IК5^(3) =4275
t, с						3,5	3,1		2,8	2,8	0,04	0,04

Строим характеристику защиты линии W2 (А3794Б):

Iнр=160 А, Iсо=3530 А

Таблица 10.2 Характеристика времени срабатывания выключателя А3794Б.

I/Iн.р	1,25											-
I, А	IС.Э.Р =200										IС.Э.Р=	IК5^(3) =
t, с						3,5	3,1		2,8	2,8	0,04	0,04

Строим характеристику защиты линии W3 (А3726Б):

Iнр=160 А, Iсо=2483 А

Таблица 10.3 Характеристика времени срабатывания выключателя А3726Б.

I/Iн.р	1,15	1,25	1,5							15,6	12,5	-
I, А	IС.Э.Р.=184										IС.Э.Р = 2500	IК5^(3) = 4275
t, с									4,5		0,04	0,04

Строим характеристику защиты трансформатора ТП1:

Таблица 10.4 Защитная характеристика предохранителя ПКТ101-10-31.5-12.5 У1 при номинальном токе плавкой вставки I_ВН= 31,5 А

I, А													IK4=910
t, c						0,4	0,1	0,04	0,035	0,022	0,018	0,013	0,01
Iнн, А

Строим характеристику защиты линии 10 кВ:

1) для МТЗ: I_с.р. = 9,61 А; I_у =10А; I¢_с.з = 150 А;

2)для ТО: I_с.р.о.= 91А; I_у.о.=100А; I¢_с.о. =1500 А; I_к1⁽³⁾=16470 А.

Таблица 10.5 Характеристика срабатывания защиты ВЛ 10 кВ с реле РТВ и РТМ

I/I¢с.з	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6
I, А
t, c		6,3	4,6	3,5	2,8	2,2	2,0
Iнн, А

продолжение табл. 10.5

I/I¢с.з	-	-	-	-	-
I, А				I¢с.о.=1500	Iк1^(3)=16470
t, c	2,0	2,0	2,0	0,1	0,1
Iнн, А

Совмещаем характеристики защит всех элементов электропередачи

В зонах совместного действия защит не соблюдаются условия селективности.

11.Технико-экономическая часть

В технико-экономической части необходимо определить количество материалов и оборудования для строительства распределительной сети 10 кВ и ВЛ 0,38 кВ в заданном населенном пункте. Кроме того, необходимо рассчитать себестоимость передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ потребительских подстанций, т.е. без учета линий 0,38 кВ.

Таблица 11.1 Полная мощность нагрузки для населённых пунктов, мощность и число потребительских КТП 10/0.38

Пункт	РДП/РДО	РВП/РВО	cosjД	cosjВ	Sд, кВА	Sв, кВА	nтп*Ртп, шт.*кВА
	0,45	0,32	0,82	0,88	268,3	284,1	2*160
	0,44	0,55	0,825	0,83	218,2	241,0	2*100
	0,42	0,32	0,83	0,88	144,6	250,0	2*160
	0,45	0,33	0,82	0,875	243,9	342,9	2*63+1*160
	0,53	0,38	0,80	0,82	187,5	195,1	2*100

Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ.

Таблица 11.2

№ п/п	Наименование элемента электропередачи	Количество	Кап. затраты, тыс. руб.
На единицу оборудования	Всего
	Ячейка КРУН 10 кВ	1 шт.	3,5	3,5
	ВЛ 10 кВ	25 км	2,4
	КТП 10/0,38 кВ		1,49 1,75 2,06	25,32

Определим капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб., (11.1)

где К_крун, К_вл10 и К_пс – капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, руб.

Найдем годовые издержки на эксплуатацию электрической сети 10 кВ:

(11.2)

где И_а, И_об, И_п – издержки на амортизацию и капитальный ремонт; на обслуживание; на потери электрической энергии; руб/год.

(11.3)

где Р_{а крун}, Р_{а вл}, Р_{а пс} – нормы амортизационных отчислений для ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ, %.

т.руб./год

, (11.4)

где Sn_{уе КРУН}, Sn_{уе ВЛ}, Sn_{уе ПС} – сумма условных единиц по обслуживанию ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ;

g - затраты на обслуживание одной условной единицы, руб.

т.руб./год

, (11.5)

где И_{п ВЛ}, И_{п ПС} – издержки на потери электрической энергии в линиях 10 кВ и в трансформаторах подстанций 10/0,38 кВ, руб/год.

(11.6)

(11.7)

где DW_вл – годовые потери электроэнергии в линиях 10 кВ, кВтч/год;

S_р – расчетная электрическая нагрузка трансформатора подстанции 10/0,38 кВ, кВА;

с_вл, с_к, с_х – удельные затраты на потери электроэнергии, в обмотках трансформаторов (потери КЗ) и в стали трансформаторов (потери холостого хода), коп./кВтч; определяем по формуле (14.27) и таблицам 14.1, 14.2 [1];

,

t - время потерь электроэнергии в трансформаторах подстанций 10/0,38 кВ, ч;

S_н – номинальная мощность трансформатора подстанции 10/0,38 кВ, кВА;

DР_к, DР_х – потери мощности в обмотках (потери КЗ) и в стали (потери холостого хода) трансформатора подстанции 10/0,38 кВ, кВт;

Т_в – время включенного состояния трансформатора, ч; при работе круглый год Т_в=8760 ч.

, - при смешанной нагрузке.

руб/год,

По формуле (11.7) аналогично определяем годовые издержки на потери электроэнергии в трансформаторах ТП 10/0,38 кВ с по всем населенным пунктам.

Для S_Н=160 кВА

,

для потерь холостого хода h=T_B, ,

руб/год

Результаты расчётов годовых издержек на потерю электроэнергии в трансформаторах ТП 10/0,38 кВ других населенных пунктов сведём в таблицу 11.2.

И=4004+3102+3422,98=10528,98 (руб/год).

Таблица 11.3. Расчётов годовых издержек на потерю электроэнергии в трансформаторах ТП 10/0,38.

SР	Sn	Рк	Рх	сК	сХ	tК	Ип.тр.
200,14				2,52	1,57		234,44
171,5				3,05	1,57		189,14
142,1	2*160			3,05	1,57		154,21
	2*160			3,05	1,57		136,9
120,5	2*100			3,05	1,57		184,59
97,6	2*100			3,05	1,57		143,09
79,51				4,46	1,57		151,32
76,29				2,52	1,57		117,93
85,7	2*63			3,05	1,57		136,0
∑Ип.тр.=2202,41

Рассчитываем переданную за год по линиям 10 кВ энергию:

кВт*ч/год, (11.8)

где Р_расч = 1006 кВт – максимальная расчетная активная мощность нагрузки на головном участке ВЛ 10 кВ;

Т_м – время использования максимальной нагрузки, ч;

, (11.9)

(ч).

Определим себестоимость 1 кВтч электрической энергии (руб/кВтч), отпускаемой с шин 0,4 кВ подстанций 10/0,38 кВ:

, (11.10)

где З_с= 0,024 руб/кВтч – средние удельные приведенные затраты на производство и распределение энергии в энергосистеме;

З_в = 0,033 руб/кВтч – средние удельные приведенные затраты на передачу и распределение электроэнергии по сетям напряжением 35 кВ, руб/кВтч;

Е_н= 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

K_инф – коэффициент, учитывающий изменение стоимости электрооборудования по сравнению с ценами 1990 года.

12. Спецвопрос: Схемы соединения трансформаторов тока и реле в устройствах релейной защиты и автоматики.

Часть 1 (из учебника)

Устройства релейной защиты и автоматики с вторичными реле подключают к вторичным обмоткам измерительных трансформаторов тока ТА и напряжения TV. При этом указанные устройства изолируются от высокого напряжения первичных цепей, а ток и напряжение уменьшаются до стандартных значений (5А и 100 В).Для релейной защиты элементов системы электроснабжения от коротких замыканий применяют ряд схем соединения трансформаторов тока и реле. Наиболее целесообразную из них выбирают по условиям наибольшей чувствительности к к.з. при наименьшем числе используемых реле.

В системах с глухозаземленными нейтралями силовых трансформаторов (U_H≥ 110кВ) для обеспечения защиты при однофазных к.з. применяют трехфазные схемы соединения ТА и реле, т. Е. с трансформаторами тока во всех трех фазах. В системах с изолированной нейтралью (U_н≤35кВ), в которых не бывает однофазных к.з., используют двухфазные схемы с включением ТА по всей сети в одноименные фазы (А и C).

К основным схемам соединения трансформаторов тока и реле относят (рис. 1 полную и неполную звезды, полный и неполный треугольники (схема включения одного реле на разность токов двух фаз).Схемы на рисунке 1, а и в — трехфазные трехрелейные, однако возможно использование и двух реле (без реле КА2). Обратный (нулевой) провод в схеме полной звезды необходим для создания пути вторичному току I₂ трансформатора тока ТА при однофазных к. з. (K⁽¹⁾) и двухфазных к.з. на землю (К^(1,1)), а также для получения составляющих нулевой последовательности 3I_о=I_А+I_В+Ic на которые может реагировать дополнительное реле КА4. Схему треугольник с тремя или двумя реле применяют для защиты силовых трансформаторов с высшим напряжением 110…220кВ.

Схема неполной звезды (двухфазная двухрелейная) наиболее распространена в сетях с изолированной нейтралью. Обратный провод в схеме необходим также для создания пути вторичному току при трехфазных к. з. (К⁽³⁾), двухфазных к. з. К⁽²⁾_АВ, К⁽²⁾_ВС и двойных амыканииях на землю 3⁽¹⁺¹⁾. Для повышения чувствительности защиты в обратный провод может вклю-

-

Рис. 12.1 Схемы соединения трансформаторов тока и реле: а и б— полная и неполная звезды; в — треугольник с тремя реле; г — включение реле на разность токов двух фаз

чаться дополнительное реле КАЗ. Схему включения одного реле на разность токов двух фаз считают самой экономичной с точки зрения используемой аппаратуры, однако ее применение ограничено из-за неодинаковой чувствительности к различным видам к.з. и отказа при некоторых видах к.з. за силовыми трансформаторами со схемами соединения обмоток Y/A и Y-/Y.

Каждую схему характеризуют коэффициентом схемы К_сх=I_р/I_2, где I_р — ток в обмотке реле; I₂ — вторичный ток трансформатора тока.

Для схем полной и неполной звезд К_сх= 1, для треугольника К_сх⁽³⁾ = √3, для схемы включения реле на разность токов двух фаззначение К_сх зависит от вида к. з. — К_сх⁽³⁾ = √3, К_схАС⁽²⁾ = 2, К⁽²⁾_{схАВ,ВС}= 1.

В соответствии с ПУЭ для обеспечения правильной и надежной работы релейной защиты трансформаторы тока ТА должны удовлетворять следующим требованиям: полная (ε) или токовая (f) погрешность ТА при к. з. в конце защищаемой зоны защиты и внешних к. з. не более 10 %; токовая погрешность трансформаторов ТА при к. з. в начале защищаемой зоны не должна превышать значений, допустимых для выбранного типа реле (f_расч < f_доп); амплитудное значение напряжения на выводах вторичной обмотки ТА при к. з. в зоне действия защиты не должно превышать допустимое значение (U_2mах≤ 1410B).

Один из способов проверки трансформатора ТА на 10%-ную полную погрешность — определение допустимого по условию ε ≤ 10 % значения сопротивления нагрузки Z_н.доп трансформатора Тапо специальным кривым предельной кратности К₁₀ (Z_н.доп). Здесь К₁₀ =I_рacч/ I_1н — предельная кратность первичного расчетного тока к первичному номинальному току I_1н трансформатора тока. Для максимальной токовой защиты с независимой характеристикой выдержки времени I_рacч = 1,1I_сз (I_сз — ток срабатывания защиты), для защиты с зависимой характеристикой I_рacч = 3I_сз (с реле типа РТВ — IV; V; VI), I_расч = 5I_сз (с реле типа РТ-80). Зная тип реле и определив К₁₀ по кривым (рис. 2), определяют Z_н.доп, которое затем сравнивают с фактическим расчетным значением сопротивления нагрузки Z_{н расч} трансформатора ТА. Если Z_{н расч} ≤ Z_н.доп, то ε≤10 %. Расчет токовой погрешности трансформатора ТА при токе к.з. I⁽³⁾_кmax в начале защищаемой зоны определяют по кривой (рис. 3), где А = I⁽³⁾_кmax /(I_{1н *}К_10доп ),и сравнивают с допустимым значением f_доп (для реле тока РТ-40 и РТ-85, f_доп = 50 %). Если f_расч < f_доп, то замыкание контактов реле будет надежным (без вибрации). Значение К_10доп находят по кривым предельной кратно­сти для фактического расчетного со­противления нагрузки.

Амплитудное значение напряже­ния на вторичной обмотке трансфор­матора ТА при к. з. определяют по выражению U_2max=√2* I⁽³⁾_кmax*Z_н.расч/n_т,

где n_т — коэффициент трансформации ТА.

Если в результате расчетной про­верки трансформатора ТА оказалось, что любое из перечисленных требо­ваний не удовлетворяется, то необхо­димо изменить схему соединения ТА и реле, увеличить коэффициент трансформации ТА, применить реле другого типа либо увеличить сечение соединительных проводов.

Рис. 12.2 Кривые предельных кратностей трансформатора тока ТЛМ-10;1 и 2- при л, = 50/5…300/5 класса (Р)(1) икласса 0,5(2); 3 и 4- при n_т= 400/5…800/5

класса Р(3) и класса 0,5(4)

Рис. 12.3 Зависимость f=Ψ(A) для определения токовой погрешности трансформаторов тока при к. з.

Часть 2 (из интернета)

Схемы соединения обмоток трансфор­матора. Если обмотки высшего и низшего напряже­ния трансформатора соединены не по схеме Y/Y -12, а по какой-то другой схеме, то между токами фаз транс­форматора на сторонах высшего и низшего напряжения существует фазовый сдвиг. Так, при широко распростра­ненной схеме соединения обмоток трансформатораY/D-11 фазовый сдвиг составляет ÐI_1пI_11п = 30 эл. град. Поэтому при одинаковых схемах соединения вторичных обмоток групп 1ТТ и 2ТТ трансформаторов тока (на сто­ронах высшего и низшего напряжения) в дифференци­альной цепи защиты при внешнем к. з, проходит значи­тельный ток, равный примерно половине вторичного тока ТТ при внешнем к. з. •

Поэтому схемы соединения групп 1ТТ и 2ТТ должны быть такими, чтобы указанный сдвиг по фазе отеутствовал (ÐI_1пI_11п = 0). При этом возможны два варианта: вторичные обмотки группы 1ТТ соединяются в треуголь­ник, а группы 2ТТ — в звезду или вторичные обмотки группы 2ТТ — в треугольник, а 1ТТ — в звезду. Схема соединения обмоток ТТ в первом случае ясна из рис. 5. Предпочтение всегда отдается первому варианту, так как соединение в треугольник вторичных обмоток ТТ, установленных со стороны звезды силового трансфор­матора, предотвращает возможное неправильное сраба­тывание дифференциальной защиты при внешних одно­фазных к. з. (когда нейтраль трансформатора заземле­на), поскольку соединение в треугольник предотвраща­ет попадание токов нулевой последовательности в реле защиты. При соединении вторичных обмоток 1ТТ в треугольник токи в цепи циркуляции от 1ТТ (I’_1в) в ÖЗ раз больше вторичных токов 1ТТ (I_1в). Поэтому коэффици­ент трансформации 1ТТ выбирается равным I_тYном ÖЗ/5, где I_тYном — номинальный ток трансформатора со сто­роны обмотки силового трансформатора, соединенной в звезду.

Дата добавления: 2015-07-16