Схема снабжения предприятия имеет два РП. РП укомплектованы камерами типа КСО-285. Все РП, включая РП ГПП, выполнены двухсекционными на напряжении 10 кВ. От РП ГПП запитаны РП1 и РП2. От РП1 запитаны ТП1, ТП3 и ТП8. От РП2 запитаны ТП2, ТП4, ТП5, ТП6 и ТП7.

На каждой секции сборных шин РП установлены трансформаторы напряжения, служащие для подключения измерительных приборов учета, контроля электроэнергии и релейной защиты.

10.2. Компоновка ЦТП

В проекте к установке предусматриваются комплектные ТП предприятия «Волготехкомплект» с трансформаторами по 400 и 250 КВА. Тип - КТПГ-250/10, КТПГ-400/10.

На стороне 10 кВ установлены шкафы ввода ШВВ-3 в которых установлены выключатели нагрузки типа ВНМ, а так же силовые предохранители типа ПКТ 101-10.

На стороне 0,4 кВ прием и распределение энергии со шкафов ШНВ-3У3 в которых установлены выключатели ВА 55-43. Для секционирования шин 0,4 кВ применяются шкафы типа ШНС-2 с секционными выключателями ВА 55-41.

10.3. Проверка аппаратов

10.3.1. Проверка оборудования на стороне 110 кВ

Результаты расчетов и номинальные параметры аппаратов сводятся в таблицу 10.1.

При проверке на термическую стойкость используется выражение теплового импульса:

Вк = (Iп0)2(tоткл + Ta), кА2с½ (10.1)

tоткл = tрз max + tпв - время отключения короткого замыкания, с,

tрз max = 1 с – максимальное время действия релейной защиты,

tпв = 0,04 с – полное время отключения выключателя,

Ta = 0,045 с – постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Вк = (3,42)2(1+0,04 + 0,004) = 12,69 кА2с½

Таблица 10.1 Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные
Условия выбора	Расчетные данные сети	разъединитель РДЗ-110/1000	короткозамы-катель КЗ-110	отделитель ОДЗ-110/600
По номинальному напряжению Ucном ≤ Uном	Ucном = 110кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
По номинальному длительному току Iрасч ≤ Iном	Iрасч = 39,63 А	Iном = 1000 А	—	Iном =600 А
По электродинамической стойкости iу ≤ iдин	iуд = 8,70 кА	iдин = 63 кА	iдин = 42 кА	iдин = 80 кА
По термической стойкости Вк ≤	Вк = 12,69 кА2с½	=252×3 = 1875 кА2×с	=12,52×3 = 468,75 кА2×с	=12,52×3 = 468,75 кА2×с

10.3.1 Проверка выключателей

Результаты расчета и номинальные параметры выключателей сведены в таблицу 10.2.

- для ВВЭ-М-10-20:

tпо = 0,04 с;

t = tрз min + tпо = 0,01+0,04 = 0,05 с

b » 32%.

iat = = = 1,18 кА

9,93 кА

Вк = ()2(1+0,04 + 0,025) = 40,8 кА2с½

Таблица 10.2 Сводная таблица по выбору выключателей

Условия выбора	Расчетные данные сети	ВВЭ-М-10-20	Расчетные данные сети	Выключатель нагрузки
Ucном ≤ Uном	Ucном = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Ucном = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iрасч ≤ Iном	Iрасч = 297,61 А	Iном = 1000 А	Iрасч = 51,03 А	Iном = 400 А
Iкп ≤ Iпр.с	Iкп = 6,19 кА	Iпр.с = 20 кА	Iкп = 4,66 кА	Iпр.с = 20 кА
iу ≤ iдин	iу = 15,43 кА	iдин = 52 кА	iу = 10,80 кА	iдин = 30 кА
Iпt ≤ Iоткл.ном	Iпt = 6,19 кА	Iоткл.ном = 20 кА	Iпt = 4,66 кА	Iоткл.ном = 20 кА
≤	= = 9,93 кА	37,335 кА	—	—
Вк ≤	Вк = 40,8 кА2с½	= 202×3 = = 1200 кА2×с	—	—

По результатам проверки выключатели проходят по всем параметрам. Окончательно устанавливаются на вводах ГПП выключатель ВВЭ-М-10-20 с Iном = 1000 А. В ячейках РУ ГПП устанавливаются выключатели того же типа с Iном = 630 А

10.3.2 Выбор предохранителей на ТП со стороны 10 кВ

ПКТ 101-10

Предохранители проверяются по следующим параметрам:

1. номинальное напряжение сети

Ucном ≤ Uном

Ucном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

2. номинальный ток плавкой вставки и номинальный ток патрона предохранителя для защиты трансформатора со стороны высокого напряжения должны удовлетворять условию

(10.2)

где Кн – коэффициент надежности для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора, Кн = 1,5 – 2 при Sн.тр. ³ 160 кВА.

= 27,48 А £ 300 А

3. начальное значение периодической составляющей тока к.з. за предохранителем.

Iкп ≤ Iоткл (10.3)

где Iоткл – предельный симметричный ток отключения патрона предохранителя.

4,66 ≤ 20 кА.

11 релейная защита трансформаторов дсп

В литейном цехе установлены две дуговые сталеплавильные печи. Паспортные данные трансформатора:

Sн = 2500 кВА, Р = 2100 кВт, Uн = 10 кВ, ПВ = 75%, cosj = 0,84.

11.1 Общие положения по проектированию электропечных

установок

На линиях, питающих электропечные установки (трансформаторы), и самих трансформаторах должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при: многофазных замыканиях в линии, питающей электропечную установку, и в трансформаторе; всех видах к.з. в трансформаторе; сверхтоках перегрузки.

Несмотря на значительную мощность трансформаторов электропечных установок, дифференциальная защита не предусматривается. Ее выполнение затруднено тем, что трансформаторы тока со стороны низшего напряжения отсутствуют или имеют характеристики, резко отличающиеся от характеристик трансформаторов тока со стороны питания.

11.2 Тип и особенности выполнения защиты

Защита от многофазных замыканий на в линии и трансформаторе представляет собой максимальную токовую защиту без выдержки времени в двухфазном двух- или трехрелейном исполнении, установленную со стороны высшего напряжения за кабельной линией.

Для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри кожуха трансформатора используется газовая защита, которая выполняется аналогично соответствующей защите трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 6 кВ и выше.

Защита от сверхтоков перегрузки представляет собой максимальную токовую защиту в трехфазном трехрелейном исполнении , выполненную на реле с зависимой от тока характеристикой выдержки времени и установленную со стороны низкого напряжения электропечного трансформатора. Защиты действуют на отключение короткого замыкания ближайшим к месту повреждения выключателем.

11.3 Расчет защит

Максимальная токовая защита от многофазных замыканий.

Ток срабатывания зашиты

, (11.1)

где - номинальный ток электропечного трансформатора, А;

- коэффициент отстройки =2,0...3,0 для руднотермическнх печей и = 3,0...4,5 для дуговых сталеплавильных печей. Повышенные значения обеспечивают отстройку от токов эксплуатационных коротких замыканий, ликвидируемых устройством автоматического регулирования мощности.

= 147,06 А (11.2)

= (441,18 ÷ 661,77) А

Выбирается трансформатор тока с коэффициентом трансформации:

, (11.3)

где Iт.ном – номинальный ток трансформатора на стороне ВН;

Iнн.тт – номинальный ток трансформатора тока на стороне НН (Iнн.тт = 5 А);

Ксх – коэффициент схемы (для ТТ соединенных в звезду Ксх = 1)

Выбирается трансформатор с типа ТОЛ-10.

Определяется ток срабатывания реле по формуле:

(11.4)

= = 14,71 ÷ 22,06 А.

Защита выполняется на реле типа РТ-40 в 3-х релейном исполнении (рисунок 11.1).

Газовая защита от повреждений внутри бака электропечного трансформатора.

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

- для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более;

- для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более.

Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1-4 МВА.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом преобразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

Принимается для установки – газовое реле РГЧЗ-66.

Сигнальный орган защиты срабатывает, когда объем газа в реле достигнет 400 см3.

Чувствительность отключающего элемента может изменяться в зависимости от скорости потока масла - 0,6 м/сек, 0,9 м/сек, 1,2 м/сек.

Выдержка времени отключающего элемента составляет 0,1÷0,15 с при скорости потока масла, превышающего его уставку в 1,5 раза.

Схема газовой защиты предусматривает перевод ее действия только на сигнал, переводом контактной накладки с цепи отключения в цепь сигнализации (рисунок 11.1).

Токовая защита от перегрузки включается через трансформаторы тока, установленные на стороне низшего напряжения.

Учитывая возможность несимметрии токов фаз, защиту от перегрузки выполняют трехфазной. Параметры ее срабатывания выбирают таким образом, чтобы при токе срабатывания

Iс.з.= (1,4... 1,5)(11.5)

выдержка времени составляла tс.з. » 10 с. При этом также обеспечивается отстройка от токов эксплуатационных к.з.

= 6275,73 А

Iс.з.= (1,4... 1,5) = (8786,02 ÷ 9413,60) А

Выбирается трансформатор тока с Кт = 6000/5 типа ТЛШ-10.

Ток срабатывания реле:

= = 7,32 ÷ 7,84 А.

Т – электропечной трансформатор

Q – выключатель

ТА1, ТА2 – трансформаторы тока

КА1 – КА3 – реле тока типа РТ-40

КА4 – КА6 – реле тока типа РТ-84

KL1 – KL5 – реле промежуточное типа РП-23

КТ – реле времени типа ЭВ-132

КН1 – КН2 – реле указательные типа РУ-21

KSG – контакт газового реле типа РГЧЗ-66

SX – накладка контактная

R1 – R2 – сопротивления

Рисунок 11.1 Принципиальная схема. защиты ДСП

12 Проектирование районной подстанции

12.1 Построение графиков электрических нагрузок

Электрическая подстанция предназначена для электроснабжения промышленного района. На напряжении 35 кВ от электрической подстанции будут питаться 4 ЛЭП, а на напряжении 10 кВ 7 РП.

Мощность энергосистемы и относительное сопротивление току к.з. в системе соответственно равны: Sc = 3000 МВА и Хс = 1,1 о.е. при заданном Ubh = 110 кВ.

Принципиальная схема положения электрической подстанции в энергосистеме

L=75 км

Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токопроводов.

Данные для построения суточных графиков электрических нагрузок на среднем и низком напряжениях указаны в задании отдельно для летнего и зимнего периодов.

Рисунок 12.1 Суточный график нагрузок, 35 кВ, зима

Рисунок 12.2 Суточный график нагрузок, 35 кВ, лето

Рисунок 12.3 Суточный график нагрузок, 10 кВ, зима

Рисунок 12.4 Суточный график нагрузки, 10 кВ, лето

Для построения суточных графиков нагрузок подстанции на высшем напряжении найдем суммарные значения Р и Q нагрузок на среднем и низком напряжении для каждой ступени графика. Затем определим полную мощность.

Для зимнего периода (по рис.1 и 3):

t = 0-8 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 10+15 = 25 МВт

В задании указаны значения cosj1 = cosj2 = 0,9, следовательно

j1 = j2 = 25,8°

Q1S = 25×tg25,8° = 12 Мвар

t = 8 - 12 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 15 + 25 = 40 МВт

Q1S = 40×tg25,8° = 19,2 Мвар

t = 12 - 16 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 15 + 30 = 45 МВт

Q1S = 45×tg25,8° = 21,6 Мвар

t = 16 - 20 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 20 + 35 = 55 МВт

Q1S = 55×tg25,8° = 26,4 Мвар

t = 20 - 24 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 20 + 45 = 65 МВт

Q1S = 65×tg25,8° = 31,2 Мвар

Для летнего периода (по рис.2 и 4):

t = 0-8 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 8+10 = 18 МВт

Q1S = 18×tg25,8° = 8,64 Мвар

t = 8 - 12 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 10 + 15 = 25 МВт

Q1S = 25×tg25,8° = 12 Мвар

t = 12 - 16 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 10 + 20 = 30 МВт

Q1S = 30×tg25,8° = 14,4 Мвар

t = 16 - 20 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 15 + 22 = 37 МВт

Q1S = 37×tg25,8° = 17,76 Мвар

t = 20 - 24 час

Р1S = Р1СН+Р1НН = 17 + 30 = 47 МВт

Q1S = 47×tg25,8° = 22,56 Мвар

Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 1.1 – Суточные графики электрических нагрузок на высшем напряжении

Время суток, ч	0-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Нагрузка, зима, МВА	27,7	44,37	49,22	61,07	72,1
лето, МВА	19,97	27,7	33,28	41,04	52,13

Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании известных графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, кВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760 ч. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Рmax до Рmin.

Продолжительность потребления нагрузки Тi определяется по длительностям ступеней суточных графиков ti и количеству календарных дней зимы Nзим = 210 и лета Nлет = 155, причем STi= 8760 ч.

Рисунок 12.5 Суточные графики нагрузок, 110 кВ

Годовой график по продолжительности на стороне ВН:

T1 = t1×Nзим = 4×210=840 ч.; T2 = t2×Nзим = 4×210=840 ч.;

T3 = t3×Nлет = 4×155=620 ч; T4 = t4×Nзим = 4×210=840 ч.;

T5 = t5×Nзим = 4×210=840 ч.; T6 = t6×Nлет = 4×155=620 ч.;

T7 = t7×Nлет = 4×155=620 ч.; T8 = t8×Nзим+ t9×Nлет= 8×210+4×155=2300 ч.;

T9 = t10×Nлет = 8×155=1240 ч.

Рисунок 12.6 Годовой график по продолжительности, 110 кВ

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление активной энергии W; годовое число часов использования максимума активной мощности Тmax; время максимальных потерь t.

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч:

(12.1)

где Si – мощность i-й ступени графика, МВА;

ti – продолжительность i-й ступени графика, ч.

Wгод = 72,1×840+61,07×840+52,13×620+49,22×840+44,37×840+41,04×620+33,28×620+

+27,7×2300+19,97×1240 = 357350,2 МВт·ч.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Smax нагрузки, ч.

(12.2)

Время максимальных потерь, ч,

(12.3)

Годовой график по продолжительности на стороне СН:

T1 = t1×Nзим = 8×210=1680 ч.; T2 = t2×Nлет = 4×155=620 ч.;

T3 = t3×N лет + t4×Nзим = 4×155+8×210=2300 ч.;

T4 = t5×(Nзим +N лет ) = 8×(210+155)=2920 ч.;

T5 = t6×N лет = 8×155=1240 ч.

Рисунок 12.7 Годовой график по продолжительности, 35 кВ

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч по формуле (1.1):

Wгод = 20×1680+17×620+15×2300+10×2920+8×1240 = 117760 МВт·ч.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Рmax нагрузки, ч. согласно (1.2):

Время максимальных потерь, ч. по формуле (1.3):

Годовой график по продолжительности на стороне НН:

T1 = t1×Nзим = 4×210=840 ч.; T2 = t2×Nзим = 4×210=840 ч.;

T3 = t3×(Nлет+ Nзим) = 4×(155+210)=1460 ч.;

T4 = t4×Nзим = 4×210=840 ч.; T5 = t5×Nлет = 4×155=620 ч.;

T6 = t6×Nлет = 4×155=620 ч.; T7 = t7×Nлет+t8×Nзим = 4×155+8×210=2300 ч.;

T8 = t9×Nлет= 8×155=1240 ч.

Рисунок 12.8 Годовой график по продолжительности, 10 кВ

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч ,

Wгод = 45×840+35×840+30×1460+25×840+22×620+20×620+15×2300+10×1240= 204940 МВт·ч.

Годовое число часов использования максимума активной мощности Рmax нагрузки, ч.

Время максимальных потерь, ч,

12.2 Выбор трансформаторов

При выборе числа трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора (автотрансформатора). При соответствующем технико-экономическом обосновании или при наличии двух средних напряжений допускается установка более двух трансформаторов (автотрансформаторов).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора (автотрансформатора) двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65-0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции согласно рисунку 12.5:

Smax = 72,1 МВА

Мощность одного трансформтора:

SНТ = 0,7×Smax = 0,7×72,1 = 50,47 МВА

По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор:

2хТРДЦН – 63000/110

SНОМ = 63 МВА, UВН = 115 кВ, UСН = 36,5 кВ, UНН = 10,5 кВ,

uкВ-С = 16,2%, uкВ-Н = 28,8%, uкС-Н = 12,6%, Рк ВН-СН = 220 кВт,

Рх = 74 кВт, Iх% = 0,5, С=150 тыс.р.

После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.

Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансформатора, постоянной времени трансформатора t и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.

Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Переменную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А:

, (12.4)

где n - число ступеней многоступенчатого графика; ti - длительность i-й ступени графика, ч; Si - нагрузка i-й ступени графика, кВ×А.

Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухступенчатый:

- проводим на заданном графике горизонтальную линию с ординатой, равной номинальной мощности трансформатора, предполагаемого к установке;

- пересечением этой линии с исходным графиком выделяем участок наибольшей перегрузки продолжительностью h'=4ч;

Рисунок 12.9 Построение двухступенчатого графика по суточному графику нагрузок трансформатора

- оставшуюся часть исходного графика разбиваем на m интервалов Dti с нагрузкой в каждом интервале Si;

- определяем начальную нагрузку SЭ1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения, кВ×А:

Коэффициент начальной нагрузки

Предварительный коэффициент максимальной нагрузки

Коэффициент максимальной нагрузки

Т.к. К’2 >0.9×КMAX, 1.14>1,026, принимаем К2 = К’2 = 1,14.

Определяем продолжительность перегрузки:

Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды t°= -10° и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:

К2ДОП = 1,35

К2ДОП ³ К2, 1,35 > 1,14.

Систематические перегрузки являются допустимыми.

12.3 Расчет токов короткого замыкания

Согласно [3] проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного к.з., а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в относительных единицах:

сопротивление системы

Х*с = Хс×(Sб/Sс) = 1,1×(3000/3000) = 1,1,

где Хс - заданное эквивалентное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы Sc; Sб- принятое значение базисной мощности, МВ×А;

Sб = Sс = 3000 МВ×А.

сопротивление воздушной линии

Х*Л = Х0×l×(Sб/U2) = 0.4×75×(3000/1102) = 7,43,

где Х0 - сопротивление 1км линии, Ом/км;

1 - длина линии, км;

U - напряжение ступени, где находится воздушная линия, кВ.

сопротивления трехобмоточного трансформатора

Х*В = 0,005×(uкВН-СН+ uк ВН-НН -uк СН-НН )×(Sб/SНТ);

Х*С = 0,005×(uк ВН-СН + uк СН-НН -uк ВН-НН)×(Sб/SНТ); (12.5)

Х*Н = 0,005×(uк ВН-НН +uк СН-НН - uк ВН-СН)×(Sб/SНТ),

где uкВН-СН,, uк ВН-НН ,-uк СН-НН - соответственно напряжения к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора, %;

Х*В = 0,005×(16,2+ 28,8 - 12,6)×(3000/63) = 7,71;

Х*С = 0,005×(16,2 + 12,6 - 28,8)×(3000/63) = 0;

Х*Н = 0,005×(28,8 + 12,6 - 16,2)×(3000/63) = 6.

На схеме замещения все сопротивления обозначены порядковыми номерами, под чертой указана величина сопротивления.

Определение периодической составляющей тока к.з.

В общем случае значение периодической составляющей равно, кА:

IП = , (12.6)